BWE. Fremtiden er rosenrød.
Forrige tråd ble stengt da den ble for stor. Jeg tar derfor og starter en ny. Det passer bra da BWE er inne i en ny fase. Tre produksjonsbrønner er boret med godt resultat i Gabon og tre gjenstår. Kjøp av asset i Brasil venter på godkjennelse som kan komme når som helst.
Og gassfeltet, Kudu, kan bli mye større enn man trodde. Klipper inn litt fra en fersk artikkel Gunnarius la ut tidligere i dag:
« The Ministry of Mines and Energy says the country's Kudu gas reserves are expected to increase to 10 trillion cubic feet (TCF) from the current estimated 1.3 TCF.
The revised figure is due to the associated gas found within the Graff-1 well by Shell, Yonker, and TotalEnergies' enormous Venus-1 offshore discovery.
Petroleum Commissioner Maggy Shino said the discovery of light crude oil reserves has transformed the landscape of the Kudu gas field.
"We are seeing that we now have a possibility of us increasing this 1.3 TCF of natural gas to up to ten TCF of gas because of the associated gas that we are seeing within the graph, within the Yonker and within Venus," she said on Wednesday.
The revelation has the potential to reshape the energy landscape in Namibia and the wider Southern African Development Community (SADC) region. »
https://thebrief.com.na/index.php/component/k2/item/3348-namibia-s-kudu-gas-reserves-projected-to-increase-tenfold
10 Tcf tilsvarer 1,9 milliarder boe. Her kan man med god grunn ta i bruk betegnelsen elefant hvis dette innfris.
Og gassfeltet, Kudu, kan bli mye større enn man trodde. Klipper inn litt fra en fersk artikkel Gunnarius la ut tidligere i dag:
« The Ministry of Mines and Energy says the country's Kudu gas reserves are expected to increase to 10 trillion cubic feet (TCF) from the current estimated 1.3 TCF.
The revised figure is due to the associated gas found within the Graff-1 well by Shell, Yonker, and TotalEnergies' enormous Venus-1 offshore discovery.
Petroleum Commissioner Maggy Shino said the discovery of light crude oil reserves has transformed the landscape of the Kudu gas field.
"We are seeing that we now have a possibility of us increasing this 1.3 TCF of natural gas to up to ten TCF of gas because of the associated gas that we are seeing within the graph, within the Yonker and within Venus," she said on Wednesday.
The revelation has the potential to reshape the energy landscape in Namibia and the wider Southern African Development Community (SADC) region. »
https://thebrief.com.na/index.php/component/k2/item/3348-namibia-s-kudu-gas-reserves-projected-to-increase-tenfold
10 Tcf tilsvarer 1,9 milliarder boe. Her kan man med god grunn ta i bruk betegnelsen elefant hvis dette innfris.
Redigert 18.08.2023 kl 13:12
Du må logge inn for å svare
Spitzer
07.01.2025 kl 17:19
4505
Har ikke sett denne før, med Fluefiskeren har sikkert linket til denne tidligere: https://sintanaenergy.com/wp-content/uploads/2025/01/sei_corp_presentation_jan24.pdf
Se side 14 for tidligere borrede brønner på Kudu-feltet og den kommende Kharas-brønnen til BW Energy i nordvestre del av lisensen - nær PEL83.
Se side 14 for tidligere borrede brønner på Kudu-feltet og den kommende Kharas-brønnen til BW Energy i nordvestre del av lisensen - nær PEL83.
Fluefiskeren
07.01.2025 kl 17:42
4497
Tror jeg har lagt det ut tidligere, men denne rykende ferske presentasjonen til Sintana hadde jeg ikke fått med meg.
På side 15 fra BWE sin q3-presentasjon ser man også disse brønnene. Der er det også tegnet inn et funn lengre nord i tillegg. Hvis man ser på symbolene ser vi at det er gjort 5 gassfunn, to gasshow (kun en på BWE sin illustrasjon) og en tørr brønn (to på BWE sin illustrasjon). Geologien på feltet er beskrevet som vanskelig har jeg lest et sted.
