Olja stiger og PEN stiger. Bare at tidligere steg vi mye mer enn olja. Nå går det tregt. Hadde vært morsomt om vi endte over 25,85 som er høyeste kurs på de siste 7 år. Satt 1. oktober i år. Men det virker som det er noe rundt 23- 26 kr. Har hatt vanskelig for å bryte opp herfra. Men det kommer😏

Er det flere som gjør seg klar for en superinngang i PEN og BWE imorgen? Midler klare på handelskontoen før børsen kommer i gang! Håper ikke vi får melding om brønn 6&7 som kan forstyrre seansen. 🤞

Superinngang?

Siste sjanse å få PEN på 25-tallet?

Kan det være mange Pen aksjonærer på nordnet som har lånt ut aksjene for short. Short. Under 0.5 % vises ikke.
https://www.nordnet.no/blogg/ekstra-inntekt-pa-utlan-av-aksjer/?utm_source=facebook&utm_medium=social&utm_campaign=always_on&utm_term=cm&fbclid=IwAR1XTMrQad0jHS_vDOdcAgkcV4f3qJyXdID4WnJ-_nTnNNckUazLUq5oKGk

Hva mente du her egentlig? Hvorfor skulle kursen stupe i dag?

Jeg så faktisk for meg et kraftig fall i både olje- og gasspriser. Noe vi ikke har sett noe til. Så jeg er litt i villrede idag, om jeg må si. Cashen er dog på plass på handelskontoen. 👌

Aldri Nordnett for meg i hvert fall.

Låne ut til short er å sammenlikne med å "drite i eget reir".

Ser ut til at det er oljeindeksfond som kjøper i Pen. Omtrent alle oljeaksjer går i samme retning samtidig.

Etter hva jeg kan se er alt bra rundt Adolo. Bare en sikkerhets tug ligger der. Det tyder på at ingen lekkasjer fra ventil blokken eller annen koblingsenhet. Da er det bare å vente til testingen er over og en melding fra BWE.

Tør du tippe på flow samlet på de to brønnene? Hvis vi får den opplysningen da.

Elsker veddemål, også de uten innsats av cash, så her trør man til.

Baseres litt på de to første brønnene og de to deretter med samlet produksjon. Ikke minst DTM-7H, som BWE allerede har knyttet opp mot de/den beste.

Samlet for DTM-6H og DTM-7H settes til 10.000 f/d.

Tror ikke på så mye. Da må det vel være mye bedre enn de to forgående så vidt jeg kan forstå. Jeg tipper 7500 bopd.

Med så mange brønner over et så lite området er det vel fare for trykktap.

Godt å tenke på hvor mye man fortsatt kan få ut av Torture. Man kan bore trykkbrønner. Det er jo helt vanlig. Videre er Tortue mye større rent arealmessig enn det som hittil er boret. Hovedsakelig Dentale, men den gir jo olje den også. To av de seks brønnene vi har boret der er Dentalebrønner. Se f.eks. side 29 her:

https://mb.cision.com/Public/399/3283415/a7ed7064cacbc0fd.pdf

Kikket på historikken en gang til og innser jeg har lagt meg noe vel høyt. Kommer nok mer ned mot guiding ~8.000 f/d. Eller der du legger deg Fluefiskeren. Så dette tar du nok hjem. Vel, man vet aldri og lite eller ingenting har kommet ut ifm. DTM-6H. Den kan trekke ned, ettersom denne brønnen ikke er kommentert. Hva som virkelig skal bli interessant å vite vil være hva er produksjon p.t. for de 4 brønnene? Så samlet de 6 brønnene står sentralt. Har som basis i mitt hode rundt 20.000 f/d, men dette kan holde hardt.

Da er vi inne på det jeg har stusset på her også tidligere. I følge BWE vil produksjonen fra Tortue aldri komme over 14 000 bopd gross. Jeg får ikke det til å stemme men de kommer jo stadig med denne kurven: Side fem her:

https://www.bwenergy.no/docs/default-source/reports-and-presentations/2021-q2-presentation.pdf?sfvrsn=f4852d33_0

Får du det til å stemme Gunnarius? Trodde vi ut fra tidligere utsagn burde ligget på rundt 20 000 bopd.

