Wd4 er nå online. De to WD8 brønnene avventer perf og komplettering, Coho ligger an til online sent i januar.
De har hatt et vedvarende fryktelig regnvær atypisk for tiden de er inne i nå.

Jeg gir egentlig f* i om kursen går på dette. Så lenge det ikke ble emisjon er jeg fornøyd. Garantert noen som venta emisjon her. Dette vil langt på vei dekke de kostnader selskapet har frem til Cascadura er online. Da er uansett all problematikk med penger løst i uoverskuelig framtid. Selskapet vil kunne betale store utbytter fra 2023 gitt at de gjør som de sier (opp mot 200 000 mcf)+kondensatene og olje. Selskapet kan borre så mye brønner at det ikke vil være nok rigger i Trinidad. De kan da borre 2-3-4 Royston-brønner i måneden fra egen lommebok (hvis de vil).

Sier som Spetalen: Matematikken vinner alltid til slutt

Kanskje dette var planlagt taktikk for å drive kursen ned så de kunne hente fler aksjer selv på billigsalg, for å så komme med finansierings meldingen?

Nei, det er tvilsomt. De har sikkert vært i banken etter å ha fått positive resultater fra testene, og derfor har økt sikkerhet for mer lån + nye brønner på legacy. Tror ikke dette er noe konspirasjon. Er jo et bitteliten sum i den store sammenhengen, men viktig for TXP nå.

8% rente på linje med et godt norsk forbrukslån. :-)

Emisjonsfaren er jo på ingen måte eliminert av dette, men den er redusert. Jeg blir ikke overrasket om det kommer emisjon i løpet av første kvartal, men da på en høyere kurs enn dagens.

Vi får se. Alt avhenger jo av hva brønnene produserer og om Cascadura kommer igang ila. H1. Erfaringsmessig betyr det vel ila. 2022.

Tipper de har 25 mill usd i cash den 31.12, og med positiv cashflow fra driften vil dette være nok til å bore kraken, Royston deep og eventuelt et par billigere brønner i 1H. De kan nok låne mer etter reserveoppdateringen i mars. Skulle Kraken slå til, vil det jo være helt uproblematisk om de henter f eks 20 mill i en emisjon for å øke boretempoet. Skulle 1000 f/d fra Royston vise seg å være realistisk, er det jo ingen grunn til å holde tilbake. Da kan de kjøre to rigger på fulltid i flere år…

Fikk dette direkte fra Paul og har selvfølgelig også innhentet bekreftelse på at det er greit å dele direkte.

Thanks for your continued interest. I really do think the market has the Royston discovery very wrong. This is a huge oil pool and I think the water cut and rates may have scared some investors. The facts are every pool in Trinidad produces water with the oil and has done so for the past 100+ years. So we will educate the market in the new year once we have the data from the test fully analyzed. But a 1000 bbl/d well generates $40,000 per day in net revenue. So with 15-20 wells you can do the math and see the volumes and cash.
The real benefit is we can produce the wells while we wait for facilities and future wells. We have our own water handling facility with two injector wells and an oil battery connected to the oil sales line. So all we do is truck from Royston to the facility and then collect the cash.
I look forward to having the team show the market how wrong they are during 2022.
have a good holiday season.
Paul

Takk for at du deler. Hvorfor stoppe på 15-20 brønner når Royston er gigantisk og de kan produsere fra flere soner?

Neste presentasjon, muligens den i slutten av januar, bør få dette ut til markedet skikkelig

Da blir det mye rør…:-) kapasiteten kan de nok gjøre noe med når den tid kommer.

De vil bore Royston Deep med den nye riggen. Den er som kjent mye raskere enn den som ble brukt sist

Star Valley til 11500 fot.

Tipp topp, takk for den Domus!

Bare bra markedet misforstår / er misfornøyd. Må gjerne være det en stund så man kan plukke aksjer. Er vel i sedvanlig stil ymse salgsmotiver før årsslutt. Bra å ha litt å handle for da 😎

Ja, de kan jo starte med å få noe gass i rørene på de funnene som er gjort for 2-3 år siden.... Dette er jo grunnen til at selskapet er underpriset. De sitter jo på vanvittige reserver, men produserer 1300 fat med olje og er verdsatt til 2 milliarder nå. Det var mye forventing som var/er priset inn (deriblant stort gassfunn på Royston) for de som tenker kortsiktig.
Litt fra "toppen av hodet" kommer jeg jo på flere selskaper verdsatt til under 2 milliarder som produserer over 4000-5000 (og mer) fat med olje. Uten sammenligning for øvrig. Disse er gjerne i mer politiske ustabile områder.

