ARACA
Neckmann
26.04.2019 kl 09:55
2185
26/04-2019 09:50:50: (ARACA.OTC) Araca Energy ASA annonserte idag betydelige økte reserver i OOO Geotechnologia og ga en oppdatering på selskapets positive utvikling
Oslo, 26. april 2019 - Araca Energy ASA, et norskbasert Olje & Gasselskap med eierandeler i olje- og gassfelt i Komirepublikken i Russland er i ferd med å ferdigstille en omfattende restrukturering av selskapet. Samtidig melder OOO Geotechnologia («GT») som er en av Aracas viktigste eiendeler om nye funn og betydelige økte reserver på både gamle og nyervervede lisenser. En intern evaluering av de nye funnene indikerer reserver på inntil 250 mmBOE 2P av olje og inntil 100 bcf (c. 17 mmBOE) av gass. GT er nå i en prosess med å implementere et utviklingsprogram og gjennomføre en uavhengig vurdering av reservene av en anerkjent tredjepart. GT har frem til nå utelukkende vært et gasselskap, men har etter disse funnene blitt registrert som et olje- og gasselskap hos russiske myndigheter.
«Restruktureringen av Araca er nå i en sluttfase og vi har sett en klar positiv utvikling. Potensialet i de nye funnene er signifikant og markerer naturlig nok en stor milepæl for selskapet», sier styreformann i Araca Energy, Rashid Ibrahim.
Det vises forøvrig til den engelske versjonen av meldingen for ytterligere detaljer omkring restruktureringen og de nye funnene. www.araca.no
For ytterligere informasjon vennligst kontakt:
Harald Sætvedt
CEO Araca Energy ASA
E-mail: hs@araca.no
Phone: +47 911 37 234
Nyheten er levert av
Oslo, 26. april 2019 - Araca Energy ASA, et norskbasert Olje & Gasselskap med eierandeler i olje- og gassfelt i Komirepublikken i Russland er i ferd med å ferdigstille en omfattende restrukturering av selskapet. Samtidig melder OOO Geotechnologia («GT») som er en av Aracas viktigste eiendeler om nye funn og betydelige økte reserver på både gamle og nyervervede lisenser. En intern evaluering av de nye funnene indikerer reserver på inntil 250 mmBOE 2P av olje og inntil 100 bcf (c. 17 mmBOE) av gass. GT er nå i en prosess med å implementere et utviklingsprogram og gjennomføre en uavhengig vurdering av reservene av en anerkjent tredjepart. GT har frem til nå utelukkende vært et gasselskap, men har etter disse funnene blitt registrert som et olje- og gasselskap hos russiske myndigheter.
«Restruktureringen av Araca er nå i en sluttfase og vi har sett en klar positiv utvikling. Potensialet i de nye funnene er signifikant og markerer naturlig nok en stor milepæl for selskapet», sier styreformann i Araca Energy, Rashid Ibrahim.
Det vises forøvrig til den engelske versjonen av meldingen for ytterligere detaljer omkring restruktureringen og de nye funnene. www.araca.no
For ytterligere informasjon vennligst kontakt:
Harald Sætvedt
CEO Araca Energy ASA
E-mail: hs@araca.no
Phone: +47 911 37 234
Nyheten er levert av
Neckmann
26.04.2019 kl 09:57
2185
26/04-2019 09:54:18: (ARACA.OTC) Araca Energy ASA today announced significant discoveries in OOO Geotechnologia and gave an update on the companyŽs positive development
Oslo, 26th April 2019 - Araca Energy ASA (Araca), a Norwegian based oil and gas E&P company with its main assets onshore in the Komi Republic of the Russian Federation, is in its final stages of a successful restructuring. At the same time one of AracaŽs main assets, the indirect ownership in OOO Geotechnologiya (GT) has made significant discoveries on its existing and new licenses that indicates around 250 mmBOE of oil and around 100 bcf (c. 17mmBOE) of gas of proved and probable reserves (2P, undeveloped). GT is currently in the process of implementing a full development program and conducting a formal SPE audit of the reserves by a renowned third party. GT has historically been a Gas company but following these discoveries it has been re-registered as an Oil & Gas company with the authorities.
The restructuring of Araca is nearing an end and we have seen positive results for some time. The potential of the new discoveries is of course significant for the company and marks a potential game changer for us, says Rashid Ibrahim, the Chairman of Araca Energy.
The Araca restructuring
Since 2017 AracaŽs Board and management have focused on improving the groupŽs structure and operations. The overall administration and operational costs have been cut to a minimum and its main office has been moved. The structure of the group has been simplified and certain inter-company debt and receivables have been cleared. Its main current assets are the indirect holdings in GT and Timan Oil & Gas Plc (Timan).
In 2017 Araca entered into a farm-in deal with Guernsey-based Culebra Petroleum Ltd and Canonazo Capital Ltd for the development of GT. The team in Culebra Petroleum has been working in the oil and gas industry for more than 20 years with the companys principals background being with Lukoil. Under the terms of the farm-in deal Culebra Petroleum has provided necessary financing for GT and significant management and operational resources, with the core team having an average of more than 25 years experience in the oil & gas industry in the region and a solid track record in oil and gas assets turn-around with subsequent asset development.
The following main achievements have been made;
1.Developed GT and reversed the threat to certain of its licences and revamped both administrative and field operations to make the company able to re-establish oilfield activities.
2.The discovery of a significant oilfield under the existing gas field at Sredne-Sedyelskoye - the main operating licence of GT.
3.Secured and reviewed, including well tests, GTs large Zapadno-Ukhtinskoye licence, which directly borders Lukoils core asset in the region, Yarega oil field (321 mmBOE 2P SPE).
4.Participated in the state licence auctions and has acquired a licence immediately bordering the existing licences of GT as well as another perspective licence bordering existing fields successfully operated by the regional and national majors.
5.Re-organised the holding structure of GT and introduced corporate governance mechanisms to the standards required by the Oslo Stock Exchange and the London Stock Exchange.