På side 15 fra BWE sin q3-presentasjon ser man også disse brønnene. Der er det også tegnet inn et funn lengre nord i tillegg. Hvis man ser på symbolene ser vi at det er gjort 5 gassfunn, to gasshow (kun en på BWE sin illustrasjon) og en tørr brønn (to på BWE sin illustrasjon). Geologien på feltet er beskrevet som vanskelig har jeg lest et sted.
Face
07.01.2025 kl 20:41
4398
Syns det var litt merkelig at BW annonserte ved q3 rapporten at de skal bore en Kudu appraisal brønn i 2025. Når de stort hele tiden i 2024 snakket om å bore en exploration brønn. Lurer på hva årsaken kan være. Vil de avvente til de får med en partner eller har de mistet litt troen på olje prospekter? De virker veldig bull på at det er gode muligheter for olje på blokken også.
Fluefiskeren
09.01.2025 kl 11:47
4269
Tilbakeslag for Shell i Orange Basin i Namibia
« Shell Comes Up Dry Offshore Namibia
Shell will write down around $400 million over an oil discovery offshore Namibia that it deemed commercially unviable in a blow to the southern African country's efforts to become a crude producer.
Shell told Reuters that discovered oil and gas resources in offshore block PEL39 in Namibia "cannot currently be confirmed for commercial development."
https://www.oedigital.com/news/520928-shell-comes-up-dry-offshore-namibia
Dette er samme blokk som kjempefunnet Graff ble gjort i for et par år siden.
« Shell Comes Up Dry Offshore Namibia
Shell will write down around $400 million over an oil discovery offshore Namibia that it deemed commercially unviable in a blow to the southern African country's efforts to become a crude producer.
Shell told Reuters that discovered oil and gas resources in offshore block PEL39 in Namibia "cannot currently be confirmed for commercial development."
https://www.oedigital.com/news/520928-shell-comes-up-dry-offshore-namibia
Dette er samme blokk som kjempefunnet Graff ble gjort i for et par år siden.
Redigert 09.01.2025 kl 11:48
Du må logge inn for å svare
99999
09.01.2025 kl 13:01
4340
Moderat suksess for Galps letebrønn nr 4
https://africaoilgasreport.com/2025/01/oil-patch-sub-sahara/galp-makes-modest-success-in-fourth-well-in-namibias-mopane-field/
https://africaoilgasreport.com/2025/01/oil-patch-sub-sahara/galp-makes-modest-success-in-fourth-well-in-namibias-mopane-field/
Fluefiskeren
09.01.2025 kl 13:12
4314
Synes overskriften ikke passer til innholdet. Det er vel forresten boret to letebrønner og to avgrensningsbrønner. Letebrønn nr. 3 bores nå.
kvirrevi
13.01.2025 kl 14:59
3891
Hvor tror dere overskudd før skatt i BWE blir i 4Q 2024, og hva kommer analytikerne til å ha fokus på med BWE nå i 2025?
Fluefiskeren
13.01.2025 kl 16:06
3863
Skal ikje ha så stor formening om det, men det er to ting som kommer ganske fort. Resultat av brønnen Bourdon på Dussafu hvor det sannsynligvis pågår boring selv om det ikke er meldt. Så venter man på resultat fra brønnen online Namibia som var meldt ferdigboret 27. november.
Forøvrig blir det lifting fra Adolo nå.
Forøvrig blir det lifting fra Adolo nå.
Redigert 13.01.2025 kl 16:06
Du må logge inn for å svare
oto1
13.01.2025 kl 16:13
3841
Blir fornøyd med alt rundt 80 mill usd.
Litt lavere enn i 2023, men 4Q i 23 var veldig bra.
Så rundt 3 kr i EPS noe som baner vei for mine ca 15 kr i år.
Litt lavere enn i 2023, men 4Q i 23 var veldig bra.
Så rundt 3 kr i EPS noe som baner vei for mine ca 15 kr i år.
kvirrevi
13.01.2025 kl 16:18
3837
Den liftingen fra Adolo blir til en ganske så bra oljepris.
BWEs guiding og informasjon om planlagte investeringer for 2025 blir veldig spennende å få høre om på Q4. Selskapet vil gå ut av 2024 med ikke langt fra 10 milliarder i egenkapital.
