Blok L
Pod południowo-zachodnią częścią Bloku L, a w szczególności w obszarze objętym zdjęciem sejsmicznym 3D, zalegają osady o znacznej miąższości (do 4.000 m). Najgłębsze strefy zawierają sekwencję zdeformowanych utworów klastycznych i drugorzędnych utworów węglanowych o wieku w zakresie od górnej kredy do dolnego miocenu. Na skałach tych zalegają młodsze, mniej zdeformowane serie progradujących systemów deltowych o wieku zmieniającym się od średniego miocenu do czwartorzędu. Pułapka może mieć charakter stratygraficzny lub strukturalny, a w większości wypadków będzie mieć cechy obydwóch rodzajów. Najważniejszymi celami prac poszukiwawczych zalegającymi pod terenem Bloku L są mioceńskie formacje Belait i Miri.

Na ogół uznaje się, że połączenie znacznych skupisk wycieków ropy naftowej i gazu ziemnego, podstawowych map geologicznych i interpretacji grawimetrycznych zapewniły pierwszym poszukiwaczom sukces w postaci odkrycia pól Miri, Seria, Jerudong i Belait. W obszarze objętym niedawno wykonanym zdjęciem sejsmicznym 3D w obrębie Bloku L na przedłużeniu antykliny Belait, występuje ponad 50 wycieków gazu skupionych w rejonie Simbatang. BSP wykonało osiem płytkich odwiertów poszukiwawczych w rejonie tego skupiska w latach 1914–1918. Wszystkie z tych odwiertów przewierciły piaskowcowe skały zbiornikowe o dobrej jakości, z objawami gazu i ropy, uznanymi jednak wówczas za nieopłacalne ekonomicznie.
Obiekty poszukiwawcze zidentyfikowane w drodze dokonanej przez KOV interpretacji zdjęcia sejsmicznego 3D po integracji z danymi geologicznymi i danymi z odwiertów dostarczonymi przez pracowników technicznych KOV obejmują:

(a) Lempuyang – Obiekt poszukiwawczy Lempuyang to duże zaburzone trzema uskokami zamknięcie z anomaliami amplitudy sejsmicznej, które mogą wskazywać na obecność ropy lub gazu w każdym ograniczonym uskokami bloku w obrębie obiektu. Główny cel poszukiwań zalega na głębokości 7.900 stóp (2.400 m) w osadach deltowych. Sekcja ta została przewiercona w odwiercie Birau-2, w strukturalnie niższej pozycji w jednym z ograniczonych uskokami bloków w obrębie obiektu. We wspomnianym odwiercie stwierdzono porowate sekwencje piaskowcowe pochodzenia deltowego, o grubości ziarna rosnącej w kierunku powierzchni. Sekwencje te obejmują potencjalną sekcję skały zbiornikowej obiektu poszukiwawczego Lempuyang. Oprócz stwierdzenia obecności skały zbiornikowej, w odwiercie napotkano również cechy wyraźnie wskazujące na obecność gazu oraz niewielką fluorescencję charakterystyczną dla ropy naftowej i odnotowaną w wynikach pomiarów węglowodorów w płuczce wiertniczej i końcowym raporcie z odwiertu. O istnieniu obiektu poszukiwawczego Lempuyang świadczy również nagromadzenie anomalii amplitudy występujących w pozycji strukturalnie wyższej niż odwiert Birau-2 i wykazujących znaczne dopasowanie do struktury.

(b) Languas – Obiekt poszukiwawczy Languas to duże niemal ciągłe zamknięcie zaburzone trzema uskokami, którego obecność potwierdzają wartości amplitudy. Sekcja stanowiąca cel poszukiwań występuje na głębokości 11.500 stóp (3.500 m) w osadach pochodzenia deltowego i zalega na powstałych pod dużym ciśnieniem łupkach formacji Setap, na co wskazuje analiza z zastosowaniem metod stratygrafii sejsmicznej. Sekcja ta nie została przewiercona w żadnym z odwiertów zlokalizowanych w obrębie Bloku L, chociaż w odwiercie BL-18 w obrębie Bloku M położonym na południe od omawianego obiektu dowiercono się do miąższej warstwy czystych piaskowców formacji Ridan, położonej w porównywalnej pozycji stratygraficznej, spójnej z pozycją sekcji skały zbiornikowej oczekiwanej w obiekcie poszukiwawczym Languas.

