Mediterranean oil and gas (MOG) (AIM)
Cours au 26 juillet 2007 : 1.54 £
http://www.medoilgas.com/
-Activité de la société
Société engagée dans l'exploration et la production de réserves gazières et pétrolières en Italie, Tunisie et à Malte.
-Profil type d'une junior pétrolière :
Ces sociétés lèvent généralement des capitaux sur la base de contrats de prospection qu'elles ont réussi à décrocher. Elles mobilisent ensuite des unités de forage (ce qui est une prouesse dans le contexte actuel) et tentent de mettre à jour de nouvelles réserves pétrolières. Ces juniors ne font donc en général pas de bénéfices puisqu'elles ont vocation à dépenser ces liquidités. Elles ne font des bénéfices que deux ou 3 ans après une découverte, le temps de la mise en production. La prospection dans le domaine pétrolier est très risquée car de nombreux facteurs techniques interviennent. Il se peut que la cible ne contienne pas de pétrole, que la porosité de la roche ne soit pas compatible, que la pression ne soit pas assez ou trop forte. Ainsi, investir dans une junior pétrolière présente en général un caractère spéculatif assez poussé. Il faut toutefois mesurer ces propos. En effet, avec les progrès de la sismique, les cabinets d'expertise peuvent évaluer les "chances de succès" d'un forage (COS). On obtient ainsi une classification qui va du forage "à faibles risques" au forage "à très hauts risques". Le caractère spéculatif évolue donc en fonction du profil du forage. Quand on parle de forage à "hauts risques", on est dans une fourchette inférieure à 10% de chances de succès. A titre statistique, il convient d'indiquer que le taux de réussite moyen d'un forage serait de 17%. Ceci met en exergue les risques inhérents à de telles activités d'exploration.
Le profil de MOG est un peu particulier car c'est une société qui génère des revenus malgré sa jeunesse (cotée en novembre 2005). En effet, elle exploite 18 champs gaziers en Italie pour un CA proche des 8 millions de $. Ceci en fait une rareté sur le segment des juniors pétrolières et lui permet de financer son programme d'exploration à venir dans l'onshore gazier italien ainsi que l'ensemble des dépenses courantes et charges salariales. Elle dispose également de 30 M. de $ de cash en banque. En pleine crise du crédit, cela constitue un élément déterminant, MOG n'ayant pas besoin de recourir à l'endettement ou au marché afin de financer son programme d'exploration.
-Dirigeants:
Le profil des dirigeants est un mix de financiers et de techniciens issus de l'industrie pétrolière. Le CEO de MOG est un ancien cadre d'ELF ayant participé directement à la découverte de l'actif principal de MOG dans les années 80, à savoir Ombrina Mare. 27 ans d'expérience dans le secteur en tant que géologue. Ancien cadre d'ELF, ENI et SHELL. On retrouve essentiellement des anciens d'ENI au sein de cette junior, ce qui peut expliquer le lien particulièrement étroit qu'entretient MOG avec cette Major.
-Actionnariat
70% de la capitalisation semble détenue par des institutionnels positionnés à long terme. A titre indicatif :
Parkplace, Stark, LR global partners, BNP paribas, JP Morgan, Transcontinental group, Enso, Goldman sachs, SPGP, Cornhill asset et fidelity récemment.
-Actifs
Tout le potentiel de cette action réside dans son portefeuille d'exploration et de développement. Dans le secteur des ressources énergétiques, il convient d'établir une différence fondamentale entre les ressources potentielles et les réserves prouvées. Les ressources sont des prévisions sur la base d'analyses sismiques. Les réserves sont les quantités de pétrole qu'on pense pouvoir récupérer. Généralement, les sociétés publient des réserves en P+P (ou 2P) c'est-à-dire en "prouvées + probables". Généralement ces réserves 2P sont valorisées en bourse autour de 10$ par baril (13$ selon des informations récentes mais nous préférons conserver le ratio de 10$ par baril de réserve en 2P). A titre d'exemple, une société disposant de 15 Millions de barils en P+P devrait avoir une capitalisation boursière proche de 150 Millions de $. Une majoration intervient en fonction des débits de production anticipés et de la spéculation sur la probable réussite d'autres forages, de l'évolution des prix du pétrole, etc.
Nous distinguerons donc les actifs prouvés ou en développement des actifs en phase d'exploration
A propos du développement :
-Dans l'onshore gazier Italien, Guendalina field ( MOG 20%)
MOG est partenaire d'ENI dans la mise en production d'un champ gazier en Italie (offshore). Il s'agit d'un champ prouvé, dont les réserves sont estimées à 28 BCF de gaz, l'unité d'exploitation est en construction. La mise en production est prévue pour fin 2009/2010. Elle permettra à MOG de tripler pratiquement sa production à cet horizon. Ce profil gazier, très important à nos yeux, explique peut- être le faible intérêt du marché pour cette valeur. La très faible liquidité du titre est sûrement un autre facteur négatif.