Dette er heldigvis en saga blott når vi får gass til fastpris. Hver måned. I mange år. Og alt det andre oppå dette.
Selskapet fremstår litt uoversiktlig pr. idag.

Jeg ler hele veien til Nordnet når jeg kan kjøpe aksjer til en pris som om kort tid vil anses som latterlig.

Med 15-20 brønner vil de tjene 2milliarder netto i året? Hva forventer de å tjene på gass? Er den koblet opp innen januar?

Er lit usikker på hva du mener her.
15-20 brønner er vel noe som i beste fall "henger i luften" foreløpig. Må i det minste få resultatet fra den utvidede testen i slutten av januar før man faktisk vet hva de brønnene kan produsere over tid. Jeg merker meg dog at PB er positiv, men dette er jo et langtidsprosjekt. Blir vel hvertfall 2023-2024 før det er snakk om noe i nærheten av 15 brønner, tror jeg.

Gass fra Coho skal jo etter alle solemerker være klar ila. Q1. Forhåpentligvis januar. 8000 mcf (1300 - 1400 boepd). 500 000 dollar i måneden.
Gass fra Cas-1 - sommer 2022. Her er mitt regnestykke at det vil gi ca. US$ 60 mill i fri kontantstrøm når produksjonen er 90 000 mcf inkl. kondensater.

Konklusjon: Gassen fra hele Cascadura-feltet trenger få (4-6) brønner, men vi får "dårlig" fastpris.
Oljen trenger mange brønner, men vil jo være meget lukrativt med dagens oljepris. TXP tjener mye mer pr. enhet (bo(e)pd) olje enn gass.

For å si det litt enkelt:
CAS-1 alene har ca. 40 millioner boe 2p reserver. Dette kan hentes sannsynligvis hentes opp med 2(!) brønner - over maaange år. Fantastisk for lite et selskap som TXP, og grunnen til at dette har og vil være en fantastisk investering.
Får man opp 1 000 000 fat olje pr. brønn på Royston trenger man 40 brønner for tilsvarende mengde ekvivalenter, men man vil tjene mye mer penger med dagens oljepris.

Veldig forenklet selvfølgelig.

Takk for utdypende svar. Gode penger i vente!
Skjønner at de må vente på svar fra testen i Jan-Feb, men forstod det slik at de ville tjene 40 000$ netto i mnd hvis de kunne ta opp olje derfra. Er det pr brønn ved 1000 fat eller var det ved 15-20 brønner? Hva er realistisk potensiale å forvente i inntekt fra oljen utifra kapasitet dersom testen er good? Jeg kom frem til 200 mill$ i året, men kan være jeg glemte et tall i regnestykket?

40.000 netto per dag per 1000 bopd.

Det er jo et fantastisk regnestykke. 10 brønner x 1000 fat/d gir da $400.000 dagen x 365 = $1.46m årlig. Drøye halvparten av dagens mcap kun på Royston så langt med 10 brønner. Er bare å bore mere her.

Legger ut litt informasjon her. Se på det som generell informasjon men som kanskje passer litt med situasjonen vi har i forhold til Royston

https://www.slb.com/resource-library/oilfield-review/defining-series/defining-reservoir-drive-mechanisms

"The energy for a waterdrive system comes from a connected aquifer. As hydrocarbons are extracted, the aquifer expands, and water migrates to replace the moved oil or gas. This water may come from below, a bottomwater drive, or it may come from surrounding sources, an edgewater drive. If the aquifer encircles the producing reservoir, it is referred to as a peripheral edgewater drive.

As hydrocarbons are produced in a bottomwater drive, the contact between oil and water (OWC) or gas and water (GWC) moves upward. As the contact rises, water may reach the producing interval in the well. Accelerated movement caused by large pressure differentials around the wellbore may cause water near the well to rise faster. This phenomenon—referred to as coning—can cause early water production from high flowrate wells (Figure 2). Formation water in edgewater drive systems will encroach on producing wells and eventually break through, or reach the well. Because of formation heterogeneities, the water may move nonuniformly, or finger, through the reservoir, resulting in early breakthrough of water production in the most permeable zones."

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S037673610870092X

"Petroleum reservoirs contain gas and water, or oil and water, with the petroleum usually in the central parts of the pores and the water in pendular rings around the grain contacts. This water is apparently immobile, and the irreducible water saturation is commonly 20–40% of the pore volume."

"Petroleum flows to a well by virtue of the effective permeability of the rock to oil or gas, and an energy gradient induced by the well. The effective and relative permeabilities to oil and gas decrease as the water saturation increases, but the relative permeability to oil and gas may be close to unity when the irreducible water saturation is low. Most of the oil or gas is produced without significant water volumes."

