Galp er vell portugisisk, og Brasil tidligere koloni, med samme språk, og ekstremt tette økonomiske bånd, så dette er et lysår fra overraskende. Det var minst 4 major budgivere , så dette lukter elefant suksess. Total E trekker seg ut fra sine glass-felt/planer i Sør Afrika, og hvor satser de da……

Upstream 1.8: « Galp wants big seismic shoot over massive Mopane discovery to cover Shell and Rhino acreage
Portuguese company's plan for major 3D survey indicates freshly discovered Mopane play extends south.
Galp Energia is seeking environmental clearance from Namibia’s authorities for a major 3D seismic shoot over its huge Mopane oil and gas discovery in Petroleum Exploration Licence 83, that would also extend into acreage operated by Shell and Rhino Resources.»

Upstream 29.7.: « ‘Too challenging’: TotalEnergies quits 4.5 trillion cubic foot South Africa gas project
Supermajor has exited the big $3 billion Luiperd and Brulpadda project due to commercial challenges
France’s TotalEnergies has decided to exit a gas-rich block offshore South Africa in a major blow to the government of national unity because the Brulpadda and Luiperd discoveries were "too challenging" to develop.

In a statement on Monday, TotalEnergies said it is exiting Block 11B/12B, following the earlier revelation that Canadian Natural Resources was also on the way out.

TotalEnergies, through its local arm TotalEnergies EP South Africa, holds a 45% interest in the block, while Canadian Natural holds 20%.

It is now likely that Qatar Energies will also exit Block 11B/12B, leaving local player Main Street - in which Africa Energy Corporation has an indirect interest - as the only stakeholder.

The supermajor said it is quitting because it would be “too challenging to develop and monetise” the gas resource for the domestic market.

TotalEnergies’ development plan was to pipe gas from the two deepwater finds to the Mossel Bay gas-to-liquids (GTL) plant — operated by state oil company PetroSA — that has been idle for some years due to lack of feedstock.

Additional volumes were then expected to feed an existing power station converted from handling diesel and, later on, to a new gas-fired power station.

However, wrangling over gas prices with government and PetroSA's decision to engage with Russia's sanctioned Gazprombank to revitalise the GTL plant, are understood to have been key factors behind the departure of CNR, and the exit of TotalEnergies.

Meanwhile, the company is also exiting Block 5/6/7 offshore Cape Town, high-risk exploration acreage where its holds a 40% stake and which has been a target for domestic anti-fossil fuel campaigners.

Litt overraskende er det nå. Petrobas har hatt som policy å kun operere i Amerika. Meg bekjent produserer de kun fra Brasil og Mexicogulfen. Dette har vært deres policy. De har ikke hatt noen virksomhet i Africa på tross av at også Angola og Mosambik er tidligere portugisiske kolonier med olje.

Men jeg ser at Galp og Petrobras har jobbet tett sammen i Brasil over mange år. Det kan jo være medvirkende. De har jo også uttalt frustrasjon ang. miljøkrav i Brasil. Det var nok lettere under Bolsonaro enn Lula.

Hvorfor alt dette om Total Energy? De er jo i Orange Basin i Namibia for lengst. De gjorde sitt funn av Venus like etter at Shell fant Graff.

Wake up call…. Total e trekker seg ut fra sør Africa og går all in i……?

DNB skriver i sin siste oppdaterte analyse:

Line of sight to Hibiscus plateau production. With the delivery of the new
conventional ESP systems and extension of the drilling rig contract until February 2025,
the company is set to complete the workover of eight production wells at Hibiscus,
probably reaching plateau production as we move into 2025.

Det er det samme som jeg tenker. Håper de klarer det noe før.

De bør jo være ferdig noe før.

Flytting av Norve og boring av Bourdon antar jeg vil ta ca 2 mnd, så begynnelsen av desember bør de være ferdig med alle brønnene.

Og jeg kan ikke se at de trenger alle 8 heller for å nå 40k.

Tortue produserer vel fortsatt rundt 9-10k, så de trenger ca 30k fra Hibiscus/Ruche.
Dvs 5-6 brønner.

