Akkumulerte nettopp noen få tusen aksjer. Det var interessant å se at små sperrer raskt blei trukket.
Noen passer på. He,he.

Fint du setter det på trykk. Jeg selv er klar over disse fakta, men alle er ikke det.

Finner du ut hvor mange bwe-aksjer som var i lommen på bw-group forut for sist utbytte 31.8(?)? Og hvor mange bwe utbytte -aksjer de nå fikk ? Disse nye bwe utbytteaksjene må flyttes forut for neste kvartalsutbytte fra bwo. Kan være at bwe aksjene selges via cobas ( som har flagget at de er på rett under 10% i bwo . )

Etter mitt syn, MartinM har skjønt det.

Hadde BWG gått for salg, ville dette neppe blitt gjort over ordinær handel på børs.

Styreformann i BWE:

Andreas Sohmen-Pao (BW Group)

Dvs. meldepliktig om det selges.

Updated 01  August 2023
Name No. of Shares % of Shares Issued
BW Group Limited       101.039.271 39,16

Updated 11  September 2023
Name No. of Shares % of Shares Issued
BW Group Limited       101.986.846              39,53

Både PEN og BWE er avhengig av de 6 H/R brønnene på Dussafu for å innfri produksjonsmålsetting tidlig 2024. BWE opprettholder guiding med ca. 40.000 f/d tidlig 2024, ref. 13. september meldingen.

PEN klarte seg bra i dag, mens BWE fikk en dipp i slutthandelen.

BWE-aksjonærene står overfor to hovedproblemstillinger. Den ene ifm. militærjuntaen i Gabon synes som normalisert og O&G selskapene melder om "business as usual":

Tullow oil production in Gabon unaffected by presidential coup, CEO says

Paul Burkhardt, Bloomberg September 13, 2023

(Bloomberg) – Tullow Oil Plc’s assets in the central African nation of Gabon, which account for around a quarter of its crude oil production, remain unaffected by a presidential coup last month.

“Everything has been business as usual, there’s been a number of cargo liftings,” Chief Executive Officer Rahul Dhir said of Gabon in an interview. “We’ve obviously watched carefully, but it’s been fine.”

For mer:

https://worldoil.com/news/2023/9/13/tullow-oil-production-in-gabon-unaffected-by-presidential-coup-ceo-says/

Positivt at Tullow er komfortabel med tingenes tilstand i Gabon og at løftingene forløper som normalt.

For BWE gjelder at første løfting er planlagt med 950.000 fat i oktober. Om det sklir noe, kan ikke være av særlig stor betydning - dvs. hva dager angår før løfting. Det tar en drøy uke lenger rent tidsmessig å løfte 950.000, basert på 13. september meldingen (den ene av de to relatert ESP-feil, ble meldt som midlertidig shut-in(. Imidlertid er work ongoing for å korrigere - les ESP.

Hvordan enn ståda er, BWE har fremdeles et luksusproblem, fordi selskapet som operatør har med 6 H/R brønner online som planlagt - omtrent sprengt kapasiteten på FPSO Adolo. Hibiscus brønnene produserer mer enn planlagt. Opprinnelig med tiltenkt ca. 5.000 f/d, men leverer ved 100% operativ produksjon 6.000-6.500 f/d. Dette fra et reservoar med utmerkede egenskaper. Iallefall bra det ikke er reservoaret som feiler.

Skulle det vise seg at selv 6 stk. H/R brønner ikke er nok, kan BWE omgjøre fra exploration til produksjnsbrønner, ref. Q2 presentasjonen:

• Rig-contract for six firm + two option wells

• Evaluating further exploration and production targets
for the two remaining options

Aksjekursløftet lar vente på seg, men det er fremdeles intakt.

Håper på litt positiv feedback ifm. Pareto konferansen 20-21 september - og i mellomtiden produseres det olje på Golfinho med ca. FCF USD 35 mill. per Q, med dagens oljepris. Alle løftinger etter close går til BWE. Første løfting tror jeg blir i oktober.

Markedet bør ikke se seg blind på de uheldige hendelsene ifm. ESP, men også vurdere en høy oljepris.

Det oppleves som tungt å sitte i aksjen når det hele oppleves som tilsløret, men her kan ting endres raskt til det bedre.

