MGX Minerals entwickelt 110.000 Acres großes Petrolithiumprojekt in Paradox Basin (Utah) weiter

Vancouver (British Columbia), 15. Dezember 2017. MGX Minerals Inc. (CSE: XMG, OTCQB: MGXMF, FKT: 1MG) („MGX“ oder das „Unternehmen“) freut sich bekannt zu geben, dass die erste Bodenuntersuchung als Vorbereitung für eine detaillierte seismische 3-D-Untersuchung beim Petrolithiumprojekt Utah (das „Projekt“) kurz vor dem Abschluss steht. Die Untersuchung des Projekts umfasst etwa 9.000 Quellpunkte. Dieses Modell wird geologische Formationen und Strukturen unterhalb der Oberfläche beschreiben, die günstig für Ansammlungen von Öl und Gas sowie von lithiumsolehaltigen Formationen sind.

Das Projekt befindet sich neben dem Ölfeld Lisbon Valley im Paradox Basin (Utah), das einen historischen Solegehalt von nicht weniger als 730 Teilen Lithium pro Million ergab (ppm, Superior Oil 88-21P) und eine frühere Ölproduktion von über 50 Millionen Barrel aufwies. Der gesamte Landbesitz des Unternehmens umfasst über 110.000 Acres an Öl- und Gaskonzessionen sowie 118.000 Acres an größtenteils darüber liegenden Mineralschürfrechten, einschließlich 80.380 Acres an modularem bundesstaatlichem, staatlichem und privatem Land innerhalb der Blueberry Unit („Blueberry“), wo MGX den überwiegenden Großteil der Mineralschürfrechte kontrolliert. Dies ist das erste umfassende, ganzheitliche Erdöl- und Lithiumprojekt, das jemals in den USA entwickelt wurde.

System NFLi-5 zur raschen Lithiumgewinnung

MGX und sein technischer Partner PurLucid Treatment Systems („PurLucid“) stehen kurz vor dem Abschluss der ersten kommerziellen Anlage zur raschen Lithiumgewinnung und führen zurzeit Fluss- und Drucktests durch. MGX erwartet die Übergabe und die Inbetriebnahme für Januar 2018 (siehe Pressemitteilung vom 6. Dezember 2017 - https://www.mgxminerals.com/investors/news/2017/298-mgx-minerals-and-purlucid-treatment-solutions-announce-initial-commissioning-of-rapid-lithium-recovery-system-deployment-site-and-water-processing-contract.html). Dieses System ist in der Lage, bis zu 750 Barrel (120 Kubikmeter) pro Tag zu verarbeiten und fungiert als kommerzielle Plattform für die ersten 7.500 Barrel (1.200 Kubikmeter) pro Tag, die nun aufgebaut werden. Diese Technologie wurde in der Pilotanlagenphase seit Juli 2017 bei allen Arten von lithiumhaltiger Sole im gesamten umfassenden Projektportfolio des Unternehmens ausführlich getestet, einschließlich Evaporator Blowdown-Abwasser mit hohem Kohlenwasserstoffgehalt von der SAGD-Ölsandproduktion, herkömmlichen Abwassers, herkömmlicher Lithiumsole und Abwasserkonzentrate mit hohem Magnesiumgehalt von Minenberge als Quellen in ganz Nordamerika. Mit fortschreitender Entwicklung des Petrolithiumprojekts Paradox von MGX werden Systeme zur Kohlenwasserstoffabscheidung und Mineralgewinnung eingesetzt. Das Projekt basiert größtenteils auf der patentierten und zum Patent angemeldeten Technologie zur raschen Wasseraufbereitung und Lithiumgewinnung, MGX-PurLucid, das in der Lage ist, komplexe Solen in Zusammenhang mit der Öl- und Gaserschließung zu verarbeiten, die sauberes Wasser als Nebenprodukt produzieren, um Kosten in Zusammenhang mit der Wasseraufbereitung und -entsorgung zu senken und der Öl- und Gasbranche eine innovative Lösung für sauberes Wasser bereitzustellen. Es gibt Hinweise darauf, dass die unkonventionelle Öl- und Gaserschließung von einem hohen Gesamtanteil an gelösten Feststoffen sowie von den Herausforderungen und Kosten der Wasseraufbereitung verhindert wurde.[1]