Below is a more detailed description of the developments and activities stated above.
1. GT Turn-Around
The Culebra Petroleum team has undertaken a range of measures and stabilised GT to allow it to return to normal. This included investments provided by Culebra and associated parties, which allowed settlement of debts, taxes and general expenses.
An intensive work program was implemented at the Sredne-Sedyelskoye gas field and the Suskinaelskoye oilfield, which allowed GT to become compliant with the licence obligations.
The team proceeded with revamping the field operations at GTŽs main production licence the Sredne-Sedyelskoye with recovery and re-equipment of GTs drilling complex and addition of extra units of oilfield machinery to advance oilfield operations.
2. Sredne-Sedyelskoye discovery
GTs main operational asset is the Sredne-Sedyelskoye field, where the company has successfully produced gas since 2010. The production was halted in 2016 due to operational and technical challenges. Following the entry of Culebra Petroleum as the farm-in partner the abandoned gas wells were worked over and drilled deeper and a significant oil discovery was made.
Using specialist contractors where required but primarily its own workover team, drilling rig and equipment, GT has successfully worked over five gas wells implementing drilling works to deepen the wells and performing cumulative and hydraulic drilling perforation to the horizons, which the data indicated are oil bearing. The hydraulic drilling perforation proved to be highly effective. The team has run extended well tests and test production of selected wells. Based on the immediate results the company has proven to the State Reserves Commission of the Ministry of Natural Resources and the Central Development Commission of the Ministry of Natural Resource that an oil field was discovered. In December 2018, GT received the certificate of discovery of the oil field and the Sredne-Sedyelskoye was reclassified as an oil and gas field. GT registered 6.5 mmBOE commercially recoverable proved reserves of oil (based on data from two wells) with the State Reserves Register.
In the process of drilling deeper and perforating the wells for oil, additional commercially producible gas reserves were discovered in two wells, which in turn were booked on the State Reserves Register. This increased the commercially recoverable gas reserves of Sredne-Sedyelskoye field by more than 50% taking the recoverable reserves to 22 bcf.
GT has completed a mobile oil gathering and treatment facility with a total capacity of 185 tonnes to treat and store the produced oil, completed all necessary registration procedures and received the necessary permits to commercially trade the produced oil in the market.
Based on the initial success the company now plans to drill new wells in the Sredne-Sedyelskoye field to produce oil and gas reservoirs respectively (separate wells for oil and for gas reservoirs) and take the field back to commercial gas production as well as establishing commercial oil production.
3. Securing and reviewing the Zapadno-Ukhtinskoye license
GT performed a range of activities required by the regulatory bodies following the licence review which brought the company in compliance with the licence terms.
The importance of the Zapadno-Ukhtinskoye licence is that it directly borders the Yarega licence, where Lukoils largest owned and operated oilfield in the region is located. Publicly available information indicates that Yarega has been in production since 1933 and currently holds recoverable 321 mmBOE 2P under SPE classification audited by Miller and Lents, a renowned international petroleum auditor.
Zapadno-Ukhtinskoye holds reserves with a large portion identical to those of the Yarega field. The company has estimated that the Zapadno-Ukhtinskoye licence, with its area of 207 km2, may hold in the range of 150 mmBOE of proved and probable, (2P undeveloped) reserves of oil with characteristics that would make the field exempt from Mineral Extraction Tax. The team is currently working on a range of oilfield production activities including extensive tests on the wells drilled by GT in previous years. These will in turn be followed by the drilling of a number of new wells. The company is also conducting a tender to select a renowned petroleum auditor to conduct a formal SPE audit of the Zapadno-Ukhtinskoye reserves.
4. Participating in new license rounds
In November 2017, and in association with Canonazo Capital, GT participated in the state subsoil licence auction and won two licences; the established Vostochno-Sedyelskoye licence (158 km2) and the larger promising Ayuva licence (715 km2).
i) Vostochno-Sedyelskoye licence (c. 75 mmBOE of oil and c. 100 bcf of gas)
The Vostochno-Sedyelskoye licence is located in the same geological belt stretching from north-west to south-east where the major regional oilfields are located. The field originally belonged to Komineft Oil Company, which in 1998 audited its recoverable reserves to 42 mmBOE of oil and 180 bcf of gas. Based on the work performed, GT believes that the field may hold around 75 mmBOE proved and probable, (2P undeveloped) reserves of oil and around 100 bcf of proved and probable, (2P undeveloped) reserves of gas.
GT is prioritising to put on-stream the existing gas wells at Vostochno-Sedyelskoye, which were tested by extensive production tests to produce from 353 mcf to 2.6 mmcf per day and connecting them to the gas treatment facility and Gazprom pipeline connection terminal at the companys Sredne-Sedyelskoye oil and gas field, which immediately borders from the north. The program then focuses on work-over activities, testing and putting in production one of the existing oil wells with oil to be trucked out as the field borders a major regional highway. An SPE audit of the reserves is planned to follow the audit of Zapadno-Ukhtinskoye licence.
ii) Ayuva licence (c. 14 mmBOE of oil)
The Ayuva licence borders Lukoils Zapadno-Tebuk oil field with recoverable reserves of c. 400 mmBOE in predominantly upper- and mid-Devonian reef structures. The Company has accumulated data on Ayuva including geological data, core samples, drilling data, well tests and other well data indicating that Ayuva may have larger oil-bearing structures identical to the Zapadno-Tebuk oilfield. The Company plans to implement a workover program on the portfolio of existing wells at the field with perforation of the targeted reef formations. An additional seismic program is planned for 2019-20.