Stusser på at de går videre med brønnene når det virker som de ikkevet hva problemet er. Annet enn at ESP-ene ikke virker. Hva skjer ved neste ferdigmelding? At det enda en gang har skjedd noe på de to siste brønnene? Har de kontroll? Det er jo veldig merkelig at to ESPer slutter å virke enda de er nye. Ofte feil med dem, men da er det etter flere år. Dette må de jo finne ut av og som sagt burde de kanskje ha stoppet. Når man borer en brønn til 30-40 mill USD bør de virke som de skal. Er redd det blir en stor ekstrakostnad nå. Er det produksjonsfeil på pumpene er det vel en sak mot leverandøren/produsenten.

Neppe lurt å betale 5-600.000 usd per dag uten å bruke riggen til boring.

Brønnene virker som de skal, pumpene gjør det ikke.

Ja. Man kan bore dem hvis de bare gjøre det og ikke kompletterer dem med pumpene. Men det er jo det de gjør. Man kan tenke seg at de tar letebrønn(ene) i mellomtiden. De bruker vel ikke ESPer? Men mulig de ikke har kommet langt nok i planleggingen.

Og det er ikke akkurat gratis å fikse dette heller. I verste fall må de vel bruke riggen til det også.

Og en jack-up rig kan umulig ha en dagrate på det du hevder. Tipper 120-130 000 dollar pr. dag.

Dagraten på riggen er ikke det, men summen av alt rundt blir det.

Supply, slep, vaktbåter, you name it.

Brønnene må bores uavhengig av esp problemer.
Esp problemer går an å fikse, men uten brønn, ingen olje.

Ja, det kommer til å koste noe. Peanuts i det store bildet.

ESP-problematikk:

Ser av linkedin at Dennis Hardie - lokasjon Port Gentil, er BWEs ESP Supervisor.

https://www.linkedin.com/in/dennis-hardie-80027a2a/?originalSubdomain=uk

Før Dennis begynte i BWE mai 2023, arbeidet han i 2.5 år hos AccessESP. Uten å vite sikkert, kobler jeg Dennis, som ESP Supervisor sammen med ESP-systemet som BWE bruker, som levert av AccessESP.

AccessESP ble kjøpt opp av Baker Hughes i 2022.

Er det dette systemet som benyttes av BWE:

https://www.bakerhughes.com/production/artificial-lift/electrical-submersible-pump-systems/alternative-deployment-systems/accessesp-retrievable-esp-system

Overview

Retrieving a conventional electrical submersible pumping (ESP) system from a deep offshore well can cost you millions in workovers and expand your field’s carbon footprint.

The AccessESP™ retrievable ESP system from Baker Hughes offers an efficient alternative that avoids the need for a heavy workover rig. The system comprises just three main components—a permanent completion assembly, an UpCable™ power cable, and a retrievable assembly containing the pump and an ultra-reliable permanent magnetic motor (PMM).

The retrievable assembly is easily removed and redeployed through tubing with industry-standard, light intervention equipment. While conventional tubing-deployed ESP and gas-lift completions require expensive, heavy interventions with a rig, the AccessESP system delivers tens of millions of added value over the life of a well—and with far lower emissions and fewer personnel on board.

https://www.bakerhughes.com/production/artificial-lift/electrical-submersible-pump-systems/alternative-deployment-systems/accessesp-retrievable-esp-system

Det hadde vært fint om noen kapable her på forumet sa hvem som er leverandør av ESP-systemet BWE bruker eller om jeg er inne på riktig type og leverandør.

Så til dere med teknisk boreinnsikt der ute, nå har dere sjansen til å briljere.

Jeg kan fint lite om ESP, så det er ikke sikkert at type utstyr jeg nevner er aktuell for den feil og ESP-utstyr som BWE bruker. Så i første runde til dere andre, er jeg inne på riktig vinkling/leverandør vs. BWEs problemer?

Samme problem på naboblokken tilbake i 2016.

« Vaalco ESP fails again, shuts-in well off Gabon
September 15, 2016

Houston’s Vaalco Energy has run into more trouble offshore Gabon, with electrical submersible pumps (ESP) continuing to fail, leaving a well shut-in.


Map from Vaalco.

Vaalco has experienced several issues with ESPs in recent months, seeing the Avouma 2-H and South Tchibala 2-H wells experiencing failed ESPs. Both wells produce from the Avouma platform in the Etame Marin permit, offshore West Africa.

