Shelton Petroleum, betydande ökning av reserver gör PetroGrand-bud attraktivt.

2014-02-19 01:52, Edited at: 2014-02-19 13:22

Shelton Petroleums geologiska uppdatering påvisar en väsentlig ökning av bolagets reserver på Rustamovskoye-fältet. En grovkalkyl gjord utefter data från den lyckade borrningen av brunn 12 visar att reserverna kan komma att öka med en faktor av 10. Shelton Petroleums liggande bud på PetroGrand kan därför anses vara väldigt attraktivt för PetroGrands aktieägare.

Till aktieägare i Shelton Petroleum och PetroGrand:

Med bakgrund av Shelton Petroleums senaste geologiska uppdatering och efterföljande presskonferens kan man med det material som finns tillängligt grovuppskatta Shelton Petroleums nuvarande oljereserver.

Grovuppskattningen nedan visar att Sheltons bokförda 3P reserver på Rustamovskoye-fältet kan komma att tiofalldigas från ca 6 miljoner fat 3P till över 60 miljoner fat.

Observera att nedanstående kalkyler endast är grovuppskattade spekulativa uträkningar som strikt baserar sig på det material och instruktioner för uträkning av reservstorlek som finns tillängliga i materialet hänförligt till den geologiska uppdateringen.

Uppskattningen av reserver kommer framförallt att räkna på den ökning av 3P(bevisade +troliga +möjliga) reserver som är möjlig. Vissa antaganden kommer att göras för att försöka uppskatta den asbolut minsta ökningen av 1P(bevisade) reserver som man kan förvänta sig.

Detta avser endast Rustamovskoye-fältet.

Reservuppskattningen som i dagsläget definierar de reserver som Shelton Petroleum sitter på är gjord för över fyra år sedan, 2009. Detta innebär att de senaste lyckade borrningarnas resultat inte är invägda, de verkliga reserverna är således betydligt mycket större.

Instruktionen i Shelton Petroleums presskonferensmaterial för att beräkna 3P reserver anger följande tillvägagångssätt:

Mängd fat = area(km2) * Net Pay * porositet * mättnad *utvinningsgrad*FVF*6.3, där

FVF står för Formation volume factor och avser det volymförhållande som finns mellan oljan när den är nere i backen och när den tagits upp till ytan och befinner sig normalt tillstånd. Konstanten 6.3 avser övergången från volym m3 till fat.

Jag kommer att benämna ovanstående sätt att räkna oljereserver på genom att referera till symbolen ”#”.

Nuvarande reservuträkning gjord 2009 av ett externt bolag:

TABELL 1

Reserver

för fältet Rustamoskoye (Enligt analys av externt företag 2009) 3P reserver

Area i km2

5.3

Porositet

17 %

Olje-mättnad

85 %

Net Pay

3.0

Utvinningsgrad

46 %

FVF

0.901

Mängd fat

6 023 412 (Beräknat av oberoende företag)

Mängd fat enligt min uträkning ”#”

5 999 128

Vad vi ser är att en uträkning enligt instruktionerna från den geologiska presentationen överensstämmer ganska bra med de uträkningar som fastställts av det externa företaget.

Nedanstående tabell kommer att redovisa de data som Shelton Petroleum hittills har redovisat för brunn 12 (i den geologiska uppdateringen) , notera att resultatet från denna brunn inte är inkluderade i den bedömning som det externa företaget gjorde (dvs i den mängd fat som anges i tabell 1). Vad som är noterbart är att Net Pay för denna brunn är väsentlig större än vad man har haft tidigare på andra brunnar.

TABELL 2

Brunn 12

Area i km2

>20

Porositet

15-20 %

Olje-mättnad

74-84 %

Net Pay

8.9

Utvinningsgrad

Ej tillänglig

FVF

Ej tillänglig

Vad som också är noterbart är den area som man anser att man kan beräkna reserver på har ökat markant. Ökningen av area är resultatet av att man har hittat olja längre ner i backen jämfört med tidigare. Det indikerar att strukturen är mer omfattande än vad man tidigare har trott.

I och med att de data som finns tillängliga om Brunn 12 är angivna inom intervall så kommer jag att presentera resultatet av reservuppskattningen i ett intervall om lägsta möjliga till högsta möjliga utfall. Eftersom utvinningsgraden och konstanten FVF saknas kommer den data som finns tillänglig i tabell 1 användas. Motiveringen för det är att utvinningsförhållandet bör vara ungefär likadant samt att oljan i brunn 12 är på ungefär samma djup som tidigare. Det innebär således att förhållandet mellan ytan och i marken också kan antagas vara ungefär likadant, det tidigare använda värdet på FVF bör således också vara applicerbart på brunn 12.