(c) Letup Letup – Obiekt poszukiwawczy Letup Letup to zaburzone czterema uskokami zamknięcie strukturalne leżące w rejonie Tutong na obszarze objętym zdjęciem sejsmicznym 3D. Należy tu oczekiwać sekcji skały zbiornikowej podobnej do znajdującej się w eksploatowanym złożu Ridan Sands na polu Belait. Struktura jest bardzo słabo urzeźbiona i ma dość dobrą amplitudę sejsmiczną.

(d) Yellow Fin – Obiekt poszukiwawczy Yellow Fin to duże zaburzone trzema uskokami zamknięcie, którego obecność potwierdzają wartości amplitudy. Sekcja stanowiąca cel poszukiwań występuje na głębokości średniej, ok. 2.000 m w formacji Belait. Sekcja ta została przewiercona w licznych odwiertach zlokalizowanych na obszarze, w którym stwierdzono objawy ropy naftowej i gazu ziemnego.

(e) Simbatang South – Obiekt poszukiwawczy Simbatang South to duże zaburzone trzema uskokami zamknięcie, którego obecność potwierdzają wartości amplitudy. Sekcja stanowiąca cel poszukiwań występuje na głębokości płytkiej lub średniej, od ok. 1.600 m do ok. 2.000 m w formacji Belait. Sekcja ta została przewiercona w licznych odwiertach zlokalizowanych na obszarze, w którym stwierdzono objawy ropy naftowej i gazu ziemnego. Skupisko wycieków w obrębie obiektu poszukiwawczego Simbatang leży na północnym skraju obiektu.

Poniżej opisano pozostałe obi

Poniżej opisano pozostałe obiekty poszukiwawcze zidentyfikowane w obrębie Bloku L na podstawie profili sejsmicznych 2D, interpretacji geologicznej i analizy informacji pochodzących z wcześniej wykonanych odwiertów w obrębie Bloku L.

(a) Bubut Extension – Podmorskie pole gazowe Bubut znajduje się w odległości ok. 7 km od rejonu Lumut/Tutong w obrębie Bloku L. BSP wykonało odwiert, w którym dokonano odkrycia Bubut-1 w 1993 r., lecz odkrycie zostało formalnie potwierdzone dopiero w listopadzie 2007 r., gdy BSP wykonało odwiert Bubut-2ST w 2007 r. BSP ogłosiło wówczas utworzenie zespołu zagospodarowania z zadaniem przygotowania zintegrowanej propozycji zagospodarowania pola na potrzeby wstępnego wydobycia gazu w rejonie Bubut-Danau, kierowanego bezpośrednio do zakładu produkcji LNG. Powierzchniowa część odwiertu Bubut-1 znajduje się ok. 500 m a powierzchniowa część odwiertu Bubut-2 – ok. 800 m od granicy Bloku L. Dokonany przez Emitenta przegląd dostępnych danych sejsmicznych sugeruje, że akumulacja gazu Bubut znajduje się częściowo w obrębie Bloku L.

(b) Jerudong – Obiekt poszukiwawczy Jerudong znajduje się w ograniczonym uskokami bloku, który obejmował produkcyjne odwierty Jerudong-2, Jerudong-9 i Jerudong-6. Złożona, zaburzona trzema uskokami pułapka złożowa zawiera zasoby o znanej objętości z opróbkowanym horyzontem złożowym.

