Jordan og utvikling der
QEC: April 6, 2018 - Questerre engages Hatch for engineering on Jordan oil shale project
08:15
Calgary, Alberta -- Questerre Energy Corporation (Questerre or the Company)
(TSX,OSE:QEC) reported on the progress of the internal feasibility study for its
oil shale project in Jordan.
The Company has recently engaged Hatch Ltd. (Hatch), a global engineering
firm, to integrate and support its internal work on the technical and economic
feasibility of this project.
Michael Binnion, President and Chief Executive Officer, commented, This is an
important milestone. Our preliminary feasibility work has been completed. It has
not identified any red flags or unexpected technical challenges. It also
suggests this project could be economic at todays oil prices. We are looking
forward to the results of the Hatch integration study later this summer to
endorse our internal work.
Commenting on next steps Mr. Binnion added, Depending on the results of this
integration study, we would move to pre-FEED engineering. These results and the
subsequent pre-FEED and FEED engineering will form part of the proposed work
program for the pre-development phase of a future concession agreement with the
Jordanian government.
Earlier this year, the Company completed a review of the last of its nine
studies covering all four aspects of the production of crude oil from its
project in Jordan. These include mining and feed preparation, retorting, power,
including utilities and infrastructure, and marketing and refining. The studies
were completed by independent engineering firms including Hatch to develop
technical and cost-effective solutions for these processes. Due to the size of
the existing Jordanian refining infrastructure and the market for crude products
in Jordan, the Company has included the costs to upgrade the produced crude oil
to finished products including gasoline and diesel. Hatch completed four of the
nine studies and will integrate all the studies into an independent assessment.
The design basis for this assessment will be an initial project capable of
sustaining production of 50,000 bbls/d.
The feasibility study follows the assessment of the oil shale resource completed
by an independent qualified resource evaluator, Millcreek Mining Group, in
accordance with National Instrument 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and
Gas Activities of the Canadian Securities Administrators (NI 51-101) and the
Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (COGE Handbook) (the Resource
Assessment). The Resource Assessment estimates a best estimate of Discovered
Petroleum Initially In Place (DPIIP) of between 7.8 billion and 12.2 billion
barrels. The Resource Assessment was prepared in accordance with NI 51-101 and
the COGE Handbook with an effective date of October 1, 2016.
DPIIP was the most specific assignable category of resources at the time of the
Resource Assessment given the preliminary nature of the Resource Assessment, the
nature of recovery of the hydrocarbons by means of mining and retorting and that
a program of work to determine commercial viability using established technology
had not yet been completed. In addition, as a result of the preliminary nature
of the Resource Assessment, it did not contain any estimates regarding the
timing or cost to obtain commercial development. The accuracy of resource
estimates is, in part, a function of the quality and quantity of available data
and of engineering and geological interpretation and judgment. Given the data
available at the time the Resource Assessment was prepared, the estimates
presented therein are considered reasonable. The availability of additional data
and analysis, after the date of the estimates, may necessitate revisions. These
revisions may be material. There is no certainty that any portion of the
resources will be discovered. If discovered, there is no certainty that it will
be commercially viable to produce any portion of the resources.
For more information, including without limitation a description of the Jordan
oil shale project, the low and high estimates and the significant positive and
negative factors in respect of the resource estimates, please see the Companys
press release dated October 27, 2016 and its Annual Information Forms available
on the Companys website at www.questerre.com and SEDAR at www.sedar.com.
Hatch Ltd. is a leading global consulting, engineering, technology, information
systems and project management organization. Hatch has an extensive and major
client base with a project portfolio exceeding C$40 billion. Hatch provides a
full range of technology driven, valued added solutions and services to clients
in the mining, minerals, metals, manufacturing, infrastructure and energy
sectors.
Questerre Energy Corporation is leveraging its expertise gained through early
exposure to shale and other non-conventional reservoirs. The Company has base
production and reserves in the tight oil Bakken/Torquay of southeast
Saskatchewan. It is bringing on production from its lands in the heart of the
high-liquids Montney shale fairway. It is a leader on social license to operate
issues for its Utica shale gas discovery in the St. Lawrence Lowlands, Quebec.
