tar du med india, kina etc så snakker vi om 70m bbls. Samme som verden forbruker på 18 timer. Sier litt om hvilken posisjon oljemarkedet er i. Tror dette kan løfte langtidsprisen.

Brandon & co er desperat .
E24: «Tross bekreftelsen fra Det hvite hus om at president Joe Biden vil slippe ut 50 millioner fat olje ut i markedet fra de strategiske oljereservene står oljeprisen i ro.»

Husk cc kl 1400

Oppdatert analyse fra DNB med ny TP på 26kr. Forrige TP var 28kr.

Inntektene for DNB sitt 2022 estimat er marginalt noe bedre enn 2021 estimatet deres pga gass løft problemene.

Ledelsen må ha første prioritet og få optimalisert produksjonen på Dussafu.

Har BW Opportunity det som trengs for gass eller kan greit ombygges, er den godt egnet for Golfinho Pakke-1, som omfatter Golfinho, med olje og gass, Canapu Gas Field og exploration blokken. Tre assets i en pakke.

Det var sagt i sin tid at Oppertunity skal bli brukt for Kudo. Denna har gaskomprossor.
Polvo ble kanditat nr 1 når denne ikke fikk forlenget kotrakt og BWO da valgte å skrape Berge Helene som var tiltenkt FPSO for Maromba når BWO eide BWE.

nøkkelen for de neste 6 månedene ( i tillegg til oljeprisen) blir gasspumpen. Tar det virkelig 9-12 måneder og bygge en slik pumpe? Må den skreddersys? Med tap av 5000 fat per dag (minimum) så kan man gjerne betale ekstra for 24/7 arbeid. Tapte inntekter på 300.000-500.000 USD per dag. Er det noen ingeniører på forumet som kan gi oss litt detaljer?

Fluefiskeren, jeg leser hva du skriver - bidrag er innsendt, så får vi se om mine spørsmål tas opp.

Ha meg unnskyldt at jeg dveler ved Golfinho, men er meget viktig for alle.

Kan dette være fremtidig FPSO på Golfinho, om ikke Saipem kontrakten beholdes?

BWO: SER TO KANDIDATER FOR REDEPLOYERING OG TRE SKRAP-KANDIDATER

Oslo (Infront TDN Direkt): BW Offshore har snevret ned redeployeringsmulighetene for fartøyene som ikke er på kontrakt, og ser to mulige kandidater for aktiv tjeneste, mens tre fartøy ventes skrapet i løpet av de neste 6-12 månedene.

Det fremgår av selskapets kvartalspresentasjon tirsdag.

Under dagens kvartalspresentasjon sier finansdirektør Ståle Andreassen i BW Offshore at man nå har snevret ned den delen av flåten som ikke er på kontrakt i dag, når det kommer til hvilke fartøy man vil prøve å få inn i tjeneste igjen og hvilke som skrapes.

FPSO Polvo og BW Opportunity trekkes frem som redeployeringskandidater, mens BW Athena, BW Cidade de São Vicente og Umuroa som alle ligger i kaldt opplag, har blitt indentifisert som fartøy man vil skrape..

"Et meget viktig punkt:

• Ensuring operational cash flow to fund new projects and future shareholder returns

Tidligere het det significant cash flow"

Significant cash flow er en settning som alltid blir brukt av BW Offshore. Les eksempelvis Pressrelase av BW Idelo, eller Barbosa prosjektet..."Generate significant cash flow"....

Nå er ikke lengre BWO største eier av BWE og BWE/BWG setter sin egen strategi.

Q/A; « Dussafu production averaged approximately 9,000 barrels of oil per day from four
wells, amounting to a total gross production of 0.8 million barrels of oil in
the quarter.» er dette den totale produksjonen fra 4 brønner ?
2. to liftings i 4q. Hvor stor blir den siste i romjulen? Og betaling i januar , dvs rimelig svakt 4q også? (Manglende betaling på 4q regnskapet /årsregnskapet vil ikke bli godt mottatt av bwe/pen aksjonærene.
3. var disse produksjonstallene/utfordringene kjent for bwo (som eier adolo…=ja) da de solgte posten i bwe ?
4. hvem er kjøper av denne posten ?