Arean kommer att hållas konstant på 20 km2 även fast möjlighet till större area är angiven.

Lägsta utfall enligt ”#”

TABELL 3

Brunn 12, 3P reserver

Area i km2

20

Porositet

15 %

Olje-mättnad

74 %

Net Pay

8.9

Utvinningsgrad

46 %

FVF

0.901

Mängd fat enligt ”#”

51 590 074

Högsta utfall enligt ”#”:

TABELL 4

Brunn 12, 3P reserver

Area i km2

20

Porositet

20 %

Olje-mättnad

84 %

Net Pay

8.9

Utvinningsgrad

46 %

FVF

0.901

Mängd fat enligt ”#”

77 995 612

Grovkalkylen påvisar en omfattande ökning av reserver med en faktor av 9 till 12. Vad som dock bör observeras är att kalkylen avser 3P reserver. Ökningen är omfattande, dock så måste man se till metodiken i tillvägagångssättet som ett externt bolag skulle använda sig utav för att göra en reservberäkning. Detta är Roberts kommentar från telefonkonferensen angående sättet som jag har räknat ut reserverna på (enligt instruktionerna i den geologiska uppdateringen)

”Detta är den mattematiska delen, sen är det en komplex geologisk del, själva beräkningarna som de här bolagen gör följer också en komplex metodik. Så att, man måste alltid vara lite försiktig med hur man applicerar den här typen av tal som visas i tabellen. Men det viktiga är ändå att visa på dynamiken i beräkningarna. Och det vi kan konstatera är att reserverna har gått upp, det vet vi, vi har interna beräkningar på hur mycket och vi har också gjort simuleringar på det här”

Robert kommenterar vidare att det är först när en extern bedömning av reserverna har gjorts som de offentligt kan redovisa hur stor ökningen är.

Fortsättning:

De reservberäkningarna som ligger i störst intresse för aktieägarna är beräkningen av 2P(troliga resever) samt 1P(bevisade reserver). Jag kommer att göra en kalkyl på vad jag anser är den absolut minsta mängd 1P som jag anser att brunn 12 har gett upphov till. Jag kommer inte att försöka mig på några beräkningar på hur stora 1P reserverna egentligen kan tänkas vara.

För att ytterligare förtydliga så kommer de beräkningar som jag nu kommer att utföra vara rent utav spekulativa och inte alls ha någon sorts förankring i hur man egentligen beräknar 1P reserver.

Reserver utav 1P är hänförliga endast det område i direkt anslutning till en borrad brunn och som man med hjälp av det borrhålet kan konkret ”se”. Då den beräkningsbara arean har ökat markant i förhållande till antalet borrade brunnar så kommer jag att göra ett antagande om att den area som för en brunn kan utgöras beräkningsunderlag för 1P förhåller sig ungefär likadan som tidigare. Det är denna geologiska bild nedan som jag gör min bedömning utefter. Den lila cirkulära markeringen är det som utgör 1P reserver. (bilden är tagen från Shelton Petroleums presentationsmaterial, sida 14, källa länkas i slutet).

Jag kommer nu att resonera för hur uträkningen kommer att gå till. För det första så kommer jag att göra antagandet att diametern för den lila cirkulära markeringen kring borrhål inte blir större för brunn 12, dvs den resulterande area kring ett borrhål som vi kan beräkna 1P reserver på (bevisade reserver).

Jag har numeriskt uppskattat en lila cirkel till att utgöra 0.85 km2 i area. Något som är viktigt att notera i ovanstående bild är att uppskattningen över de lila områdena som omfattar 1.2 km2 resulterar i en uppskattning på 0.8 mmbbl 1P, vi får inte glömma net pay som också var 3 m. Volymen för de lila områdena är således 1.2 km2 * (3m/1000) km = 0.0036 km3. Vi vet alltså att 0.0036 km3 innehåller 0.8 mmbbl P1. Detta ger 222.22 mmbbl P1 /km3. Eftersom arean på P1 området för brunn 12 av mig uppskattas till 0.85 km2 samt att vi känner till net pay på 8.9 m gör att totala volymen som håller 1P bör vara (8.9m/1000) *0.85 km2 = 0.007565 km3 samt ge 1P reserver på 0.007565 km3 *222.22 = 1.68 mmbbl.

