Altså minst 10 milliarder fat opprinnelig på plass er estimatet. Med en recovery på 35 % tilsvarer dette et funn på størrelse med Johan Sverdrup, og i likhet med det er alt riktig. Lav viskositet, lavt innhold av svovel og CO2. Glimrende porøsitet og permeabilitet. Lettolje og en voldsom flow. Måtte man finne bare 10% av dette på Kudu.

Sannsynligheten for at det gjøres oljefunn på Kudu blokken er veldig høy. Det er kudu shale( barremian aptian source rock) som er kilden til funnet på Mopane også. Kudu blokken kommer til å bli et gigantfelt for BWE. Årsaken til at det ble stans i avgrensingen i starten var politisk uro på 70-80 tallet, også trakk Chevron seg ut og Soekor ovetok. Flere andre majors har hatt lisens, men det har alltid blitt utsatt av mange ulike årsaker. Det er konsensus at feltet inneholder minst 3-5tcf selv om påviste kun er 1,3 idag. Potensialet er 9-10tcf.

Det forundrer meg at kursen er i rødt idag selv om det er en svak dag i olje så langt.

Virker som interesse for det fundamentale er på vei ned i oljeaksjer og at alt fokus rettes mot utbytte og tilbakekjøp. Og i mange andre er det full fokus hele tiden på hvem som selger og hvem som kjøper, shorting og algoritmer og om dette skrives det virkelig mye rart. Gikk inn på 28,2 i dag og er så langt i balanse (minus kurtasje). Som vanlig elendig omsetning. Bare å vente til Arnet uttaler seg om dette funnet og dets betydning for selskapet.

Jeg gikk også inn igjen i dag med en liten post. Var ute en stund, ikke fordi jeg ikke liker assets og den trolige fremtidige lønnsomheten, men fordi det var så utrolig mye rot og støy rundt eierskapsstrukturen. Håper det ikke kommer mer rot der og at vi nå kan se frem mot nye funn samt økende og stabil produksjon.

Der er vi 100% på linje. Som jeg skulle skrevet det selv.

Galp opp 19 % på nyheten og Sintana opp 47 %

Regner med at de fleste er orientert om hvor funnets posisjon er i forhold til Kudu. Hvis ikke ser man det på kartet her. Jeg anslår det på øyemål til å være ca 50 km unna grensen til Kudu- lisensen. Kanskje litt i underkant.

«Mopane oil find offshore Namibia could be a supergiant
April 22, 2024
Galp Energia estimates in-place hydrocarbons from its Mopane discovery in the Orange Basin offshore Namibia at 10 Bboe or higher.

https://www.offshore-mag.com/regional-reports/africa/article/55019840/mopane-oil-find-offshore-namibia-could-be-a-supergiant

Er det noen synergier man drar ut av dette feltet? Tenker på infrastruktur på land / prosessering / frakt ?

De er jo også tidsmessig litt i forkant av en eventuell utvikling hos BWE.

Tommy Deepwater har tweetet følgende om Galp's press release i dag: https://x.com/TommyDeepwater/status/1782488234733252644

Han skrver bl.a.: "Clement Blaizot posts natural oil seeps info on LinkedIn. The colored streaks (picture on right) are natural oil seeps in PEL 83 (Galp 80%, Sintana 4.9%). The oil seeps may indicate working petroleum systems. Areas with no oil seeps may indicate an effective geological trap to keep the oil in the reservoir with good pressure, as we saw with Mopane-1. As circled in the charts, Galp/Sintana have more prospects with potentially good traps they have yet to drill I circled in light blue (Cheetah, Eel, Lead B). Galp is rumored to have applied for drilling up to 10 additional exploration and appraisal wells."

Chancerne for en eller flere "geological traps" på Kudu også bør være meget høje...

Det virker som de først og fremst har gjort et oljefunn. Kudu er som kjent et gassfelt. Så intet å hente der foreløpig. Vi håper å finne olje, men det vet vi jo ikke om vi gjør. Galp har mange flere prospekter på blokken sin og de kan jo inneholde gass. De ligger ikke foran BWE i tid. Der ble det funnet gass allerede i 1974.

Vi har også de andre funnene (Total Energy og Shell). Her snakker vi om både olje og gass. Myndighetene har uttalt en sterk oppfordring til å samarbeide. Foreløpig er det for tidlig. Alle tre har mye å gjøre med avgrensing av funnene og eventuelt nye funn. Det vil selvsagt ta tid.

Da er Almi Horizon ferdig lastet. BW Adole har produsert i 25 dager siden siste last.

Tar Almi Horizon 900 000 barrels pr dag har feltet en gjennomsnitts produksjon på 35 000 barrels pr dag på Dussafu.

Galps fund øger selvsagt chancen for olje i BWEs blok, idiotisk at tro andet.

6 aksjer dumpet, trolig i et forsøk på å utløse stop loss, Finanstilsynet på banen? ( aksjen ned 7%)

Er så tøvete opplegg. 159 kroner i offergave ; )
Satser på aksjen stabiliserer seg på høyere nivåer, har jeg først blitt med hele veien får man stå han av.

1q kommer 24.mai, før den tid savner jeg update.fra selskapet. Venter de helt til de kan offentliggjøre gladnyheten samtidig, med dagens produksjon på 39.900? Ellers liten grunn til åvente, da 1Q er ferdig for lenge siden. Håper snittet for 1Q har vært godt opp på 30-tallet.