BWEs guiding og informasjon om planlagte investeringer for 2025 blir veldig spennende å få høre om på Q4. Selskapet vil gå ut av 2024 med ikke langt fra 10 milliarder i egenkapital.
kvirrevi
15.01.2025 kl 15:20
3541
Registrerer at vi nå om dagene er der vi håper at BWE skal være, med høy produksjon og der oljeprisen samtidig er god, og der vi om kort tid vil få vite mer om hvordan de rask økende verdiene skal brukes til å utvikle selskapet raskt videre.
Fluefiskeren
16.01.2025 kl 09:57
3330
Ikke noe garanti for funn i Orange Basin selvsagt. Chevron borer tørr brønn på PEL 90 som ligger rett nord for Venusblokken og rett vest for Mopaneblokken.
https://sintanaenergy.com/news-release/pel-90-update-kapana-1-x/
https://sintanaenergy.com/news-release/pel-90-update-kapana-1-x/
Foreigner
16.01.2025 kl 10:46
3276
Although already known, it will be nice to wake up tomorrow to see the numbers for Q4 and proof that from now on we shall be making money instead of just spending it:) It should have some effect of the pricing.
Yzf R1
16.01.2025 kl 12:11
3202
Fin flyt nå kommer det ut noen raport i morra eller er det jeg som tuller
Fluefiskeren
16.01.2025 kl 12:15
3210
Operational update kommer i morgen.
Q4 presentasjon kommer 31. januar
Q4 presentasjon kommer 31. januar
inference
17.01.2025 kl 08:07
2968
BW Energy: Q4 2024 operational update
Q4 2024 operational update
BW Energy will publish financial figures for Q4 2024 on Friday, 31 January
2025. The full audited annual report will be published on 26 February 2025.
Net production to BW Energy was 3.1 million barrels of oil (bbls) in Q4 2024,
equal to 33,600 bbls per day, from the Dussafu licence in Gabon (73.5% working
interest) and the Golfinho field (100% working interest) in Brazil. For the full
year, net production to BW Energy amounted to 10.0 mmbbls, in line with
guidance.
Volume (mmbbls) Q4 2024 Q3 2024
Net production 3.1 2.4
Dussafu 2.5 1.9
Golfinho 0.6 0.5
Net volume sold 3.2 2.5
Dussafu* 2.7 2.0
Golfinho 0.5 0.5
Average realised price (USD/bbl)
Dussafu 72.5 82.0
Golfinho 73.5 81.7
*Includes State Profit Oil and DMO deliveries
DUSSAFU
* Record quarterly production since inception
* Three liftings to BW Energy according to plan
* Operating cost (excluding royalties) of USD 18.5/bbl
* Net volume sold (basis for revenue recognition), included 97,500 bbls of DMO
deliveries and 311,429 bbls of state profit oil, with an under-lift position
of 248,700 bbls at period-end
* ESP replacement program completed as planned with eight producing Hibiscus /
Ruche wells from 2 January 2025 and gross production target of 40,000
bbls/day
* Two new wells brought online in Q4 (DHIBM-7H and DRM-3H), 3 workovers
completed (DHIBM-1H, DHIBM-4H, DHIBM-5H), and DHIBM-6H workover completed in
early January
* Takeover of BW Adolo FPSO operations ongoing with planned completion of
transition period in 1H 2025
GOLFINHO
* Inventory at period end of 440,500 bbls
* Operating cost (excluding royalties) of USD 56.4/bbl primarily due to lower
production
* Production impacted by planned shutdown of Petrobras gas plant restricting
gaslift capacity for ~40 days, with only ESP wells producing (~60% of full
potential)
* Full-year production availability of ~70% and ~81% excluding planned Q4
shutdown
HEDGING, LIQUIDITY AND DEBT
* Q4 net loss of USD 3.8 million from oil derivatives (USD 4.9 million
unrealised loss and USD 1.1 million realised gain)
* Period-end cash balance of USD 221 million vs. USD 209 million end-September
2024, with the change reflecting cash flow from operations, debt repayment,
and investments
* Period-end gross debt of USD 563 million includes MaBoMo lease, Dussafu RBL,
Golfinho prepayment facility, and bond debt
For further information, please contact:
Brice Morlot, CFO BW Energy, +33.7.81.11.41.16
ir@bwenergy.no (mailto:ir@bwenergy.no)