5. New holding structure and corporate governance
Araca and Culebra Petroleum h
Oslo, 26th April 2019 - Araca Energy ASA (Araca), a Norwegian based oil and gas E&P company with its main assets onshore in the Komi Republic of the Russian Federation, is in its final stages of a successful restructuring. At the same time one of AracaŽs main assets, the indirect ownership in OOO Geotechnologiya (GT) has made significant discoveries on its existing and new licenses that indicates around 250 mmBOE of oil and around 100 bcf (c. 17mmBOE) of gas of proved and probable reserves (2P, undeveloped). GT is currently in the process of implementing a full development program and conducting a formal SPE audit of the reserves by a renowned third party. GT has historically been a Gas company but following these discoveries it has been re-registered as an Oil & Gas company with the authorities.
The restructuring of Araca is nearing an end and we have seen positive results for some time. The potential of the new discoveries is of course significant for the company and marks a potential game changer for us, says Rashid Ibrahim, the Chairman of Araca Energy.
The Araca restructuring
Since 2017 AracaŽs Board and management have focused on improving the groupŽs structure and operations. The overall administration and operational costs have been cut to a minimum and its main office has been moved. The structure of the group has been simplified and certain inter-company debt and receivables have been cleared. Its main current assets are the indirect holdings in GT and Timan Oil & Gas Plc (Timan).
In 2017 Araca entered into a farm-in deal with Guernsey-based Culebra Petroleum Ltd and Canonazo Capital Ltd for the development of GT. The team in Culebra Petroleum has been working in the oil and gas industry for more than 20 years with the companys principals background being with Lukoil. Under the terms of the farm-in deal Culebra Petroleum has provided necessary financing for GT and significant management and operational resources, with the core team having an average of more than 25 years experience in the oil & gas industry in the region and a solid track record in oil and gas assets turn-around with subsequent asset development.
The following main achievements have been made;
1.Developed GT and reversed the threat to certain of its licences and revamped both administrative and field operations to make the company able to re-establish oilfield activities.
2.The discovery of a significant oilfield under the existing gas field at Sredne-Sedyelskoye - the main operating licence of GT.
3.Secured and reviewed, including well tests, GTs large Zapadno-Ukhtinskoye licence, which directly borders Lukoils core asset in the region, Yarega oil field (321 mmBOE 2P SPE).
4.Participated in the state licence auctions and has acquired a licence immediately bordering the existing licences of GT as well as another perspective licence bordering existing fields successfully operated by the regional and national majors.
5.Re-organised the holding structure of GT and introduced corporate governance mechanisms to the standards required by the Oslo Stock Exchange and the London Stock Exchange.
Below is a more detailed description of the developments and activities stated above.
1. GT Turn-Around
The Culebra Petroleum team has undertaken a range of measures and stabilised GT to allow it to return to normal. This included investments provided by Culebra and associated parties, which allowed settlement of debts, taxes and general expenses.
An intensive work program was implemented at the Sredne-Sedyelskoye gas field and the Suskinaelskoye oilfield, which allowed GT to become compliant with the licence obligations.
The team proceeded with revamping the field operations at GTŽs main production licence the Sredne-Sedyelskoye with recovery and re-equipment of GTs drilling complex and addition of extra units of oilfield machinery to advance oilfield operations.
2. Sredne-Sedyelskoye discovery
GTs main operational asset is the Sredne-Sedyelskoye field, where the company has successfully produced gas since 2010. The production was halted in 2016 due to operational and technical challenges. Following the entry of Culebra Petroleum as the farm-in partner the abandoned gas wells were worked over and drilled deeper and a significant oil discovery was made.
Using specialist contractors where required but primarily its own workover team, drilling rig and equipment, GT has successfully worked over five gas wells implementing drilling works to deepen the wells and performing cumulative and hydraulic drilling perforation to the horizons, which the data indicated are oil bearing. The hydraulic drilling perforation proved to be highly effective. The team has run extended well tests and test production of selected wells. Based on the immediate results the company has proven to the State Reserves Commission of the Ministry of Natural Resources and the Central Development Commission of the Ministry of Natural Resource that an oil field was discovered. In December 2018, GT received the certificate of discovery of the oil field and the Sredne-Sedyelskoye was reclassified as an oil and gas field. GT registered 6.5 mmBOE commercially recoverable proved reserves of oil (based on data from two wells) with the State Reserves Register.
In the process of drilling deeper and perforating the wells for oil, additional commercially producible gas reserves were discovered in two wells, which in turn were booked on the State Reserves Register. This increased the commercially recoverable gas reserves of Sredne-Sedyelskoye field by more than 50% taking the recoverable reserves to 22 bcf.
GT has completed a mobile oil gathering and treatment facility with a total capacity of 185 tonnes to treat and store the produced oil, completed all necessary registration procedures and received the necessary permits to commercially trade the produced oil in the market.
Based on the initial success the company now plans to drill new wells in the Sredne-Sedyelskoye field to produce oil and gas reservoirs respectively (separate wells for oil and for gas reservoirs) and take the field back to commercial gas production as well as establishing commercial oil production.
3. Securing and reviewing the Zapadno-Ukhtinskoye license
GT performed a range of activities required by the regulatory bodies following the licence review which brought the company in compliance with the licence terms.
The importance of the Zapadno-Ukhtinskoye licence is that it directly borders the Yarega licence, where Lukoils largest owned and operated oilfield in the region is located. Publicly available information indicates that Yarega has been in production since 1933 and currently holds recoverable 321 mmBOE 2P under SPE classification audited by Miller and Lents, a renowned international petroleum auditor.
Zapadno-Ukhtinskoye holds reserves with a large portion identical to those of the Yarega field. The company has estimated that the Zapadno-Ukhtinskoye licence, with its area of 207 km2, may hold in the range of 150 mmBOE of proved and probable, (2P undeveloped) reserves of oil with characteristics that would make the field exempt from Mineral Extraction Tax. The team is currently working on a range of oilfield production activities including extensive tests on the wells drilled by GT in previous years. These will in turn be followed by the drilling of a number of new wells. The company is also conducting a tender to select a renowned petroleum auditor to conduct a formal SPE audit of the Zapadno-Ukhtinskoye reserves.