“Vaalco has attempted to restart the lower ESP without success and the well is temporarily shut-in pending a workover,” the company confirmed.

The company said it is in the process of mobilizing a hydraulic workover unit to the Avouma platform to recover failed ESPs in the Avouma 2-H well and the South Tchibala 2-H well.

Following the removal of the ESPs, the company plans to immediately install a replacement ESP in the Avouma 2-H well and anticipates restoring production from the well by mid Q4 2016, Vaalco said.

“The failed ESPs will be sent to the manufacturer’s facilities for a root cause investigation to determine the failure mechanism,” Vaalco said. “Once the cause of the ESP failures is understood, appropriately modified ESP systems will be installed in the South Tchibala 2-H well and, if necessary, the Avouma 2-H well."

Vaalco first had issues with ESP failure in late July when the primary ESP failed in the Avouma 2-H well on the Avouma platform.

Prior to attempting to start the secondary ESP, Vaalco and the original equipment manufacturer, which installed the ESP, worked closely to re-design the start-up procedure and adjust the operating conditions in an effort to prevent another ESP failure, according to Vaalco. The lower pump was successfully started in August and remained operational for approximately 10 days.

At the time of the secondary ESP failure, the well was producing approximately 1850 b/d gross or 450 b/d net to the company. «

http://www.oedigital.com/energy/item/13482-vaalco-esp-fails-again-shuts-in-well-off-gabon

Så ifm. med kvartalspresentasjon 8. november kom denne:



« In the third quarter of 2016, production decreased 20% from 4,725 barrels of oil per day (BOPD) in the second quarter of 2016 to 3,772 BOPD. This was primarily due to the electrical submersible pump (ESP) failures at the Avouma field. As previously reported, VAALCO has recently experienced ESP failures at two wells in the Avouma field. The Company is mobilizing a hydraulic workover unit onto the Avouma platform to remove the ESPs and have them analyzed for the cause of the failure by the manufacturer. VAALCO is developing a plan to replace the ESPs in the affected wells and anticipates restoring at least a portion of the shut-in production by late fourth quarter 2016. The Company’s net share of the cost is expected to be approximately $3.1 million.

VAALCO continues to focus on operating efficiently and safely. The Company has gone 15 months without a recordable incident.»

https://www.vaalco.com/investors/news-events/press-releases/detail/209/vaalco-energy-inc-announces-third-quarter-2016-results

Da var de altså tydeligvis ikke fikset ennå.

Men så 21. desember var det ryddet opp i for den ene av de to brønnene.

« VAALCO Energy Announces Successful Workover on Avouma Platform Offshore Gabon

Download as PDFDecember 21, 2016 4:30pm EST
South Tchibala 2-H Well Now Producing 1,600 Barrels of Oil per Day Gross

HOUSTON, Dec. 21, 2016 (GLOBE NEWSWIRE) -- VAALCO Energy, Inc. (NYSE:EGY) (“VAALCO” or the “Company”) announced today that the South Tchibala 2-H well is back on production after utilizing a hydraulic workover unit to replace a failed Electrical Submersible Pump (ESP) system. The well is currently producing at a stabilized rate of 1,600 barrels of oil per day (BOPD) gross, or 430 BOPD net to VAALCO.

As previously announced, the ESP system failed in both the South Tchibala 2-H and the Avouma 2-H wells this past summer. Prior to temporarily shutting in the well after the ESP system failed, the South Tchibala 2-H well was producing approximately 1,700 gross BOPD or 460 BOPD net to VAALCO. Separately, work is proceeding as planned to replace the failed ESP system in the Avouma 2-H well and the Company expects to return the well to production prior to yearend. A detailed inspection of the failed ESPs is underway to determine the cause of the failures and results from the inspections are expected in the first quarter of 2017.

Cary Bounds, VAALCO’s Chief Operating Officer and Interim CEO commented, “We are pleased to have restarted production on the South Tchibala 2-H well and will continue to monitor the performance of the ESP. We are also optimistic about restoring production from the Avouma 2-H well soon. I am especially pleased that we have demonstrated that we can conduct well interventions utilizing a hydraulic workover unit which resulted in a more efficient operation at a lower cost when compared with the prior practice of employing a drilling rig. With the recent rise in commodity prices and the resumption of production from the Avouma platform, we are optimistic about our outlook for 2017.”

https://www.vaalco.com/investors/news-events/press-releases/detail/212/vaalco-energy-announces-successful-workover-on-avouma


Det tok altså 3 måneder og 5 dager å fikse den ene av de to brønnenes ESP- problem og de greide det uten rigg. Vi får håpe det går fortere med oss.