Her er estimert 21 000 bopd. Presentasjon fra BWE fra Q1 2020. Side 9

https://www.bwenergy.no/docs/default-source/reports-and-presentations/2020-q1-presentation-(1).pdf?sfvrsn=ab8254cf_2


Det er veldig stor forskjell. 50 % høyere. Har savnet litt info hvorfor det er så nedjustert.

Nei, skjønner ikke helt BWE. For min del avventes selve meldingen. Som sagt, min basis på¨rundt 20.000 f/d kan vise seg å være for høy. Melding neste .....

BW Energy: Start of production from Tortue Phase 2 and Q3 2021 trading update
Start of production from Tortue Phase 2 and Q3 2021 trading update

BW Energy today provides an update on the operations and development of the
Dussafu Marin license in Gabon. As part of the Tortue Phase 2 field development,
hook-up of the final two production wells DTM-6H and DTM-7H has been completed
and handover to production operations made. The Company is pleased to announce
that the Gamba well DTM-7H was successfully brought online as of 19 October. The
second well, DTM-6H in the Dentale formation, is scheduled to come onstream in
the coming days. Current production prior to the two new production wells is
around 11,500 barrels of oil per day.

The Tortue development consists of six production wells, tied back to the FPSO
BW Adolo, Completion of the DTM-6H and DTM-7H wells were suspended last year due
to the COVID-19 pandemic. This concludes the Tortue Phase 2 project with zero
Health, Safety, Security & Environment (HSSE) incidents.

"The Tortue Phase 2 development was completed below budget and within the
revised timeframe. We look forward to the production growth following first oil
from the two wells. Operationally we will now focus on stabilisation of the
production and wrapping up the project activities", said Carl K. Arnet, the CEO
of BW Energy.

Gross production from the Tortue field averaged approximately 9,000 barrels of
oil per day in the third quarter of 2021, amounting to a total gross production
of 0.8 million barrels of oil for the period. The decrease in production
compared to the second quarter of 2021 was mainly due to plant shutdowns and
temporary operational issues. The previously communicated shortage of gas
lifting capacity also impacted production. A nitrogen generation unit has been
installed on BW Adolo which has significantly improved production efficiency.

As previously guided, there were no BW Energy liftings in the quarter.
Production cost (excluding royalties) was approximately USD 36 per barrel.
While the absolute production cost remained stable, the unit cost expressed
reflects the lower production rate realised in the third quarter. The overall
production cost includes approximately USD 1.5 million of costs related to the
continued handling of the COVID-19 pandemic through the period. Third quarter
revenue is expected to reflect 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.

BW Energy had a cash balance of USD 170 million at 30 September 2021, compared
to USD 216 million at 30 June 2021. The decrease is mainly due to investment
activities related to Tortue Phase 2, progress on the Hibiscus/Ruche project, as
well as completing the exploration drilling campaign in Dussafu.

BW Energy has scheduled a webcast for 23 November 2021 where the company will
provide a comprehensive presentation of operations and ongoing development
projects.

For further information, please contact:

Knut R. Sæthre, CFO BW Energy, +47 91 11 78 76
ir@bwenergy.no

Panoro Energy - Trading Statement and Operations Update
Oslo, 20 October 2021 - Panoro Energy ASA ("Panoro" or the "Company") is pleased
to provide an update on operations and business performance in advance of the
Company's third quarter results which are due for release on 22 November 2021.
Financial and production information within this announcement remains subject to
final reconciliation.

John Hamilton, CEO of Panoro, commented today:

"We are pleased to update on the good progress being made across our portfolio
of production and development assets. With five new production wells on schedule
to start up in the fourth quarter at Block G in Equatorial Guinea and the
Dussafu Marin Permit in Gabon and stable production in Tunisia we continue to
have our sights on achieving net working interest production of around 9,500
bopd by year end. With oil prices touching three-year highs and a busy lifting
schedule in the fourth quarter, we expect to further consolidate our already
strong financial position."

Production

Company working interest production for the first nine months on a pro-forma
basis averaged approximately 7,500 bopd, a year-on-year increase of around +246%
compared to the first 9 months of 2020.

Equatorial Guinea - Block G (Panoro 14.25%)

The operator of the Ceiba field and Okume Complex, Trident Energy, announced on
14 October the installation of a new gas lift distribution unit ("GLDU") had
been successfully completed as part of its latest campaign to optimise
production at the Ceiba field. This follows on from the installation of a hot
-tapping saddle to create new gas injection points on subsea jumpers in addition
to replacement of a flowline riser. With 60% to 80% of the fields production
dependent on the gas lift system, installation of a new subsea network was a key
priority to provide increased reliability and optimise long term production
performance. The entire project was completed without a single lost time injury.