-Dans l'offshore pétrolier Italien, Ombrina Mare ( MOG 100%)
L'offshore pétrolier italien constitue le socle de cette société. MOG est propriétaire d'une zone de prospection à l'intérieur de laquelle se trouve un champ de pétrole découvert par ELF en 1987, le champ d'Ombrina Mare (offshore, à faible profondeur et à quelques kilomètres des côtes italiennes). Le forage avait permis de découvrir un réservoir pétrolier contenant un pétrole de faible qualité (densité élevée, API 18°). Les tests de production avaient permis de produire sur la base de ce forage vertical 450 barils par jour ainsi que du gaz . A l'époque, les prix du pétrole, la qualité de ce dernier ont fait qu'ELF abandonna ce réservoir. La situation intermédiaire dans laquelle il avait été laissé n'avait pas permis de classer ce pétrole en réserves prouvées. Le prochain forage prévu en janvier 2008 (MOG a sécurisé une unité de forage sous contrat avec ENI) a vocation à faire passer ces ressources en réserves prouvées. Ceci devrait impacter sensiblement le cours de l'action à notre avis.
Sur la base des prévisions faîtes par des professionnels mandatés par MOG, ce réservoir contiendrait 27 millions de barils de pétrole en 2P, ce qui sur le papier et sur la base d'un forage réussi pourrait porter la capitalisation boursière de MOG aux alentours de 300 M. de $.
Les chances de réussite du prochain forage peuvent être classées dans le haut du panier. Celles-ci sont estimées à plus de 40% par divers analystes et, après prise de contact avec la direction de MOG, cette dernière estime qu'il s'agit encore d'une estimation relativement prudente. Notons qu'il est extrêmement rare de trouver des forages comportant un COS aussi élevé. La technique de forage évolue sensiblement. Le prochain forage prévoit d'utiliser un drain horizontal d'une longueur de plusieurs centaines de mètres (entre 600 et 800 mètres) afin de relever les débits de production. En général, cette technique procure une augmentation des débits de production constatés de l'ordre de 10 à 15 fois. Il faut cependant indiquer que cela pénalise le profil de production du réservoir à long terme.
Sur Ombrina Mare, Il y a deux objectifs ou du moins deux couches "productrices" identifiées par MOG. La première avait été atteinte en 1985 et avait permis de produire 450b/j. La seconde n'est que prospective sur la base de la sismique. Ils vont donc forer plus profond verticalement afin d'atteindre cette couche appelée Cretaceous (à plus grande profondeur). Les prévisions de production communiquées par MOG vont de 4000 b/j à 13000 b/j avec un target à 8000 b/j. Nous pensons que les 4000 b/j sont simplement le résultat d'un échec du test de la seconde couche et de l'utilisation d'un drilling horizontal pour booster la production à partir de la première couche.
Notre sentiment à propos d'Ombrina Mare est qu'il s'agit d'un forage à "faibles risques" sur reprise d'un précédent forage vertical ayant permis de découvrir un réservoir de pétrole mais dont le profil de production ne permettait pas d'envisager l'exploitation. Le recours à des techniques modernes de forage laisse entrevoir des chances de réussite élevées en sachant que le seuil de rentabilité est fixé par la direction à 2000 b/j.
A propos du programme d'exploration :
-Monte grosso (onshore Italie, MOG 22%)) :
2 partenaires essentiellement : ENI qui détient 60% et TOTAL 11%. MOG détient 22% des droits d'exploration. Notre junior est avec du très lourd. En effet, il est assez exceptionnel de voir une société dont la capitalisation boursière est proche des 100 M. de $ côtoyer des acteurs majeurs du secteur affichant des capitalisations de plus de 100 milliards de $. Le champ prospecté contiendrait + de 280 Millions de barils récupérables ( 2P). Ces derniers ont décidé de forer la zone en décembre 2007 et ont sécurisé une unité de forage spécialisée à ces fins (mise à disposition par ENI). Les chances de succès fixées par MOG seraient de l'ordre de 20%. Le forage est à plus de 6000 mètres de profondeur, ce qui en fait l'un des plus profonds en Europe. Les réserves en 2P attribuables à MOG, sur la base d'un forage concluant, varient entre 60 et 100 M. de barils. Certains analystes estiment que la réussite du forage pourrait aboutir à une offre d'achat émise par ENI sur l'ensemble des droits d'exploitation. La zone de prospection avait été plutôt "prolifique" jusqu'à présent avec la découverte à proximité du plus important réservoir onshore européen (Monte Alpi) exploité par Shell et Eni avec une production de l'ordre de 100 000 b/j. Total détient également dans le secteur "Tempa rossa" avec un profil de production fixé à 50 000 b/J.
-Teboursouk en Tunisie ( onshore, MOG 25%) :
Prospect en Tunisie sur la base d'un partenariat avec Range Petroleum ( opérateur, 65%). Ce dernier fixe les ressources potentielles à hauteur de 100 millions de barils. Selon le dernier document de présentation de la société (Novembre 2007), le forage est prévu pour la fin de l'année 2007. La zone de prospection est, à nos yeux, relativement risquée, le taux de réussite que nous affectons à ce forage est faible.