Det virker forresten som våre brønner er rene monsterbrønner sammenlignet med disse.

Dobbelt

Jeg ser Vaalco benyttet: utilizing a hydraulic workover unit

Vil det ikke være en ubetinget fordel - først å bestemme hvilket ESP-system som Vaalco benytter og som feilet, før man overfører samme/tilsvarende diagnostikk til Hibiscus-brønnene?

Hendelsen du viser til Fluefiskeren går tilbake til 2016. Mye har skjedd rent teknisk og utstyrsmessig siden den tid.

Gitt det forholder seg slik jeg åpner for, men ikke kan si sikkert, dvs. AccessESP ESP-system av rigless typen, kan ESP-feil korrigeres på en mye enklere og raskere måte.

Rigless typen til AccessESP:

AccessESP’s “GoRigless ESP System” provides proprietary solutions that enable an electrical submersible pump (ESP) to be deployed and retrieved with conventional, light-duty intervention equipment (e.g., wireline, coiled tubing or well tractor) without the need for a rig or requiring the well production tubing to be pulled. These technologies significantly reduce the cost of, and downtime between, workovers used in the replacement of ESPs, which is of increasing importance in offshore and remote areas.

Inntil man vet - eller en her på forumet kan si hvilket ESP-system BWE benytter - gjelder mulighet for "den gamle typen" som krever f.eks. rigg og den nye til AccessESP, dvs. rigless typen. Nå har jo COO Espey også skissert mulighet for at rigg kan bli en mulighet, men ble ikke nevnt som førstevalg og det mest sannysnlige.

Ja, jeg innledet jo med at det var fra 2016, men det er ikke sikkert at prinsippet for å få den opp av brønnbanen er så forskjellig. Regner med at de snakker med Vaalco om dette. Da utbyggingen av Tortue startet ble det opprettet en ekspertgruppe. En av deltagerne var fra Vaalco.

Forøvrig viser det en enorm forskjell i informasjonspolitikken mellom de to selskapene. Der Vaalco mener at dette må formidles til aksjonærene gjøres det fyldig i en egen børsmelding da uhellet skjer og følges opp senere. Fra BW Energy fikk vi vel vite først i noe som var nærmest en fotnote i q2-presentasjonen. Så får vi i neste oppdatering på siste brønn vite at det gjaldt to brønner og at de attpåtil hadde opplyst om det tidligere. Hvilket de ikke hadde. Ikke rart man blir litt oppgitt.

Legges linkedin til grunn, er det Dennis Hardie som nå er ESP Supervisor i BWE, med arbeidssted Port-Gentil.

Dennis Hardie arbeidet tidligere i 2.5 år som Field Engineer II i AccessESP. Dvs. han har erfaring med: The AccessESP™ retrievable ESP system from Baker Hughes offers an efficient alternative that avoids the need for a heavy workover rig.

AccessESP ble kjøpt opp av Baker Hughes i 2022.

Det virker totalt ulogisk om BWE skulle ansette en ESP Supervisor som ikke kjenner det faktiske ESP systemet som BWE benytter. Dvs. det må antas at BWE bruker AccessESP systemet eller i det minste av rigless typen. Dette betyr igjen at problemene med ESP kan BWE løse raskt og til lav kostnad, uten å måtte ta en workover med rigg. Kun som worst case må BWE leie inn dedikert rigg.

Mest trolig ifm. feil med ESP systemet - og det virkelig er av rigless typen - kan dette fixes på en smidig og rask måte - gitt reservedeler finnes og arbeidet er av kurant natur.

ESP problematikken til BWE kan la seg ordne raskt/effektivt og til lav kostnad, men usikkerheten gjelder uansett.

Venter fremdeles på tilbakespill av de som her på dette forum har uttalt seg tidligere vedr. ESP-problematikken - les nærmest "verdens ende". Hvor er ekspertisen?

Kommer sikkert ikke noen ny melding før ny brønn er ferdig uansett ol det løses eller ikke og i all den tid er nok aksjen fritt vilt er jeg redd.

