Ikke godt å si hvor vi treffer motstand i dag, men dette må jo sende aksjen over 30kr snart, dette er jo helt vilt! Se på alle prospektene, vi trenger en ekstra FPSO, Umuroa er jo ledig nå ;)

Jaaaaaaaaaa !!!!!

Kanskje vi nååå passerer 25 for siste gang ?

For en megabull melding! Her var det mye å ta tak i. Bekreftede oppdaterte reserver, nye store prospekts og ikke minst mye høyere forventet produksjon fra fase 3 og litt høyere(fortsatt konservativt)produksjon i fase 2. Jeg har sagt det hele tiden, Adolo trenger mange nye moduler!!! :)
Foreløpig estimat blir da ca. 53.000fat/d etter fase 3!(tidligere 30.000)

Det har dukket opp nye felt rundt Hibiscus, og Mupale er tydelig et separat felt - fy faen her er det mye olje!!! :))))) Utrolig spennende å se hvor de skal plassere Norve etter produksjonsbrønnene er ferdige.

BW Offshore spår dobling av produksjonen i Afrika

Investeringene jekkes opp.
OLJESERVICE
ODD STEINAR PARR
PUBLISERT: 07:50 - 30. 10 2019 | OPPDATERT: 07:52 - 30. 10 2019
BW Offshore er onsdag morgen ute med oppdaterte produksjonsprognoser for Ruche-utviklingen, inklusive Hibiscus-funnet.

Prognosene peker mot en akselererende produksjonsvekst fra Dussafu-lisensen offshore Gabon.

Bruttoproduksjonen fra Ruche fase 1 estimeres å doble seg fra 15.000 til 30.000 fat per dag. Disse volumene vil komme i tillegg til produksjonen fra Tortue-feltet.

Selskapet kan også melde at ledelsens estimat for Hibiscus-reservene er bekreftet av en uavhengig revisor.

Estimerte investeringer for Ruche fase 1, inklusive Hibiscus, jekkes opp fra 375 til 445 millioner dollar (brutto).

Vi kommer med mer.

https://finansavisen.no/nyheter/oljeservice/2019/10/30/7467768/bw-offshore-spar-dobling-av-produksjonen-i-afrika

BW Offshore Limited (BWO) is pleased to announce a revised Ruche development
plan including the Hibiscus discovery which will accelerate production growth
from the Dussafu license offshore Gabon. Under the revised plan, estimated gross
production from Ruche phase 1 is forecasted to double from 15,000 bbls/day to
30,000 bbls/day. These volumes will come in addition to the production from the
Tortue field. The Company is also pleased to announce that the management
estimate for the Hibiscus reserves has been confirmed by the independent
auditor.

The changes to the Ruche development plan follow the recent successful Hibiscus
exploration well (DHIBM-1). Under the revised plan, the contemplated platform
will be moved 4 km to the west to incorporate the Hibiscus resources. Ruche
phase 1 will in its revised form consist of four Hibiscus production wells and
two Ruche wells, all from the Gamba formation. Phase 2 of the Ruche development
will develop the additional proven resources through up to 7 wells to maintain
the production plateau. The change in development plan will not affect expected
timing of first oil from Ruche.

"Hibiscus is proving to be a discovery of equal quality and magnitude to the
Tortue field. The revised development will add significantly to our production
capacity and take us above the FPSOs current nameplate of 40,000 bbls/day. We
are confident that the license partners will support the revised development
plan launched by BW Energy," said Carl K. Arnet, CEO of BW Energy.

The estimated capex for the revised Ruche phase 1 incorporating the Hibiscus
development has been increased to USD 445 million (gross) from the original
estimate of USD 375 million. The estimated incremental reserves produced by
Ruche phase 1 are 50 million bbls gross (management estimate). Total field
operating costs including Ruche phase 1 are estimated to be USD ~10/bbls
excluding royalties and taxes at current FPSO nameplate capacity.

