Gass folkens, ikke glem gassen som BWE kommer til å fokusere stort på fremover. Så olje alene, nei - absolutt ikke. Med gass i Namibia og Brasil blir selskapet langt mer spiselig og miljørettet vs. olje alene. Faktisk for min del, meget viktig for å sitte i aksjen.

Nå må ikke aksjonærene glemme hva BWE holder på med i disse dager ifm. BM-ES-23.

Les først denne fra feb. 2020:

Petrobras will make new campaigns in Espírito Santo

FEB 18, 2020

Drilling and seabed mapping activities aim to evaluate discoveries in ultra-deep waters

The ANP approved the extension of the execution period of the plans for evaluating the discoveries (PADs) of Quindim and Brigadeiro, in block ES-M-525, operated by Petrobras, in the Espírito Santo Basin.

The extension was necessary to carry out the drilling and mapping activities of the seabed of wells 1-BRSA-936D-ESS (Quindim) and 1-BRSA-926D-ESS (Brigadeiro).

The agency’s board also authorized Petrobras to collect drilling data and map the seabed between the BM-ES-23 contract area and the Golfinho field region.

https://brazilenergyinsight.com/2020/02/18/petrobras-will-make-new-campaigns-in-espirito-santo/

Fra ANP og organets utsettelse av innlevering av kommersialitetserklæring som skal vør inne hos ANP 29. desember.:

Google translation: Godkjenne utsettelse av erklæringen om kommersialiteten til vurderingsplanene for funn av olje eller naturgass for brønn 1-BRSA-926D-ESS (PAD Brigadeiro) og brønn 1-BRSA-936D-ESS (PAD) Quindim), blokk ES -M-525, konsesjonskontrakt nr. 48610.007979/2004 (BM-ES-23), operert av Petrobras, i nitten måneder fra datoen for operatørens krav, og avsluttet 29. desember 2023. Dokument signert elektronisk

https://atosoficiais.com.br/anp/resolucao-de-diretoria-n-17-2023-analise-do-pleito-de-postergacao-da-declaracao-de-comercialidade-dc-dos-planos-de-avaliacao-de-descobertas-de-petroleo-ou-gas-natural-pads-do-poco-1-brsa-926d-ess-brigadeiro-e-do-poco-1-brsa-936d-ess-quindim-contrato-de-concessao-n-48610007979-2004-bm-es-23-operado-pela-petroleo-brasileiro-s-a

Det er lite som er kjent i media vedr. gass/kondensat BM-ES-23, hvor Petrobras gjorde kanonfunn, særlig med Briadeiro boringen, men også ifm. Quindim.

Media i Brasil anser disse to brønnene og verdier her som rosinen i pølsa og den deal BWE gjorde med Petrobras. Her ligger det trolig en formidabel oppside, sælig siden BWE har økt eierandelen som operatør fra 65% til:

BW Energy set to increase ownership to 76.47% as one of the field partners is planning to exit the license.

Vil anta at BWE nå jobber hektisk med å ferdigstille erklæring om kommersialitet BM-ES-23 til ANP innen 29. desember i år, samt at markedet kan forvente mer spesifikk informasjon med det aller første.

Og plutselig hadde BWE atter et asset å fremvise, som verken er vurdert eller trolig er særlig kjent. Aksjen har så fryktelig mye å gå på.

Hva kan verdien være - gitt BWE melder kommersialitet for to allerede verifiserte gass/kondensat funn. Brigadeiro må ikke forveksles med et knøtt av en gassbrønn, for det er den visselig ikke. Det er kun eksakt størrelse og kommersialitet man ikke vet per i dag.

Rent verdimessig er jeg ikke i tvil om at BWE kommer til gyve løs på first gas BM-ES-23.

Frist nå ble satt til 29. des. Har blitt gjort et par ganger tidligere også. Så tviler på at BWE må foreta mer boring før erklæringen kan innsendes til ANP.

Er det her BWE øker sin andel i BM-ES-23. Inpex har 15% eierandel. Alt til BWE gir eierandel 80% og det stemmer ikke helt.

Noen som kan verifisere?

Japan's Inpex looking to offload stake in Brazil ...