It is pursuing oil shale projects with the aim of commercially developing these
significant resources.
Questerre is a believer that the future success of the oil and gas industry
depends on a balance of economics, environment and society. We are committed to
being transparent and are respectful that the public must be part of making the
important choices for our energy future.
08:15
Calgary, Alberta -- Questerre Energy Corporation (Questerre or the Company)
(TSX,OSE:QEC) reported on the progress of the internal feasibility study for its
oil shale project in Jordan.
The Company has recently engaged Hatch Ltd. (Hatch), a global engineering
firm, to integrate and support its internal work on the technical and economic
feasibility of this project.
Michael Binnion, President and Chief Executive Officer, commented, This is an
important milestone. Our preliminary feasibility work has been completed. It has
not identified any red flags or unexpected technical challenges. It also
suggests this project could be economic at todays oil prices. We are looking
forward to the results of the Hatch integration study later this summer to
endorse our internal work.
Commenting on next steps Mr. Binnion added, Depending on the results of this
integration study, we would move to pre-FEED engineering. These results and the
subsequent pre-FEED and FEED engineering will form part of the proposed work
program for the pre-development phase of a future concession agreement with the
Jordanian government.
Earlier this year, the Company completed a review of the last of its nine
studies covering all four aspects of the production of crude oil from its
project in Jordan. These include mining and feed preparation, retorting, power,
including utilities and infrastructure, and marketing and refining. The studies
were completed by independent engineering firms including Hatch to develop
technical and cost-effective solutions for these processes. Due to the size of
the existing Jordanian refining infrastructure and the market for crude products
in Jordan, the Company has included the costs to upgrade the produced crude oil
to finished products including gasoline and diesel. Hatch completed four of the
nine studies and will integrate all the studies into an independent assessment.
The design basis for this assessment will be an initial project capable of
sustaining production of 50,000 bbls/d.
The feasibility study follows the assessment of the oil shale resource completed
by an independent qualified resource evaluator, Millcreek Mining Group, in
accordance with National Instrument 51-101 - Standards of Disclosure for Oil and
Gas Activities of the Canadian Securities Administrators (NI 51-101) and the
Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook (COGE Handbook) (the Resource
Assessment). The Resource Assessment estimates a best estimate of Discovered
Petroleum Initially In Place (DPIIP) of between 7.8 billion and 12.2 billion
barrels. The Resource Assessment was prepared in accordance with NI 51-101 and
the COGE Handbook with an effective date of October 1, 2016.
DPIIP was the most specific assignable category of resources at the time of the
Resource Assessment given the preliminary nature of the Resource Assessment, the
nature of recovery of the hydrocarbons by means of mining and retorting and that
a program of work to determine commercial viability using established technology
had not yet been completed. In addition, as a result of the preliminary nature
of the Resource Assessment, it did not contain any estimates regarding the
timing or cost to obtain commercial development. The accuracy of resource
estimates is, in part, a function of the quality and quantity of available data
and of engineering and geological interpretation and judgment. Given the data
available at the time the Resource Assessment was prepared, the estimates
presented therein are considered reasonable. The availability of additional data
and analysis, after the date of the estimates, may necessitate revisions. These
revisions may be material. There is no certainty that any portion of the
resources will be discovered. If discovered, there is no certainty that it will
be commercially viable to produce any portion of the resources.
For more information, including without limitation a description of the Jordan
oil shale project, the low and high estimates and the significant positive and
negative factors in respect of the resource estimates, please see the Companys
press release dated October 27, 2016 and its Annual Information Forms available
on the Companys website at www.questerre.com and SEDAR at www.sedar.com.