BW Offshore has received updated reserve report from independent auditor
Netherland, Sewell & Associates Inc. ("NSAI") which assess the Hibiscus reserves
at 45.4 million barrels of oil (2P) gross. This increases the Dussafu license
1P, 2P and 3P gross 68%, 68% and 69% respectively. A detailed overview of these
reserves is found in attachment 1 to this press release.

BW Energy is currently drilling four new production wells on Tortue which will
be followed by one more exploration well under the current sanctioned
development program. This program is expected to result in an average gross
production of 16,000 bbls/day in H1 2020 and 23,000 bbls/day in H2 2020. The
Tortue field produced gross average of ~11,600 bbls/day in Q3 2019.

BW Energy has agreed options for additional two exploration wells with the
drilling contractor Borr Drilling. These wells will if the options are exercised
extend the current drilling campaign to Q3 2020.

"We are considering using one or two of these options based on our successes to
date and the number of prospects we have identified. We also expect results from
ongoing seismic reprocessing by year-end which combined with information from
the ongoing drilling campaign will provide valuable data points. I think it is
safe to say that the Dussafu development is delivering beyond our initial
expectations," said Carl K. Arnet.

BW Energy expects to finance the Ruche phase 1 development from existing
liquidity and cash-flow from operations. The company continues its preparations
for a planned listing on the Oslo Stock Exchange.

The Dussafu license (Ruche EEA) contains the following management estimates of
discoveries and prospects updated as per the latest Hibiscus discovery. A table
is found in attachment 2 to this press release.

For further information, please contact:
Knut R. Sæthre, CFO BW Energy, +47 911 17 876
Ståle Andreassen, CFO BW Offshore, +65 97 27 86 47

About BW Energy

BW Energy Ltd. (BWE) is a differentiated E&P company with production,
development and exploration licenses in West Africa and Brazil, targeting proven
reservoirs by redeployment of existing FPSOs for highly efficient field
developments and low-risk production growth. BWE holds a 73.5% working interest
in the Dussafu Marin Block offshore Gabon and a 100% interest in Maromba field
offshore Brazil.

BWE is 68.6% owned by BW Offshore Limited, 30.5% by BW Group Limited and 0.9% by
Arnet Energy Pte Ltd.

This information is subject to the disclosure requirements pursuant to section
5-12 of the Norwegian Securities Trading Act.

Panoro Energy Announces a 68% Increase in 2P Oil Reserves at Dussafu, Offshore Gabon


Oslo, 30 October 2019 - Panoro Energy ASA ("Panoro" or the "Company" with OSE
Ticker: "PEN") is pleased to report a 68% increase in 2P oil reserves in the
Dussafu Marin Permit ("Dussafu"), offshore Gabon.

Following the successful discovery and appraisal of the Hibiscus Updip well
announced by Panoro on 4 October 2019, the discovered resources at Hibiscus has
now been quantified and classified by independent reserves auditor Netherland,
Sewell & Associates Inc. ("NSAI") as oil reserves.

NSAI has estimated the following recoverable oil reserves for Hibiscus:

· Proved (1P) reserves of 31.2 MMbbls
· Proved + Probable (2P) reserves of 45.4 MMbbls
· Proved + Probable + Possible (3P) reserves of 58.0 MMbbls

As of 30 September 2019, and taking into account Tortue production of 4.5 MMbbls
up to that date, the total reserves at Dussafu have been revised upward and are
now estimated by NSAI to be:

· Proved (1P) reserves of 76.9 MMbbls
· Proved + Probable (2P) reserves of 112.4 MMbbls
· Proved + Probable + Possible (3P) reserves of 142.6 MMbbls

The 2P gross reserves at Dussafu have now therefore increased by 46.1 MMbbls, or
68%, compared to those reported at mid-year 2019. This increase is mainly
related to the Hibiscus discovery, but also from better than expected production
and recovery at Tortue.