BNamericas

for 19 timer siden — The block holds the Brigadeiro gas and condensate discovery. According to watchdog ANP, BM-ES-23 is Inpex's only exploration asset in Brazil.

Det er helt sikkert Inpex 15% sin andel.
65 % BWE andel gange med 100
dele på 85 = 76,47%

PTTEP energy har vel den siste 20 % andel
og vil da få 20% gange med 100
dele på 85 = 23,53 % andel

hmmm, frustrerende at man ikke finner noe særlig info om BM-ES-23 noen plasser. Ingenting om estimater eller utviklingsmuligheter som jeg klarer å finne ved noen kjappe google søk

Denne teaseren omtaler kort også Brigadeiro prosjektet som ble funnet for mange år siden i BM-ES-23.

Brigadeiro project: construction and connection of 1 new producing gas and condensate well, in order to achieve an additional production peak of 1.7 MMm3/d of gas and 5.6 Mboe/d of condensate in 2023.


https://brazilenergyinsight.com/wp-content/uploads/2020/01/Teaser-Polos-Golfinho-Camarupim-Ingles.pdf

Det hjalp vel ikke så mye rktignok.

Fortsatt ingen tegn til lifting på Adolo så vidt jeg kan se. Må si jeg begynner å tvile litt på at vi får tre stykker i Q4.

Ok, så da blir det Fase 1 og Fase 2 på Kudu pga. økte reserver?

Interessant artikkel og kun et lite utdrag:

Namibia’s first gas to power from Kudu set for 2027

“Our current approach is still 800 MW and phased. An initial phase would be targeting 420 MW production, followed by a second phase informed by reservoir performance data. In this revised plan, Namibia could utilize 200 MW of the initial phase, effectively replacing all imports. The remaining surplus would be sold to South Africa and local and regional private customers, including off-grid mines,” he said.

“For Phase 1 of Kudu field development, we will generate up to 420 MW of electricity for domestic market consumption as well as regional via the SADC network. Phase 2 will commence thereafter to generate the full 820 MW. We are now looking at the Kudu development project with a new vision because of the discovery of additional gas reserves.

For mer:

https://nambusinessexpress.com/?p=3711&utm_source=Dlvrit&utm_medium=linksreferral&utm_campaign=socialmedialinksTwitter&utm_id=G-4BCRPBFTLT&utm_term=Facilit8%20Namibia

Ser frem til mer info fra selskapet om plaenene med kudus og det økonomiske aspektet. Har googlet kjapt, og kommet frem til at strømprisen i Namibia pr dags dato er nesten 2Namibian dollar~1.1kr pr kWh.

Med en kapasitet på 400Mw tilsvarer det en daglig produksjon på
400 000kW *24=9 600 000kwh som tilsvarer 10 560 000nok
Hvis oppetid regnes til 310 dager i året (85%pe) tilsvarer det cash flow på nesten 3 275 000 000 nok. Ved produksjon på 800mw dobles jo dette også….

I tillegg mener jeg det er rimelig å regne med en produksjon på noen tusen fat assosiert væske pr dag.

Spennende prosjekt om feltet faktisk har såpass gode reserver som det snakkes om nå og ikke minst gode produksjonegenskaper.

Men jeg regner ikke med kudu som en fremtidig produserende asset før de har boret flere brønner og testet reservoaret. Kan godt ligge 10mrd fat der, men det hjelper oss ikke om man ikke får de opp av bakken.

Rigtig mange ledetråde i den artikel. Namibia er i dag afhængig af elektricitet fra Sydafrika, som lider af supply problemer og blackouts. Jeg tror mange ikke helt forstår vigtigheden af energy security og hvor meget det betyder for en nations fremtid. Namibia kan blive et power house i regionen, hvis de har baseload power som dels gør dem uafhængige og dels kan blive en betydlig eksportvare. Gas er baseload power (akkurat som atomkraft), dvs. en aldrig svigtende energi kilde = always on (modsat vind og sol som er afhængig af vinden blæser og solen skinner). Så længe man ikke har batteriteknologi som tilstrækkelig grad kan opbevare energi fra sol og vind, så bliver baseload power ekstremt vigtigt, hvis man vil være en nation som industrien kan stole på og som vil investere i.

The Kudu field is the only solution that can provide us with baseload power, which will enable us to industrialize. Namibia is not just looking to turn on the lights – we are looking to become an industrial nation. For this, we need baseload power.”