Senest oktober er min gjetning, men blir ikke overrasket om det blir tidligere enn det også.

Synes det er naturlig at BWE krever en erstatning fra Baker Hughes. De har kjøpt x antall ESPer som ikke kan brukes. Dette har ført til tapt fortjeneste og store kostnader. Spesielt når det gjelder rigg.

Arnet har blitt bedt om en kommentar til dette på q/a seksjonen på minst en av q-presentasjone, men han er veldig vag. Svaret var vel bare at de nå hadde fullt fokus på å fikse problemene.

I mellomtiden har Baker Hughes levert et kjempegodt Q2 resultat og de renner over av penger. Disse ESP-ene er bare en dråpe i havet for dem.

« Across both segments, we delivered outstanding second-quarter results, leading to a 25% year-over-year increase in total company adjusted EBITDA and 46% growth in adjusted EPS. Total company adjusted EBITDA margins increased almost 150 basis points year-over-year to 15.8%. This is a testament to the enhanced operational rigor that is being exercised across our IET and OFSE segments."

"We continued the positive trend of returning meaningful cash to shareholders. In the quarter, we paid dividends of $209 million and repurchased $166 million of shares, remaining on course to return 60% - 80% of free cash flow to our shareholders."

"Our exceptional second-quarter results are a credit to the hard work and dedication of the employees at Baker Hughes; I recognize this and express my sincere thanks to all of you," concluded Simonelli.»

https://investors.bakerhughes.com/news-releases/news-release-details/baker-hughes-company-announces-second-quarter-2024-results

Hadde jeg kjøpt en bil som gikk i stykker etter noen måneder ville jeg selvsagt krevd erstatning for det. Hvorfor skal det være annerledes her? Eller har BWE installert dem eller brukt dem på en måte som er i strid med forutsetningene?

Noen med noe syn på dette?

En ting er å levere garanti på levert utstyr, noe helt annet er å svare økonomisk for følge utgifter.

For å ta ditt eksempel: Du vil få ny / reparert bil, men bilselgeren vil ikke dekke dine tap som følge av at du mistet et viktig møte der milliardkontrakten gikk til en annen fordi du ikke møtte opp.

På samme måte vil BH trolig erstatte esp'ene, men de vil vanligvis ikke svare for følgekostnadene

Dette er en av hovedgrunnene til at oljeindustrien er svært konservativ i valg av utstyr. Særlig i produksjonslinjen.

Selvsagt utvikles det nytt utstyr, og ideen med esp der deler kan byttes ut uten rigg er god.
Men her tror jeg utstyret ikke er godt nok testet / erfaringsgrunnlaget er for lavt, så BWE burde trolig ikke valgt denne løsningen.

BWE har nok en god sak på å få byttet selve esp'ene, men jeg tror nok det stopper der.

Takk for det. Får de nye ESPer så er jo det klart bedre enn ingenting. Når det gjelder selve produksjonen så er den jo ikke direkte tapt. Olja er der uansett, men å leie Norve så lang tid er selvsagt et tap.

Time will tell.

Burde de ikke dekke riggkostander i tillegg? BWE har jo grunnet feil på BH’s ESPer måtte ha rigg x 2. enig angående tapt/forsinket produksjon/inntekt, men rigg kost burde BH ta.

Hvis de klarer å installere 1 konvensjonell ESP pr 14 dag, så vil de rapportere 2 installerte ESP'er på 2 kvartal presentasjonen og da er de ferdig med å installere alle
8 i månedsskifte november/ desember. Håper de får det til denne gangen.

Hvorfor ledelsen går får helt nye ESP'er, er svært dristig valg da det viktigste er å sikre at en når maks produksjon på kortest mulig tid og til lavest kostnad med en løsning som sikrer høy regularitet av oljeproduksjonen. Hvorfor de tok dette valget har ikke BWE sagt noe om. Kanskje det var en veltalende selger i Baker Hughes som overbeviste dem at den nye typen ESP var best. Det er nok mange nå som avventer rapport med forklaring hvorforde ikke virker som de skal.. Håper BWE tar fighten med å få best mulig erstatning for å få tilbake de ekstra utgiftene de har hatt.