Håper på gode spørsmål ang. Golfinho og annen M&A under Q/A runden. Jeg har ikke fulgt med på disse tidligere, men i PEN pleier de å være veldig bra. Ofte mye info her som ikke ble nevnt i selve presentasjonen. Theodor pleier å ha bra spørsmål, men vet ikke om han følger BWE like tett som PEN.

Dette med ett års leveringstid på en kompressor var en strek i regningen ja. Tydelig ikke at de har sett problemstillingen før den var der.

Det er ikke godt å vite sikkert hva som er riktig. De skriver 2022 to steder i presentasjonen. Noen rapport har de jo ikke. Ser ut til at de bare utarbeider det halvårlig.

Det burde vel noen spørre om på conference call hvis de har lagt merke til det. Det kan hende at Arnet eventuelt retter det når han holder presentasjonen. Da synes jeg han bør forklare hvorfor det i såfall er forandret.

Takk og amen.

Kingiscash, enig i det du sier her. Det er nå Namibia trenger mer kraft og før myndighetene satser på hydrogen. Ingenting er bedre enn å gjøre Kudu om til "nåtid". Bra å få Kudu inn i verdikjeden.

Meld Golfinho Pakke-1 og la showet begynne, sier nå jeg.

Har købt flere i dag. Tror på Brasilien. Mon ikke Arnet tror det samme?

ser forøvrig at Pareto melder at FID er utsatt fra Q1 2022 til 2022, men de har sikkert gjort samme feilen. Blir nok avklart i confcallen i dag.
Ellers senker de estimatet fra 16000 til 11600 for Dussafu.

Godt poeng Kingiscash. Videre tror jeg fremdeles at med FID Q1 2022 for Maromba og som selskapet nå melder ifm. FPSO Polvo - at det forberedes for ombygging - til Maromba, at dette prosjektet ser dagens lys med first oil i H2 2023. Dvs. dividende, om gudene vil, slår inn fra samme tidspunkt. Dette med dividende og prognoser for noe slikt er egentlig noe vås. Slik denne oljebransjen er innrettet - med uforutsigbar oljepris, vil det være helt umulig å estimere eller gi guiding for ett år eller mer frem i tid.

tok utgangspunkt i presentasjonen, der står det 2022, men i meldingen har du rett i at det står q1.

For Kudu så ser det ut til at prosjektet er mindre enn det som indikeres i media eller så er utbyggingen planlagt i flere faser. Det planlegges å bygge selve kraftverket på en flåte (barge) nær kysten med kraftledning til det lokale strømnettet. Kapasitet på 280MW base load og 170 MW peak. Kan bygges på 18-24 måneder, trenger bare en PPA med myndighetene og siden anlegget bare taues på plass så er prosessen mye raskere enn onshore der selve reguleringsprosessen kan være lang. Dette kan finansiere utbyggingen av Kudu og åpne for salg av gassen til Sør Afrika eller bygge en større kraft stasjon senere. En annen mulighet kan være å bruke jack upen som er ledig i stedet for bargen. Men mulig prosessen er litt mer komplisert enn med en barge. Oppsummert: et ganske rett fram prosjekt som vil være en grei start for utbyggingen av Kudu. Lav risiko, grei økonomi på kort sikt og stor oppside på lang sikt.

Hvor har du det fra? 9000 bopd er jo produksjonen i Q3 med trøbbel og 4 brønner. Nå er det 6 brønner pluss en nitrogengenerator. Hvorfor skulle ikke produksjonen stige over 9000 bopd? De meldte jo tidligere at den hadde steget, og det var før de to siste brønnene var koblet til.

Kjedelig med gas lift og egentlig noe snodig at selskapet havner i denne situasjonen. Vel, nå er det jo partnere med, så all skyld kan ikke BWE ta alene.