Dette er gass.
Gassen kommer opp helt av seg selv..

BW Energy: Q3 2023 trading and financial update

Q3 2023 trading and financial update

BW Energy, as the operator of the Dussafu Marine licence in Gabon and the
Golfinho cluster offshore Brazil, provides an update on its operations and
development. The Company will publish financial figures for the third quarter of
2023 on Thursday, 16 November 2023.

Gross production from the operated assets was 27,400 barrels of oil per day in
the?third quarter 2023. This included a full quarter of production from the
Tortue and Hibiscus fields in the Dussafu licence (73.5% working interest) and
production from the Golfinho field after assuming 100% ownership on 28
August.

INCREASED PRODUCTION IN GABON

Gross production from the Dussafu licence averaged approximately 23,200 barrels
of oil per day in the?quarter, amounting to a total gross production of
approximately 2.14 million barrels of oil for the period. Production was
positively impacted by first oil from two additional Hibiscus wells during the
quarter and start-up of the additional gas lift compressor on the FPSO BW Adolo.
BW Energy completed one lifting in the third quarter at a price of USD 79 per
barrel. Production costs (excluding royalties) for the period was approximately
US 28 per barrel. The reduction, compared to the previous quarter, reflects
mainly the increased production.

BW Energy's share of gross production was approximately 1.57 million barrels of
oil, an increase of over 50% from the prior quarter. The net sold volume, which
is the basis for revenue recognition in the financial statement, was
approximately 1 million barrels including 32,500 barrels of Domestic Market
Obligation (DMO) deliveries with an under-lift position of 116,000 barrels at
the end of the period.

CLOSING OF THE GOLFINHO ACQUISITION IN BRAZIL

Gross production from the Golfinho field averaged approximately 11,200 barrels
of oil per day from the period 28 August to 30 September, amounting to a total
production of 381.700 barrels in the period. There were no liftings in the
quarter. The first Golfinho lifting of about 500,000 barrels of oil Is expected
to occur in November. Production cost (excluding royalties) averaged USD 48 per
barrel for the period.

OTHER ITEMS

BW Energy had a cash balance of USD 197.6 million on 30 September 2023, compared
to USD 233 million on 30 June 2023. The decrease is primarily due to ongoing
development of Hibiscus Ruche and the Golfinho closing, offset by, draw-down on
the USD 80 million Golfinho prepayment facility. The Company had a total drawn
debt balance of USD 380 million as of 30 September 2023 including the prepayment
facility.

At the start of the period, the Company had commodity price hedges for a
remaining total volume of approximately 1.56 million barrels for 2023, 2024 and
2025, of which approximately 46% was for 2023. These were a combination of swaps
and options that will allow for future cash flow stability for ongoing
development projects. BW Energy has recognised crude oil hedge losses in the
amount of USD 9.1 million for the third quarter of which approximately USD 0.3
million were realised.

In July and September, the Company safely commenced production from the third
and fourth well, respectively, of the Hibiscus / Ruche Phase 1 development.
Challenges with the ESP (electronical submersible pump) on the DHIBM-3H and -4H
wells temporarily impacted production. The ESPs were re-started in mid-October
and the Company is working to stabilise production from both wells. The current
total Dussafu gross production, with all the Tortue and Hibiscus wells in
operation, is approximately 35,000 barrels of oil per day.

At the Ruche field, drilling- and completion activities on the DRM-3H production
well was temporarily suspended pending an alternative final casing design after
encountering oil in the Gamba reservoir. The Company expects to return to
complete this well later in the drilling campaign when additional casing
material is received.

To maximize the use of the contracted drilling rig, the Dussafu partners have
initiated drilling of the Hibiscus South exploration prospect (DHBSM-1), located
about 5 kilometers southwest of the BW MaBoMo production platform. If DHBSM-1
contains commercial volumes, the plan is to return to the well and complete it
as a production well in early 2024. The ongoing Hibiscus / Ruche drilling
campaign has the potential to bring total oil production on the Dussafu license
up to approximately 40,000 barrels per day gross when all wells are completed
and on-stream.