Poenget mitt er at markedet må forstå - les bli opplyst - de faktiske forhold og ikke male fanden på veggen i egen vinning, som normalt gjøres på børs.

ESP problematikken gjelder fremdeles og har allerede gitt vesentlig negativt utslag i aksjekursen. Selv med suksessfull fjerde Hibiscus brønn, med 6.500 f/d som yteevne.

ESP kan fixes, men det er langt verre med et dårlig reservoar:

"The drilling program progresses as planned with strong HSE results and robust
production rates which support our expectations of successive production growth
in Gabon into 2024. We consistently receive well data confirming excellent
reservoir quality, with potential positive implications for Hibiscus reserve
estimates," said Carl Krogh Arnet, the CEO of BW Energy.

Golfinho medvirker til differensiering. Løfter BWE første gang i oktober og neste i desember fra Golfinho, - Petrobras løftet forrige gang 18. august - kan med dagens oljepris FCF i en størrelsesorden USD 40-45 mill. tillegges i Q4. Kort fortalt, med høy oljepris og relativt høy OPEX - gir ganske så høy FCF.

Det er vanskelig for oss her å konkludere når selskapet selv ikke vet sikkert hva som kreves. Vi må bare tro det er i de beste hender og det løser seg relativt fort uten at det kreves bruk av rigg. Slik det gjorde for Vaalco.

Det er i hvert fall positivt at brønnene overpresterer i forhold til målet på 30 000 bopd. Det forundrer meg litt at det for hver brønn meldes at den er som forventet. Nå har vi tre på 6000 bopd pluss en på 6500 bopd. En brønn til på 6000 bopd så er målet nådd og en brønn igjen. Målet tilsvarer jo «bare» 5000 bopd.

Mulig de forventer lavere på de to siste. De skal jo bores på et annet felt.

Skal ikke BW Group snart komme igang med nedsalget?

I have been expecting BWE to come up with update on the Kudu survey results but am unsure now if they have overstepped the date when they have promised some more news. But after looking for any indication when they would provide more results I cannot actually found anything.

Does anyone remember when/if they have said anything about updating the market regarding Kudu?

From Q1:

« New dataset to further enhance depositional model and de-risk potential upside targets
‒ Covers ~5,000 Sq. km including gravity and magnetic datasets
‒ To guide decision making, an initial report is due 60 days after completion
‒ Further processed data available from late Q3
‒ Final dataset expected after 12 months

From half year report:

« In October 2022, BW Energy entered into an agreement for the acquisition of ~5,000 sq. km of 3D seismic to further enhance the depositional model, additional reservoir presence, and identify potential upside targets in the Kudu PPL-003 licence. Acquisition was successfully completed in May 2023, and early- stage interpretations are expected in the second half of 2023. An initial review shows excellent seismic data quality. The final processed seismic results are expected to be available in the first half of 2024. The company expects to increase the Kudu licence reserve estimate based on the new seismic data and recent positive exploration drilling results from other nearby Orange Basin licences. The current proven reserve estimate is 1.3 billion cubic feet of gas.»

But nothing about when they willl update the market.

Ok thanks

Ingenting som tyder på noe nedsalg. Les tidligere i tråden her.

At bwe har installert esp'er der pumpen kan tas opp uten rig er i alle fall sikkert.
Det ble sagt på 2Q webcast.

Akkurat hvilken type de har vet jeg ikke.

Og det er heller ikke sikkert at pumpen faktisk kan taes opp uten rig, selv om det bør være mulig.

Poenget mitt er at om dette koster 8 mill usd per brønn så vil revenue med 40k fat/d og oljepris 90 være 3,6 mill usd per dag.
Så det å fikse en esp vil bety 2-3 dager med revenue.
I verste fall.

BWE meldte 13. september at produksjonen - med den ene Hibiscus brønnen med 50% og den andre som foreløpig shut-in - var på 26.500 f/d.

Nå bores første Ruche-brønn. Kommer trolig online før/samtidig Q3 medio november. Selv med å beholde disse to Hibiscus-brønnene med status quo ut året, vil gi utmerket FCF for BWE i Q4.

Som sagt, BWE meldte 13. september gross produksjon på Dussafu med 26.500 f/d, Med første Ruche-brønn online vil det ta 1. mnd. for å løfte 950.000 fat,.

