Flott også å få høre om de positive aktiviteter ReconAfrika driver med.

Interessent artikkel hvorfor Namibia har fått en sterk start på sitt oljeeventyr. Statsansatte drar ril Guyana og lærer av hvorfor de har fått det til så bra der.

Mye olje og gass i Nigeria, men de store oljeselskapene er mindre interessert å investere der. De selger seg ned.

https://www.worldoil.com/news/2024/7/22/opinion-how-guyana-namibia-are-surpassing-legacy-african-oil-and-gas-producers-in-energy-investment/

Dårlig utviklingen i dag. Hvis vi ser bort fra IOX (og det bør vi) så var vi dårligst av oljeselskapene på energiindeksen i dag.

Energi og gruve ministeren til Namibia deltar på AOG 2024.

https://energycapitalpower.com/namibias-minister-of-energy-and-mines-joins-aog-2024-amid-surge-in-offshore-exploration/

"In Africa, the "Norve" has secured a 109 days extension with BW Energy in Gabon.  This extension will keep the "Norve" contracted until February 2025 when it will commence its subsequent contract with Marathon Oil in Equatorial Guinea."
https://newsweb.oslobors.no/message/624153

Det ut som BWE forlenger kampanjen i Gabon.

Since the end of last year the management of ReconAfrika has been renewed with a strong and experienced team.
Also as ReconAfrica operates in Namibia , they are required to meet the same standards set by BWE does for the Kudo Field.
BWE are confidend the ReconAfrica will carry out its drilling program in accordance with the highest environmental practicec.
ReconAfrica has a well established ESG program in the norhern region of Nambia which they operate .
They have provided communities with portable water by drilling 36 solar powerwater wells in villages.

ReconAfrica is an exciting opportunety for BWE to strenghen BWE posisjon in this strategic country and expand footprints in this important region.
It is also an opportunity to better understand the Nambian Basin and its geologi prior to BWE drilling program in Namibia.

Jeg håper dette kan berolige Fluefiskeren litt.

Den var overraskende. De har jo tidligere forlenget kontrakten fra august til oktober. Det burde jo ha vært lenge nok.

Så kan man spekulere på grunnen. Er det nye problemer på Hibiscus/Ruche? Eller ønsker man å bore flere brønner? Og i såfall flere produksjonsbrønner eller flere letebrønner/avgrensningsbrønner?

Egentlig ikke. Alle selskaper skryter av ESG politikken sin uten at det nødvendigvis stikker så dypt. Borer man kan ulykker skje. Og fotavtrykket med veier, plattinger og vannforbruk kommer man ikke utenom uansett.

Som jeg har skrevet et par ganger før er jeg også bekymret for at de skyter leteboringen på Kudu fremover i tiden. Dette må de redegjøre for senest på Q2. Gjør de ikke det, vil det sikkert komme opp på Q/A seksjonen.

Kan jo være noe med forsinkelse på leveransene av de konvensjonelle esp'ene og de trenger riggen lenger.

Det kan bety at de framskynder letebrønnen på Bourdon og i tillegg har et eller to prospekter til de vil bore.

Veldig bra og få oversikt av hva som finnes av olje på Dussafu feltet slik at en får en best mulig feltutviklingsplan.

Uff. Magefølelsen sier det er mer sannsynlig med bad news enn good news med denne forlengelsen. Tør ikke selge heller da det er så mye triggere + at day to day operations forutsatt tett på 40.000 fat/dagen fra Dussafu bør presse denne oppover 😁

Considering the recent successes upon drilling of prospects, I'd say this time is good news

Ja, dette er min tanke og.

De har 4 esp'er som skal installeres, og om de er litt forsinket og tar 2 uker hver så er det 2 mnd.
La oss si de e ferdig i november, da har de 2 mnd etterpå til å flytte riggen og bore Bourdon.

Men hva gjør de mens de venter?
Skal jeg tippe så undersøker de mer på Hibiscus Nordflanken.
De har nå trolig satt i produksjon den brønnen nå (med naturlig flow), og det kan være det er såpass interessant at de vil finne ut mer av hva som er der.