- Grenade ( onshore, France, MOG 11%)
Réservoir pétrolier découvert par Elf en 1975. Il s'agit de pétrole lourd à très forte densité (10°API). Les quantités de pétrole en place sont estimées à 300 millions de barils par l'opérateur ( Egdon resources). Les autres partenaires sont Sterling Resources 33%, Nautical Petroleum 22%. La difficulté majeure réside dans la mise en exploitation de ce réservoir. Les partenaires envisagent de recourir à des méthodes modernes d'extraction afin d'améliorer le taux de récupération du pétrole en place et de fournir un débit de production stable de pétrole lourd. Nous pensons que les partenaires pourraient recourir, d'une part, à des techniques d'injection de vapeur afin de liquéfier ce pétrole (semblable à la technique SGAD pratiquée à grande échelle au Canada dans le cadre de l'exploitation des sables bitumineux) et, d'autre part, à des techniques de forage avec utilisation de drains horizontaux. Le taux de réussite que nous affectons à cette reprise via process technologique est très faible.
-Zones de prospection à Malte (offshore, MOG 80%) :
Les ressources potentielles sont considérables. Selon un cabinet d'expertise, l'évaluation sur la base de la sismique des réserves 2P en présence d'un forage réussi se monte à plusieurs centaines de millions de barils sur une des zones. Et sur l'ensemble des zones, l'évaluation monte à près d'un milliard et demi de barils en 2P. On pourrait ainsi évoquer un prospect de classe mondiale. Ces zones se situent entre la Libye et Malte. Des majors avaient prospecté il y plus de 15 ans mais n'avaient pas donné suite pour plusieurs raisons. C'est du forage en eau profonde, c'était à l'époque très coûteux (c'est toujours le cas). Face à des prix du pétrole assez bas et aux risques d'échec, ils avaient préféré ne pas s'engager. A fortiori, un contentieux entre la Libye et Malte était né au sujet de la propriété de cette zone de prospection. Cela est revenu finalement à Malte. Le financement d'un tel forage pour une société comme MOG est pratiquement impossible, surtout vu le risque d'échec. Elle est donc partie à la recherche d'un partenaire et celui qui est apparu n'est pas celui qu'on attendait. On attendait ENI, TOTAL et c'est un petit, minuscule opérateur qui a été annoncé, Leni gas and oil.
Cela peut avoir deux significations : La première, ce prospect n'intéresse pas les Majors, trop de risques, elles n'y croient pas. La seconde, elle est un peu plus complexe. MOG a choisi délibérément cette petite structure, Leni gas and oil : En effet, cette société a été crée très récemment par l'un des directeurs de MOG, ce dernier a levé des fonds sur la bourse de Londres et s'est associé avec MOG. L'accord est le suivant : 5 millions de $ versés à MOG, Leni gas fournit la sismique à ses frais et finance 80% du coût du premier forage. En contrepartie, Leni gas récupère 50% des droits d'exploitation. MOG a ainsi externalisé le risque d'échec en majeure partie et écarte une AK importante pour financer le projet. Si le forage aboutit, les deux sociétés pourraient fusionner à terme.
Il semblerait que ce soit le désintérêt des majors qui ait poussé MOG à s'associer avec Leni gas and oil. MOG aurait mandaté Tristone Capital afin de trouver un partenaire, si possible une Major, afin de s'associer pour mobiliser une unité de forage et prospecter la zone. Malheureusement, le mandataire a échoué dans ses multiples tentatives. Les raisons invoquées tiennent au fait que la Libye est en train de mettre sur le marché des blocs adjacents à ceux de MOG, les Majors préférant se focaliser sur ces offres où elles pourront être l'unique propriétaire des droits d'exploration. La relative pénurie d'installations de forage aurait également pesée en défaveur d'un accord. MOG, pour maintenir ses droits d'exploration, s'était engagée à fournir un examen sismique de la zone. Il lui fallait donc trouver un partenaire rapidement. Ceci explique la création de Leni gas and oil, cette dernière versant 5M. de $ à MOG afin d'acquérir une partie du prospect. Cette opération permet à MOG de maintenir ses droits sur la zone, de remplir ses engagements et de compléter le cash dont elle a besoin pour financer ses activités de prospection et de développement, à savoir principalement Ombrina Mare et Monte Grosso.
L'offre de blocs initiée par la Libye se clôture le 16 décembre prochain. Il semblerait que des Majors soient en piste pour acquérir le bloc adjacent à l'exploration. Ceci pourrait déboucher à terme sur un partenariat avec une Major, détentrice des futurs droits sur ce bloc, pour forer la zone monopolisée par MOG et Leni gas and oil.
Sur la base de ces informations, nous estimons que la valeur attribuable à ces droits d'exploration est extrêmement difficile à déterminer. Nous considérons qu'il s'agit en l'espèce d'un éventuel futur forage à très hauts risques dont les chances de succès sont très faibles.
-Valorisation
L'absence de timing de forage "sérieux" explique, semble-t-il, l'atonie du cours depuis son introduction. MOG est entrée sur l'AIM en Novembre 2005 et n'a sécurisé des rigs qu'en Mai dernier ! C'est ce qui explique, selon nous, la léthargie du cours. La faible liquidité du titre n'incite pas les institutionnels à se placer sur la valeur hors cession de blocs par un actionnaire. Ce fût le cas dernièrement lorsque l'un des directeurs de MOG, suite à une levée d'option, a décidé de céder une partie de sa participation à un institutionnel en octobre dernier, à savoir Fidelity, et ceci, afin de la maintenir à l'équilibre.