Ganzheitliche Petrolithiumtechnik

SigmaCubed aus Denver (Colorado) hat erste technische Studien durchgeführt, wobei gleichzeitige (Sole / Öl und Gas) Produktionsszenarien modelliert wurden, um Sole und Öl aus einem einzigen Bohrloch zu fördern. Für die unterschiedlichen Szenarien wurden Vorkommensimulationen durchgeführt, um die Empfindlichkeit der Ergebnisse hinsichtlich der Input-Annahmen zu ermitteln. Es gibt im Wesentlichen drei Variablen: die horizontale Länge (Fuß), die Nettohöhe des Vorkommens (Fuß) und die Durchlässigkeit (Millidarcy). Für ein vertikales Bohrloch wurde ein Basisfall durchgeführt. Die Produktionsraten (BWPD) wurden anschließend für unterschiedliche Kombinationen dieser drei Variablen berechnet. Zum Zweck dieser Studie wurde beim Perforationsintervall ein Rückgang des Druckunterschieds von 1.500 psi angenommen. Ein Druckabfall bei allen Perforationen kann durch unterschiedliche Produktionsmethoden erzielt werden (z. B. Stangenpumpe, Gasförderung, Hydraulikpumpe, Strahlpumpe usw.). Die Studie kam zum Ergebnis, dass es keinen Unterschied macht, wie der Druckunterschied erzielt wird – letztenendes sind es die Bedingungen des Vorkommens, die die Produktionsvolumina bestimmen. Zum Zweck dieser Studie wurde auch die Rohrgröße auf eine Verrohrung (2 7/8“ O. D.) reduziert – in erster Linie weil das 2 7/8“-Rohr mit einer 5 1/2“-Produktionsverrohrung zu den gängigsten Bohrlochkonfigurationen der Erdölbranche zählt. Nach der Prüfung der Studienergebnisse wurde es immer offensichtlicher, dass es zahlreiche Variablenkombinationen gibt, die aus der Untersuchung von nur einer Rohrgröße resultieren. Die Ergebnisse dieser Studie können nach oben oder unten angepasst werden, um relative Produktionsvolumina für 2 3/8“- oder 3 1/2“-Rohrstränge zu erzielten.

Es wurde ermittelt, dass die produzierte Wasserdichte, der API-Grad des Öls und die Wasser-Öl-Verhältnisse negative Auswirkungen auf die gesamten Produktionsvolumina haben. Diese Variablen würden bei der Schwankung des produzierten Flüssigkeitspegels im Bohrloch die größte Auswirkung haben. Zum Zweck dieser Studie wurde eine vollständige Säule mit 100 Prozent Erdölsolewasser mit einem Gewicht von 11,0 ppg angenommen.

Annahmen

Durchlässigkeit von 10 md

55‘ h netto

7.000‘ TVD

2 7/8“-Rohr bei 7.000‘ TVD MD

4 1/2“-Rohr seitlich bei 7.000‘ TD

Druckunterschied von 1.500 psi

Abfall bei Perforationen

Das Hauptaugenmerk weiterer technischer Arbeiten wird auf die Auswirkung einer Verrohrung mit größerem Durchmesser, die damit in Zusammenhang stehenden Kosten pro Barrel, beginnend mit 7 1/2“, sowie auf die Erwägung von Techniken und Größenordnungen gerichtet sein, die zurzeit bei geothermalen Solebohrlöchern angewendet werden.