For further information, please contact:

Knut R. Sæthre, CFO BW Energy, +47 91 11 78 76

ir@bwenergy.no

Som forventet

Men kostnadene på Golfinoh eks royalties på USD 48 pr boe er jo hinsides.
Men regner med fallende etterhvert som produksjonen tiltar.
Men dog.
Er blitt et varemerke for BWE dette. Og trigger ikke akkurat aksjekursen

Det pleier jo være en grunn til at man får kjøpt ting billig 🤔
Håper de har lagt inn en del oppstartskostnader i opex og at i et noemalisert kvartal er man et stykke under, men usikker.

opex stiger vell når produksjonen synker?

Flott å se at produksjonen i Gabon nå er 35.000 boed. Da virker forhåpentligvis ESP for alle fire brønnene som normalt.

Ja, men han skrev ikke noe som er i konflikt med det. Kanskje du må lese piff sitt innlegg en gang til?

Golfinho:

Gross production from the Golfinho field averaged approximately 11,200 barrels
of oil per day from the period 28 August to 30 September, amounting to a total
production of 381.700 barrels in the period. There were no liftings in the
quarter. The first Golfinho lifting of about 500,000 barrels of oil Is expected
to occur in November. Production cost (excluding royalties) averaged USD 48 per
barrel for the period.

Flott resultat ifm. Golfinho. Øker produksjonen fra guidet 9.000 f/d til 11.200 f/d.

OPEX er høy i Q3 - $48 (eks royalties), men skyldes de faste kostnadene ikke har fullt Q med produksjon å fordele de faste kostnadene på. Dvs. produksjon kun from the period 28 August to 30 September, amounting to a total production of 381.700 barrels in the period.

I tillegg betaler BWE dagrate for FPSO CdV inntil den fomelt blir overtatt av BWE fra Saipem. Så OPEX må forventes ned. Flott at det produseres nå ca. 2.300 f/d mer enn guidet. Ser derfor bra ut i fortsettelsen. OPEX vil gå vesentlig ned for Q4, hvor det skal løftes 500.000 fat i november.

Økning i produksjonen trekker positivt opp for Golfinho. Langt bedre enn forventet produksjon fra Brasil.

Dussafu:

Gross production from the Dussafu licence averaged approximately 23,200 barrels
of oil per day in the?quarter, amounting to a total gross production of
approximately 2.14 million barrels of oil for the period.

Production costs (excluding royalties) for the period was approximately
US 28 per barrel.

Som forventet for Q3.

The current total Dussafu gross production, with all the Tortue and Hibiscus wells in
operation, is approximately 35,000 barrels of oil per day.

BWE guidet nylig in the range of 30.000-35.000 f/d. Med 35.000 f/d er meget godt nytt, for da går trolig de 3xløftingene med 2.25 mill fat som planlagt i Q4 med høy oljepris.

Også fra Gabon glimrende status.

Oppsummering:

Meget bra Brasil og Gabon.

Høyere produksjon fra både Golfinho (11.200 f/d vs. som guidet 9.000 f/d) og Dussafu.(35.000 f/d vs. som guidet 30.000-35.000 f/d).

Det ligger an til formidabel FCF i fortsettelsen for BWE.

Mye positivt igang.. men selvfølgelig og noe negativt.
Hegde losses på 9.1 mill dollar i 3dje kvartal..
Tatt 0.3 av de.. litt fritt oversatt. Bare 0.3 mill dollar som påvirker regnskapet nå i 3. Kvartal?
Uansett så er det bra og bedre produksjon enn forventet.
Det vil gi resultater ,før eller senere

Er det alt du læser ud af meddelelsen, piff? Ja, Golfinho opex er højere end hvad flere af os har regnet med, men samtidig overrasker bwe positivt på en række andre fronter.
1) Golfinho produktionen er 25% højere end de 9k/d vi siden sommeren 2022 har fået stillet i udsigt.
2) Dussafu opex er nede på $28 ved en produktion på 23k/d, hvilket gør at vi allerede nu med 35k/d produktion må være under $20. For et år siden da inflationsfrygten var på sin peak regnede flere af os med at opex som lavest ville komme ned på $25 ved peak produktion. Nu er vi tættere på $15 end $25.
3) Nuværende Dussafu produktion er 35k, hvilket er i topenden af det interval vi fik for en uge siden, hvilket må betyde at der pt ikke er ESP-issues. Har vi ikke indtalt os at det var årsagen til kursdykket? Hvad skal vi nu finde på af årsag?