4. Participating in new license rounds
In November 2017, and in association with Canonazo Capital, GT participated in the state subsoil licence auction and won two licences; the established Vostochno-Sedyelskoye licence (158 km2) and the larger promising Ayuva licence (715 km2).
i) Vostochno-Sedyelskoye licence (c. 75 mmBOE of oil and c. 100 bcf of gas)
The Vostochno-Sedyelskoye licence is located in the same geological belt stretching from north-west to south-east where the major regional oilfields are located. The field originally belonged to Komineft Oil Company, which in 1998 audited its recoverable reserves to 42 mmBOE of oil and 180 bcf of gas. Based on the work performed, GT believes that the field may hold around 75 mmBOE proved and probable, (2P undeveloped) reserves of oil and around 100 bcf of proved and probable, (2P undeveloped) reserves of gas.
GT is prioritising to put on-stream the existing gas wells at Vostochno-Sedyelskoye, which were tested by extensive production tests to produce from 353 mcf to 2.6 mmcf per day and connecting them to the gas treatment facility and Gazprom pipeline connection terminal at the companys Sredne-Sedyelskoye oil and gas field, which immediately borders from the north. The program then focuses on work-over activities, testing and putting in production one of the existing oil wells with oil to be trucked out as the field borders a major regional highway. An SPE audit of the reserves is planned to follow the audit of Zapadno-Ukhtinskoye licence.
ii) Ayuva licence (c. 14 mmBOE of oil)
The Ayuva licence borders Lukoils Zapadno-Tebuk oil field with recoverable reserves of c. 400 mmBOE in predominantly upper- and mid-Devonian reef structures. The Company has accumulated data on Ayuva including geological data, core samples, drilling data, well tests and other well data indicating that Ayuva may have larger oil-bearing structures identical to the Zapadno-Tebuk oilfield. The Company plans to implement a workover program on the portfolio of existing wells at the field with perforation of the targeted reef formations. An additional seismic program is planned for 2019-20.
5. New holding structure and corporate governance
Araca and Culebra Petroleum h
NaiveNormenn
17.12.2019 kl 16:46
1415
Araca Energy ASA kunngjorde i dag betydelige funn i OOO Geotechnologia og ga en oppdatering om selskapets positive utvikling
Selskapsnyheter
2019-04-26 09:54:18
Oslo 26. april 2019 - Araca Energy ASA (“Araca”), et norskbasert E & P-selskap innen olje og gass med hovedformue på land i Den russiske føderasjon, er i sluttfase av en vellykket omstrukturering. På samme tid som en av Aracas viktigste eiendeler, har det indirekte eierskapet i OOO Geotechnologiya (“GT”) gjort betydelige funn på sine eksisterende og nye lisenser som indikerer rundt 250 mmBOE olje og rundt 100 bcf (ca. 17 mmBOE) av gass med påviste og sannsynlige reserver (2P, ubebygd). GT er for tiden i gang med å implementere et komplett utviklingsprogram og gjennomføre en formell SPE-revisjon av reservene av en kjent tredjepart. GT har historisk sett vært et gasselskap, men etter disse funnene har det blitt omregistrert som et olje- og gasselskap hos myndighetene.
"Omstillingen av Araca nærmer seg slutt, og vi har sett positive resultater i noen tid. Potensialet med de nye funnene er selvfølgelig betydelig for selskapet og markerer en potensiell spillbytter for oss, sier Rashid Ibrahim, styreleder i Araca Energy.
Omstruktureringen av Araca
Siden 2017 har Aracas styre og ledelse hatt fokus på å forbedre konsernets struktur og drift. De samlede administrasjons- og driftskostnadene er redusert til et minimum, og hovedkontoret er flyttet. Strukturen i konsernet er forenklet, og visse gjeld og fordringer i selskapet er tømt. De viktigste omløpsmidlene er de indirekte eierandelene i GT og Timan Oil & Gas Plc (“Timan”).
I 2017 inngikk Araca en gårdsavtale med Guernsey-baserte Culebra Petroleum Ltd og Canonazo Capital Ltd for utvikling av GT. Teamet i Culebra Petroleum har jobbet i olje- og gassindustrien i mer enn 20 år med selskapets rektorer som bakgrunn hos Lukoil. I henhold til avtaleverket har Culebra Petroleum gitt nødvendig finansiering for GT og betydelige forvaltnings- og driftsressurser, med kjerneteamet i gjennomsnitt mer enn 25 års erfaring innen olje- og gassindustrien i regionen og et solid spor rekord i turnus med olje- og gassformue med påfølgende utvikling av eiendeler.
Følgende hovedoppnåelser er oppnådd;
1. Utviklet GT og snudde trusselen mot visse av sine lisenser og opprustet både administrasjons- og feltoperasjoner for å gjøre selskapet i stand til å gjenopprette oljefeltvirksomhet.
2.Funnet av et betydelig oljefelt under det eksisterende gassfeltet i Sredne-Sedyelskoye - den viktigste driftslisensen til GT.
3.Sikret og gjennomgått, inkludert brønntester, GTs store Zapadno-Ukhtinskoye-lisens, som direkte grenser til Lukoils kjernefordel i regionen, Yarega oljefelt (321 mmBOE 2P SPE).
4. Deltok i de statlige lisensauksjonene og har skaffet en lisens som umiddelbart grenser til de eksisterende lisensene til GT, så vel som et annet perspektivlisens som grenser til eksisterende felt som vellykket drives av de regionale og nasjonale hovedårene.
5. Omorganiserte holdestrukturen for GT og introduserte styringsmekanismer for selskaper til standardene som kreves av Oslo Børs og London Stock Exchange.
Nedenfor er en mer detaljert beskrivelse av utviklingen og aktivitetene nevnt ovenfor.
1. GT Turn-Around
Culebra Petroleum-teamet har iverksatt en rekke tiltak og stabilisert GT for å la det gå tilbake til det normale. Dette inkluderte investeringer levert av Culebra og tilknyttede parter, som tillot avregning av gjeld, skatter og generelle utgifter.
