CZAS SERINUSA ZBLIŻA SIĘ NIEUCHRONNIE...
NAJWYTRWALSI BĘDĄ CO NAJWYŻEJ NA 0...
MĄDRZY DRUGIE TYLE ZAROBIENI...
NIEZDECYDOWANI ZANIM WEJDĄ ...
WYJDĄ ZE STRATĄ...

Witam po długiej nieobecności
Co tam w Tunezji ? Może ktoś ma jakąś info o wierceniach i ich efektach ?

Intensywność wpisów na forum się uspokoiła oznacza to że pesymistyczni idioci nie majac argumentów wykruszyli się.

Wydarzenie dnia. PKN ORLEN przejmuje kanadyjską spółkę TriOil.
No i proszę bardzo kierunek przejęcia i strategia działania podobna do Serinusa.

Fakty mówią same za siebie, chyba niczego nie trzeba komentować.

Nawet 1,4 bln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej może wciąż znajdować się w konwencjonalnych złożach ropy i gazu na całym świecie - wynika z szacunków firmy Wood Mackenzie. Największy potencjał kryje Bliski Wschód, Europa jest na końcu zestawienia. Wood Mackenzie oszacował łączne potencjalne zasoby światowych złóż ropy i gazu, które do tej pory nie były eksploatowane. Spośród 1,4 bln baryłek aż 1,1 bln to zasoby znajdujące się w złożach, co do których nie ma obecnie żadnych planów eksploatacji."Ponad połowa spośród zasobów, które ujęliśmy w zestawieniu to rezerwy, które naszym zdaniem są potencjalnie ekonomicznie opłacalne przy naszych założeniach cenowych. Ich łączną wartość szacujemy na około 760 mld dolarów" - mówi David Highton, główny analityk w dziale upstream w Wood Mackenzie.

Analizując poszczególne rejony świata Wood Mackenzie największy potencjał nieeksploatowanych dotąd złóż dostrzega na Bliskim Wschodzie - mogą one zawierać węglowodory o wartości 185 mld dolarów. W Ameryce Łacińskiej wartość zasobów oszacowano na 149 mld dolarów, w Ameryce Północnej na 132 mld dolarów, w Afryce na 125 mld dolarów, Rosji i rejonie Morza Kaspijskiego na 78 mld, w rejonie Azji i Pacyfiku na 67 mld a w Europie na 24 mld dolarów.

Spółka nie brała pod uwagę potencjału złóż niekonwencjonalnych.

"Na czele wciąż znajduje się rejon Bliskiego Wschodu z potencjalnymi zasobami na poziomie 367 mld baryłek. Głównym aktywem w tym rejonie jest gigantyczne złoże Pars, znajdujące się pod dnem Zatoki Perskiej, pomiędzy Katarem a Iranem. Połączone zasoby obu tych krajów czynią z Pars największe pojedyncze złoże na świecie" - uważa Highton.

Eksperci Wood Mackenzie zauważają jednak, że regiony o największym potencjale nieeksploatowanych dotąd zasobów są zazwyczaj miejscami o utrudnionym dostępie dla spółek naftowych - mowa o niektórych rejonach Bliskiego Wschodu, Rosji czy Ameryki Łacińskiej.

Pozostałe 300 mld baryłek ekwiwalentu ropy to zasoby, których eksploatacja powinna ruszyć w ciągu najbliższych 10 lat.

Autorzy raportu zauważają również, że około 60 proc. uwzględnianych przez nich zasobów to gaz, a tylko 40 proc. ropa. W niektórych rejonach te proporcje wyglądają jednak inaczej - przykładowo w rejonie Azji i Pacyfiku gaz stanowi aż 85 proc. wszystkich zasobów. Z kolei w przypadku obu Ameryk zdecydowanie dominuje ropa naftowa (około 90 proc. zasobów to węglowodory płynne).

Według Wood Mackenzie, wykorzystanie potencjału istniejących złóż węglowodorów nie będzie jednak łatwe. "Istnieje szereg przeszkód i komplikacji, które konsekwentnie utrudniają zagospodarowanie tych złóż. Chodzi zarówno o czynniki polityczne (niestabilność niektórych rejonów), rynkowe (brak lokalnych rynków zbytu) czy techniczne (brak odpowiedniej infrastruktury). Do tego dochodzą jeszcze coraz częściej czynniki środowiskowe czy zwyczajnie niewielki potencjał pojedynczych złóż" - wylicza David Highton.

Nie wyklucza jednak, że wraz z postępem technologicznym, rozwojem wiedzy technicznej, wzrostem nakładów inwestycyjnych w przyszłości możliwe będzie rozpoczęcie eksploatacji tych zasobów.

W najbliższym czasie akcje SERINUS ENERGY będą hitem !!!

przekazywana jest informacja , że Spółka wykonała odwiert kierunkowy Uskok Lukut-1 ("LKU-1") o całkowitej długości 2.137 m (długość wzdłuż osi otworu, "MD"). W odwiercie zainstalowano na poziomie 2.120 metrów 4,5-calowe rury okładzinowe, po tym jak natrafiono na wysokie ciśnienie w formacji i gaz. Spółka prowadzi obecnie przygotowania do testów tego odwiertu.