Panoro also notes today's announcement from the operator, BW Energy, where the
revision to the updated development plan for the third phase activities at
Dussafu is described. Now known as Ruche Phase 1, the development is planned to
consist of a platform located between the Ruche and Hibiscus fields. Ruche Phase
1 shall consist of four production wells at Hibiscus field and two wells at
Tortue fields, all to be drilled in the Gamba formation. Ruche Phase 2
development will target additional discovered resources through up to 7
production wells, with the objective to maintain the production plateau. The
capex for the revised Ruche Phase 1 incorporating the Hibiscus development is
now expected to be approximately USD 445 million (gross). Total field operating
costs including Ruche phase 1 are expected to be USD ~10/bbls excluding
royalties and taxes at current FPSO capacity. It is estimated by the operator
that the FPSO nameplate capacity of 40,000 bopd will be reached and exceeded
once Ruche phase 1 comes fully online.

John Hamilton, CEO of Panoro, commented: "The Hibiscus discovery demonstrates
the scale and quality of the Dussafu reserve base. It has positively transformed
the future developments at Dussafu in terms of reserves, production levels,
years of commerciality, and per-barrel operating costs. Panoro is excited and
looking forward to working alongside BW Energy, GOC and the government of Gabon
in order to sanction the refined development of the next phases at Dussafu."

Enquiries

John Hamilton, Chief Executive Officer
Qazi Qadeer, Chief Financial Officer

Tel: +44 203 405 1060
Email: investors@panoroenergy.com

Ja, ja det skjer vel en dag 🤓🤓

Blir mer og mer sikker på at vi ikke passerer 25 før etter at nye aksjer er på markedet, stipulert til 1.11. Da er det ingen gode argumenter for å kreve rep.emi. Deretter bonanza med good new fram mot jul.

He he. Bare vent til slutten av uken. Da har vi passert kr 25 😋

Helt for jævlig. Ser på et kart det er en veldig lukket havn der, men likevel. Vi vet forresten at en veldig stor del av plasten i havet kommer fra noen store elver. Så på TV i går at noen hadde laget en smart innredning for å stoppe all plasten som kom flytende.

Synd sånn skal være nødvendig. Havet betraktes tydeligvis som søppelplass.

Fluefiskeren! Hva skal man si til en slik forurensning son denne i Durban. Det er ufattelig for oss som elsker naturen og rent hav.
https://www.facebook.com/emilmoghaddamkd/videos/1110706065779194/

Vanskelig å passer 25.-

En fin film for hvordan man borer en oljebrønn på dypt vann.

https://www.youtube.com/watch?v=Do9dz6ypD7w

Ja, blir spennende å se hva produksjonen havner på etter fase 2. Jeg tror uansett at BWO er litt vel konservative og håper på 25.000+

Er vel samme strukturer. Hvis man ser på BWO sine presentasjoner så tegner de inn decline på fase 1 når fase 2 starter, men det kan selvsagt være tilfeldig. Decline kommer jo uansett. (bare på Aje ikke det skjer ser det ut til).

Jeg har heller ingen særlige kunnskaper på dette, men synes det høres naturlig ut at trykket synker litt og dermed produksjonen.

Time will tell

Ved boring av en produksjons brønn trenger man mer utstyr enn ved en letebrønn og av den grunn kan det være de trenger to suply\special craft

FF; Er det noen grunn til at fase 1 produksjonen blir påvirket av fase 2 når det etter det jeg forstår er separate strukturer? Jeg kan ikke noe om oljeproduksjon så det er kun et spørsmål ut fra at jeg ikke skjønner at det kan/bør være noen direkte påvirkning her.

Saudiene sliter med IPO Aramco og tilhørende verdifastsettelse. Uten tvil avhengig av høyere oljepris for at det skal bli fart i sakene.

Det meldes at Nigeria følger OPEC-kvote for oktober. Som tidligere nevnt, først må særlig Irak og Nigeria overholde avtalte OPEC kutt, før det kan vurderes ytterligere kutt 5. des.