At the Okume Complex, the current three well infill drilling campaign is
progressing as planned, with all three wells expected onstream during the fourth
quarter.

Company working interest production for the first nine months averaged
approximately 4,240 bopd.

Gabon - Dussafu Marin Permit (Panoro 17.5%)

As part of the Tortue Phase 2 field development, hook-up of the final two
production wells DTM-6H and DTM-7H has been completed and handover to production
operations made. Production start-up commenced at the DTM-7H well on 19 October
and will be followed by the DTM-6H well in the coming days. Volumes from the two
new production wells will add to the existing current gross production rate of
around 11,500 bopd and will be updated at the Company's third quarter results
due on 22 November when a stabilised production rate from the new wells is
known.

The DTM-6H and DTM-7H wells conclude the Tortue Phase 2 development, whereby the
Tortue field now comprises six production wells tied back to the FPSO BW Adolo.
The Phase 2 development was completed by the operator BW Energy with zero
Health, Safety, Security and Environment (HSSE) incidents.

Gross production from the Tortue field for the first nine months averaged
approximately 11,000 bopd and for the third quarter approximately 9,000 bopd.
Third quarter production reflects plant shutdowns and temporary production
outages related in large part to the previously communicated shortage of gas
lift capacity. A nitrogen unit has been installed on the BW Adolo which has
significantly improved production efficiency.

Company working interest production for the first nine months averaged
approximately 1,920 bopd.

Tunisia - TPS Assets (Panoro 29.4%)

Gross production continues in the 4,500 to 5,000 bopd range with an active
workover campaign ongoing. At the Guebiba field a recent workover at GUE-14 has
again demonstrated the benefits of stimulation activities undertaken in
conjunction with ESP replacements where the well productivity was boosted by
some 50%. At the Rhemoura field a workover is in progress at RHE-1ASTG to
replace a failed ESP. At the Cercina field a further workover at CER-6AS is
pending improved weather conditions in the new year.

Elsewhere, efforts are ongoing to reinstate one of the two export pipelines from
the well El Ain site which would permit the production of EL AIN-1 while a new
pipeline and pump installed at GUE-8 has permitted water injection rates to the
Guebiba field to be increased, supporting the enhanced production from the
Douleb reservoir.

Company working interest production for the first nine months averaged
approximately 1,340 bopd.

Finance and crude liftings

The Company recognises revenue as liftings of its crude oil entitlement occur.
As previously guided, there were no Panoro liftings in the third quarter in
Equatorial Guinea or Gabon, with only one domestic lifting occurring in Tunisia.
The Company therefore does not expect to report a materially different revenue
to that reported for the first half.

In the fourth quarter the Company expects four liftings net to Panoro of
approximately one million barrels in aggregate in Equatorial Guinea, Gabon and
Tunisia.

At 30 September cash at bank stood at approximately USD 45 million (including
USD 10 million cash held for bank guarantee) and gross debt USD 97 million,
resulting in a net debt position of approximately USD 52 million.

Balances at 30 September reflect principal debt repayments of approximately USD
7 million in the third quarter and profits tax payments in Equatorial Guinea of
approximately USD 12 million, where profits taxes due are paid annually in the
third quarter.

Enquiries

John Hamilton, Chief Executive Officer
Qazi Qadeer, Chief Financial Officer
Tel: +44 203 405 1060
Email: investors@panoroenergy.com

Løftinger på tilsammen ca 1M fat i Q4 blir penger i kassa med dagens oljepris. Da vil vi vel ca være på positiv net cash ved årsslutt?

Now this should be a good day:)

Ser ikke slik ut. Oljeaksjer ser ut til å kun følge Brent, ikke hva de sitter igjen med på bunnlinjen.
Autostore stjeler vel dagens intresserte

Yes, I am about ready to give up on OSE:)

But the trading is very very careful, there is not many real sellers. What we need is a new fund or two who decide to make a position. Funds which do not care about political correctness of investing in oil.... In the meantime just calculate what this means for future dividends:)

Edit: one million barrels lifted per quarter. And this will be the new normal with 9500 barrels per day. On average for each quarter. This means four million a year. Revenue USD 340 million a year. NOK 2,8 billion a year. Dept neutral end of this year. And the company is valued at 2,8 billion NOK.... What has happened to logic and common sense?:)

Meldingen var bra, men vi bør glemme Q3 og se hva vi får i Q4 som kommer til å bli meget positiv. Vi har også 2B å fokusere på. Foreløpig ligger island innovator ved hanøytangen. Signering av kontrakt ventes og avgang til Syd Afrika venter vi på. Med Q4 presentasjonen i februar og antagelig ferdig boret gasania 1 kan forhåpentlig vis Pen gjøre det store varpet..