För att anpassa den till brunn 12 skulle vi behöva korrigera utefter nya värden på porositet, mättnad osv. Jag kommer dock inte att göra det, det kommer inte att bidra till några större förändringar.

För att förtydliga vad som gjordes i ovanstående stycken så var det att försöka få fram en mängd 1P som man minst kan förvänta sig från brunn 12, beräkningarna är således inte till för att ge någon indikation på verklig mängd 1P till skillnad från beräkningarna som redovisas i tabell 2 och 3. Jag har inte tagit hänsyn i mina beräkningar av 1P att den area som man kan beräkna 1P reserverna på mycket möjligen har ökat i samband med att oljekolumnen blivit större efter att brunn 12 borrades. Jag har inte heller tagit hänsyn till att uppskattningen av 1P troligen blivit ”lättare” nu när man till skillnad från den tidigare reservuppdateringen har borrat fler brunnar som producerar olja.

Uppskattad absolut minsta mängd P1 reserver brunn 12

1 681 111

Detta skulle minst innebära en fördubbling av bevisade reserver på Rustamoskoye-fältet. Jag skulle våga mig på en gissning om att verkliga 1P reserver skulle kunna öka minst med en faktor av 3. Den större oljekolumnen innebär troligen också att en ytterligare betydande ökning av 1P reserver är trolig vid angränsande borrningar.

Jag ska också kommentera de enorma ökningar i 3P reserver som uträkningarna ger:

De är, likt det som Robert säger under presskonferensen, framtagna med hjälp av en matematisk modell. De kommer således inte att helt kunna förhålla sig till verkliga geologiska förhållanden och dess inverkningar på reservernas storlek. Man kan dock påvisa den dynamik som finns i sättet att beräkna reserver samt påvisa det faktum att reserverna faktiskt kommer att öka väsentligt. Ovanstående betyder dock att verkliga uppskattningar utförda av externt bolag kan skilja sig väldigt mycket ifrån dessa matematiska kalkyler. Man bör därför se dessa uträkningar från ett väldigt försiktigt perspektiv och göra egna bedömningar utefter det material som finns tillängligt.

Slutsatsen är ändå att:

Jag bedömer att de möjligheter och värden som Shelton Petroleum har skapat vid de senaste borrningarna påvisar betydande uppsida i bolaget inför fortsatta borrningar samt reservuppdateringar utförda av oberoende företag. Dessa värden kan vara av stort intresse för PetroGrands aktieägare i sitt beslut att acceptera budet från Shelton Petroleum.

Budets acceptansperiod löper från igår, 18e Februari fram till måndagen den 10e Mars. För att acceptera budet skall man fylla i och skicka in följande blankett:

http://www.sheltonpetroleum.com/uploads/Pluto/Shelton_bud_Petrogrand_Anmalningssedel_blank.pdf

Den skall sedan skickas eller lämnas till:

Pareto Securities AB

Emissionsavdelningen/ Shelton

Box 7415, Berzelii Park 9

103 91 Stockholm

Alternativt till:

Fax: 08-402 5030

Den skalla vara Pareto tillhanda senast 17:00 den 10e mars. Sena anmälningar kan ignoreras av bolaget, dvs att de ej behandlas.

Från direktregistrerade aktieägare (dvs de som har sitt innehav på ett vp-konto hos Euroclear i eget namn) önskar Pareto få anmälningsedlar per post eller fax. De som har sitt innehav förvaltarregistrerat skall vända sig till respektive förvaltare för att acceptera erbjudandet.

Observera att detta inlägg inte på något sätt behandlar Shelton Petroleums övriga verksamhet på andra fält. Inte heller tas eventuella risker upp i koppling till verksamheten i Ukraina och betalningar för olja. Detta är endast till som en analytisk reflektion över det material som blev tillängligt i samband med Shelton Petroleums geologiska uppdatering av Rustamoskoye-fältet. Jag reserverar mig också för att räknefel kan förekomma. Läsaren har själv möjlighet att kontrollera uträkningarna (framförallt i tabell 3 och 4) med hjälp av hänvisade källor.

Källor:

http://financialhearings.nu/140212/sheltonpetroleum/

För beräkning av reserver se sida 13-14 i presentationsmaterialet.