W odwiercie Uskok Lukut-1, gdy średnica wykonywanego otworu wiertniczego miała 6", doszło do skokowego zwiększenia prędkości mechanicznej wiercenia (tzw. drilling break), które rozpoczęło się na poziomie około 2.131 metrów MD (czyli 1.773 m całkowitej głębokości, liczonej jako odległość pionowa od poziomu morza do dna otworu - "TVDss") i trwało do osiągnięcia 2.137 metrów MD, przy czym ostatnie 3 metry okazały się być czystym piaskiem. Nastąpił znaczny wzrost ciśnienia i znaczny napływ gazu, w wyniku czego przez kilka godzin spalano gaz na powierzchni. W efekcie ciężar właściwy płuczki został zwiększony do 17,7 funtów na galon ("ppg"), aby zweryfikować wartość ciśnienia w formacji wyliczonego na 5.366 funtów na cal sześcienny ("psi"). W związku z tym, że ciśnienie to znacznie przekraczało wartości zakładane w formacji oraz z uwagi na ograniczenia związane ze sprzętem, Spółka uznała, że nie jest w stanie dłużej w sposób bezpieczny prowadzić prac wiertniczych przy odwiercie LKU-1, i w związku z powyższym zainstalowano rury okładzinowe o średnicy 4,5-cala, aby umożliwić przeprowadzenie programu testów odwiertu. Pierwotnie planowana długość odwiertu LKU-1 miała wynosić 2.959 metrów MD, a głębokość - 2.410 metrów TVDss.

Zalegająca na poziomie poniżej 1.100 metrów MD sekcja w odwiercie LKU-1 nie była wcześniej spenetrowana przez żaden odwiert lądowy w Brunei. Spółka uważa, że skokowe zwiększenie prędkości mechanicznej wiercenia na poziomie 2.131 metrów MD odpowiada szczytowi sekwencji piaskowca turbidytowego (prawdopodobnie "strefy zielonej"), stanowiącego cel drugorzędny odwiertu. Zalegający głębiej zasadniczy cel odwiertu (tzw. “strefa czerwona"), który Spółka spodziewała się zastać na poziomie 2.402 metrów MD, nie został jeszcze spenetrowany. Jak wskazują badania sejsmiczne strefa czerwona jest znacznie cieńszą i bardziej rozległą sekwencją piaskowca turbidytowego niż ta w strefie zielonej.

Na głębokości od 1.700 metrów do 2.137 metrów MD odwiert przeszedł przez dwa interwały piaskowca, które jak się przypuszcza w oparciu o wskazania ropy w zwiercinach oraz pojawianie się gazu w trakcie wierceń i/lub w obrazowaniu elektrooporowym, zawierają węglowodory. Pierwszy z nich zalega na poziomie od 1.723 metrów do 1.725,5 m MD, a drugi – od 2.131 metrów do 2.137 metrów MD.

Dodatkowo zaobserwowano generalny trend zwiększającej się zawartości iłów i/lub piasków, począwszy od poziomu około 1.865 metrów i ciągnący się do poziomu 2.137 metrów MD (łączna miąższość 272 metrów). Napotkane w tej sekcji łupki kwarcowe/ilaste również wydają się być wypełnione węglowodorami, ze wzrastającą zawartością C1 do C5, stwierdzoną w trakcie wierceń. Odczyty łącznej zawartości gazu stale wzrastały w takcie wierceń, od średniej 10-metrowej wynoszącej 0,49 proc. na poziomie 1.700 metrów MD, do od średniej 10-metrowej wynoszącej 8,1 proc. na poziomie 2.110 metrów MD. Najwyższy odczyt gazu razem wynosił 47 proc. na głębokości 2.136,50 metrów MD, tj. w obszarze, gdzie wystąpiło wyżej opisane skokowe zwiększenie prędkości mechanicznej wiercenia. Wskazania dla gazu C1 stale rosły, od średniej 10-metrowej wynoszącej 3.150 ppm (ang. parts per million – jednostka stężenia) na głębokości 1.700 metrów MD do średniej 10-metrowej wynoszącej 58.000 ppm dla 2.110 metrów MD. Najwyższe odczyty gazu C1 wyniosły 332.000 ppm na głębokości 2.136,50 m MD. Ze względu na wzrastające ciśnienie, któremu towarzyszą wskazania gazu, cienka strefa łupków ilastych stanowi potencjalny cel do badań testowych.

Mimo, że odwiert nie był w stanie przejść w całości przez obszar zaliczany do strefy zielonej, to obecność dwóch dobrej jakości zbiorników piaskowcowych w obrębie zinterpretowanych głęboko zalegających łupków sugeruje, że model geologiczny docelowych piaskowców turbidytowych jest właściwy.

Program testów jest planowany tak, aby przeprowadzić łącznie do trzech testów, z których pierwszym będzie test piaskowcowego interwału w strefie szybkiego wiercenia poniżej 2.131 metrów MD. W zależności od wyników pierwszego testu zostanie podjęta decyzja co do kontynuowania lub modyfikacji programu testów.
przekazywana jest informacja , że Spółka wykonała odwiert kierunkowy Uskok Lukut-1 ("LKU-1") o całkowitej długości 2.137 m (długość wzdłuż osi otworu, "MD"). W odwiercie zainstalowano na poziomie 2.120 metrów 4,5-calowe rury okładzinowe, po tym jak natrafiono na wysokie ciśnienie w formacji i gaz. Spółka prowadzi obecnie przygotowania do testów tego odwiertu.

W odwiercie Uskok Lukut-1, gdy średnica wykonyw