(c) Binturan – Obiekt poszukiwawczy Binturan to ograniczone trzema uskokami poprzecznymi zamknięcie przebiegające pod dnem morskim zgodnie z kierunkiem kompleksu naftowo-gazowego Scout Rock wzdłuż grzbietu strukturalnego biegnącego równolegle do antykliny o rdzeniu łupkowym rozciągającej się od pola Champion, przez obiekt poszukiwawczy Point Punyit, do obszaru obiektu poszukiwawczego Jerudong.

(d) Point Punyit – Obiekt poszukiwawczy Point Punyit leży pod dnem morskim w odległości od 3-5 km od obszaru Jerudong wzdłuż tego samego grzbietu o rdzeniu łupkowym, który tworzy ogromne pole Champion. Omawiany obiekt poszukiwawczy, częściowo objęty zdjęciem sejsmicznym 3D, leży na wschodnim skrzydle antykliny, zaś pułapki złożowej należy tam oczekiwać w miejscu poprzecznego zaburzenia uskokowego.

(e) East Muara – Obiekt poszukiwawczy East Maura, położony w Zatoce Brunei, to struktura, która została już opróbkowana. Obiekt jest ograniczoną czterema uskokami poprzecznymi antykliną, przeobrażoną w wyniku inwersji, w obrębie skrzydła wiszącego dużego uskoku nasuniętego, w którym stwierdzono obecność gazu ziemnego.

(f) Skupisko obiektów poszukiwawczych w Zatoce Brunei – Pięć strukturalnych obiektów poszukiwawczych leży na północny wschód, południowy zachód oraz w kierunku zgodnym z odkrytym złożem gazu East Maura. Zespół struktur ograniczonych czterema lub trzema uskokami leży wzdłuż skrzydła wiszącego tego samego dużego uskoku nasuniętego, który doprowadził do powstania kulminacji East Maura.


Poniżej opisano pozostałe obiekty poszukiwawcze zidentyfikowane w obrębie Bloku L na podstawie profili sejsmicznych 2D, interpretacji geologicznej i analizy informacji pochodzących z wcześniej wykonanych odwiertów w obrębie Bloku L.

(a) Bubut Extension – Podmorskie pole gazowe Bubut znajduje się w odległości ok. 7 km od rejonu Lumut/Tutong w obrębie Bloku L. BSP wykonało odwiert, w którym dokonano odkrycia Bubut-1 w 1993 r., lecz odkrycie zostało formalnie potwierdzone dopiero w listopadzie 2007 r., gdy BSP wykonało odwiert Bubut-2ST w 2007 r. BSP ogłosiło wówczas utworzenie zespołu zagospodarowania z zadaniem przygotowania zintegrowanej propozycji zagospodarowania pola na potrzeby wstępnego wydobycia gazu w rejonie Bubut-Danau, kierowanego bezpośrednio do zakładu produkcji LNG. Powierzchniowa część odwiertu Bubut-1 znajduje się ok. 500 m a powierzchniowa część odwiertu Bubut-2 – ok. 800 m od granicy Bloku L. Dokonany przez Emitenta przegląd dostępnych danych sejsmicznych sugeruje, że akumulacja gazu Bubut znajduje się częściowo w obrębie Bloku L.

(b) Jerudong – Obiekt poszukiwawczy Jerudong znajduje się w ograniczonym uskokami bloku, który obejmował produkcyjne odwierty Jerudong-2, Jerudong-9 i Jerudong-6. Złożona, zaburzona trzema uskokami pułapka złożowa zawiera zasoby o znanej objętości z opróbkowanym horyzontem złożowym.

(c) Binturan – Obiekt poszukiwawczy Binturan to ograniczone trzema uskokami poprzecznymi zamknięcie przebiegające pod dnem morskim zgodnie z kierunkiem kompleksu naftowo-gazowego Scout Rock wzdłuż grzbietu strukturalnego biegnącego równolegle do antykliny o rdzeniu łupkowym rozciągającej się od pola Champion, przez obiekt poszukiwawczy Point Punyit, do obszaru obiektu poszukiwawczego Jerudong.