Et intensivt arbeidsprogram ble implementert ved gassfeltet Sredne-Sedyelskoye og oljefeltet Suskinaelskoye, noe som gjorde at GT kunne overholde lisensforpliktelsene.
Teamet fortsatte med å renovere feltvirksomheten ved GTs hovedproduksjonslisens - Sredne-Sedyelskoye med utvinning og omutstyr av GTs borekompleks og tillegg av ekstra enheter oljefeltmaskiner for å fremme oljefeltdriften.
2. Oppdagelse av Sredne-Sedyelskoye
GTs viktigste driftsmiddel er Sredne-Sedyelskoye-feltet, der selskapet har produsert gass med suksess siden 2010. Produksjonen ble stoppet i 2016 på grunn av operasjonelle og tekniske utfordringer. Etter inntreden av Culebra Petroleum som innbygger-partner ble de forlatte gassbrønnene bearbeidet og boret dypere og et betydelig oljefunn ble gjort.
Ved å bruke spesialentreprenører der det er nødvendig, men først og fremst sitt eget arbeidsteam, borerigg og utstyr, har GT med suksess arbeidet over fem gassbrønner med implementering av borearbeid for å utdype brønnene og utføre kumulativ og hydraulisk borperforering til horisonten, som de angitte dataene er oljelager . Perforeringen av den hydrauliske boringen viste seg å være svært effektiv. Teamet har kjørt utvidede brønntester og testproduksjon av utvalgte brønner. Basert på de umiddelbare resultatene har selskapet bevist overfor Statens reservatkommisjon for departementet for naturressurser og den sentrale utviklingskommisjonen i departementet for naturressurser at et oljefelt ble oppdaget. I desember 2018 mottok GT sertifikatet for funn av oljefeltet og Sredne-Sedyelskoye ble omklassifisert som et olje- og gassfelt. GT registrerte 6,5 mmBOE kommersielt utvinnbare påviste oljereserver (basert på data fra to brønner) med Statens reserveringsregister.
I prosessen med å bore dypere og perforere brønnene for olje ble ytterligere kommersielt produserbare gassreserver oppdaget i to brønner, som igjen ble bokført i statsreservoarregisteret. Dette økte de kommersielt utvinnbare gassreservene i Sredne-Sedyelskoye-feltet med mer enn 50% og tok de utvinnbare reserver til 22 f.kr.
GT har fullført et mobilt oljeoppsamlings- og renseanlegg med en total kapasitet på 185 tonn for å behandle og lagre den produserte oljen, gjennomført alle nødvendige registreringsprosedyrer og fått de nødvendige tillatelsene til kommersielt å handle den produserte oljen i markedet.
Basert på den første suksessen planlegger selskapet nå å bore nye brønner i Sredne-Sedyelskoye-feltet for å produsere henholdsvis olje- og gassreservoarer (separate brønner for olje og for gasstanker) og ta feltet tilbake til kommersiell gassproduksjon samt etablering av kommersielle oljeproduksjon.
3. Sikring og gjennomgang av Zapadno-Ukhtinskoye-lisensen
GT utførte en rekke aktiviteter som kreves av tilsynsorganene etter lisensgjennomgangen som brakte selskapet i samsvar med lisensvilkårene.
Viktigheten av lisensen til Zapadno-Ukhtinskoye er at den direkte grenser til Yarega-lisensen, der Lukoils største eide og drevne oljefelt i regionen ligger. Offentlig tilgjengelig informasjon indikerer at Yarega har vært i produksjon siden 1933 og for tiden holder utvinnbar 321 mmBOE 2P under SPE-klassifisering revidert av Miller and Lents, en kjent internasjonal petroleumsrevisor.
Zapadno-Ukhtinskoye har reserver med en stor del identisk med Yarega-feltet. Selskapet har beregnet at Zapadno-Ukhtinskoye-lisensen, med et område på 207 km2, kan inneholde i området 150 mmBOE av påvist og sannsynlig (2P ubebygd) oljereserver med egenskaper som vil gjøre feltet fritatt for mineralsk utvinningsavgift . Teamet jobber for tiden med en rekke produksjonsaktiviteter innen oljefelt, inkludert omfattende tester på brønnene som er boret av GT i tidligere år. Disse vil igjen bli etterfulgt av boring av en rekke nye brønner. Selskapet gjennomfører også et anbud for å velge en kjent petroleumsrevisor for å gjennomføre en formell SPE-revisjon av Zapadno-Ukhtinskoye-reservene.
4. Delta i nye lisensrunder
I november 2017 deltok GT, og i tilknytning til Canonazo Capital, på auksjonen for den statlige undergrunnen og vant to lisenser; den etablerte Vostochno-Sedyelskoye-lisensen (158 km2) og den større lovende Ayuva-lisensen (715 km2).
i) Vostochno-Sedyelskoye-lisens (ca. 75 mmBOE olje og ca. 100 bcf gass)
Vostochno-Sedyelskoye-lisensen ligger i det samme geologiske beltet som strekker seg fra nord-vest til sør-øst der de store regionale oljefeltene ligger. Feltet tilhørte opprinnelig Komineft Oil Company, som i 1998 reviderte utvinnbare reserver til 42 mmBOE olje og 180 bcf gass. Basert på utført arbeid, mener GT at feltet kan inneholde rundt 75 mmBOE påviste og sannsynlige, (2P ubebygde) oljereserver og rundt 100 bcf bevist og sannsynlig (2P ubebygde) reserver av gass.