Russland takler oljepris på $50-tallet, men SA må opp i rundt $80 i budsjettsammenheng. Kan tenke meg at saudiene jobber febrilsk med å få opp oljeprisen i disse dager. Ikke minst alt spillet i kulissenene for å kunne innfri et slikt sliktkemål, kan medføre ytterligere kutt.

LiveSquawk‏ @LiveSquawk /LiveSquawk/status/1189104375421194241

• - Nigeria Oil Minister: Saudis Ready To Cut Deeper

- October Production Is 1.774Mln B/D #OOTT

https://www.reuters.com/article/us-saudi-aramco-ipo-idUSKBN1X80JH

Du skrev jo dette for kort tid siden: 25. okt.



1-3 "tugs & special craft" har ligget 1+ km NV av BW Adolo .... i flere uker. Så det er antagelig Norve.
Redigert 25.10.2019 kl 14:42

En nautisk mil er 1,85 km slik at avstanden på 0,74 nm = 1,37 km. Det vel der de har ligget lenge i forhold til hverandre. Du skriver det jo selv, og det er vel ingen forandring så vidt jeg kan se. Passer også med kartet for igår

https://www.marinetraffic.com/en/ais/home/centerx:10.819/centery:-4.246/zoom:14

Den ene båten er sikkert en påkrevd sikkerhetsbåt, men hva den andre har å bestille vet jeg ikke. Vi kan i hvert fall fastslå at boringen høyst sannsynlig er i gang for lengst. Det blir interresant å se flow, men som jeg har tidligere tror jeg ikke vi får det før neste brønn er ferdig koblet til. Det blir også interessant om de nye brønnene vil sette ned produksjonen på fase 1. Jeg tror nok det.

Det er da veldig kort intervall der? Anslagvis 2-3 uker

Arctic er optimister.


PANORO: BUY!
1) PEN got a team with strong technical and operating capabilities and extensive experience from the industry - think they have shown this through recent results!
2) Salloum results expected in Q1/20, limited tax obligations on production, so potentially high impact for Panoro!
3) British Gas drilled SAM-1 (Salloum structure) in 1991 – resulted in oil discovery, short test at 1800 bopd
4) On today’s spot price (brent) we model 2020 NAV at NOK32.2, which will increase to NOK48.4 in 2023!
5) Said it for a long time now, get in!

MarineTraffic for knapt et døgn siden:
https://www.marinetraffic.com/en/ais/index/ships/nearby/shipid:5819318/mmsi:576432000/shipname:NORVE
BW Adolo og Norve, med avstand 0,74 nm.

...og tidsplanen viser at det også tar litt lengre tid etter Tortue 4 stk produksjonsboringer - før oppstart av neste letebrønn på Ruche EEA.

Siste presentasjon. Har fått med seg Aje-salg og emisjon.

Salloum West utsatt nok engang. Nå tidlig 2020 (hva det nå skulle bety). Merkelig at produksjonen på Aje øker på årsbasis både i 2018 og 2019. Er det virkelig riktig? 310 bopd i 2017, 330 bopd i 2018 og 379 bopd i 2019.

https://www.panoroenergy.com/wp-content/uploads/2019/10/Corporate-Presentation-221019.pdf

Det er jo også en økonomisk side. Tilretteleggerne vet å ta seg betalt. kan fort føre til at det koster mer enn det smaker.

Re cinet
Rep. emisjon er alltid et faremoment ved slike plutselige fortrinnsrettede emisjoner. Det var en av grunnen til at jeg tidligere i et innlegg skrev av jeg håper at de ikke iverksetter dette nå. Jeg tror ledelsen har lært fra forrige gang hva som skjer hvis man gjør en rep. emi. og jeg tror det er svært lite støtte for en slik emisjon blant aksjonærer som ikke fikk delta.

