Det er vi helt enige i FF. Ut fra meldingen ser det ut til at det ikke har skjedd noen ting siden juni. Dvs. At de har brukt 2 måneder på ferie. Jeg hadde helt klart forventet at flere konvensjonelle ESPer nå var installert. Ut fra meldingen ser det ut til at ingen brønner har dette og at de starter på scratch. Synes dette rimer dårlig med tidligere meldinger.

Stusser også over at brønnen på Ruche South ikke er onstream. Basert på tidligere meldinger fikk jeg inntrykk av at den var klar for lenge siden.

Volumet er vel greit gitt at båten var nede såpass lenge. Imidlertid lav pris på salget. Kan ikke huske at vi har vært så lavt i Q2.

Absolutt mye skuffende info. som jeg mener motstrider med tidligere beskjeder. Det vi kan trøste oss med er at 2025 ser ut til å bli et fantastisk år for selskapet så lenge de får fikset alle ESPer og koblet opp alle nye brønner. Bourdon får evt. komme som bonus.

Nøytral rapport nå. Tidligere i dag kalte du det en negativ melding.


Svar
Tm3P
I dag kl 09:53
292
Syns absolutt det var en negativ melding idag, dårlig pris på oljesalget og

Jeg sa at selv på en nøytral rapport så burde den være i pluss. For min del syntes jeg den var negativ, det synes jeg fortsatt selv om den er i pluss nå. Ved produksjonsupdaten 30.04. så skrev de at produksjonen hittil i Q2 var på 29,8k. Da syns jeg det er veldig negativt når produksjonen for Q2 totalt sett ender på 21,1k. Selv med 21 dagers nedetid. Og oljepris på $80 var vel det laveste man kunne forvente på salg i mai.

Men kanskje markedet tolker det positivt at de nå har bestemt seg for å installere konvensjonelle EPSer og har sikret seg tilgangen til disse for alle brønnene.

Dagens kursbevegelse speiler kun brent. Uten momentum så er oljesektoren lite tiltrekkende for øyeblikket

Jeg synes ikke 21,1 er så ille. Q2 består av 91 dager. Stryk 21 dager nedetid og du er på 70 dager.

Dersom de hadde produsert 30k dagen i 70 dager får du 2,1 mill fat.
Bruker vi snittproduksjon 21,1 for Q2 får vi 91*21,1 = 1,92 mill fat
Differansen på 180k fat mener jeg kan forklares med hhv nedkjøring før, og ramp-up etter, nedetiden

Ok, visste ikke at man trengte en nedkjøring og ramp up.

Da er vi jo enige.

Det har vel vært formidlet at alle ESP-ene skulle byttes ut. Mener også at det var sagt at de hadde mottatt noen av dem.

Hva som er årsaken til at man har kontrakt med riggen til februar istedenfor oktober forstår jeg fortsatt ikke. Den første forlengelsen fra juli til oktober skjønte jeg godt. Tar de høyde for avgrensningsbrønn(er) på Bourdon i tilfelle treff?

At dette legger et press på utbyttene er vel ikke til å unngå. En del Capex er flyttet fra 2024 til 2025.

Dette forklarer vel årsaken ganske bra:

Rig contract extension and forward work plan

The Dussafu partners have also extended the contract for the Borr Norve jack-up drilling rig until February 2025. With the delivery of all conventional ESP systems (including spares) now secured the forward work plan is to successively workover the previously drilled and completed wells, installing conventional ESP systems, and drill one production well into the recently discovered northern flank of the Hibiscus field (announced by the Company on 21 May 2024).

The current campaign will therefore result in a total of eight new production wells across the Hibiscus / Hibiscus South / Ruche fields (in addition to the six pre-existing production wells at the Tortue field). The increased well inventory will allow for an extended production plateau for this current phase of the Hibiscus development.

Bourdon Prospect

The rig contract extension is also expected to include the drilling of a well to test the Bourdon Prospect which is located in a water depth of 115 metres approximately 7 kilometres to the southeast of the BW Mabomo production facility and 14 kilometres west of the BW Adolo FPSO. The Bourdon Prospect has an estimated mid-case potential of 83 million barrels in place and 29 million barrels recoverable in the Gamba and Dentale formations.

Det forstår jeg ikke. Åtte brønner har vært target lenge nå, og også Bourdon. Ser ikke noe nytt i det hele tatt, og det er det som forbauser meg. Antakelig har de justert hvor lang tid det tar med workover på brønnene for å få byttet ESPer. Det har tydeligvis tatt veldig lang tid å få de nye.

Tipper de har lagt inn litt mer slakk i planene denne gangen slik at de har god tid til å gjøre workover på alle de 8 brønnene som skal ha konvensjonelle ESP'er. Leveringen av noen av ESP'ene er nok forsinket, men de har nok tett oppfølging nå for at de skal bli levert i tide. Går installasjonen av ESP'ene bra, har de nok tid å bore en brønn til på Bourdon og håper det da blir en avgrensnings brønn.

Denne oppdatering gjelder kun Gabon, ting går sin gang i E.G og Tunis også. Håper det går på skinner der.

Når det gjelder pris på oljen, så må en huske på at dollarkursen er ca 7% høyere i dag i forhold til nkr. sammenlignet samme tid i fjor.

Men dagsrater på Nørve kan ikke være billig

Fra BWE-tråden

"inference
27.07.2024 kl 18:08
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)."

Om han har rett i anslaget sitt, vet jeg ikke, men sikkert ikke langt unna uansett

De er heldige med at de får forlenget riggkontrakten med 109 dager. Skulle et annet oljeselskap hatt riggen, så måtte de ha leid inn en annen rigg hvor en får en ekstra mob./ demob. og en kanskje en høyere dagrate og som ikke har boret på Dussafu feltet før. Flere workover på brønner og letebrønn hadde blitt forskjøvet ut i tid med konsekvenser på inntektstap og høyrere verdivurdering av aksjen ved funn på Bourdon.

Man kan jo håbe at der i planerne også er plads til yderligere exploration a la Northern flank omend jeg tvivler. Flere af os mistænkte at BWEs lave guidance i november mht ESP retrievel var taktisk på vegne BW Group, men det har vist sig at BWEs tidsplan var mere retvisende end den Panoro talte om under Q3 conf callet.

Hvor langt ned skal olja egentlig?
Trodde uroen i Libanon skulle vekte trykket nedover noe.

Etterspørselssvikt trumfer uro