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.

Ikke helt rett frem for Shell i Orange Basin.

« Shell has 'no shortage' of oil and gas in its Namibia discoveries, but questions remain over 'mobility', says chief executive
Wael Sawan cautions that supermajor's Orange basin finds are complex, with work underway to see if they can be extracted on a commercial basis

Updated 2 August 2024, 14:03
Shell's cluster of deepwater discoveries in Namibia's prolific Orange basin are geologically complex and a commercial development is not straightforward, according to chief executive Wael Sawan.

The supermajor has made five discoveries in Petroleum Exploration Licence 83 — Enigma, Jonker, Graff, La Rona and Lesedi — and drilled only one unsuccessful exploration well.

However, compared to TotalEnergies' Venus and Mangetti discoveries to the west and Galp Energia's huge Mopane find to the north, which appear to lie in Orange basin sweet spots, Shell's quintet of discoveries seem to have more sub-surface challenges, an issue Sawan has alluded to previously.«

https://www.upstreamonline.com/exploration/shell-has-no-shortage-of-oil-and-gas-in-its-namibia-discoveries-but-questions-remain-over-mobility-says-chief-executive/2-1-1686135

Det var så langt jeg fikk lest. Har neppe stor betydning da det jo er Mopane som ligger klart nærmest Kudu.

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.

Men Petrobras har vel ikke fått tildelt noen eierandel ennå. De bare bekrefter at de har lagt inn bud. Det er jo flere majors som kan være aktuelle her. Men ministeren har sterkt oppfordret til et samarbeide. Hva det blir gjenstår å se. Jeg tenkte at gassen skal til land og prosesseres på Leo.

Petrobras har trolig en ukjent partner …
«Exclusive-Petrobras' bid for Galp's Namibia prospect to include at least one partner, sources say»

Vær også oppmerksom på denne lille detaljen
«Namibia’s national oil company NAMCOR (National Petroleum Corporation of Namibia) owns 10% of PEL 83 and the remaining 10% is held by Custos Energy, in which Canadian-headquartered Sintana Energy Inc (TSX-V:SEI, OTCQB:SEUSF) maintains an indirect 49% interest. »

Og .. sintana .. i tett dialog med bwe opp mot seismikk og PEL79….

Delayed production equal lost money forever
The ESP workovers count as OPEX and hit the bottom line immediately. They might not even turn a profit in Q2, maybe Q3
And then comes considerable CAPEX
I would say the medium to long term looks good but risk is still high
It's more likely they will reduce flow onall wells rather shut in a few which is a positive for enhanced recovery

Såvidt jeg husker var opprinnelig program 4 produksjons brønner på Hibiscus, 2 på Ruche og Bourdon.

Så da har de vel egentlig boret 3 ekstra letebrønner.

- Hibiscus Sør
- Hibiscus Sør Nordflanken
- Hibiscus Nordflanken.

Alle med funn, og alle blir fullført som produksjons brønner (de droppet nr 2 på Ruche, så de ender opp med 8).

Jeg skjønner fortsatt ikke meldingene fra BWE angående størrelse på funnene, men tror samlet det er omtrent 20 mill fat gross, eller rundt 15 mill net BWE.
De kommer i alle fall til å tjene 10 usd per fat, så funnene er verdt minst 150 musd til BWE.
De kan bore i nesten 3 år for det beløpet.

Den første brønnen på Hibiscus South var selvsagt en letebrønn. Den andre pluss den på Hibiscus er vel mer å regne som avgrensingsbrønner. De brukte vel betegnelse pilot på den ene uten at jeg egentlig vet forskjellen på det og avgrensingsbrønn.

Bourdon er også definert som avgrensingsbrønn. • Drill Bourdon (Prospect B) as the second appraisal prospect,
subject to available rig-time.

Men det betyr egentlig ikke så mye hva gjelder cos. Kan fort være en tørr brønn. Pilot brønn betyr egentlig at det ikke skal brukes til produksjon. Slik sett er både letebrønner/wildcat og avgrensingsbrønner pilot brønner.

Det må 100 % sikkert være en feil. Det er letebrønn som skal bores der. Det er ikke gjort noe funn der som skal avgrenses.

Avgrensning brønn er brukt til det navnet indikerer, avgrense et funn.

Sånn sett er både Hibiscus Sør nordflanken og Hibiscus nordflanken i en gråsone.
Når man gjør nye funn ved avgrensning så blir det mer som en letebrønn å regne.
Begge brønnene har jo betydelig økt reservene, og er dermed ikke en bekreftelse på funn / seismikk, men mer noe nytt.