Hatch Ltd. is a leading global consulting, engineering, technology, information
systems and project management organization. Hatch has an extensive and major
client base with a project portfolio exceeding C$40 billion. Hatch provides a
full range of technology driven, valued added solutions and services to clients
in the mining, minerals, metals, manufacturing, infrastructure and energy
sectors.
Questerre Energy Corporation is leveraging its expertise gained through early
exposure to shale and other non-conventional reservoirs. The Company has base
production and reserves in the tight oil Bakken/Torquay of southeast
Saskatchewan. It is bringing on production from its lands in the heart of the
high-liquids Montney shale fairway. It is a leader on social license to operate
issues for its Utica shale gas discovery in the St. Lawrence Lowlands, Quebec.
It is pursuing oil shale projects with the aim of commercially developing these
significant resources.
Questerre is a believer that the future success of the oil and gas industry
depends on a balance of economics, environment and society. We are committed to
being transparent and are respectful that the public must be part of making the
important choices for our energy future.
Redigert 20.01.2021 kl 17:28
Du må logge inn for å svare
ALT går så uendelig treigt i QEC!
TommyLee
06.04.2018 kl 09:43
2806
Du har aldri skrevet noe som helst som viser at du skjønner denne bransjen.
Men du kan jo begynne med å fortelle oss hva som går så tregt, og hvilke grep Binnion burde gjort.
Men du kan jo begynne med å fortelle oss hva som går så tregt, og hvilke grep Binnion burde gjort.
Etter 30+ år i bransjen kan jeg forsikre alle om at dette ikke er unikt for QEC, men helt normalt i denne industrien. Det er store penger involvert og man gjør alt for å redusere risikoen og fjerne usikkerhet. Når man tar en endelig beslutning er det som regel svært liten risiko for at prosjektene ikke blir lønnsomme. Det legges altid inn relativt store marginer for lønnsomhet og svært mye skal gå galt dersom slike prosjekter skal gå «dukken»....
Jeg har selv tjent masse penger på at prosjekter har blitt utsatt i påvente av «Management decissiosn’s»! Det er svært høye krav til lønnsomhet i slike prosjekter og pengene man benytter til grundige studier i forkant er «peanuts» I forhold til den totale prosjekt kostnaden. TTT og ingenting går raskere en den prosessen som tar lengst tid!
Jeg har selv tjent masse penger på at prosjekter har blitt utsatt i påvente av «Management decissiosn’s»! Det er svært høye krav til lønnsomhet i slike prosjekter og pengene man benytter til grundige studier i forkant er «peanuts» I forhold til den totale prosjekt kostnaden. TTT og ingenting går raskere en den prosessen som tar lengst tid!
TommyLee
07.04.2018 kl 10:57
2471
Bra svart, kiza42!
Jeg limer inn et bra innlegg fra easygo på det gamle forumet som også passer her:
Innlegg av: easygo (06.04.18 23:02 ), lest 1036 ganger
Ticker: QEC
Endret: 06.04.18 23:29
QEC Jordan Oil Shale Project
Etter oppfordring, lager egen tråd for denne:
Litt lesestoff på en fredags kveld:
Hvorfor skal Jordan utnytte sine oljeskiferforekomster?:
1. Fordi de har et betydelig årlig handelsunderskudd hvorav oljeimport er 3 milliarder USD (i fjor)
2. De har nesten ingen forekomster av konvensjonell olje/gass, men store forekomster av oljeskifer
3. I motsetning til Quebec har de ingen andre til å betale regningen for seg
Hvorfor har QEC engasjert seg i oljeskifer i Jordan i stedet for, som Røren rører med «- Personlig synes jeg det må finnes særdeles mange andre attraktive muligheter innen oljeproduksjon enn å tenke «oil shale». Personlig må han gjerne mene det, men det er flere grunner til at QEC engasjerer seg der:
1. QEC sin forretningsfilosofi er å jobbe med ukonvensjonelle olje/gassforekomster på et tidlig stadium. Det er der de har sin kunnskap og styrke, ikke innenfor konvensjonelle forekomster.