Dette endrer ikke potensialet til gross ~40.000 f/d på Dussafu etter Hibiscus/Ruche first oil i Q4 2022.

Selskapet melder om RBL, er innstilt på å skape gode aksjonærverdier og "ensuring operational cash flow to fund new projects". Det sistnevnte er med gas lift problemene for 2022 vesentlig endret. Eneste årsaken til at jeg tror BWE nevner vekstpotensialet via cash flow, må ligge i et eller annet innen M&A, dvs. kjøpe ny produksjon. Dette har også selskapet en utmerket mulighet til å gjøre med null gjeld og tilgang til funding.

Fremsetter en påstand:

Mye tyder på at BWE er i ferd med å posisjonere seg i Brasil. Min mening er at vekstpotensialet Gabon vs. Brasil utlignes, muligens medfører operasjoner i Brasil enda større engasjement og viktighet for BWE på sikt enn Gabon. Big Oil går til Brasil og jeg tror faktisk at BWE gjør ditto. .

Du husker feil ja. Ingen forandring her. Det står krystallklart:

« The Field Development Plan was approved by the
regulator (ANP) in August 2020 and final investment decision is planned by the
first quarter of 2022.»

god oppsummering, Gunnarius! Ellers ser jeg at Maromba FID i q1 2022 nå er endret til 2022 uten nærmere spesifisering, hvis jeg ikke husker feil. Ikke mye å glede seg over, men heller ikke mye som er priset inn.

Det er ikke brønnenes kapasitet det står om, men større compressor (gas lift). Ny kompressor er bestilt, men vil bli installert i Q4 2022. Inntil da fortsetter BWE med å optimalisere produksjonen. Fra Q2 til Q3 har BWE redusert 2021 produksjonen fra ~¨4.7 mill. til ~4.1 mill. Olja ligger der, men venter noe lenger på å bli løftet.

‒ Installed well capacity ~19,000 barrels - lack of gas lift capacity will continue to defer production

Hva som vil få helt avgjørende betydning for BWE aksjen i et kort og lengre perspektiv:

Produksjonen må generelt sett opp. For resterende del av 2021 og stor del av 2022, vil med dagens gas lift ikke produksjonen komme opp mot å takle ~¨19.000 fat med olje. Imidlertid fortsetter BWE å optimalisere og gjøre forbedringer, slik at trolig kan det produseres noe mer enn dagens setting.

Det mest interessante denne gang er at ifm. Outlook så gir BWE oss føringene. Det blir mye boring i 2022. Utover Field work, Hibiscus/Ruche, åpner selskapet opp for inntil 2 exploration wells within the overall drilling programme.

BWE kan nå ikke fullt tut stole på samme nivå på cash flow som tidligere. Selskapet synes å ha tatt grep, for som det heter i Q3 under Outlook, Corporate:

• Progressing RBL financing

Dette er nytt i Q3 vs. Q2 og de seneste Q-rapportene. Tidligere spesifiserte og guidet BWE om RBL, men nå har tydeligvis selskapet gjenopptatt og vil formalisere. Inntil rundt USD 300 mill. har det vært skissert tidligere, trolig tilsvarende nivå nå.

Et meget viktig punkt:

• Ensuring operational cash flow to fund new projects and future shareholder returns

Tidligere het det significant cash flow.

Dette betyr trolig at selskapet fortsetter med å optimalisere produksjonen, men også at RBL kan benyttes til å kjøpe ny produksjon. Gitt Dussafu for stor del av 2022 vil produsere noe lavere enn tidligere antatt, melder behovet seg i enda sterkere grad for å inngå deal med Petrobras ifm. Golfinhp Pakke-1. Det er dette som jeg fremdeles tror vil skje. Som selskapet sier: • Ensuring operational cash flow to fund new projects and future shareholder returns – kan også tolkes I en M&A setting, dvs. skape gode aksjonærverdier.

Arnet har nok visst om denne gast lift problemstillingen før han sist kjøpte egne aksjer 28. oktober. Det må være noe annet som begeistrer vår CEO.