Le PIC au premier semestre 2006, sur la base d'une réévaluation du prospect maltais a été un feu de paille, ce qui était prévisible, ce qui compte ce sont les réserves de pétrole en 2P.
Ainsi, à l'heure actuelle, le timing de forage se présente comme suit:
-Forage Monte grosso avec ENI et FP en Décembre
-Forage Ombrina Mare en janvier 2008.
-Forage de Teboursouk prévu en septembre mais l'opérateur n'a pas annoncé avoir sécurisé une unité de forage. Ce dernier était prévu au mois d'octobre dernier, nous estimons qu'il devrait avoir lieu dans le courant de l'année 2008.
-Forage du permis de Saint-laurent prévu en Novembre (annonce 26 juillet dernier). A l'heure actuelle, il semblerait qu'il y ait du retard, ce qui est très souvent le cas dans ce domaine, mais l'opérateur n'a pas communiqué depuis. Nous considérons que ledit forage devrait avoir lieu également en cours d'année 2008.
Dans la mesure où les deux prochains forages prévus en Décembre et janvier prochain ne sont pas retardés, les deux actifs fondamentaux de MOG vont entrer dans une période "cruciale" dans les deux prochains mois.
Potentiel de découverte de pétrole en 2P :
-27 M. de barils sur Ombrina Mare
-60 M. de barils sur Monte grosso
-30M. de barils sur Saint-laurent
-20M. de barils en Tunisie.
Soit une exposition dans les 6 à 12 mois à des réserves 2P théoriques de 135 M. de barils. Cela est à mettre en perspective avec la capitalisation boursière actuelle de MOG. Si Ombrina mare est un succès, sa capitalisation boursière devait atteindre les 300 M. de $ selon nous. Si Monte grosso est également un succès, la capitalisation boursière sur le papier de cette société pourrait dépasser le milliard le $.
En conclusion, c'est une société qui opère dans une zone qui, sur le plan géopolitique, est très stable. C'est un atout majeur en cette période de nationalisation des gisements. Cela reste une junior exploratrice avec tous les risques que cela comporte. Les liens étroits que MOG entretient avec ENI sont un élément positif car cette junior profite de la compétence technologique de cette dernière. Rappelons que l'unité de forage mobilisée sur Monte grosso appartient à ENI, c'est donc l'équipe technique d'ENI, spécialisée dans le forage à grande profondeur, qui se chargera d'atteindre les 6000 mètres du prospect. L'unité de forage offshore mobilisée pour le drilling d'Ombrina Mare est également une unité sous contrat avec ENI.
Au titre des participations au sein de MOG, la SPGP détient 5.25% de cette dernière. La SPGP détient également 12% de Leni gas and oil. MOG semble être aussi prisée par Simon Pickard. Voici ce qu'il disait à son propos dans Moneyweek le 27 avril dernier : "Another stock I like is Mediterranean Oil & Gas. It's listed in the UK, but has its operations in Italy, and I think could easily go up three or four times. They have two big projects in Italy and are one of the few oil companies on Aim that make cash, so they won't be back to the market looking for more capital in six months. Unless there is something crooked about the company, it's hard to see much downside - whereas the upside is to my mind very, very substantial."
Pour mémoire, Simon Pickard a rejoint la société genevoise Argos Investment Managers, où il est responsable d'un nouveau fonds spécialisé dans les actions européennes. Il était auparavant en charge de quatre fonds d'actions européennes chez Carmignac Gestion notamment de Carmignac grande europe.
C'est évidemment, Ombrina Mare, dont le rapport risque/potentiel est des plus avantageux, qui nous conduit à prendre position sur cette société à ces niveaux de cours. Même s'il est délicat et difficile de qualifier de "value" une junior pétrolière dont le caractère spéculatif est généralement assez poussé, nous pensons que cette société présente une réelle décote dans un secteur en ébullition. La campagne de forage à venir pourrait venir corriger brutalement cette dernière.
Un lien vers un graph de la valeur mais aussi un petit forum presque inactif, vous y trouverez certaines informations financières :
http://www.iii.co.uk/investment/detail?code=cotn:MOG.L&display=chart&it=le
Je vous invite à visiter le site de MOG, à visionner les derniers PDF de présentation et à lire le document d’admission sur l’AIM market, si le profil de cette société vous intéresse.