"A reservoir is said to have water drive if water expansion is the main driving force replacing the volume of oil produced; gas drive, if gas-cap expansion replaces the oil produced. The energy of a reservoir must usually be maintained by injecting water below the oil/water contact, or by injecting gas into the gas cap."

https://core.ac.uk/download/pdf/195631465.pdf

Side 18:

"Water is an inevitable by-product of oil production. It is one of the natural sources of reservoir energy causing the hydrocarbon flow into the wellbore. In a water drive reservoir, the water in an adjacent aquifer moves into the reservoir, and sweeps the oil towards the wellbore."

"Problems arise when water breaks into the wellbore prematurely or when water production rate exceeds the WOR economic level, producing no or little oil with it. This type of water is usually referred to as “bad water” or “produced water” (Bailey et al. 2000; Reynolds 2003; Veil et al. 2004)."

Side 19:
"The cost of managing the produced water is an important component of the overall cost of producing oil. Arentz (2008) considered a conservative estimate of approximately 1 US$/m3 for handling produced water including the lift, treatment and discharge. "

Side 20:

"Category A: “Conventional” treatments
• Casing leaks without flow restrictions
• Flow behind pipe without flow restrictions
• Non fractured wells (injector or producers) with effective barriers to
crossflow
Category B: Treatment with Gelants
• Casing leaks with flow restrictions
• Flow behind pipe with flow restrictions
• “2D coning” through a hydraulic fracture from an aquifer
• Natural fracture system leading to an aquifer
Category C: Treatment with preformed Gels
• Faults or fractures crossing a deviated or horizontal well
• Single fracture causing channeling between wells
• Natural fracture system allowing channeling between wells
Category D: Difficult problems for which Gel treatments should not be used
• 3D coning
• Cusping
• Channeling through strata (no fractures), with crossflow"

Generelt anbefale å lese en god del av det som står fra side 20 og utover.

Konklusjon: Det finnes en del årsaker til hvorfor water cut var såpass høy i denne brønnen. Hovedspørsmålet, og det som jeg lurer på er om dette er et problem på grunn av at de perforerte under OWC og at dette førte til problemer, eller om det er noe med geologien i området som gir denne produksjonen. Alternativt kan det være en mulighet for at OWC var ganske høy i dette sheet'et og siden brønnen er satt på den plassen den er så er konklusjonen at det er lite olje her. Tenker da primært på det øverste sheet.

Men: Det folk glemmer er intermediate. Her var oljeproduksjonen kraftig og den produserte veldig bra. Hvis vi ser på kartene de har lagt ut i forhold til hvor toppene av de forskjellig sheet er så er denne brønnen langt unna toppen, og med såpass kraftig oljeproduksjon med såpass lav water cut så er dette veldig sannsynlig fylt med olje. Og det er snakk om MYE olje. Se presentasjonen fra selskapet og kartene for å forstå størrelsen på dette. Så for meg er dette et større oljefunn, videre testing av upper sheet vil vise om det er snakk om problemer på grunn av naturlige årsaker, eller annet og gi langt bedre forståelse av hvor vannet kommer fra. Men test 1 viste oss at selskapet har et større oljefunn i intermediate, og her vil jo også neste brønn settes på riktig sted noe som vil kunne gi en skikkelig bra flow. Gleder meg til denne brønnen blir boret og skjønner godt at det haster for selskapet å bore denne. Den kan bli en skikkelig gusher! De vet heller ikke hvor stor denne delen er da de ikke kom helt ned til OWC her.

Jeg er veldig sikker på at TXP i løpet av 2022 vil stige kraftig i verdi og at de vil ha funnet olje verdt flere milliarder kroner. Så er bare spørsmålet hvor lang tid det tar før markedet innser dette og kjøper verdiene som tross alt er til stede.

De perforerte under owc i test 2 og kjenner ganske godt til hvilke intervaller som produserte vann og hvilke som ga olje.
Selskapet mener at også test2 var et betydelig oljefunn.
I test 3 er det mer Trinidads geologi som gir vann slik de aller fleste andre oljebrønner også gjør. Det snakkes om 1000 bopd fra test 3.

Intermediate vil kunne testes i full sone med Royston deep brønnen.

Dvs årlig inntekt på USD 146 mill. Gitt produksjon 10 - 15 år gir en NPV rundt 1 000 mill USD eller rundt 1 billion USD. Dagens marketcap er 300 mill USD ?

Hvilken diskonteringsrente har du lagt til grunn?