Geologie von Lisbon Valley und Paradox Basin

Das Feld Lisbon Valley weist etwa 140 Bohrlöcher auf. Laut den Produktionsstatistiken des Rohstoff-, Öl-, Gas- und Bergbauministeriums von Utah (Utah Department of Natural Resources, Oil, Gas and Mining Division) beläuft sich die gesamte Produktion während der Lebensdauer des Ölfelds Lisbon Valley auf 51,4 Millionen Barrel Öl (Stand: Juni 2017) (Oil Production by Field, Utah Department of Natural Resources, Division of Oil, Gas and Mining, Juni 2017, klicken Sie hier - https://oilgas.ogm.utah.gov/oilgasweb/statistics/oil-prod-by-fld.xhtml) . Das Paradox Basin wurde von USGS als eines der größten unerschlossenen Öl- und Gasfelder der USA bezeichnet (Assessment of Oil and Gas Resources in the Paradox Basin Province [...], USGS, 2011, klicken Sie hier - https://pubs.usgs.gov/fs/2012/3031/FS12-3031.pdf). MGX erwirbt zurzeit eine 75-Prozent-Arbeitsbeteiligung am Projekt, wobei die restliche Beteiligung in erster Linie von einem privaten Unternehmen aus Utah (der „Paradox-Partner“) kontrolliert wird. Der Paradox-Partner wurde von MGX als Subunternehmen für das Projekt beauftragt (siehe Pressemitteilung vom 23. März 2017 - https://www.mgxminerals.com/investors/news/2017/253-mgx-minerals-acquires-110-000-acres-of-paradox-basin-utah-oil-and-gas-leases.html ).

Das Projekt beherbergt geschätzte vielversprechende Ressourcen gemäß National Instruments 51-101 („NI 51-101“), bestehend aus Pachtgrundstücken und Lizenzgebührenbeteiligungen in San Juan County (Utah) und Miguel County (Colorado). Die Schätzung wurde von Ryder Scott Company LP („Ryder Scott“), einem unabhängigen qualifizierten Reservenbewertungsunternehmen gemäß National Instrument – Standards of Disclosure for Oil and Gas Activities („NI 51-101“) per 30. Juni 2017 erstellt. Die Schätzung wurde gemäß NI 51-101 und dem Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook durchgeführt.

Geschätzte Bruttovolumina

Risikofreie vielversprechende (förderbare) Kohlenwasserstoffressourcen

Pachtgrundstücksbeteiligung in San Juan County (Utah) und San Miguel County (Colorado) von

MGX MINERALS INC.

Stand: 30. Juni 2017

* KW – Kommerzialisierungswahrscheinlichkeit = Entdeckungswahrscheinlichkeit × Erschließungswahrscheinlichkeit

Qualifizierter Sachverständiger

Der technische Teil dieser Pressemeldung wurde von Andris Kikauka (P. Geo.), Vice President of Exploration von MGX Minerals, geprüft. Herr Kikauka ist ein dem Unternehmen angehörender qualifizierter Sachverständiger gemäß den Richtlinien der Vorschrift National Instrument (N.I.) 43-101.

MGX kann beschließen, seine Lithiumprojekte in die Produktion zu überführen, ohne zuvor die Mineralressourcen mit Unterstützung durch einen unabhängigen technischen Bericht oder die Durchführung einer Machbarkeitsstudie zu ermitteln. Eine Produktionsentscheidung ohne Unterstützung durch einen technischen Bericht mit einer unabhängigen Ermittlung der Mineralressourcen oder -reserven und ohne Machbarkeitsstudie, mit der die wirtschaftliche oder technische Rentabilität nachgewiesen wird, ist mit erhöhter Unsicherheit und einem höheren Risiko des wirtschaftlichen und technischen Scheiterns verbunden. Historisch betrachtet, gehen derartige Projekte mit einem weitaus höheren Risiko des wirtschaftlichen oder technischen Scheiterns einher.

Über MGX Minerals

MGX Minerals ist ein diversifiziertes kanadisches Ressourcenunternehmen mit Beteiligungen an Material- und Energieaktiva in ganz Nordamerika. Erfahren Sie mehr unter www.mgxminerals.com.

Kontaktdaten

Jared Lazerson

President & CEO

Telefon: 1.604.681.7735

Web: www.mgxminerals.com

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[1] Analyse eines Querschnitts von Long Cane Creek: New Insight into an Unconventional Tight Oil Resource Play, Paradox Basin, Utah, Whiting Oil & Gas Corp., 2010