(d) Point Punyit – Obiekt poszukiwawczy Point Punyit leży pod dnem morskim w odległości od 3-5 km od obszaru Jerudong wzdłuż tego samego grzbietu o rdzeniu łupkowym, który tworzy ogromne pole Champion. Omawiany obiekt poszukiwawczy, częściowo objęty zdjęciem sejsmicznym 3D, leży na ws

przepraszam za podwojny wpis

NIE,JA MAM TEGO ŚCIERWA DUŻO, NA KILKU RACHUNKACH,
WIĘC CHCĘ SIĘ Z TEGO UWOLNIĆ.A nie jest to proste
jak wywalam,kurs spada...

Tak, tak. Ale póki co- jest luka. Kolejna :)

Sorry gmx, poproś RGK, jeśli podane jest low 179MMboe to pomnożyć trzeba przez cenę ropy i masz wynik, całkiem spory i tu zastanawiam się, czy nie pomyliłem się z tym MMboe (milion baryłek). Popraw mnie, jeśli się mylę, bo wychodzą jakieś strasznie duże pieniądze licozne w mld $ ,aż mi się nie chce wierzyć.

Okres poszukiwawczy dla Bloku L wynosi 6 lat od daty podpisania Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L i jest podzielony na Etap 1 (cztery lata) i Etap 2 (dwa lata).
W dniu 16 lipca 2009 r., Strony Bloku L i PetroleumBRUNEI podpisały umowę zmieniającą warunki Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L; umowa zmieniająca przewiduje, że Etap 1 wyniesie 4 lata i zakończy się 27 sierpnia 2010 r., po czym nastąpi Etap 2 trwający dwa lata – od dnia 28 sierpnia 2010 r. do dnia 27 sierpnia 2012 r. (obecnie przedłużony do sierpnia 2013).

Etap 1
Do zakończenia Etapu 1 Strony Bloku L są zobowiązane zrealizować następujący minimalny zakres prac: (i) ponowne przetworzenie danych sejsmicznych z co najmniej 1.500 km o ile możliwe jest uzyskanie tych danych; (ii) uzyskanie i przetworzenie danych z badań sejsmicznych 3D z co najmniej 350 km2 obszaru lądowego; (iii) wykonanie co najmniej dwóch odwiertów poszukiwawczych na obszarze lądowym, każdy na głębokość co najmniej 2.000 m oraz (iv) wydatkowanie 4,5 mln USD na prace dodatkowe uzgodnione z PetroleumBRUNEI („Zobowiązania w ramach Etapu 1 Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L‖).
Strony Bloku L są zobowiązane do wydatkowania co najmniej 25 mln USD w trakcie Etapu 1 („Wydatki w ramach Etapu 1 Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L‖), w tym wydatkowanie dodatkowych 4,5 mln USD w ramach Etapie 1 jako warunek zatwierdzenia przez PetroleumBRUNEI Opcji AED South East Asia (zgodnie z definicją w punkcie „Umowa opcji‖).

Etap 2
Jeżeli Strony Bloku L podejmą decyzję o realizacji Etapu 2, wymagane będzie zawiadomienie PetroleumBRUNEI o podjęciu takiej decyzji na piśmie na co najmniej 30 dni przed zakończeniem Etapu 1.
Do zakończenia Etapu 2 Strony Bloku L są zobowiązane zrealizować następujący minimalny zakres prac: (i) uzyskanie i przetworzenie danych z badań sejsmicznych 2D dla co najmniej 500 km z obszaru lądowego oraz danych z badań sejsmicznych 2 D dla co najmniej 500 km z obszaru morskiego; (ii) uzyskanie i przetworzenie danych z badań sejsmicznych 3D z co najmniej 150 km2 obszaru morskiego; oraz (iii) wykonanie co najmniej dwóch odwiertów poszukiwawczych na obszarze lądowym, każdy na głębokość co najmniej 2.000 m („Zobowiązania w ramach Etapu 2 Bloku L‖).
Strony Bloku L są zobowiązane do wydatkowania co najmniej 16 mln USD w trakcie Etapu 2 („Wydatki w ramach Etapu 2 Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku

Brak wykonania zobowiązań

Jeżeli przed zakończeniem Etapu 1 Strony Bloku L nie wypełnią Zobowiązań w ramach Etapu 1 Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L oraz nie zrealizują Wydatków w ramach Etapu 1 Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L, wówczas Strony Bloku L będą zobowiązane do zapłaty na rzecz PetroleumBRUNEI w terminie 30 dni od zakończenia Etapu 1, według uznania PetroleumBRUNEI: a) kwotę równą niezrealizowanym Wydatkom w ramach Etapu 1 Bloku L; lub b) kwotę równą iloczynowi 3.000 USD i łącznej liczby metrów, które Strony Bloku L były zobowiązane odwiercić (2.000 m) lecz nie odwierciły przed końcem Etapu 1.

Zwolnienie
Zgodnie z postanowieniami Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L, w ostatnim dniu realizacji Etapu 1 Strony Bloku L: (a) podejmą decyzję o zwolnieniu 50% obszaru objętego Umową o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L („Obszar Bloku L objęty Umową‖) i rozpoczną Etap 2; lub (b) podejmą decyzję o zwolnieniu całego Obszaru Bloku L objętego Umową. Strony Bloku L mogą starać się o zachowanie 50% pierwotnego Obszaru Bloku L objętego Umową, który są zobowiązane zwolnić („Obszar zachowany‖), jeżeli m.in.: (a) Strony Bloku L wypełniły wszystkie Zobowiązania w ramach Etapu 1 Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L i zrealizowały wszystkie Wydatki w ramach Etapu 1 Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L; oraz (b) w okresie sześciu miesięcy od podjęcia decyzji o zatrzymaniu Obszaru zachowanego Strony Bloku L podejmą z PetroleumBRUNEI negocjacje w zakresie nowej umowy o podziale wpływów z wydobycia w odniesieniu do zobowiązań Stron Bloku L oraz prac, które mają być przeprowadzone na Obszarze zachowanym.
Jeżeli Strony Bloku L nie osiągną porozumienia w zakresie warunków nowej umowy o podziale wpływów z wydobycia w okresie sześciu miesięcy od podjęcia przez Strony Bloku L decyzji o zatrzymaniu Obszaru zachowanego: (a) (i) Strony Bloku L stracą swój udział w Obszarze zachowanym; oraz (ii) Strony Bloku L będą zobowiązane do spełnienia określonych wymogów w zakresie zabezpieczenia i opuszczenia terenu prac w ramach Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L w odniesieniu do Obszaru zachowanego; oraz (b) spółka PetroleumBRUNEI będzie mogła dysponować Obszarem zachowanym według własnego uznania.
W ostatnim dniu realizacji Etapu 2, Strony Bloku L zwolnią cały Obszar Bloku L objęty Umową niewykorzystywany na potrzeby zagospodarowania złóż ropy oraz gazu ziemnego. Ponadto, w wypadku wystąpienia określonych zdarzeń Strony Bloku L mogą podlegać dodatkowym zobowiązaniom w zakresie zwalniania terenu.

Arbitraż
Spory, których nie można rozstrzygnąć polubownie będą rozstrzygane w drodze arbitrażu w Singapurze, zgodnie z Zasadami Arbitrażu Międzynarodowego Centrum Arbitrażu w Singapurze (ang. Singapore International Arbitration Centre).

ziemnego na pokrycie kosztów Umowy o podziale wpływów, wówczas kwota przekroczenia zostanie przeniesiona do puli Gazu ziemnego stanowiącego zysk z tytułu Umowy o podziale wpływów.