Lander BWE en RBL og kjøper Golfinho Pakke-1, så vil BWE fremstå i et helt annet lys, samt kunne innfri og skape gode aksjonærverdier. Husk at produksjonen på Golfinho i seg selv er rundt 15.000 fat per dag. Ja, dette blir å spekulere i om dette skjer, men det et slikt valg en aksjonær må ta. Valget er ens eget.

22,40. Kan være røverkjøp

Vel negativt nå men enig i at det ikke står til forventningene.

Om en ser litt på det positive - en leverer Tortue fase 2 45musd under budsjett.
Og redusert produksjon er rundt 1.000 fat pr dag? 45musd utgjør 562 dager med 1.000 fat til 80$.

Forstår bedre nå hvorfor BWO hadde slik hastverk med nedsalg samt godtok den saftige rabatten.

ja , ser ut til at 2022 blir et laaangt år. det blir selvsagt lavere kursmål og lav interesse. Bare og legge den i skuffen, men noen skal nok ut de nærmeste dagene.

En ganske formidabel utsettelse, får store konsekvenser. Produksjon på bare 9k ut hele 2022. Får stor konsekvenser for både bwe og pen

Ser ut til at manglende gas lift har større innvirkning enn forventet, produksjonsøkning utsatt 12 måneder.

• Gas lift limitations to continue to defer production until
capacity increase in Q4 2022

Husk CC kl 1400

E24; "BW Energy i minus

Oljeselskapet BW Energy endte tredje kvartal med et nettotap på 10 millioner dollar og et driftsresultat før av- og nedskrivninger (ebitda) på pluss 8,3 millioner dollar.
Ebitda-resultatet var et kraftig fall fra 47 millioner dollar i andre kvartal i år, fremhever selskapet.
Nedgangen i ebitda skyldes at det ikke var noen løftinger i tredje kvartal 2021. I november har det vært en løfting, og en løfting er planlagt for desember.
Selskapet melder samtidig at den totale Dussafu-produksjonen for helåret 2021 er ventet å være på 4,1 millioner fat."

Overskriften FA (måtte komme) ; Tapte penger i tredje kvartal
BW Energy fikk et resultat etter skatt på -10,3 millioner dollar.

Production cost (excluding royalties) was approximately USD 36 per barrel.

3Q er skremmende dårlig. Får trøsteoss med alt "bare" er en kraftig utsettelse. Oljen ligger der :)

Her er fremtiden;

The 2019 discovery of Hibiscus with 2P gross recoverable reserves of 46.1
million barrels combined with the previous Ruche and Ruche North East
discoveries provide a solid foundation for the current Hibiscus/Ruche
development. Project execution is on track with the Hibiscus Alpha conversion
progressing ahead of plan with placement underway for all major contracts and a
first-oil target in late 2022.

In October, the Company was provisionally awarded operatorship of two blocks in
the 12th Offshore Licensing Round in Gabon. The award is subject to finalising
the production sharing contracts (PSC) with the Direction Generale des
Hydrocarbures (DGH) in Gabon. The blocks G12-13 and H12-13 are adjacent to BW
Energy`s Dussafu licence. They will be held by a consortium with BW Energy as
operator (37.5%) and VAALCO Energy (37.5%) and Panoro Energy (25%) as non-
operating joint venture partners.

The Maromba project continues to progress towards the environmental approval
with focus on optimisation of the field development with respect to investment,
operational costs and schedule. The Field Development Plan was approved by the
regulator (ANP) in August 2020 and final investment decision is planned by the
first quarter of 2022.

BW Energy is progressing on a significantly revised development plan for the
Kudu gas field offshore Namibia. The new plan for the gas to power project is
based on repurposing the recently acquired semisubmersible drilling rig, "Leo",
as a Floating Production Unit. The rig was acquired for USD 14 million.
Repurposing will enable optimisation of the project timeline and significantly
reduce capital investments compared to previous development concepts. Re-using
existing energy infrastructure will also reduce the project's environmental
footprint. The timing of the final project sanctioning is subject to realising a
project financing solution for the Kudu gas to power project.