Poenget mitt var at ingen av disse brønnene var planlagt, og er mer blitt til som resultat av esp problemene, og dermed behov for å forlenge riggen.

De hadde sikkert blitt boret på et tidspunkt, men greit å få de i produksjon nå, så litt hell i uhell.

Leser en Q1 2023 var målsetningen at de skulle produsere 40 000 barrels pr dag tidlig 2024.:

The ongoing Hibiscus / Ruche Phase 1 drilling campaign targets four Hibiscus Gamba and two Ruche Gamba wells which are expected to add approximately 30,000 barrels per day of total oil production when all wells are completed in early 2024.

De er med andre ord langt bak den opprinnelig planen med å nå en stabil platå produksjon tidlig 2024..Veldig positivt med de nye funnene at de kan settes i produksjon så raskt og til veldig lave kostnader. .

Vi vet jo årsaken til at de er langt bak skjema.

Looks like the World is about to end. Again. *sigh*

6,61 % ned var da voldsomt. Dårligste oljeselskap i dag.

Frykten råder.

Glemt er olje funnene som er gjort i år og at det ikke er lenge til at Dussafu feltet når 40 000barrels pr dag.

Det hjalp. Ned «bare» 3,73 % nå.

EDIT Tror jeg blinkset og så på BWO. Endte 5,25 % ned.

Beklager

Så sant 99999,
men her vil realitetene tvinge frem kraftig kursstigning i løpet av året.

Neida, den fikk et stygt fall i sluttauksjonen dessverre.

Ned kun 2,45%, veldig bra!
Kun en korreksjon, mener flere eksperter.
Rett opp igjen i morra!

Hmm…..

Du trodde nok at du var på en VAR-tråd.

https://m.youtube.com/watch?v=r3_akruYbs8

Ceo i Reco snakker om hvorfor BWE ble valgt som JV og vice versa. Og kommenterer skeptikere som mener det ikke blir funnet noe kommersielt. CEO har satset 1musd privat etter han kom inn i selskapet for 1 år siden for å snu selskapet. Hvis dere har interesse for å høre mer om Ceo og Reco så kan intervjuet med CEO fra desember 2023 anbefales. Der forteller han litt om mulig JV og hva han liker og ikke liker ved en jv/farm out. Har inntrykk av at BWE har kommet inn på et veldig gunstig tidspunkt, hvis dette blir kommersielt.

BW Energy: Long-Term Incentive Program – new awards

The Board of Directors of BW Energy Limited ("BWE" or the "Company") approved the award of share options under a Long-Term Incentive Program (LTIP) adopted on 19 May 2021 to align the interests of the participating employees with those of the Company's shareholders. This year is the fourth annual award under the LTIP. The LTIP is discretionary, and participants are invited on an annual basis.


The total number of shares awarded under the LTIP for 2024 is 1,150,000, allocated to options that will give the holder the right to acquire one BW Energy share. A total of 10 BW Energy employees have been invited to participate in the program.


The strike price of the options is calculated based on the volume-weighted average share price five trading days prior to grant date, plus a premium of 15.75% (corresponding to a 5% increase annually over three years). The strike price for the options awarded on 1 August 2024 is NOK 36,41.


The options will have a vesting period of three years, followed by a three-year exercise period. Exercise windows will be set by the Company. The options will expire six years after the award date.


The options are non-tradable and conditional upon the option holder being employed by the Company and not having resigned or being terminated for cause prior to the vesting date.


Following the new awards, the Company will have a total of 5,820,400 outstanding options and 85,998 restricted shares units.


The following primary insiders of the Company have been awarded options under the LTIP for 2023:


1. Chief Executive Officer, Carl K. Arnet has been awarded 450,000 options

Following the award Carl K. Arnet has a total number of 2,800,000 options, total restricted share units of 43,167 and total shares held are 3,821,010.


2. Chief Commercial Officer, Thomas Kolanski has been awarded 150,000 options.

Following the award Thomas Kolanski has total number of 596,500 options, total restricted share units of 14,277, and total shares held are 873.


3. Chief Strategy Officer, Thomas M. Young has been awarded 150,000 options.

Following the award Thomas M. Young has total number of 596,500 options, total restricted share units of 14,277, and total shares held are 37,885.



For further information, please contact:

Brice Morlot, CFO BW Energy, +33.7.81.11.41.16

ir@bwenergy.no

Har alltid forundret meg over at jo høyere lønn man har jo mer insentiv må man trenge for å gjøre en god jobb.