Jeg ble ikke spurt om å delta, men vil på ingen måte ha en rep. emi. Man kan jo kjøpe aksjene nå for kun 50 øre mer/ 2% i premium. Det er for ingen ting å regne i den store sammenhengen. Frykter derfor ikke at en rep. emi skal henge over kursen som et spøkelse denne gangen.

Ligge i ro? Det vil iallefall oljeprisen og Trump kunne påvirke. Stoler på HFI og satser på lagertrekk. API er en løs kanon, så man må holde seg til EIA på onsdag.

USA(NY):LIGGER "FORAN SKJEMA" I FASE 1-AVTALE MED KINA -TRUMP
(Oppdatert artikkel)

Oslo (TDN Direkt): USAs president Donald Trumps sier de ligger "foran skjema" i fase 1-avtalen med Kina. Han forventer å signere avtalen på APEC-møtet i Chile i november.

Det sa han til journalister mandag, ifølge CNBC.

TDN Direkt finans@tdn.no

TDN Direkt, +47 21 95 60 70

1.11, ok, da ser jeg for meg at kursen vil ligge i ro til et lite utsalg av nye aksjer har presset kursen ned mot ca. 23,90. Da kan ingen hyle om rep.emi , deretter kommer good new, og bonanza mot 30.

Rep. emisjon er vel et ikke-tema ut i fra ordlyden i børsmeldingen. Eller tar jeg helt feil?

Cinet: Tror aksjene skulle være på konto 1.11 om jeg husker rett

Du har selvsagt rett. Litt rask der.Vanlig treffprosent på norsk sokkel er vel ca 20-25 %.

Mulig at jeg tar feil, men her tror jeg du misforstår FF. De de sier er at Norge har gjort flest oljefunn i tredje kvartal når man ser på antall funn samlet. Det betyr at Norge har funnet 15% av oljefunnene i tredje kvartal, men det betyr ikke at treffprosenten er 15%. Treffprosenten er nok i snitt betydelig høyere enn 15%, men 100% er vi enige om at den ikke er :-)

Tar også med denne som viser at 100% treff på brønner slik vi har på Dussafu ikke er noen selvfølge:

«Norge gjorde flest oljefunn: Norge hadde flere funn av olje og gass i tredje kvartal enn noe annet land, ifølge tall fra analyseselskapet GlobalData.
Norge sto for 6 av i alt 38 funn i tredje kvartal, viser oversikten.»

Her er treffprosenten altså 15,8 %. Det skyldes ihvertfall delvis at kostnadene ved boring er veldig lave fordi Staten betaler 78 % av kostnadene. Derfor ser kontinentalsokkelen ut som en sveitserost, men da kjører dem på med ca 100 nye lisenser i år i Barentshavet isteden....

Grunnen til at jeg skriver dette er å vise at wildcat funn rett og slett er sjelden, og at vi bør være glade for Dussafu selv om treff heller ikke her er gitt. Det må vi ikke glemme.

Håper det kommer en positiv melding denne uken da.
F.eks. Hvilket stort oljeselskap de skal samarbeide med.
Da spretter vi kanskje opp mot kr. 30 ?

Den var jo på 25 kr tidligere idag. Dette tror jeg ikke skal ta lang tid. I hvert fall håper jeg det. 😏

100000 Euro

Noen som vet reglene for reperasjons-emisjon? Hvis kursen går langt over 23,90 de nærmeste dagene/ukene, ser jeg for meg et hylekor som krever rep.emisjon. Derfor lukter det at kursen blir liggende rolig en stund fremover. De som ble oppringt, ble det stilt noen betingelser om minimum kjøp? Når kommer de på konto, og når kan man eventuelt få de nye aksjenen på markedet?

Det vil ta lit tid å komme over 25 kr, men med en positiv melding vil aksjekursen være langt på vei mot 30 kr. Så hva er det nå som skal sende kursen mot 30 kr ?