2q presentasjonen ble plutselig mer interessant.
Men det kommer vel en update snart som vil gi oss mer info.

Siste året har ledelsen i ReconAfrica blitt byttet ut til å bli ett sterkt og erfarent team.
Operasjonene i Namibia vil holde samme høye standard som BWE har på deres Kudu felt.
Den tidligere ledelsen har hatt dårlig rykte, mens den nye ledelsen vil vise helt andre takter og holde en meget høy standard på sine prosjekter.

Hvilken høy standard har BWE på Kudu? Meg bekjent har de ikke boret en eneste brønn der. Kun skutt seismikk.

Men jeg anklager ikke BWE for noen ting. Det har meg bekjent ikke skjedd noe kritikkmessig på Dussafu. Akkurat nå er jeg mest interessert i hvorfor de har bedt om nærmere fire måneder forlengelse av riggkontrakten.

Koster vel litt denne riggen også. Ca MUSD 20 i kostnader om den ligger på snittet av det som er meldt (rett under 190k/dagen).

Ja, og om BWE boren en brønn som leverer 5k fat/d så hanker BWE inn ca 30 musd per år på brønnen.

På et eller annet tidspunkt må BWE bore flere brønner for å opprettholde produksjonen, og kanskje gjør de det nå samtidig som de får undersøkt nærmere noe de ikke forventet.

Tror vi skal slappe helt av til vi får forklaringen.

Og da var meldinger ute fra Pen og BWE

BW Energy: Q2 2024 trading update

BW Energy: Q2 2024 trading update

BW Energy will publish financial figures for the second quarter and first half
year of 2024 on Thursday, 29 August 2024.

Net production to BW Energy was 2.14 million barrels of oil in the second
quarter of 2024. This includes production from the Tortue, Hibiscus and Hibiscus
South fields in the Dussafu licence (73.5% working interest) and production from
the Golfinho field (100% working interest).




DUSSAFU

Production from the Dussafu licence was 1.41 million barrels net to BW Energy in
the quarter, an average of 15,570 barrels of oil per day. Production was
impacted by planned annual maintenance of the FPSO BW Adolo as well as the
situation with defective ESPs (Electrical Submersible Pumps). The annual
scheduled maintenance resulted in a shutdown of 21 days during May and June.
Work included tank-refurbishments as well as work on the boiler system, the gas
lift compressors and other general systems improvements. BW Energy completed one
lifting in the quarter in May of ~ 734,000 barrels net at an average realised
price of USD 80 per barrel. Production costs (excluding royalties) for the
period were approximately USD 29 per barrel. This compares with first quarter
production costs of USD 23 per barrel, reflecting the lower production.

The net sold volume, which is the basis for revenue recognition in the financial
statement, was approximately 940,000 barrels, including 32,500 barrels of DMO
deliveries and 173,000 barrels of state profit oil, with an under-lift position
of 341,000 barrels at the end of the period.

In May, the Company made a substantial oil discovery with good reservoir quality
in the DHIBM-7P pilot well, appraising the northern flank of the Hibiscus field.
The preliminary evaluation indicates an increase in Hibiscus gross recoverable
reserves (mid-case) of 8-12 million barrels of oil. The well will be drilled as
a production well later in the present program.

Earlier in May, the DHBSM-2P pilot well confirmed a northern extension of the
Hibiscus South field with good reservoir quality, increasing reserve estimates
of Hibiscus South. The DHBSM-2H development well has completed drilling and has
been completed with the first conventional ESP system. The well was handed over
from drilling to production on 25 July and will now start production after hook-
up and testing.

BW Energy has extended the contract for the Borr Norve jack-up, and the delivery
of conventional ESP systems including spares has now been secured, allowing all
previously drilled and completed wells to be successively worked over and
completed with conventional ESP systems. The contract extension is also expected
to include the drilling of the Bourdon prospect.