Men ok, fortsæt blot med at æde markedets negative narrativ om at bwe er uduelige og altid skuffer forventningerne, mens de med objektive briller kan købe billigt op.

Slettet, krøller seg.

BWE estimerte jo en OPEX på 42,4 for 2024-2025 i vedlegget som kom sammen med børsmeldingen om oppkjøpet, så 48$ i oppstarten er vel ikke så høyt i forhold til hva de estimerer for de neste to årene.

Haha, ser nå at det står tiltar.😂 Men poenget mitt er at det er jo ingen besluttede planer om videreutviklingen av Golfinho så fra dags dato og en stund frem i tid vil produksjonen få en naturlig decline…

Helt umulig å få lagt inn innlegg. Skjønner det ikke. Får bare med noen setninger, så kuttes resten.

Er det et tegn om at jeg må gå over til one-liner?

Treg innlasting og idag..
Oppdaterte flere ganger..lite som skjedde ,men plutselig så kom d fram ett innlegg som hadde blitt skrevet for 25 min siden..

Jeg hadde ikke gjort leksa mi mhp. OPEX Golfhino. Det har jo vært opplyst om det før kjøpet. Det er virkelig høyt selv med en produksjon på «bare « 11 200 bopd. Vi må forvente en nedgang i flow her. Regner med at det bygget seg opp trykk i brønnene i perioden de var avstengt og at det derfor ved oppstart gir litt ekstra i flow.

Eller er jo dette veldig bra og betryggende. Spennende med flow på Ruche-brønnene. Det er jo et eget felt og man kan ikke nødvendigvis forvente at de skal gi like mye som de på Hibiscus som alle har overprestert. Selvsagt også spennende med Hibiscus South som ligger svært nær Hibiscus. 5000 m unna er nesten ingenting. Det tar en topp skøyteløper 6 minutter å tilbakelegge den avstanden,

Forundrer meg litt at de fortsatt holder på dette målet om 40 000 bopd når alle seks brønnene er utbygd. Det vil jo si at de bare beregner 2500 bopd i snitt for de to Ruche-brønnene.

Kan det ha noe med at FPSO'en maks tar ca 40 000fat pr dag?

Det er jo nærliggende, men da burde de jo si det da.

Ja, vil annta de settter 40k først også ser de hvor mye ekstra de klarer å presse gjennom ved å justere trykkene. Pengene styrer alltid og det er fort gjort å blokkere noen transmittere for å klare å presse gjennom noen tusen fat ekstra ;)

When is the FSPO overtaken by BWE again?

I liked this report

De var vel litt der når de døpte om Mupale til Hibiscus Extension. Her tok de et treff på forhånd. Også rett før boring. Har aldri hørt noen som har vært så optimistiske før boring av en letebrønn.

Noen som har en formening on hva som ligger "encountering oil in the Gamba reservoir" Slik jeg tolker det så var dette uventet, og ikke det de forventet, mao ekstra ressurser?

At the Ruche field, drilling- and completion activities on the DRM-3H production
well was temporarily suspended pending an alternative final casing design after
encountering oil in the Gamba reservoir. The Company expects to return to
complete this well later in the drilling campaign when additional casing
material is received.

Det er jo helt klart at de forventet funn i Ruche. De har hele tiden galt det produksjonsbrønn er utviklingsbrønn. Hadde de ikke hatt forventninger til olje her hadde de aldri boret den. Det ble jo funnet olje her i 2011 av Panoro og Harvest Natural Resources.

Vi får gjette på at trykket i brønnen har vært betydelig større enn forventet, og at de trenger en saftigere casing enn antatt. He,he.

Aksepterer fremdeles ikke mer enn noen få linjer. Jeg gir opp, vil bare si:
Basert på Q3 update, har nå BWE en samlet nettoproduksjon fra Golfinho og Dussafu på ca. 37.000 f/d. Dette er 5x mer enn i Q1 i år, hvor aksjekursen var rundt NOK 28 og 6 dollar lavere oljepris.

Kanskje, eller at de fant olje i en formasjon de ikke forventet.