GT prioriterer å sette strøm på eksisterende gassbrønner i Vostochno-Sedyelskoye, som ble testet ved omfattende produksjonstester for å produsere fra 353 mcf til 2,6 mmcf per dag og koble dem til gassbehandlingsanlegget og Gazprom rørledningstilkobling på selskapets selskap Sredne-Sedyelskoye olje- og gassfelt, som umiddelbart grenser fra nord. Programmet fokuserer deretter på work-over aktiviteter, testing og å sette i produksjon en av eksisterende oljebrønner med olje som skal lastes ut når feltet grenser til en viktig regional motorvei. En SPE-revisjon av reservene er planlagt å følge tilsynet med lisensen til Zapadno-Ukhtinskoye.
ii) Ayuva-lisens (ca. 14 mmBOE olje)
Ayuva-lisensen grenser til Lukoils Zapadno-Tebuk oljefelt med utvinnbare reserver på ca. 400 mmBOE i overveiende øvre og midtre Devonian revstrukturer. Selskapet har akkumulert data om Ayuva inkludert geologiske data, kjerneprøver, boredata, brønntester og andre brønndata som indikerer at Ayuva kan ha større oljebærende strukturer identiske med oljefeltet Zapadno-Tebuk. Selskapet planlegger å implementere et treningsprogram på porteføljen av eksisterende brønner på feltet med perforering av de målrettede revformasjonene. Et ekstra seismisk program er planlagt for 2019-20.
5. Ny holdingsstruktur og selskapsstyring
Araca og Culebra Petroleum har implementert en serie virksomhetsomstruktureringer som resulterer i et holdingselskap etablert på Kypros, Culebra Jotunheim Ltd, som eier 100% av GT. Holdingselskapet administreres av PWC Kypros - den ledende innen bedriftsadministrasjonstjenester. Styret i Culebra Jotunheim består av styremedlemmer som representerer Araca, Culebra Petroleum og Canonazo Capital samt uavhengige styremedlemmer.
Selskapsnyheter
2019-04-26 09:54:18
Oslo 26. april 2019 - Araca Energy ASA (“Araca”), et norskbasert E & P-selskap innen olje og gass med hovedformue på land i Den russiske føderasjon, er i sluttfase av en vellykket omstrukturering. På samme tid som en av Aracas viktigste eiendeler, har det indirekte eierskapet i OOO Geotechnologiya (“GT”) gjort betydelige funn på sine eksisterende og nye lisenser som indikerer rundt 250 mmBOE olje og rundt 100 bcf (ca. 17 mmBOE) av gass med påviste og sannsynlige reserver (2P, ubebygd). GT er for tiden i gang med å implementere et komplett utviklingsprogram og gjennomføre en formell SPE-revisjon av reservene av en kjent tredjepart. GT har historisk sett vært et gasselskap, men etter disse funnene har det blitt omregistrert som et olje- og gasselskap hos myndighetene.
"Omstillingen av Araca nærmer seg slutt, og vi har sett positive resultater i noen tid. Potensialet med de nye funnene er selvfølgelig betydelig for selskapet og markerer en potensiell spillbytter for oss, sier Rashid Ibrahim, styreleder i Araca Energy.
Omstruktureringen av Araca
Siden 2017 har Aracas styre og ledelse hatt fokus på å forbedre konsernets struktur og drift. De samlede administrasjons- og driftskostnadene er redusert til et minimum, og hovedkontoret er flyttet. Strukturen i konsernet er forenklet, og visse gjeld og fordringer i selskapet er tømt. De viktigste omløpsmidlene er de indirekte eierandelene i GT og Timan Oil & Gas Plc (“Timan”).
I 2017 inngikk Araca en gårdsavtale med Guernsey-baserte Culebra Petroleum Ltd og Canonazo Capital Ltd for utvikling av GT. Teamet i Culebra Petroleum har jobbet i olje- og gassindustrien i mer enn 20 år med selskapets rektorer som bakgrunn hos Lukoil. I henhold til avtaleverket har Culebra Petroleum gitt nødvendig finansiering for GT og betydelige forvaltnings- og driftsressurser, med kjerneteamet i gjennomsnitt mer enn 25 års erfaring innen olje- og gassindustrien i regionen og et solid spor rekord i turnus med olje- og gassformue med påfølgende utvikling av eiendeler.
Følgende hovedoppnåelser er oppnådd;
1. Utviklet GT og snudde trusselen mot visse av sine lisenser og opprustet både administrasjons- og feltoperasjoner for å gjøre selskapet i stand til å gjenopprette oljefeltvirksomhet.
2.Funnet av et betydelig oljefelt under det eksisterende gassfeltet i Sredne-Sedyelskoye - den viktigste driftslisensen til GT.
3.Sikret og gjennomgått, inkludert brønntester, GTs store Zapadno-Ukhtinskoye-lisens, som direkte grenser til Lukoils kjernefordel i regionen, Yarega oljefelt (321 mmBOE 2P SPE).
4. Deltok i de statlige lisensauksjonene og har skaffet en lisens som umiddelbart grenser til de eksisterende lisensene til GT, så vel som et annet perspektivlisens som grenser til eksisterende felt som vellykket drives av de regionale og nasjonale hovedårene.
5. Omorganiserte holdestrukturen for GT og introduserte styringsmekanismer for selskaper til standardene som kreves av Oslo Børs og London Stock Exchange.
Nedenfor er en mer detaljert beskrivelse av utviklingen og aktivitetene nevnt ovenfor.
1. GT Turn-Around
Culebra Petroleum-teamet har iverksatt en rekke tiltak og stabilisert GT for å la det gå tilbake til det normale. Dette inkluderte investeringer levert av Culebra og tilknyttede parter, som tillot avregning av gjeld, skatter og generelle utgifter.
Et intensivt arbeidsprogram ble implementert ved gassfeltet Sredne-Sedyelskoye og oljefeltet Suskinaelskoye, noe som gjorde at GT kunne overholde lisensforpliktelsene.
Teamet fortsatte med å renovere feltvirksomheten ved GTs hovedproduksjonslisens - Sredne-Sedyelskoye med utvinning og omutstyr av GTs borekompleks og tillegg av ekstra enheter oljefeltmaskiner for å fremme oljefeltdriften.