http://www.medoilgas.com/presentations/GC_June_2007_Presentation.pdf
http://www.medoilgas.com/releases/MOG%20-%20050606.pdf
http://www.medoilgas.com/releases/MOG%20CPR%20June%202005%20Final%20Rev3.pdf
Enfin une analyse récente de MOG parue dans Equitygrowth:
http://www.equitygrowth.co.uk/reports/NEWSLETTER_June_15_07.pdf
"Mediterranean Oil & Gas (MOG), the Rome based exploration and production junior, has recently announced some highly positive news that will advance two key projects, Ombrina Mare and Monte Grosso. The news relates to agreements withENI to secure drilling rigs for both projects. Appraisal drilling is now expected to commence at Ombrina Mare in early 2008 while at Monte Grosso an exploration well is expected to be spudded in the third quarter. In particular, the latter project is apotential company maker for MOG. Ombrina Mare is MOG’s most advanced major project and is based on the development of a crude oil discovery made by Elf in 1987. Significantly, the concession is 100% owned by MOG. The discovery is located 7kms off the Italian Adriatic coast around 30 kms south of Pescara and a similar distance northwest of Edison’s Rospo Mare oilfield. The water surrounding the discovery is shallow at 20m and the reservoir depth is 2,100m. Best estimates suggest a field with 166m barrels in place and a contingent resource base of 27.5m barrels. In addition, there are two satellite oil prospects and three gas prospects. All told, Ombrina Mare is potentially a highly significant resource for an E&P junior. The main drawback is that the oil is heavy, with an API of only 18 degrees. The planned Ombrina Mare appraisal well will test the two main reservoirs of Mio-Oligocene and Cretaceous age and then penetrate horizontally the main Mio-Oligocene carbonate reservoir. It is envisaged that the appraisal well will ultimately be utilised for development. Post the appraisal, the plan is to commence production in earnest in 2009, with peak rates expected to reach 8,200 b/d based on the best estimate of contingent reserves. Using the high estimate of reserves production could hit 13,650 b/d. Planned production rates compare with about 320 boe/dpresently from MOG’s 18 gas concessions in Italy. Ombrina Mare development costs should be relatively low given the shallow water and the proximity to the coastline. The Adriatic coast south of Pescara is well served by oil industry infrastructure. Monte Grosso, we believe, is MOG’s most interesting medium term prospect. It is located in the Italian Southern Appennines, in the region of Basilicata, to the west of Foggia. MOG has a 22.89% stake in Monte Grosso and is the operator of this high profile project. The joint-venture partners include ENI, Total and Edison. Significantly, Monte Grosso is situated immediately to the north and is on a similar trend to ENI’s Monte Alpi and Total’s Tempa Rossa oilfields. The former is the largest field in main land Western Europe, with production of around 100,000 b/d.Tempa Rossa’s planned production is 50,000 b/d. MOG’s estimates would also point to a substantial field at Monte Grosso. Prospective resources are put at 280m barrels, on a most likely basis, and as much as 2.1bn barrels in a best case scenario. The geological probability of success is estimated at 21.4%. The exploration well will be very deep at 6,900m, which explains its high cost at around€50m. ENI, however, will finance about half the cost. In the event of a major find at Monte Grosso, we believe that ENI will attempt to acquire the project. Outside Ombrina Mare and Monte Grosso, MOG has an extremely active exploration and development programme over the next 18 months. Arguably, the most exciting area of long term exploration potential is MOG’s substantial acreage in Maltese waters. The potential here stems from highly productive analogues in Libyan andTunisian waters. The independent consultants, RPS, have estimated prospective resources of 1.48 bn barrels in MOG’s Maltese blocks. A new 2D seismic survey has recently been acquired and a 20% stake in the blocks farmed out to Leni Oil & Gas for $5m. Drilling is a possibility in the second half of 2008. In the fourth quarter of 2007, drilling is expected to commence on the 25% owned Teboursouk prospect onshore Tunisia and the 11.2% owned Grenade heavy oil project in south-western France. Interestingly, the Guendalina gasfield project off the northern Italian Adriatic coast is now in the development phase. The plan is a tie back to the Tea field and make a connection to the Amelia production platform. First production from Guendalina is scheduled for 2010, at a rate of 5 bcf per annum, which equates to about 2,280 boe/d. MOG’s 2P reserve base, strictly defined, is presently decidedly modest, at 2m boe, and relates to the Italian on and offshore gasfields. On a contingent basis, there source base, using the most likely estimate, is a more significant 35m barrels, with79% stemming from the Ombrina Mare field. We believe at this juncture that the contingent resources are broadly indicative of de facto 2P reserves. Prospective resources are put at a sizeable 1.59 bn boe, on a most likely basis, and 4.46 bn boe on the high estimate. Obviously, these two numbers are highly speculative at this stage. MOG’s cash balance is €16m and the drilling programme, we believe, is comfortably financed into 2008. Significantly, natural gas operations based in Italy are understood to be cash positive. We continue to believe that MOG is one of the most exciting junior E&P plays. The company has massive exploration upside through Monte Grosso and the Maltese concessions and by 2010 production could be running at over 10,000 boe/d. The news flow over the next year or so should be particularly interesting. We believe positive Monte Grosso drilling news could, in fact, result in MOG becoming a bid candidate in 2008. It should be noted that if the Monte Grosso drilling progresses ashoped, MOG could be sitting on 2P reserves of around 100m by the end of 2008. Based on a market rate of $10/barrel, this would equate to a potential valuation of $1bn. The analogy here would be the 2006 acquisition of Hardman by Tullow Oil, where the terms were $9.5/barrel net of cash for 105m of 2P reserves. Significantly, MOG’s exploration activity is being conducted exclusively in areas of low political risk so a sizeable reserve base could command a valuation premium."
10 commentaires:
31.07.2007
Mediterranean Oil & Gas Gets The Go Ahead To Drill The Grenade Heavy Oil Field In Soutwest France
It is highly likely that the full cycle junior exploration and production company Mediterranean Oil & Gas will add to its output before too long. The company, which is listed on London’s AIM, is, as its name suggests, focused on the Mediterranean. It has some modest output - a few million cubic feet a day of gas - from its eighteen concessions in Italy. The concessions are either onshore or in shallow water and are widely dispersed. The onshore resources have been put at 6.7 bcf of gas or 1.1 million boe. As we say, it is a modest resource with modest output, but prices are good in Italy and it is all cash flow.