"The acquisition of Leo gives us a clear line of sight for a gas to power
project that will provide 250 MW of base power to Namibia at competitive
electricity prices. It will replace coal fired power and contribute
significantly to the future development of safe, stable and sustainable energy
supply in the region," commented Carl K. Arnet.

In July, BW Energy, via its BW Kudu Ltd. subsidiary, paid USD 4 million to
complete farm-in of 95% working interest in the Kudu licence. The National
Petroleum Corporation of Namibia (NAMCOR) retains the remaining 5% working
interest which will be carried by BW Kudu until first gas.

9000 totalt.... og ny kompressor på bestilt....mne...dette vil påvirke produksjonen helt til 4q-2022. HHMMMM

Dussafu production averaged approximately 9,000 barrels of oil per day from four
wells, amounting to a total gross production of 0.8 million barrels of oil in
the quarter. Third quarter revenue reflected approximately 195,000 barrels of
quarterly Domestic Market Obligation (DMO) deliveries with an under- lift
position of around 203,000 barrels at the end of the period.

The decrease in production compared to the second quarter of 2021 was mainly due
to plant shutdowns and temporary operational issues and the previously
communicated shortage of gas lifting capacity impacting well-flows. A nitrogen
generation unit installed on BW Adolo has improved the start-up situation for
the wells. However, additional gas lift capacity is required to optimise the
production and BW Energy has ordered a new, larger gas lift compressor with
expected installation in fourth quarter 2022. BW Energy is also exploring
interim measures to improve lift capacity until the additional gas lift
compressor is commissioned.

"Production from Tortue will be impacted for the remainder of 2021 and until
late next year due to the lack of gas lift capacity which has been exacerbated
by a combination of supply chain restrictions and delays in offshore work due to
the pandemic. However, this does not change our overall expected long-term
production or recovery factor from Tortue." said Carl K. Arnet.

"We are delivering on our strategy at Dussafu with the completion of Tortue
Phase 2. We are pleased to have executed the project well below our partner
approved budget of USD 275 million despite delays caused by the COVID-19
pandemic. The upcoming Hibiscus/Ruche development represents the next major
milestone. We are on track to achieve our previously announced saving of
approximately USD 100 million on this development. The recent award of
operatorship for two new blocks next to the Dussafu licence further strengthens
our long-term position and potential offshore Gabon," said Carl K. Arnet, the
CEO of BW Energy.

THIRD QUARTER RESULTS 2021

HIGHLIGHTS

* Q3 EBITDA of USD 8.3 million and net loss of USD 10.3 million
* No liftings to the Company in the quarter with revenue reflecting
approximately 195,000 barrels of quarterly DMO deliveries
* Q3 gross production of 0.8 million barrels
* Maintained a strong balance sheet with no debt and cash position of USD
170.6 million
* Successful completion of Tortue Phase 2 at USD 45 million below budget with
the hook-up of production wells DTM-6H and DTM-7H in October
* Two liftings to the Company scheduled in the fourth quarter
* Hibiscus/Ruche development activities on track
* Provisional award of operatorship of two blocks in Gabon's 12th Offshore
Licensing Round
* Acquired semi-submersible rig for repurposing to unlock Kudu development in
Namibia

Her er noen BWE-relevante klipp fra Conf-callen til Panoro tidligere i dag. 

In Gabon, the final two production wells were drilled as part of the Tortue Phase 2, those are the final wells for Tortue, those are now on stream. Production at the moment is being optimized with the previously communicated shortage of gas lift capacity affecting the abilities for all the wells to simultaneously produce at their potential. So, BW is very, very much focused on trying to get these wells to hit their full stride at the moment. They're working hard on that.

Hibiscus/Ruche Phase 1 development, as I previously mentioned, remains on schedule and within budget for first oil anticipated in Q4 2022. So within a year from now, we should have the first of the new wells, six new wells, the first of those coming online in the fourth quarter of next year. Hibiscus North was a discovery in the quarter that will be incorporated into future development planning.