2. For de «særdeles mange andre attraktive muligheter» (både konvensjonell olje/gass og ikke konvensjonell), er det mange om beinet, og det koster mye penger å kjøpe felt/sette i gang boring. QEC har ikke mye penger og kan ikke konkurrere der det må legges mye penger på bordet først. For MOU arbeidet i Jordan bruker QEC ca. 5 mill USD som er for «lommerusk» å regne i forhold til prosjektets potensiale.
3. Som del av sitt team har QEC ansatt Bashir Khasawneh som er Jordaner (geolog?) og har nyttige kunnskaper og innfallsporter til oljeprosjektering i Jordan.
Hvorfor tar prosjekteringen så lang tid? Er det ikke bare å bore litt (gjort), knuse noen steiner, varme litt og måle litt og regne litt på utvinnbare mengder? Det mange (de fleste) nok ikke er klar over er hvor stort og komplekst anlegget vil bli. Vi har fått en viss indikasjon ved at det skal produseres i gjennomsnitt 50000bbls/dag (femti tusen fat per dag). Videre skal oljen raffineres til diesel og lettere produkter. Det behøves altså:
-Utvinning (strip mining)
-Transport av grus/stein til knuseverk
-Knuseverk for grus/stein
-Retorting prosessutstyr
-Lagertanker for råolje, raffinerte produkter, vann og gass
-Infrastruktur som veier, kraftforsyning, rørgater, trykkluft, brannvann, m.m.
-Oljeraffineri for den produserte råoljen
Det er således mye utstyr, prosesser, logistikk og kostnader som skal regnes på. Det tar tid!
For å få en ide om hvor stort et 50 000 fat/dag anlegg er, kan en sammenlikne med andre kjente anlegg:
-ESSO raffineriet på Slagentangen har en raffineringskapasitet på ca. 120 000 fat/dag.
-De ca. 17 -18 oljeraffineriene i California har en gjennomsnittlig raffineringskapasitet på ca. 110 000 fat/dag.
- Attarat Power Company (med Enefit som deleier) skal bygge en «power plant» i Jordan med 500MW ytelse. Den skal fyres direkte med knust kerogensand. Hvis vi regner en effektivitet på 60% på kraftanlegget og bruker en brennverdi på 35MJ/kg for kerogenet vil forbruket tilsvare ca. 15 000 fat/dag av råolje fra kerogen.
Attarat Power Plant har en prislapp på 2,1 milliarder USD. QEC sitt anlegg (hvis det blir noe av) vil nok koste i samme størrelsesområde, si 1,5 til 2,5 milliarder USD.
Har QEC penger til dette? Selvfølgelig ikke, men det har ikke Attarat/Enefit heller for sitt anlegg. Pengene kommer fra et «consortium of Chinese banks» og det er nok tilsvarende långivere som etter hvert må inn på QECs prosjekt.
QEC har ganske sikkert sikret seg mot å bli sittende med svarteper ved at Jordanske myndigheter sier «takk for hjelpen – nå tar vi over og kjører videre på egen hånd». QEC har nok sikret seg ved at innholdet i en «concession agreement» finnes allerede og er omforent, selv om ikke alle detaljer er ferdigforhandlet. En concession agreement fordrer vel uansett at prosjektet ikke kjøres i gang hvis det ikke er lønnsomt.
Mvh
easygo
Jeg limer inn et bra innlegg fra easygo på det gamle forumet som også passer her:
Innlegg av: easygo (06.04.18 23:02 ), lest 1036 ganger
Ticker: QEC
Endret: 06.04.18 23:29
QEC Jordan Oil Shale Project
Etter oppfordring, lager egen tråd for denne:
Litt lesestoff på en fredags kveld:
Hvorfor skal Jordan utnytte sine oljeskiferforekomster?:
1. Fordi de har et betydelig årlig handelsunderskudd hvorav oljeimport er 3 milliarder USD (i fjor)
2. De har nesten ingen forekomster av konvensjonell olje/gass, men store forekomster av oljeskifer
3. I motsetning til Quebec har de ingen andre til å betale regningen for seg
Hvorfor har QEC engasjert seg i oljeskifer i Jordan i stedet for, som Røren rører med «- Personlig synes jeg det må finnes særdeles mange andre attraktive muligheter innen oljeproduksjon enn å tenke «oil shale». Personlig må han gjerne mene det, men det er flere grunner til at QEC engasjerer seg der:
1. QEC sin forretningsfilosofi er å jobbe med ukonvensjonelle olje/gassforekomster på et tidlig stadium. Det er der de har sin kunnskap og styrke, ikke innenfor konvensjonelle forekomster.