Podział wydobycia
Łączna ilość Gazu ziemnego stanowiącego zysk z tytułu Umowy o podziale wpływów jest alokowana kwartalnie pomiędzy Strony Bloku L w następujący sposób:
2 bln stóp sześciennych lub mniej: 50% Strony Bloku L; 50% PetroleumBRUNEI
Ponad 2 bln stóp sześciennych: 40% Strony Bloku L; 60% PetroleumBRUNEI
KOV będzie przysługiwało prawo do swojego 40% udziału w łącznym udziale przypadającym przypadającego na Strony Bloku L.
Płatność nadwyżki przychodów
W każdym kwartale, w którym Strony Bloku L odzyskają z Puli gazu ziemnego na pokrycie kosztów wszystkie poniesione przez siebie koszty prac poszukiwawczych i koszty rozpoznania złóż, a cena Japanese Crude Oil Cocktail (ustalona zgodnie z warunkami Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L) („Skorygowana cena Japanese Crude Oil Cocktail”) przekroczy poziom 58 USD za baryłkę („Cena graniczna gazu ziemnego w ramach Umowy o podziale wpływów z wydobycia‖), Strony Bloku L dokonają na rzecz PetroleumBRUNEI płatności nadwyżki przychodów („Płatność nadwyżki przychodów z gazu ziemnego ropy w ramach Umowy o podziale wpływów z wydobycia‖). Płatność nadwyżki przychodów z gazu ziemnego w ramach Umowy o podziale wpływów z wydobycia będzie równa 50% nadwyżki Skorygowanej ceny Japanese Crude Oil Cocktail nad Ceną graniczną gazu ziemnego w ramach Umowy o podziale wpływów z wydobycia, podzielonej przez miarę konwersji określonej w Umowie o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L. Cena graniczna gazu ziemnego w ramach Umowy o podziale wpływów z wydobycia będzie korygowana corocznie o wskaźnik cen konsumpcyjnych w USA (zgodnie z definicją w Umowie o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L).
Warunki dotyczące ropy naftowej oraz gazu ziemnego
Opłata eksploatacyjna wnoszona na rzecz rządu
Wydobycie brutto ropy naftowej lub gazu ziemnego podlega opłacie eksploatacyjnej na poziomie 12,5%, płatnej w naturze na rzecz PetroleumBRUNEI.

Podatek dochodowy
KOV jest zobowiązany do zapłaty podatku dochodowego na rzecz rządu Brunei naliczanego według stawki 55% od przypadających na KOV zysków podlegających opodatkowaniu na mocy Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L. Efektywna stopa opodatkowania jest zależna od wielkości wydobycia i waha się od 10,31% do 13,06% z tytułu wydobycia gazu ziemnego i od 6,05% do 10,59% z tytułu wydobycia ropy naftowej.

Badania i rozwój
Strony Bloku L zobowiązały się zapłacić na rzecz PetroleumBRUNEI opłatę badawczo-rozwojową w wysokości 2% wartości rynkowej: (a) Ropy na pokrycie kosztów Umowy o podziale wpływów z wydobycia dla Bloku L oraz Gazu ziemnego na pokrycie kosztów Umowy o podziale wpływów i (b) udziału Stron Bloku L w Ropie stanowiącej zysk z tytułu Umowy o podziale wpływów i Gazie ziemnym stanowiącym zysk z tytułu Umowy o podziale wpływów.

Mioduski na CNBC, chcą wejść na AIM pokazując nowe aktya, "coś szczególnego".
simbalo - papierowe straty są najlepsze z punktu widzenia właściciela, to jest tylko strata rachunkowa, bo o wiele bardzie ważne są przepływy gotówkowe.
Jeszcze jedno, cash z Ukrainy zaspokaja potrzeby finansowe KOV, to bardzo pozytywna wiadomość,bo wejście na AIM będzie mozna odbierać jako pokazanie nowego aktywa/-ów.

Dlatego wypad na Petrol i na BOMI, bo tam chyba jesteś guru giełdy?