Q4 2024 operational update
BW Energy will publish financial figures for Q4 2024 on Friday, 31 January
2025. The full audited annual report will be published on 26 February 2025.
Net production to BW Energy was 3.1 million barrels of oil (bbls) in Q4 2024,
equal to 33,600 bbls per day, from the Dussafu licence in Gabon (73.5% working
interest) and the Golfinho field (100% working interest) in Brazil. For the full
year, net production to BW Energy amounted to 10.0 mmbbls, in line with
guidance.
Volume (mmbbls) Q4 2024 Q3 2024
Net production 3.1 2.4
Dussafu 2.5 1.9
Golfinho 0.6 0.5
Net volume sold 3.2 2.5
Dussafu* 2.7 2.0
Golfinho 0.5 0.5
Average realised price (USD/bbl)
Dussafu 72.5 82.0
Golfinho 73.5 81.7
*Includes State Profit Oil and DMO deliveries
DUSSAFU
* Record quarterly production since inception
* Three liftings to BW Energy according to plan
* Operating cost (excluding royalties) of USD 18.5/bbl
* Net volume sold (basis for revenue recognition), included 97,500 bbls of DMO
deliveries and 311,429 bbls of state profit oil, with an under-lift position
of 248,700 bbls at period-end
* ESP replacement program completed as planned with eight producing Hibiscus /
Ruche wells from 2 January 2025 and gross production target of 40,000
bbls/day
* Two new wells brought online in Q4 (DHIBM-7H and DRM-3H), 3 workovers
completed (DHIBM-1H, DHIBM-4H, DHIBM-5H), and DHIBM-6H workover completed in
early January
* Takeover of BW Adolo FPSO operations ongoing with planned completion of
transition period in 1H 2025
GOLFINHO
* Inventory at period end of 440,500 bbls
* Operating cost (excluding royalties) of USD 56.4/bbl primarily due to lower
production
* Production impacted by planned shutdown of Petrobras gas plant restricting
gaslift capacity for ~40 days, with only ESP wells producing (~60% of full
potential)
* Full-year production availability of ~70% and ~81% excluding planned Q4
shutdown
HEDGING, LIQUIDITY AND DEBT
* Q4 net loss of USD 3.8 million from oil derivatives (USD 4.9 million
unrealised loss and USD 1.1 million realised gain)
* Period-end cash balance of USD 221 million vs. USD 209 million end-September
2024, with the change reflecting cash flow from operations, debt repayment,
and investments
* Period-end gross debt of USD 563 million includes MaBoMo lease, Dussafu RBL,
Golfinho prepayment facility, and bond debt
For further information, please contact:
Brice Morlot, CFO BW Energy, +33.7.81.11.41.16
ir@bwenergy.no (mailto:ir@bwenergy.no)
inference
17.01.2025 kl 08:08
3037
Tamme greier. Virker ikke som om at de er igang med letebrønn engang 😡
Foreigner
17.01.2025 kl 08:15
3041
BWE is an unstoppable train😄
Dussafu approx 37000boed
Dussafu approx 37000boed
Redigert 17.01.2025 kl 08:33
Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
17.01.2025 kl 09:08
2923
.
Total 40 000 bopd.
Lisensandel 73,5 %
Det skulle gi 29 400 bopd net til BWE.
Total 40 000 bopd.
Lisensandel 73,5 %
Det skulle gi 29 400 bopd net til BWE.
Foreigner
17.01.2025 kl 09:11
2901
Hmmm, where did you get 40000? 2.5 million on 92 days from Dussafu? Have I counted wrong again?
Fluefiskeren
17.01.2025 kl 09:25
2818
You wrote boed so I thought you meant daily production for BWE’s share.
Redigert 17.01.2025 kl 09:27
Du må logge inn for å svare
Spitzer
17.01.2025 kl 09:26
2812
gj.sn. produksjon i Q4 fra Dussafu var ca 37000 boed, men fra jan-25 er produksjon 40000 boed.