GOLFINHO

Production from the Golfinho licence was 732,000 barrels net in the quarter, an
average of 8,040 barrels of oil per day. Production was impacted by reduced gas-
lift compressor up-time and lack of gas production from the GLF-28 well. GLF-28
has subsequently been successfully restarted after ROV intervention, and work is
underway to improve reliability. A 12-day shutdown is scheduled for August on
the FPSO Cidade de Vitória, to undertake compressor maintenance and other
activities to improve production stability.

A lifting of 505,000 barrels was completed in April with a realised price of USD
90 per barrel, followed by a lifting in June of 500,000 barrels with a realised
price of USD 83 per barrel. Remaining inventory was ~385,000 barrels at the end
of the period. The production cost, excluding royalties, averaged USD 48 per
barrel.




OTHER NEWS

In April, BW Energy executed a sale and leaseback agreement with a Minsheng
Financial Leasing Co entity (MSFL) for the MaBoMo production facility on the
Dussafu Licence. The transaction added USD 110 million of net liquidity for the
Company.

In June, the Company issued a USD 100 million, five-year senior unsecured bonds
with a coupon of 10% per annum. The bond placement met strong investor demand
across Nordic and international markets and was significantly oversubscribed. An
application has been made for the bonds to be listed on the Oslo Stock
Exchange.

In July, the Company signed a Letter Agreement with Reconnaissance Energy Africa
Ltd ("ReconAfrica") to acquire ~16.8 million shares and ~16.8 million warrants
for a total consideration of USD 16 million in ReconAfrica's announced equity
raise. By participating in the equity raise, BW Energy will also receive a 20%
non-operating interest in the onshore Petroleum Exploration License 73 ("PEL
73"). This enables the Company to expand its footprint in this strategically
important energy region.




HEDGING, LIQIDITY AND DEBT

BW Energy expects to recognise a net loss of USD 1.5 million in the second
quarter related to the hedging program, of which USD 0.8 million is
unrealised.

The Company had a cash balance of approximately USD 244 million on 30 June
2024, compared to USD 150 last quarter. The increase reflects the net impact
from oil sold in the period, proceeds from the MaBoMo sale leaseback, the bond
issue, repayment on the RBL facility and investments. Investments for the period
are primarily related the ongoing Hibiscus Ruche field development program.

The Company had a total drawn debt balance of USD 589.2 million on 30 June
including the MaBoMo lease financing, the bond debt, as well as a USD 70 million
principal repayment on the Dussafu RBL.



For further information, please contact:

Brice Morlot, CFO BW Energy, +33.7.81.11.41.16

ir@bwenergy.no (mailto:ir@bwenergy.no)

Syns jo ikke dette er yberbull akkurat. Ting tar veldig lang tid. Gjeld på musd 600.

Positivt at de har sikret leveransene til alle de konvensjonelle esp'ene og fått kontrakt med boreriggen Norve ytterligere i 109 dager.

Bourdon vil også bli boret.

Foreløpig ingen nyheter av tolkningen av 3D seismikken på Kudu.

Skulle ønsket de kunne sagt noe om når produksjonen kom opp mot full kapasitet (jeg legger til grunn ca 12. juni, og at produksjonen på Dussafu fra da av har lagt mellom 35-4000 fat). Når de ikke har sagt noe legger jeg til grunn det de opplyste til myndighetene i Gabon.

Tvilsomt. Pen skriver «is expected to reach 40.000»

Jeg ser den, er litt usikker på om det er riktig å legge til grunn ca. 30 000 fat for juli, og høyere for august, kanskje 35 000 fat. Basert på informasjonen fra Pen kan dette synes riktig. Uansett, for juli blir det igjen lavere produksjonskost og høyere produksjon, og dette vil bli ytterligere forbedret i august og månedene fremover.

Tolkingen av seismikken kommer nok som egen børsmelding. Dette må de si noe om senest på Q2. Den skulle ut i fra guiding vært ferdig for lengst.

Den som venter på noe godt.............

Da blir det en installasjon av en konvensjonell ESP hver 14 dag. Med andre ord en 8 trinns rakett med en Grand Finale med boringen av letebrønn på Bourdon med boreriggen Norve.