This output should be enhanced, repeat should be enhanced, in the not too distant future, although nothing is certain in the world of E&P companies. MOG owns an 11.154 per cent interest in the St Laurent oil and gas exploration and exploitation licence in southwest France. The company is partner in the licence with fellow AIM companies Egdon Resources (operator with 33.423 per cent) and Nautical Petroleum (22 per cent) as well as Sterling Resources (33.423 per cent). These partners have recently announced approval has been given for the drilling of the Grenade-3 well on the permit. The licence covers around 650 sq kms of an onshore area located in the Acquitaine Basin, a basin containing some of Europe’s largest onshore oil and gas fields. In particular the licence area includes the unexploited Grenade heavy oilfield discovered by Elf in the 1970s.
Following the acquisition and interpretation of 3D and 2D seismic delineation surveys within the Grenade field’s area, the partnership has re-evaluated the best estimate oil in place for the field to be 300 million barrels of oil. The best estimate is thus a P50 figure, that is a 50 per cent chance that 300 million will be in place. But remember this is heavy oil and recovery levels are usually not high for heavy oil. They can be as little as 10 per cent.
The Grenade-3 well is designed to confirm the oil column and subsequently with a horizontal sidetrack through the main reservoir, to confirm the well deliverability via a production test.
Nautical, although not the operator, is a specialist in heavy oil. Partly through Nautical’s association with Quadrise Fuels, the partners will have access to proprietary technology and a range of possible enhanced recovery methods. With success at Grenade-3, a pilot project is planned using Quadrise Fuels MSAR process and recovery methods which may include CO2 injection and sequestration.
That said, Grenade is unlikely to be company making, but it should add to production and this is what investors like to see in a small E&P concern - enough money to pay the wages before dreaming about the upside. MOG certainly appears to have plenty of upside.
In Italy the company hopes to develop the Ombrina Mare oil discovery which lies just 7 km off the coast in 20 metres of water. The find lies near ENI’s Miglianico discovery and Edson’s giant Rospo Mare field. It could hold up to 64 million barrels. What’s more there are two further satellite oil prospects and three gas leads that could be developed in conjunction with the main field.
The company is also planning to spud a well on the Monte Grosso prospect in the onshore Serra San Bernardo permit in the third quarter. This is a potentially giant field with a high estimate resource number of 2.1 billion barrels.
Earlier this year MOG arranged a farm out of its acreage around Malta for a seismic shoot. The idea is to firm up one or more of the prospect for drilling. These waters are under-explored and are believed to hold extensions of the oil producing structure offshore Libya and Tunisia.
In Tunisia itself MOG is set to participate in an exploration well on the Teboursouk prospect in the southern part of the Madjerda Block in the north of the country. Planning is also underway for a 2D seismic shoot in the northern part of the country. It all adds up to a busy time for MOG.
Rien de bien nouveau mise à part le fait que l'un des actionnaires principaux de MOG a levé une option à hauteur de 3.5M. de £.
Pour conserver une exposition similaire à celle précédent la levée d'option, il a cédé un block de 2.3 M. d'actions à Fidelity ( c'est plutôt rassurant) qui détient 5% désormais du capital.
Dès lors, MOG se retrouve avec un cash en banque de près de 30 M. de $. Cela devrait pouvoir financer la majeure partie des opérations de drilling sur les prochains mois.
L'attente est longue, mais le potentiel de hausse est trés important. Le plus gros risque sur cette valeur étant la trés faible liquidité. Si mauvaise nouvelle il y a, ce sera la chute sévère et brutale.
Laloss
Je table sur une montée du cours de l'action au mois de décembre sur fond d'annonces de lancement du drilling de Monte Grosso et d'Ombrina Mare. La spéculation risque de revenir pendant quelques semaines le temps d'avoir les résultats d'Ombrina mare au mois de février...normalement.
Mise à jour du commentaire le 2 décembre.
Les géants gaziers se disputent les premiers blocs de gaz en Libye
Les géants internationaux du gaz s'affrontent dimanche pour remporter les premiers blocs de prospection en Libye, dans un contexte de concurrence exacerbée marqué par le retour de ce pays sur la scène internationale.
Trente-cinq compagnies, dont Gaz de France et le Britannique BP, se disputent une douzaine de contrats pour la prospection de 41 blocs en mer et dans les bassins de Syrte (Nord), de Ghdamess, Murzek (Sud) et Cyrénaïque (Est), sur une surface totale de 72.500 km2.
Exxon mobil, Shell, Total et Eni (Italie) figurent également sur les rangs, comme Gazprom (Russie) et les Américains Chevron et Pan American Energy LLC.
La Compagnie nationale du pétrole (NOC) qui pilote l'opération a également établi une liste de 21 sociétés qui pourront postuler pour le droit d'investir dans les projets d'extraction, dont Oil India, Japan Petroleum, Nippon Oil, Mitsubishi Corp ainsi que Korea Gas.
La soumission des offres et l'ouverture des plis ont été effectuées dimanche matin dans un hôtel à Tripoli dans une atmosphère tendue et les résultats devraient être annoncés à partir de 14H30 GMT, selon la NOC.