Logikken er nok å kjøpe så mye som mulig før de begynner med heftig utbytte og det fortsatt er noen som selger på disse nivåene.

Ref::

With five new production wells on schedule
to start up in the fourth quarter at Block G in Equatorial Guinea and the
Dussafu Marin Permit in Gabon

For Gabon gjelder dette de to nye brønnene DTM-6H og DTM-7H, men hvor stort nettobidrag (antall fat) kan PEN forvente med de øvrige tre nye produksjonsbrønnene for EG?

Netto ca 373 +/- 200

Vanskelig å si. Jeg har vel tidligere tippet ca 5000 bopd gross, men det er tatt litt ut av luften.

Ikke noe nytt om Sør-Afrika og leie av rigg. Som jeg har uttrykt tidligere synes jeg det er merkelig at det ikke er blitt meldt riggkontrakt.

Ellers er det vel kjent stoff det meste av det bortsett fra at Guebiba nå også produserer fra Douleb reservoaret som de fant ved boring av sidesteget i fjor.

Takk for innspill EG.

Dagens oppdatering er en bekreftelse på at ting går som guidet og en million fat til oljepris over 80 USD virker veldig positivt

Det som vel var litt skuffende var den kave produksjonen på Dussafu i Q3 med medhørende høy OPEX. Dette var vel ikke varslet?

Ellers betryggende beskjed ang. tilkobling Adolo så langt.

Ser ikke fram til q3 må jeg dessverre si.

Fluefiskeren! Vi visste at Q3 ville bli redusert på grunn av pandemien og av den grunn har både du og jeg fokusert på Q4 og 2B, Den fokuseringen skal vi ha fremover. Q4 vil bli meget bra dersom oljeprisen holder seg over 75 usd.

Ja, men ikke at selve produksjonen i Q3 skulle være så lav som 9000 bopd. I hvert fall gjorde ikke jeg det.

Ser på BWE -tråden at det kom som en overraskelse på Pareto at BWE ikke hadde noen lifting i Q3. Hvis det er riktig så kan man jo virkelig lure på hvor godt man følger med. Joda, Q4 blir bra. Det tviler jeg ikke på.

Brent ned 1% og oljeaksjene synker betydelig. Dette blir for dumt. Fokuset burde ikke være på dens utvikling fra dag til dag, men over litt lengre tidsperioder. Men sånn er det bare.

30' aksjer i et kjøp nå

Og nå gå brent ned ytterligere mens pen gå oppover. Like ulogisk men det trades. Vi har uansett ikke fått fullt ut betalt for den høye oljeprisen i brent siste halvannen uke.

Jepp. Bra det.
Enig i at vi ikke har fått fullt ut betalt i det siste. Noe helt annet i DNO og BWE

Grunnen til at kursen ikke går er nok frykten for Q3 resultatet som vil vise røde tall. Uten lifting til Panoro, ingen inntekter. Alle kostnader vises da på bunnlinje som tap.

For oss som følger med vet vi hvorfor tallene blir røde og at det hele skyldes forskyvning av inntekter. Er imidlertid ikke sikker på at markedet generelt har fått med seg det.

I utgangspunktet en veldig positiv melding bortsett fra prod på Dussafu. Der er vi enig FF. Det viktigste for meg var uansett bekreftelse på at alt har gått etter plan på Dussafu med oppkobling nå og forventet fremdrift på infill brønnene.

Resultatet i Q4 blir nok ganske vilt.

I dag ser vi hvor utrolig viktig kjøpet av Tullow assets var. Uten det ville produksjonen vært på stusselige 2163 bopd. Det er hovedsakelig EG som redder oss. Betydelig nedgang både i Gabon og Tunisia. Gabon vil heldigvis stige igjen nå i Q4, og vi får inderlig håpe at også Tunisia gjør det. Ledelsen skal virkelig ha kudos for kjøpet fra Tullow.