2. Oppdagelse av Sredne-Sedyelskoye
GTs viktigste driftsmiddel er Sredne-Sedyelskoye-feltet, der selskapet har produsert gass med suksess siden 2010. Produksjonen ble stoppet i 2016 på grunn av operasjonelle og tekniske utfordringer. Etter inntreden av Culebra Petroleum som innbygger-partner ble de forlatte gassbrønnene bearbeidet og boret dypere og et betydelig oljefunn ble gjort.
Ved å bruke spesialentreprenører der det er nødvendig, men først og fremst sitt eget arbeidsteam, borerigg og utstyr, har GT med suksess arbeidet over fem gassbrønner med implementering av borearbeid for å utdype brønnene og utføre kumulativ og hydraulisk borperforering til horisonten, som de angitte dataene er oljelager . Perforeringen av den hydrauliske boringen viste seg å være svært effektiv. Teamet har kjørt utvidede brønntester og testproduksjon av utvalgte brønner. Basert på de umiddelbare resultatene har selskapet bevist overfor Statens reservatkommisjon for departementet for naturressurser og den sentrale utviklingskommisjonen i departementet for naturressurser at et oljefelt ble oppdaget. I desember 2018 mottok GT sertifikatet for funn av oljefeltet og Sredne-Sedyelskoye ble omklassifisert som et olje- og gassfelt. GT registrerte 6,5 mmBOE kommersielt utvinnbare påviste oljereserver (basert på data fra to brønner) med Statens reserveringsregister.
I prosessen med å bore dypere og perforere brønnene for olje ble ytterligere kommersielt produserbare gassreserver oppdaget i to brønner, som igjen ble bokført i statsreservoarregisteret. Dette økte de kommersielt utvinnbare gassreservene i Sredne-Sedyelskoye-feltet med mer enn 50% og tok de utvinnbare reserver til 22 f.kr.
GT har fullført et mobilt oljeoppsamlings- og renseanlegg med en total kapasitet på 185 tonn for å behandle og lagre den produserte oljen, gjennomført alle nødvendige registreringsprosedyrer og fått de nødvendige tillatelsene til kommersielt å handle den produserte oljen i markedet.
Basert på den første suksessen planlegger selskapet nå å bore nye brønner i Sredne-Sedyelskoye-feltet for å produsere henholdsvis olje- og gassreservoarer (separate brønner for olje og for gasstanker) og ta feltet tilbake til kommersiell gassproduksjon samt etablering av kommersielle oljeproduksjon.
3. Sikring og gjennomgang av Zapadno-Ukhtinskoye-lisensen
GT utførte en rekke aktiviteter som kreves av tilsynsorganene etter lisensgjennomgangen som brakte selskapet i samsvar med lisensvilkårene.
Viktigheten av lisensen til Zapadno-Ukhtinskoye er at den direkte grenser til Yarega-lisensen, der Lukoils største eide og drevne oljefelt i regionen ligger. Offentlig tilgjengelig informasjon indikerer at Yarega har vært i produksjon siden 1933 og for tiden holder utvinnbar 321 mmBOE 2P under SPE-klassifisering revidert av Miller and Lents, en kjent internasjonal petroleumsrevisor.
Zapadno-Ukhtinskoye har reserver med en stor del identisk med Yarega-feltet. Selskapet har beregnet at Zapadno-Ukhtinskoye-lisensen, med et område på 207 km2, kan inneholde i området 150 mmBOE av påvist og sannsynlig (2P ubebygd) oljereserver med egenskaper som vil gjøre feltet fritatt for mineralsk utvinningsavgift . Teamet jobber for tiden med en rekke produksjonsaktiviteter innen oljefelt, inkludert omfattende tester på brønnene som er boret av GT i tidligere år. Disse vil igjen bli etterfulgt av boring av en rekke nye brønner. Selskapet gjennomfører også et anbud for å velge en kjent petroleumsrevisor for å gjennomføre en formell SPE-revisjon av Zapadno-Ukhtinskoye-reservene.
4. Delta i nye lisensrunder
I november 2017 deltok GT, og i tilknytning til Canonazo Capital, på auksjonen for den statlige undergrunnen og vant to lisenser; den etablerte Vostochno-Sedyelskoye-lisensen (158 km2) og den større lovende Ayuva-lisensen (715 km2).
i) Vostochno-Sedyelskoye-lisens (ca. 75 mmBOE olje og ca. 100 bcf gass)
Vostochno-Sedyelskoye-lisensen ligger i det samme geologiske beltet som strekker seg fra nord-vest til sør-øst der de store regionale oljefeltene ligger. Feltet tilhørte opprinnelig Komineft Oil Company, som i 1998 reviderte utvinnbare reserver til 42 mmBOE olje og 180 bcf gass. Basert på utført arbeid, mener GT at feltet kan inneholde rundt 75 mmBOE påviste og sannsynlige, (2P ubebygde) oljereserver og rundt 100 bcf bevist og sannsynlig (2P ubebygde) reserver av gass.
GT prioriterer å sette strøm på eksisterende gassbrønner i Vostochno-Sedyelskoye, som ble testet ved omfattende produksjonstester for å produsere fra 353 mcf til 2,6 mmcf per dag og koble dem til gassbehandlingsanlegget og Gazprom rørledningstilkobling på selskapets selskap Sredne-Sedyelskoye olje- og gassfelt, som umiddelbart grenser fra nord. Programmet fokuserer deretter på work-over aktiviteter, testing og å sette i produksjon en av eksisterende oljebrønner med olje som skal lastes ut når feltet grenser til en viktig regional motorvei. En SPE-revisjon av reservene er planlagt å følge tilsynet med lisensen til Zapadno-Ukhtinskoye.
ii) Ayuva-lisens (ca. 14 mmBOE olje)
Ayuva-lisensen grenser til Lukoils Zapadno-Tebuk oljefelt med utvinnbare reserver på ca. 400 mmBOE i overveiende øvre og midtre Devonian revstrukturer. Selskapet har akkumulert data om Ayuva inkludert geologiske data, kjerneprøver, boredata, brønntester og andre brønndata som indikerer at Ayuva kan ha større oljebærende strukturer identiske med oljefeltet Zapadno-Tebuk. Selskapet planlegger å implementere et treningsprogram på porteføljen av eksisterende brønner på feltet med perforering av de målrettede revformasjonene. Et ekstra seismisk program er planlagt for 2019-20.