2. For de «særdeles mange andre attraktive muligheter» (både konvensjonell olje/gass og ikke konvensjonell), er det mange om beinet, og det koster mye penger å kjøpe felt/sette i gang boring. QEC har ikke mye penger og kan ikke konkurrere der det må legges mye penger på bordet først. For MOU arbeidet i Jordan bruker QEC ca. 5 mill USD som er for «lommerusk» å regne i forhold til prosjektets potensiale.
3. Som del av sitt team har QEC ansatt Bashir Khasawneh som er Jordaner (geolog?) og har nyttige kunnskaper og innfallsporter til oljeprosjektering i Jordan.
Hvorfor tar prosjekteringen så lang tid? Er det ikke bare å bore litt (gjort), knuse noen steiner, varme litt og måle litt og regne litt på utvinnbare mengder? Det mange (de fleste) nok ikke er klar over er hvor stort og komplekst anlegget vil bli. Vi har fått en viss indikasjon ved at det skal produseres i gjennomsnitt 50000bbls/dag (femti tusen fat per dag). Videre skal oljen raffineres til diesel og lettere produkter. Det behøves altså:
-Utvinning (strip mining)
-Transport av grus/stein til knuseverk
-Knuseverk for grus/stein
-Retorting prosessutstyr
-Lagertanker for råolje, raffinerte produkter, vann og gass
-Infrastruktur som veier, kraftforsyning, rørgater, trykkluft, brannvann, m.m.
-Oljeraffineri for den produserte råoljen
Det er således mye utstyr, prosesser, logistikk og kostnader som skal regnes på. Det tar tid!
For å få en ide om hvor stort et 50 000 fat/dag anlegg er, kan en sammenlikne med andre kjente anlegg:
-ESSO raffineriet på Slagentangen har en raffineringskapasitet på ca. 120 000 fat/dag.
-De ca. 17 -18 oljeraffineriene i California har en gjennomsnittlig raffineringskapasitet på ca. 110 000 fat/dag.
- Attarat Power Company (med Enefit som deleier) skal bygge en «power plant» i Jordan med 500MW ytelse. Den skal fyres direkte med knust kerogensand. Hvis vi regner en effektivitet på 60% på kraftanlegget og bruker en brennverdi på 35MJ/kg for kerogenet vil forbruket tilsvare ca. 15 000 fat/dag av råolje fra kerogen.
Attarat Power Plant har en prislapp på 2,1 milliarder USD. QEC sitt anlegg (hvis det blir noe av) vil nok koste i samme størrelsesområde, si 1,5 til 2,5 milliarder USD.
Har QEC penger til dette? Selvfølgelig ikke, men det har ikke Attarat/Enefit heller for sitt anlegg. Pengene kommer fra et «consortium of Chinese banks» og det er nok tilsvarende långivere som etter hvert må inn på QECs prosjekt.
QEC har ganske sikkert sikret seg mot å bli sittende med svarteper ved at Jordanske myndigheter sier «takk for hjelpen – nå tar vi over og kjører videre på egen hånd». QEC har nok sikret seg ved at innholdet i en «concession agreement» finnes allerede og er omforent, selv om ikke alle detaljer er ferdigforhandlet. En concession agreement fordrer vel uansett at prosjektet ikke kjøres i gang hvis det ikke er lønnsomt.
Mvh
easygo