Gaz de France qui importe une grande quantité de son gaz de Libye "souhaite mettre un pied" dans ce pays, selon un responsable de la compagnie.
"La Libye nous intéresse au plus haut point et nous souhaitons y travailler", a déclaré à l'AFP Renato Gurrero-Serreau de la direction exploration et production de Gaz de France.
Lancé en juillet, cet appel d'offres est le quatrième pour l'exploration d'hydrocarbures en Libye, mais le premier portant sur le gaz naturel.
"Ca sera très serré. Les offres seront à un ou deux points de pourcentage près", a observé un responsable pétrolier occidental.
"Le critère principal de réussite est la part de la production que la compagnie s'engage à céder à la compagnie nationale", a-t-il expliqué sous couvert de l'anonymat.
En décembre 2006, lors du 3e round, sept entreprises, dont quatre russes et une chinoise, avaient remporté des contrats pétroliers, en descendant jusqu'à 7,8% de part de production, au grand dam des compagnies européennes plus soucieuses de leur rentabilité.
Certains pétroliers ont même accusé les Asiatiques de dumping, estimant que de telles offres ne fonctionnaient pas sur de seuls critères économiques.
Pour la première fois depuis 40 ans, des pétroliers étrangers avaient remporté des licences en 2005, avec le symbolique retour en force des américains, comme Occidental Petroleum et Chevron Texaco
Lors du second round, même succès, mais les asiatiques, 10 sur 19 sociétés gagnantes, ainsi que la major française Total, s'étaient imposés pour d'autres immenses "blocs".
Riche pays pétrolier, la Libye possède aussi des réserves de gaz naturel estimées à 1.314 milliards de m3, selon les chiffres officiels de l'Opep.
Deuxième producteur en Afrique, avec 1,7 million de barils par jour, ce pays a des réserves d'un pétrole de grande qualité évaluées aujourd'hui à 36 milliards de barils, et qui pourraient atteindre 100 mds, comme le Koweït.
Ce pays qui a vu affluer toutes les compagnies pétrolières du monde avides de brut, après vingt ans de mise à l'écart, pourrait receler beaucoup plus de brut et de gaz, car seul le quart du territoire est couvert par des accords de prospection et de production.
La direction de MOG évoque un forage d'Ombrina d'ici quelques semaines. Il y aurait exactement 3 semaines de retard. Enfin, les choses sérieuses arrivent.
Début du drilling sur Saint-laurent
Egdon Resources Plc is pleased to announce the commencement of drilling operations at Grenade-3, in Egdon's operated St Laurent Permit in SW France Egdon holds a 33.4% interest in the well.
The COFOR MAS 3000 rig completed the rig move on 9 January 2008 and drilling operations commenced at 12.00 hours on 10 January 2008. The Grenade-3 well will take approximately 30 days to reach target depth.
The Grenade-3 well is an appraisal of the Grenade heavy oil accumulation. The discovery well, Grenade Sur Adour-1, was drilled by Elf in 1975 and found a 97m column of 10 degree API oil. Between 1976 and 1985 around 8,000 barrels of oil were recovered from intermittent tests, the well being finally plugged and abandoned during a period of low oil prices in 1985.
An independent report by RPS Troy-Ikoda in 2004 determined that the oil-in-place within the structure was in the range of 68 to 485 million stock tank barrels (MMStb), with a Best Estimate of 221 MMStb. During 2005 the Company acquired 40km of 2D seismic and 12km2 of 3D seismic data over Grenade and, by integrating the new data with both existing reprocessed 2D seismic data and the results of an extensive regional core study, was able to better define the trap. The resultant mapped trap is a large three-way up-dip pinch-out of the reservoir on a low energy carbonate platform. Based on this revised trapping model, Egdon has determined a range of oil-in-place of 95 to 945 MMStb with a Best Estimate of 300 MMstb.
Grenade-3 is a step-out to the Grenade-1 discovery well and will be drilled as a vertical pilot hole designed to confirm the oil column and reservoir distribution. Contingent upon the results of this pilot hole, a horizontal sidetrack will be drilled and completed for a long term production test to be undertaken. The production test would utilise modern completion, pumping and viscosity reduction methods in the horizontal reservoir interval to determine the likely recoverable reserves and commerciality of the Grenade oil accumulation.
Echec sur Grenade. MOG détient 11% du prospect. Les conséquences sont mineures pour MOG mais le cours de bourse s'est effondré suite à cette annonce touchant pratiquement les 1£. C'est evidemment..du grand n'importe quoi. Je conserve intégralement ma position car c'est Ombrina le catalyseur de cette société avec, en arrière-plan, Monte-grosso et le prospect maltais. La poche gaz est aussi sécurisante avec pratiquement un triplement de la production de gaz attendu en 2010.
C'est une valeur solide dans le monde des juniors.
Lancement du drilling de Teboursouk en tunisie. Espèrons que les résultats soient au RDV. Il faut bien avoir en tête que Teboursouk n'est pas le coeur de la valorisation de MOG. C'est Ombrina mare le socle de cette junior. Le drilling de ce dernier est annoncé pour début Mars. Quoiqu'il en soit, la période est trés active avec trois forages en 3 mois pour MOG. Grenade en janvier qui fut un échec. Teboursouk en février et Ombrina en Mars. Monte grosso devrait arriver au mois d'avril/mai. Si l'un de ces forages réussit, le cours de MOG devrait s'apprécier fortement. Sa valorisation actuelle est dérisoire avec un baril proche des 100$.