Ellers flott at opex er nede i ca 18,5 usd/fat. Bør komme ytterligere ned når produksjonen nå øker ytterligere (fra 37000 boed til 40000 boed)
Ellers flott at opex er nede i ca 18,5 usd/fat. Bør komme ytterligere ned når produksjonen nå øker ytterligere (fra 37000 boed til 40000 boed)
Foreigner
17.01.2025 kl 10:07
2721
Fluefiskeren skrev You wrote boed so I thought you meant daily production for BWE’s share.
I meant daily average total for Dussafu for Q4.
But they are just so bad at informing. Like what us happening with Bourdon?
But they are just so bad at informing. Like what us happening with Bourdon?
Redigert 17.01.2025 kl 10:12
Du må logge inn for å svare
99999
17.01.2025 kl 10:45
2639
Boringen på Bourdon er nok i gang. De skal levere riggen tilbake i februar. Har tro på et stort funn på Bourdon. Sjelden at Dussafu skuffer.
Ro
17.01.2025 kl 10:50
2622
Nesten bare positivt, men kursen går ned 2,5%? 🤔
https://www.finansavisen.no/energi/2025/01/17/8230967/nok-en-rekord-for-bw-energy
https://www.finansavisen.no/energi/2025/01/17/8230967/nok-en-rekord-for-bw-energy
Fluefiskeren
17.01.2025 kl 12:36
2505
Det negative er jo fra Delfinen (Golfhino). Er det ikke problemer med FPSO-en så er det gassanlegget til Petrobras. Det fører også til veldig høy OPEX (56,4 dollar pr. fat).
Man kan virkelig spørre seg om det var fornuftig å kjøpe Golfhino. På Q3 skrive de følgende på presentasjonen:
«Postponing Golfinho infill wells due to subsea equipment and services cost inflation»
De skrev også dette riktignok:
Prioritising optimisation of current production capacity and operating costs
‒ Stabilising field reliability and performance
‒ Upgrading artificial lift systems in wells
‒ Reopening inactive wells to unlock additional production
Så får vi se. Da de kjøpte det fokuserte de på at det var en betydelig oppside.
Man kan virkelig spørre seg om det var fornuftig å kjøpe Golfhino. På Q3 skrive de følgende på presentasjonen:
«Postponing Golfinho infill wells due to subsea equipment and services cost inflation»
De skrev også dette riktignok:
Prioritising optimisation of current production capacity and operating costs
‒ Stabilising field reliability and performance
‒ Upgrading artificial lift systems in wells
‒ Reopening inactive wells to unlock additional production
Så får vi se. Da de kjøpte det fokuserte de på at det var en betydelig oppside.
kvirrevi
17.01.2025 kl 12:47
2482
Er i stor grad enig med deg. På 4Q får vi nok en oppdatering om Golfinho og ønsker meg en orientering om hva BWE forventer/håper å få til på feltet av produksjon og produksjonskost, dette fortalte de lite om på 3Q pres. Det hadde vært positivt om de har en plan for å få produksjonskostnaden under 40 dollar fatet, noe jeg tror de har nevnt som mål tidligere. Videre at de tar de problemene som har vært med seg i planleggingen framover og forsøker etter beste evne å unngå at dette skjer fremover.
Og så må vi ikke glemme at siden Dussafu produserer så mye mer enn Golfinho blir gjennomsnittlig produksjonskost for BWE i 4Q på 27 dollar. Denne vil trolig gå ytterligere ned i 1Q 2025, forhåpentligvis både på grunn av Golfinho og Dussafu.
Med gjennomsnittlig oppnådd oljepris på 72,7 $, gjennomsnittlig oppnådd produksjonskost på 27,03 $ og faktiske produserte volum får jeg en cashflow fra operations på 1,611 milliarder kroner i 4Q.
Dette er sterke tall, og så gir dagens oljepris grunnlag for mye sterkere tall.
Og så må vi ikke glemme at siden Dussafu produserer så mye mer enn Golfinho blir gjennomsnittlig produksjonskost for BWE i 4Q på 27 dollar. Denne vil trolig gå ytterligere ned i 1Q 2025, forhåpentligvis både på grunn av Golfinho og Dussafu.