5. Ny holdingsstruktur og selskapsstyring
Araca og Culebra Petroleum har implementert en serie virksomhetsomstruktureringer som resulterer i et holdingselskap etablert på Kypros, Culebra Jotunheim Ltd, som eier 100% av GT. Holdingselskapet administreres av PWC Kypros - den ledende innen bedriftsadministrasjonstjenester. Styret i Culebra Jotunheim består av styremedlemmer som representerer Araca, Culebra Petroleum og Canonazo Capital samt uavhengige styremedlemmer.
NaiveNormenn
18.12.2019 kl 15:17
1345
Jeg husker ikke hvor jeg leste det, men største eier har lånt kr 20.000.000,- til Araca med en konverteringskurs kr 0.10 og Opsjoner til ledelsen har kurs 0,15. Halvparten av lånet er utbetalt og resten ved behov. I mine øyne er dette som å plukke 1000 lapper på gata.
NaiveNormenn
19.12.2019 kl 22:01
1273
Jeg kom over en gammel avis annonse under, Geotechnologia fra Aladdin Oil sine 61mmboe har dette vokst til over 250mmboe - slik jeg forstår dette er det bestilt en uavhengig 3.part for å bekrefte størrelsen på funnet meddelt markedet 26.4.2019.
Vollvik starter Aladdin Oil & Gas
Idar Vollvik tar en Flåklypa når han onsdag børsnoterer et selskap ved navn Aladdin Oil & Gas.
av Elizabeth Kjønø
Publisert 07.06.2006 09:57
Idar Vollvik tar en Flåklypa når han onsdag børsnoterer et selskap ved navn Aladdin Oil & Gas.
Investorene får et nytt oljeselskap å handle i når Aladdin listes på Fondsmeglerforbundets OTC-liste. Det er NA24 som melder dette.
Den største aksjonæren er Idar Vollvik, med litt over 25 prosent. En annen investor, Paal Hveem, har litt under 25 prosent. Hveem jobber i tillegg med andre oljeprosjekter i Russland. Aladdin holder på å kjøpe 30 prosent av oljeselskapet Geotechnologia fra det unoterte selskapet Norwegian Petroleum Group. Aladdin vil derved kontrollere drøyt 70 prosent av Geotechnologia. Dette selskapet leter etter olje i Nord-Russland.Transaksjonen vil verdsette Aladdin til rundt 220 millioner kroner. Ifølge Aladdin har vestlige geologer anslått sannsynlige reserver til 61 millioner fat i reserver, og beregner dermed markedsverdien på selskapet til 0,60 dollar pr. fat. Dette mener selskapet er veldig lavt i forhold til andre aktører i Russland. Norwegian Petroleum Group har lenge arbeidet i det aktuelle området, men daglig leder Espen Glende i Aladdin har stor tro på at det skal løsne nå.
– Ting er snudd på hodet der borte. Vi har fått inn kompetanse og tilgang på kapital, sier han til NA24.
Planen er å bore fire brønner i 2006, og være i produksjon før nyttår. Våren 2007 er visstnok målet å søke en notering på Oslo Børs.
Vollvik starter Aladdin Oil & Gas
Idar Vollvik tar en Flåklypa når han onsdag børsnoterer et selskap ved navn Aladdin Oil & Gas.
av Elizabeth Kjønø
Publisert 07.06.2006 09:57
Idar Vollvik tar en Flåklypa når han onsdag børsnoterer et selskap ved navn Aladdin Oil & Gas.
Investorene får et nytt oljeselskap å handle i når Aladdin listes på Fondsmeglerforbundets OTC-liste. Det er NA24 som melder dette.
Den største aksjonæren er Idar Vollvik, med litt over 25 prosent. En annen investor, Paal Hveem, har litt under 25 prosent. Hveem jobber i tillegg med andre oljeprosjekter i Russland. Aladdin holder på å kjøpe 30 prosent av oljeselskapet Geotechnologia fra det unoterte selskapet Norwegian Petroleum Group. Aladdin vil derved kontrollere drøyt 70 prosent av Geotechnologia. Dette selskapet leter etter olje i Nord-Russland.Transaksjonen vil verdsette Aladdin til rundt 220 millioner kroner. Ifølge Aladdin har vestlige geologer anslått sannsynlige reserver til 61 millioner fat i reserver, og beregner dermed markedsverdien på selskapet til 0,60 dollar pr. fat. Dette mener selskapet er veldig lavt i forhold til andre aktører i Russland. Norwegian Petroleum Group har lenge arbeidet i det aktuelle området, men daglig leder Espen Glende i Aladdin har stor tro på at det skal løsne nå.
– Ting er snudd på hodet der borte. Vi har fått inn kompetanse og tilgang på kapital, sier han til NA24.
Planen er å bore fire brønner i 2006, og være i produksjon før nyttår. Våren 2007 er visstnok målet å søke en notering på Oslo Børs.
NaiveNormenn
19.12.2019 kl 22:46
1246
Oljeprisen er lik i dag som i 2006. Vi har byttet navn til AracaEnergy og tilført flere verdier. Tar vi utgangspunkt i kun Geotechnologia basert på verdisettingen i Aladdin Oil. Blir regnestykket slik. Dagens 250mmboe er 4 ganger større en Aladdin Oil sine 61mmboe(dypere brønn) så da havner vi på 220mill x4 = 880mill. Det er 58ganger over dagens kurs verdi på 15mill og da skal vi ved 3.parts bekreftelse av funnet ligge på minst 0,58 etter Aladdin Oil standard. Det er noe utvanning ved 0,10 og 0,15 men.. jeg har tatt noen lodd.