Ja, jeg har ingen grunn til å tro at det ikke kan stemme. Selskapet har langt mere data og vet mere enn vi dødelige og de har sikkert sine grunner til å mene det. Jeg tror som sagt at de har fått et coning issue da de har perforert under OWC og dette har i stor grad påvirket vanninntrengingen i brønnen i test 2. Det kan kanskje også være naturlige ganger i reservoaret som gjør at de får vann i alle testene selv om de er over OWC. Disse kan kanskje behandles og føre til at vannproduksjonen blir lavere enn hva de har fått i første test.

Jeg er veldig positiv til Royston og tror at brønnen i slutten av Januar/Februar ikke kan komme fort nok. Her kan det bli noen veldig gode flowtall om du treffer riktig i forhold til intermediate. Og det blir spennende å se hvor stor denne sonen er pluss den under. I tillegg kommer nok reserverapporten i Mars til å gi et mere profesjonelt bilde av hva de har av eiendeler og verdsetting av disse. Blir overrasket om ikke disse tingene øker verdien på TXP kraftig... Kommer nok til å kjøpe mere i TXP direkte fremover...

Gjorde en rask enkel NPV beregning nå, la inn 10% diskonteringsrente og regnet over 10 år som bør være konservativt tror jeg. En slik brønn kan fort produsere 10-20 år, dog med en decline over årene. Jeg gjør det enkelt og sier flatt 10 år, deretter null (dvs ingen sluttverdi). Da får jeg en NPV lik 989 mill USD. Mao. 3x dagens kurs på TSX :-)

Nei, ikke coning.

10% er greit, kanskje en kan gå ned til 8% når en har en håndfull produserende brønner. Det blir jo spekulasjon, men om Royston vil gi 15-20 brønner a 1000 f/d, så kan vi vel fort ende opp med 50 brønner hvis lykkes på de neste letebrønnene. Dette kan gi noen betydelige utbytter, men akkurat nå virker det som de må få i gang et par brønner før markedet er villig til å tilegne Royston vesentlig verdi. For øvrig har jeg ikke fått noe godt svar på hvorfor 15-20 brønner på Royston er potensialet når de kan produsere fra tre soner og arealet er såpass stort.

Okei, greit å vite. Regner med det da er naturlige frakturer som gjør at vannet trenger seg inn. Vil de stenge av de sonene som produserer vann i siste test eller kjører de den som de første testene?

Hadde test2 vært med på denne siste utvidete testen, så ville de ha isolert vannsonnene.
Hvorledes de skal optimalisere den utvidete testen som vil være fra test2 intervallene, vites ikke. Imidlertid har selskapet gode forhåpninger om volumet.

Men, så må man jo stille spørsmål til hvordan de skal klare $40 netback på Royston når de har ca. $27 på legacy idag. Vet ikke om legacy kjøres bort via tankbiler eller rørledninger. Eller en kombinasjon. Vil jo tro at siden Royston er betydelig større i volum pr. brønn at netbacken går betydelig opp der, så det kan sikkert stemme. Hadde passet fint med en boom i oljeprisen de neste årene.

De har vel allerede utstyret til dette på plass og jo mere du kjører igjennom jo billigere blir det vel per fat?

Ser at en del på advfn nå begynner å få opp øynene for hva Txp egentlig sitter på. Gleder meg til de større som vet verdien trykker på knappen.

#altforbilligoljeselskapmåkjøpesførdetgårtilhimmels

Jeg ser du sier at skogen ikke er ryddet for Coho rørlinjen, Domus. Du har tidligere stilt spørsmål ved at mange sa det samme ved å se på satelittbilder, og du hadde ikke noen tro på det. Det er tydelig at satellittbildene er bedre enn dine kilder.

Namtrah. foreslår at du går tilbake og sjekker hva jeg har sagt/skrevet om dette…(23.nov)
Tror nok mine kilder holder mål!

Nå er kanskje den utvidete testen/produksjonen i gang.
Skal vi gjette på info om typ 20 dager?

Det vil vel være naturlig at de slipper info rett i forkant av presentasjonen den 20.1…

Rettelse - den er i gang.

For øvrig er det på sin plass å nevne i disse water cut tidene å nevne at også Coho hadde en viss vannproduksjon…

Ser ut som at advfn trollene har funnet ut at vann ikke er sjelden kost på T&T. Lover godt for de neste dagene.

https://trinidadexpress.com/business/local/retail-suffering-but-manufacturing-stays-afloat/article_9a221a60-683b-11ec-8029-4b06a6248310.html

Royston deep og Kraken. De andre settes på vent til etter Cascadura online. Dette betyr vel ingen utvanning. Her er det bare å laste det man klarer før «markedet» våkner. Ser det er en del debattanter på forum i UK som prøver alt de kan å snakke ned selskapet til tross for optimisme. Vet at en av dem uttalte at han shortet selskapet tidligere.

Når smeller det opp?