Med gjennomsnittlig oppnådd oljepris på 72,7 $, gjennomsnittlig oppnådd produksjonskost på 27,03 $ og faktiske produserte volum får jeg en cashflow fra operations på 1,611 milliarder kroner i 4Q.
Dette er sterke tall, og så gir dagens oljepris grunnlag for mye sterkere tall.
Redigert 17.01.2025 kl 13:34
Du må logge inn for å svare
Face
18.01.2025 kl 19:50
2019
Recent 3D acquired by Shearwater and Searcher for BW Energy has unsurprisingly revealed strong potential for the Mopane-style oil play on the Kudu block.
https://geoexpro.com/new-wildcat-drilling-campaigns-set-to-drown-out-doubts-of-commerciality-in-the-orange-basin-of-namibia/
https://geoexpro.com/new-wildcat-drilling-campaigns-set-to-drown-out-doubts-of-commerciality-in-the-orange-basin-of-namibia/
Redigert 18.01.2025 kl 19:50
Du må logge inn for å svare
Foreigner
19.01.2025 kl 10:04
1777
So much potential in this company which is not shown on the pricing. Kind of understable as thete is lots and lots of field development and associated costs ahead. But. BWE is making good money now from Dussafu and if even half of future developments succeed, the company will be a huge success. So I bought 47000 more on Thursday. We shall se how wise it was. Loooong term investment
Fluefiskeren
19.01.2025 kl 10:38
1722
Er litt oppgitt ang. kommunikasjonen om denne grensen på 40 000 bopd.
Ved Q3 ble det sagt:
Currently producing over 40,000 bbls/day gross at Dussafu.
ESP replacement program on track
‒ DHIBM-3H (August), DHBSM-1H ESP (October) and DHIBM-4H (November)
‒ 2 remaining Hibiscus wells to be completed by end of Q4
• Ruche well set for first oil in Q4
Altså var produksjonen over 40 000 bopd 15. november og tre nye brønner koblet til etter det og nå sier de at de har nådd 40 000 bopd. Det kunne jo vært greit å vite hvorfor produksjonen ikke har økt. Det må vel bety at brønner er strupet. De kunne jo godt ha opplyst om det. Det burde jo markedet ha fått vite.
Ved Q3 ble det sagt:
Currently producing over 40,000 bbls/day gross at Dussafu.
ESP replacement program on track
‒ DHIBM-3H (August), DHBSM-1H ESP (October) and DHIBM-4H (November)
‒ 2 remaining Hibiscus wells to be completed by end of Q4
• Ruche well set for first oil in Q4
Altså var produksjonen over 40 000 bopd 15. november og tre nye brønner koblet til etter det og nå sier de at de har nådd 40 000 bopd. Det kunne jo vært greit å vite hvorfor produksjonen ikke har økt. Det må vel bety at brønner er strupet. De kunne jo godt ha opplyst om det. Det burde jo markedet ha fått vite.
Ratta
19.01.2025 kl 11:49
1643
d12m skrev Why chose BWE instead of Panoro?
For me it's because no source tax on coming dividends.
99999
19.01.2025 kl 12:03
1626
Sluttoppgjøret med Baker Hughes kommer også. Hadde vært fint å vite rot årsaken hvorfor de nye ESP'ene feilet.
Vil BWE bli kompensert noe for alle de ekstra kostnadene de har hatt.
Savner også listen på prospekter på Kudu med prognose for funn størrelse og sannsynlighet. Boringen til høsten på Kudu blir svært spennende!
Vil BWE bli kompensert noe for alle de ekstra kostnadene de har hatt.
Savner også listen på prospekter på Kudu med prognose for funn størrelse og sannsynlighet. Boringen til høsten på Kudu blir svært spennende!
Fluefiskeren
19.01.2025 kl 12:39
1573
Den eventuelle erstatningssaken skulle jeg gjerne også visst hvordan ligger an. Arnet har sagt at de først og fremst ville fullføre utbyggingen og ta dette etterpå. Han har vært veldig vag på dette.