Ne pas oublier également que MOG envisage, suite à la mise en service de Guendalina, de produire 60 Mscm de gaz en 2010. Le cours actuel du gaz vendu par MOG est de 0,27 euros/scm.
D'ici 2010 soit dans deux ans, MOG devrait totaliser sur la base de ces prix du gaz, un CA de plus de 16 M. d'euros. La marge bénéficiaire sur la vente de ce gaz est trés élevée d'aprés ce que j'ai pu lire. Dès lors, on peut tabler prudemment pour un bénéfice tiré de l'exploitation gazière de l'ordre de 7M. d'euros.
Ramené à la capi de MOG..on voit bien que le risque sur MOG est bien moins grand que sur d'autres juniors. Ce sera un soutien fondamental à LT.
Nautical And Egdon Get Disappointing Results In Their Attempt At Developing The Grenade Heavy Oil Field In Southern France
Now this really is a bit of a surprise. Yes we know the E&P sector of the oil and gas industry is full of surprises but this was no high risk/high reward exploration well. It was not, strictly speaking, an exploration well at all, in terms of being a wildcat. Although the companies involved have described it as exploration well, it was a revisit to an old discovery.
The Grenade-3 well was an appraisal of the Grenade heavy oil accumulation in the St Laurent Basin in southern France. Egdon Resources, the AIM-listed junior which specialises in onshore UK assets, was the operator with a 33 per cent interest. Nautical Petroleum, the heavy oil development company focused primarily on the UK Continental Shelf (UKCS), which is also quoted on AIM, holds a 22 per cent interest, while a third AIM quoted group Mediterranean Oil & Gas was also involved to the tune of 11.154 per cent through its company Malta Oil & Gas.
The discovery well, Grenade Sur-Adour-1, was drilled by Elf in 1975 and found a 97 metre column of 10 degree API oil. This is very heavy oil. Between 1976 and 1985 around 8,000 barrels of oil were recovered from intermittent tests. The well was finally abandoned during a period of low oil prices in 1985.
An independent report by RPS Troy Ikoda in 2004 determined that the oil-in-place within the structure was in the range of 68 to 485 million stock tank barrels (MMStb) with a Best Estimate of 221 MMStb. (This is a P50 figure which suggests that there is a 50 per cent chance of recovering the amount stated.) During 2005 the group acquired 40 km of 2D seismic and some 3D seismic over Grenade. By integrating the new data with both existing reprocessed 2D seismic and the results of an extensive regional core study, they were able better to define the trap. The resultant mapped trap is a large three way up-dip pinch-out of the reservoir on a low energy carbonate platform. Based on the revised trapping model Egdon determined a range of oil in place of 95 to 945 MMStb, with a Best Estimate of 300 MMSTb.
What Nautical brought to the party was that as a heavy oil specialist with links to Quadrise, the company has access to proprietary technology which can enhance the value of heavy oil. Even so even had Grenade 3 been successful, the recovery rate was likely to be low, well under 10 per cent and perhaps a little as 3 per cent.
In the event, the Grenade-3 well was spudded on January 10 2008 and reached a total depth of 2,310 metres on February 10. The target “Vraconian” limestone interval was penetrated 21 metres up-dip of the Grenade-1 discovery well. However, coring and logging have indicated that the target interval had no effective porosity and as such was not hydrocarbon bearing. The well has therefore been suspended whilst detailed analysis is undertaken of the core data and the results fed into the field model.
A dry hole is always disappointing but truth be known the well was not terribly important to Nautical, Egdon or Mediterranean. Certainly the well was not potentially company making or, by extension, company breaking for any of them. Nautical’s broker KBC Peel Hunt, perhaps putting a brave face on things, said: “This is almost an inconsequential asset to Nautical but could still in time be a modest revenue generator for the company. We had 0.3p of our 26.4p/share Core NAV attributed to Grenade and will now remove the value. The costs relating to this well are small and are unlikely to even much of an impact on the company’s income statements.”
Egdon’s CEO Mark Abbot said he is disappointed with the well but adds: “Egdon remain committed to exploration in France and will be focussing on understanding the implications of this well and also progressing our valuation of the multi-TCF potential Audignon Anticline gas prospect also within the St Laurent permit.”
But for the moment Egdon has other development projects to be getting on with. There is a rejuvenation of the Kirkleatham gas discovery (Egdon 20 per cent); the Eaktring Wood abandoned oil field (100 per cent operated interest); and the Waddock Cross oil discovery (PL090) (45 per cent operated interest). These are all onshore the UK and together plus something from Avington in West Sussex could see output increase to 250 boep/d by the end of 2008 against 100 bpd currently.
Mediterranean also has other fish to fry. Grenade could have, and still might, add marginally to output which is currently concentrated onshore Italy. But, coming up, Mediterranean is involved in a development in the shallow waters of the Adriatic called Ombrina Mare, a high impact/high risk drilling onshore Italy called Monte Grosso and a high risk/high reward well onshore Tunisia, any of which could be company making.
Enregistrer un commentaire