Next slide, please. We announced in the quarter as well, a provisional license award in Gabon. So getting back to our exploration strategy, we are not frontier explorers, that's not our strategy. Our strategy is to continue to try and find oil that is near existing infrastructure, again, to try and tie back short cycle exploration where if you make a discovery, you can tie it back into infrastructure, not in 10 years from now, but in a couple of years from now.
And with that in mind, we have been spending two years now working on these exploration blocks, which surround the Dussafu acreage and nearby to the Etame complex, which is operated by VAALCO. We were able to bring in BW and able to bring in VAALCO to join our group. And we - between the three of us effectively know this area better than anybody else. And we have a provisional award, that doesn't mean that it's awarded, we still have some negotiations with the government to do. 

Om lavere produksjonsguiding:

You know, it's principally down, really, I think, Dussafu, we just brought this two new wells online. You know, on paper, you know, they add production immediately, I think the reality is, we're still trying to optimize how those clusters, six different wells, how they interface with each other, the use of the facilities on board and including the gas lift compressor.So, BW are busy trying to optimize at the moment. So you're just finding a little bit of conservatism baked into our revised guidance, which I think is sensible. Nothing has really changed at the end of the day that we, you know, continued to be on a growth trajectory. It's just that year end number. It's just been shaved a little bit, and that’s principally down to some conservatism on the - on the Dussafu peak number in the quarter.

Om pris på lifting i Gabon: (ser ut som prisen for salg fra Gabon settes som et snitt i måneden) 

Yeah. So lifting, we lifted about 130,000 barrels net us a couple of weeks ago. That prices on a month average for November. So whatever the average daily brent [ph] is for the month, which I suspect will be around $80 a barrel. It depends on what happens the last week of the month. But obviously we enjoyed oil prices that were higher than 80 for most of the month, they've dropped off a little bit as everybody's seen over the past week or two, past week, really. So we probably expect around $80 a barrel for that one. And then we have another gap (skal dette være Gabon?) and this lifting towards the back end of December. And that one will price on the month average for December. So each of the contracts is slightly different, but you get some averaging effect in Gabon, the others are usually priced in and around the time of the lifting.

Her er hele utskriften for de som er interessert:

https://seekingalpha.com/article/4471180-panoro-energy-asa-pesaf-ceo-john-hamilton-on-q3-2021-results-earnings-call-transcript

Det er tydelig at produksjonen fra de 6 produksjonsbrønnene påvirker hverandre så jobben er å finne et punkt hvor de er optimalisert i forhold til hverandre. Altså det kan ikke optimaliseres pr. brønn.

Sånn forklarte Hamilton det.

På sin plass med en hjertelig takk til meglerbanden hos XTX og andre algokjørere som har herjet med BWE og PEN idag. De har i hvert fall klart det kunststykket, for meg, å fjerne all skatt dette året. Et kjempestartpunkt inn i det nye året. 🤣

En tung dag og viser atter en gang at selv om det ikke gjelder det boremessige eller oppkobling, så kan et selskap få problemer med å samkjøre hele systemet optimalt. igjen, det skal ikke være brønnene på Tortue som underpresterer, Både PEN og BWE har nylig guidet de 4 brønnene på Tortue til 11,000-11.500 f/d, med gas lift. Basert på tidligere DTM-4H og DTM-5H klarte de rundt 6.000 f/d isolert sett. Basert på dette burde de to siste og alle seks fra Tortue klare rundt 17.000 f/d. men tydeligvis ikke enda eller i det hele tatt. Her må trolig BWE gjøre et større inngrep eller arbeide videre med optimaliseringen.

Markedet kjenner ikke i detalj til kompleksiteten. Er dette noe som kan ordnes på Adolo eller må det tas større grep. Vi får se i morgen. Uansett er dagens beskjed fra PEN ett steg tilbake for BWE aksjen. Det skifter fort i dette gamet, så her sitter man fremdeles helt rolig.

Kanskje lurt å kjøpe i dag, men tror jeg avventer og ser utviklingen i morgen tidlig.