BWE guidet ifm. Q2 løfting månedsvis. Med produksjon 26.500 f/d i dag, kan det løftes ca. 800.000 fat månedsvis. Dvs. partner løfting august og september og BWEs løfting i oktober, planlagt med 950.000 fat, kan reduseres til 800.000 fat - og samtidig gi god FCF for partnere med løfting aug/sept. og for BWE i oktober/november/desember. Dvs. 2.4 mill fat med olje til BWE om det løftes f.eks. 800.000 fat hver gang (eks Ruche i Q4). Og en oljepris >$90!

Igjen, dette skjemaet (800.000 fat) kan følges - noe mindre fat som løftes hver gang - selv om de to Hibiscus brønnene forblir med feil/shut-in ut året.

Løftes det som BWE har guidet med f.eks. 3x i Q4 - sammen med FCF ca. USD 40 mill. fra Golfinho - bør bli et kanon Q4 for BWE.

Men som mange ganger tidligere - liv og lære. Vil kun få presisert - potensialet for BWE er absolutt tilstede, selv om Hibiscus brønnene trøbler pga. ESP.

Tross alt, tanken må da være å få dette korrigert asap.

Pareto konferansen 20-21 september.

Gunnarius

Ja, det er ingenting galt med bwe, bortsett fra feil på 2 x esp.

Om de må bruke riggen til å fikse dette vet vi ikke, ikke sikkert bwe vet det selv.
Uansett mener jeg de må få i gang produksjon på de 2 siste brønnene, da vil de kunne fikse de 2 uten at det går ut over totalproduksjonen (om vi antar maks 40k kapasitet på Adolo).
Det kan tenkes at det ville vært mer lønnsomt å fikse problemene før boring av siste brønn, men det er en avgjørelse bwe er fullt kapable til å regne ut selv, og de sitter med all kunnskapen vi ikke har.

Skal de bruke en mnd med riggtid på dette, når det kanskje ikke blir nødvendig, og droppe en lete- produksjonsbrønn?
Tror vi skal slappe av noen mnd slik at bwe får fullføre boreprogrammet, fikset esp'ene og kanskje gjort et funn eller to til.

Vi er på høyde her oto1.

Har nå mesteparten innen O&G i BWE. Med mindre noe eksepsjonelt skulle skje, blir det å sitte rolig til Q3 er presentert - og sannsynligvis videre også med et eller annet ratio forhold.

Huffa. Ikke nevn kvartalspresentasjoner. Da faller vi jo alltid😁

Siste om Kudu. Googleoversettelse.
"På sesjonen gjorde hun det klart at oljefunn er en annen historie enn Kudu-gassfeltet, med sistnevnte på et avansert stadium for bare å ta en endelig investeringsbeslutning for å tiltrekke seg den nødvendige kapitalen.

Kudu Gas anses å kunne produsere sin første kraft innen 2026, og eksportere til nasjonale og regionale markeder. Prosjektet ses nå i et annet lys etter nylige oljefunn utenfor kysten av Namibia.

– Gassprosjektet Kudu utvikler seg for å drive fremtiden. Ved å dele detaljene, går viktige strømsalgsordninger fremover. Feltet har potensial til å produsere rundt 820 megawatt elektrisitet, noe som er langt mer enn nasjonalt forbruk, sier Shino.

Gassfeltet Kudu ligger i det nordlige Orange-bassenget, om lag 130 kilometer utenfor kysten, og ble oppdaget i 1974. Ressursen er foreløpig avgrenset av syv påfølgende brønner.

I 2017 inngikk BW Energy en farm-in-avtale for en 56% operert eierandel, med National Petroleum Corporation of Namibia (Namcor) med en 44% joint venture-andel.

I 2021 signerte BW Energy en farm-up-avtale med Namcor, noe som økte selskapets eierandel til 95% i lisensområdet, hvoretter transaksjonen ble avsluttet i 2021.

Shino sa at Kudu Gas-prosjektet forventes å bruke felles grønn hydrogeninfrastruktur, som skal ligge i Lüderitz. Den sørlige havnebyen er satt til å være et energiknutepunkt for Namibia.

Det planlagte gassprosjektet Kudu skal brukes til å produsere blått hydrogen til eksportformål. Blått hydrogen er hydrogen produsert fra naturgass med en prosess med dampmetanreformering, hvor naturgass blandes med veldig varm damp og en katalysator."