Det kan jo være at de nye oppnår høyere flow enn de konvensjonelle, men det vet jeg ikke noe om.

Du kan forøvrig trekke fra en brønn. Det er installert konvensjonell ESP på brønn nr. 2 på Hibiscus South.

Fra BWE sin oppdatering nå nylig.

«The DHBSM-2H development well has completed drilling and has been completed with the first conventional ESP system»

ok, da bør de ha 3 stykker installert til 2 kvartals presentasjonen.

Baker Hugnes would not in million years sign a contract which would expose them to any costs like that in any eventuality. Never ever. Nobody would.

Det å ha Norve lengre er ikke sikkert de har tapt på.

Tross alt så har de boret 2 ekstra brønner mens de ventet, begge med funn og dermed 2 ekstra produksjons rønner.

Hvilket igjen betyr at de trolig ikke trenger riggen tilbake i 25, og kanskje ikke i 26 heller..

Mest sannsynlig betyr dette 2 år med full produksjon på Adolo, og trolig 400 musd per år i fcf per år.
Noe som kommer godt med til utbygging på Golfinho, Maromba og Kudu boringer.

Kan være tilbøyelig til å være enig, men tror du ikke disse to ekstrabrønnene hadde blitt boret uansett?

Skal ikke mase mer om dette. Det som har skjedd har skjedd og vi får se fremover. Hva som blir løsningen på Dussafu skal bli spennende å se. De har jo tre funn til pluss stor sannsynlighet for flere funn. Blir det treff på Bourdon så vil man nok ikke vente på decline før utvikling av feltet. Det er vel ikke usannsynlig at det etterhvert blir en FPSO til. Eller at Adolo blir byttet ut med en med større kapasitet. Panoro har også assets i Ekvatorial Guinea som du sikkert vet. Der har operatøren en FPSO med kapasitet på 160 000 bopd. Bare for sammenligningen skyld.

Having completed its multi-well exploration and appraisal drilling campaign earlier this year, Shell is now getting down to the business of better understanding the structure of the discovered reservoirs, seals and traps, and the characteristics of the hydrocarbons.

A well-placed source told Upstream recently that Enigma, the latest find, is the best on Shell's books so far, followed by Jonker.

Both of these discoveries are located just across the border from Venus where TotalEnergies is already pushing ahead with a phased development, while Galp is already talking about a multi-FPSO project at Mopane.
Speaking to analysts in Shell's second-quarter results call on Thursday, Sawan said of PEL 39: "Its a complex subsurface. While there is no shortage of (hydrocarbon) volume, the question is going to be the commercial producibility and the mobility of those molecules."

However, he said the studies and activities of other players in the Orange basin — which also include Chevron, Rhino Resources, BW Energy and Woodside — are: "Very helpful; we are all learning as we go to be able to better understand the reservoirs and the contours of the reservoirs."

Asked what would be required to move a potential project in PEL 39 towards the final investment decision, Sawan said: "We would need line of sight towards the returns we would expect. We need to assure ourselves that we have investable projects in the returns ranges we indicated in our capital markets day (CMD) in 2023."

Shell stated in its June 2023 CMD that upstream projects must be able to generate an internal rate of return of 15%.

Sawan explained that because the Orange basin is a relatively new area to invest in, there would need to be "quite a bit" of infrastructure to be able to make a project work.

"That's why were taking our time; thinking through it; making sure we have a good enough picture before we commit our shareholders' capital to a development."

Shell's boss pointed out that: "Time is our friend, as we are learning from both our own analysis as well as the analysis and activities of others."

How to handle associated gas appears to be a common theme among all operators of Orange basin finds, with re-injection the favoured solution.

* Article updated to reflect correct PEL number for Shell's block - 39, not 83, as initially reported

Associated gass på de fleste blokkene kan være svært lønnsomt for BWE hvis Namibia pusher på for at det skal bli tie in til Kudu. Kudu blokken ligger relativt nærme land og i et område(dybde, strømforhold) som gjør det enklere å finne utbyggingsløsninger. Ser ikke bortifra at Petrobras får en rolle sammen med BWE på Kudu.