Jeg synes det er merkelig hvis dette ikke er en erstatningssak. Vel og merke dersom de er brukt etter forskriftene. Eller har de fått de konvensjonelle gratis? Her har vi fått store utgifter samt reduserte inntekter en periode.
Jeg synes det er merkelig hvis dette ikke er en erstatningssak. Vel og merke dersom de er brukt etter forskriftene. Eller har de fått de konvensjonelle gratis? Her har vi fått store utgifter samt reduserte inntekter en periode.
Redigert 19.01.2025 kl 12:54
Du må logge inn for å svare
Face
19.01.2025 kl 13:38
1501
Det vil sannsynligvis ikke komme noen erstatning fra Baker Hughes. Ei heller tror jeg BWE kommer til å kjøre noen sak på det. Vanlig praksis er at oppgjøret for selve ESP blir til redusert pris. Men alle kostnader ifbm utskifting etc er på BWE. Kan være fint å det bekreftet, men jeg tipper Baker her har levert de opptil 3 ulike ESP, hvor kanskje BWE kun betaler for 1 sett.
Fluefiskeren
19.01.2025 kl 14:13
1449
Hvis de kun betaler ett sett så vil vel det kunne kalles en erstatning.
Fluefiskeren
19.01.2025 kl 14:37
1413
Vi snakker vel bare om to sett. De nye pluss de konvensjonelle.
Foreigner
19.01.2025 kl 15:38
1334
d12m skrev Why chose BWE instead of Panoro?
I have both. But after couple of years BWE should be much more profitable than PEN. So in the long run BWE will out perform PEN.
Face
19.01.2025 kl 15:55
1307
Fluefiskeren skrev Vi snakker vel bare om to sett. De nye pluss de konvensjonelle.
Først monterte de retrievable esp, hvor de feilet. Så fikk de skiftet de ut med enda 1 sett med retrievable esp som også feilet. Og til slutt så valgte de å skifte ut alle til konvensjonelle esp. Så på noen brønner har de montert esp 3 ganger.
Fluefiskeren
19.01.2025 kl 16:12
1282
Men vi snakker ikke om tre hele sett. Det må vel isåfall bare vært et par stykker før de satset på de konvensjonelle.
Interessant at partnerne har satset på to forskjellige kunstig løft. På Tortue satset de på gasslift med kompressor men det var for det meste lavere flow der. Kanskje med unntak av to brønner. ESP-er har imidlertid den ulempe at de har begrenset levetid, og vi må regne med noen feil og bytter om noen år.
Interessant at partnerne har satset på to forskjellige kunstig løft. På Tortue satset de på gasslift med kompressor men det var for det meste lavere flow der. Kanskje med unntak av to brønner. ESP-er har imidlertid den ulempe at de har begrenset levetid, og vi må regne med noen feil og bytter om noen år.
kvirrevi
19.01.2025 kl 16:35
1255
Kan dette ha betydning i forhold til et eventuelt oppkjøp (eller fusjon) av BWE?
1) Et oppkjøp vil gi 100 prosent tilgang til Kudu lisensen.
2) Et oppkjøp vil med dagens produksjon gi 35-40000 fat i økt produksjon, med meget sterk kontantstrøm/overskudd og attraktive betingelser, med gode muligheter for ytterligere utvikling av Dussafu.
3) 100 prosent eierandel i Maromba, som kan gi ytterligere sterk kontantstrøm/resultater.
At dette fremstår som ytterst attraktivt og interessant for en rekke oljeselskaper, enten i form av oppkjøp eller fusjon, er jeg overbevist om, men om det vil skje vil bare fremtiden vise.
1) Et oppkjøp vil gi 100 prosent tilgang til Kudu lisensen.
2) Et oppkjøp vil med dagens produksjon gi 35-40000 fat i økt produksjon, med meget sterk kontantstrøm/overskudd og attraktive betingelser, med gode muligheter for ytterligere utvikling av Dussafu.
3) 100 prosent eierandel i Maromba, som kan gi ytterligere sterk kontantstrøm/resultater.
At dette fremstår som ytterst attraktivt og interessant for en rekke oljeselskaper, enten i form av oppkjøp eller fusjon, er jeg overbevist om, men om det vil skje vil bare fremtiden vise.