Det siste var ukjent for meg i hvert fall.

Men jeg savner link. I følge forumreglene har du ikke lov til å la være å gjøre det. Lær av Gunnarius. Det kan også være interessant i seg selv hvem som skriver dette og hint.

Dårlig tid. Hasteoppdrag.
https://namibiaoilandgas.com/2023/09/11/oil-commercial-viability-data-available-soon-shino/

Takker

Stadig ny spenning rundt funnene i Orange Basin i Namibia

« Has TotalEnergies struck fresh blockbuster oil discovery at global hotspot?

Critical exploration probe has been wrapped up by French supermajor - results awaited

18 September 2023 13:33 GMT UPDATED 18 September 2023 14:04 GMT
By Iain Esau in London
TotalEnergies has completed its closely watched Nara-1X exploration probe offshore Namibia, with an announcement thought to be imminent on what could be another blockbuster oil discovery.

The ultra-deepwater Nara-1X probe was drilled by drillship Tungsten Explorer in the red-hot Orange basin in Block 2912.»


Denne brønnen er relativt langt fra Venus-funnet, men på samme blokk.

Se side 7 her:

https://sintanaenergy.com/wp-content/uploads/2023/06/sintana_corp_presentation_june-23.pdf


https://www.upstreamonline.com/exclusive/has-totalenergies-struck-fresh-blockbuster-oil-discovery-at-global-hotspot-/2-1-1520108

Selv om denne flaggmeldingen angår PEN, har den indirekte relevans for BWE også.

https://newsweb.oslobors.no/message/599709

Ettersom PEN guider ca. 13.000 f/d i produksjon etter de 6 H/R brønnene tidlig i 2024, vil PEN ha ca. 7.000 f/d som kommer fra Dussafu. Dvs. hoveddelen vil komme fra Dussafu.

Har veldig liten tro på at Hortulan AS kjøper 500.000 PEN aksjer, uten å ha sondert terrenget i forkant. Med størstedelen av PENs produksjon på Dussafu, må denne investoren ha et rimelig avslappet forhold til både militærjuntaen i Gabon og ESP-problematikken med Hibiscus brønnene.

Dette må bety at Hortulan AS har god tro på PEN som selskap, men også at denne investoren har et avslappet forhold til det som bl.a. markedet stresser BWE aksjen for.

Etter å ha skrevet etterfølgende innlegg på PEN tråden, innså jeg at her er det grunnlag for optimisme for BWE i Q4. Derfor limes det inn på en BWE tråd også:

CFO Sæthre (BWE) sa ifm. Q2 at det ble partner-løfting i august og september. Dvs. PEN og GOC.

Lavere oljepris i august enn september, så for PENs del best med september.

BWE skal iallefall ha sin første antatte løfting i oktober:

Ref. Q2 presentasjonen side 8/22:

• Next lifting to BW Energy of ~950,000 barrels expected in
October 2023

https://www.bwenergy.no/siteassets/bwe-quarterly-reports/bw-energy-q2-2023-presentation.pdf

I tillegg sa BWE ifm. Q2 at planen er månedlig løfting - og at alle tre går til BWE i Q4. Hva CFO sa og mente fikk jeg også bekreftet på mail fra selskapet.

Nå blir det jo trolig noe endring vedr. volum i løftingene - gitt Dussafu JV skal opprettholde lifting schedule, Noe lavere volum i produksjon enn først antatt, men mnd. løfting er fremdeles fullt mulig. Da med noe lavere volum.

For min del legges ikke til grunn annet enn at de månedlige løftingene opprettholdes. Muligens med noe lavere volum - og alle tre i Q4 går til BWE.

Månedlig løfting - og ikke 100% produksjon for de to Hibiscus brønnene med ESP feil - månedlig løfting med 950.000 fat blir igjen mulig ved/etter den tid første Ruche-brønnen er kommet online i Q4.

Vanskelig å si eksakt, men for BWEs del ligger det an til at BWE løfter i Q4 - gitt første Ruche brønn kommer online medio november - ca. 2.5 mill fat med olje.

For BWE og med netback >$50 for ca. 2.5 mill. fat i Q4 på Dussafu og ca. $40 mill. i form av FCF fra Golfinho i Q4 - ikke forstår jeg hvorfor BWE-aksjen raukjøres.