I fjor kom de med update samtidig med Panoro på 2. mai.

Litt fra Namibia:

« Namibia Targets First Oil Production from Venus Field in 2029/2030.

Namibia is aiming for first oil production from TotalEnergies’ Venus field in 2029/2030, the country's petroleum commissioner Maggy Shino said on Wednesday.
The southern African country, which is yet to produce any oil or gas, has become a global exploration hotspot after offshore discoveries by TotalEnergies and Shell.
Namibia is seeking to accelerate the timeline to first production, Shino told delegates at an international energy conference.

(Reuters - Reporting by Wendell Roelf; Writing by Nellie Peyton; Editing by Alexander Winning)»

https://www.oedigital.com/news/513202-namibia-targets-first-oil-production-from-venus-field-in-2029-2030

Skjer mye nede i Namibia. Sintra kjøper opp store andeler i nabolisensen PEL79, se lin og vedlagt kart. Kudu er midt i smørøyet..

« PEL 79 presents a unique opportunity to expand Sintana’s exposure to Namibia’s Orange Basin.

One of the last remaining licenses not operated by a private operator.
Emerging regional exploration dynamic focused on oil prospectivity.
BW Energy acquired 4,600 square kilometers of new 3D seismic over PEL 3, located directly west of PEL 79, in 2023 and has moved to initiate an oil-focused exploration campaign.”


https://www.globenewswire.com/news-release/2024/04/24/2868798/0/en/Execution-of-Definitive-Agreement-to-Acquire-up-to-67-of-Giraffe-Energy-Expansion-of-Orange-Basin-Platform-in-Namibia-Creation-of-Community-Trust.html

Denne kom i går:upstream:
«Rhino Resources will drill at least two wells in acreage close to blocks where Shell and Galp have had significant success«
« Privately owned Rhino Resources has secured a rig to go wildcatting in Namibia's red-hot Orange basin.
Cape Town-based Rhino operates Block 2914A, located directly northeast of acreage where supermajor Shell has five major discoveries on its hands, and immediately South of BW Energys Kudu gas field. +++

De skal bruke Nobel venturer drill ship ( samme som skulle PEN bruke I EG ? Var det fra juni?)

Riktig. Det er snakk om samme rigg. Begynner i EG i juni. 150 dagers kontrakt.

Ellers bommet jeg på mitt siste kjøp i BWE. Det er tydelig at markedet overhode ikke synes meldingen om kjempefunnet på nabolisensen var noe å bry seg om.

Aksjekursen burde vært mye høyere. Det er nok primært to grunner til at den ikke er det.

• Lenge til de begynner å utbetale utbytter.
• En eierstruktur innen konsernet som gjør fremtiden til selskapet usikker.

Tja, om du bommet eller ei gjenstår å se. Er enig i at Galp og Sintana funnet burde gitt et byks i kursen til bwe, om enn bare midlertidig. men sånn er nå en gang verden. Jeg er spent på seismikken og tallene som kommer ila neste måned. Sitter og tenker at de tallene ikke kan skuffe denne gang, men det har jeg jo tenkt før også…

Enig angående eierstruktur, men kommende cashflow og muligheten for nye funn (av signifikant størrelse) burde rettferdig gjør en høyere kurs enn hva vi ser per nå. Så nok en gang sitter jeg gjennom tall.

Samme her. Kommer til å sitte gjennom Q1. Før det har vi vel en trading update, men det er antakelig for tidlig for seismikken. Kanskje Galp sitt megafunn blir kommunisert da.

Skjønner ikke fokuset på Kudu / Namibia?

Er jo ikke akkurat det som er mest interessant de neste 4-5 årene.

Først ferdig utbygd Dussafu til 40k. Der er vi omtrent i mål. Bwe har da netto produksjon på ca 40k fat/d.
Deretter økning av produksjonen på Golfinho til + 20k. Skjer trolig til neste år med doblet produksjon tidlig 2026. Bwe har da netto 50k.
Deretter Maromba utbygging i 2027, ferdig utbygd i 2028. Bwe sin netto øker da til 80-90k.

Og så skal alt fokus være på hva som skjer på nabolisensene til Kudu?.
Man ser ikke skogen for bare trær er mitt inntrykk.

Produksjon fra Kudu kommer antakelig før Maromba. Har hele tiden vært negativ til Maromba. Mangler fortsatt å betale for kjøpet. Tungolje med en vanskelig geologi og som selges med betydelig rabatt til Brent. Hvor mye avhenger av sanksjonene ovenfor Venezuela. Ikke for det, Kudu regnes også som vanskelig.

Er veldig opptatt av Dussafu, men jeg legger det meste av dette til PEN-tråden da jeg er langt høyere eksponert der.

Tviler på produksjon fra Kudu før Maromba:
https://www.reuters.com/business/energy/namibias-kudu-gas-to-power-project-faces-further-delays-sources-say-2024-04-25/

ingen av de har FID enda, men Maromba er nok kommet lengre spør du meg.

Ellers har Dussafu mer å si for BWE enn PEN, tross alt er eierandelen 4x pens, mens aksjeantallet er 2x.
Og er da også grunnen til at jeg sitter motsatt av deg.

Og er også grunnen til mitt innlegg der jeg finner det rart at man kjøper bwe aksjer basert på seismikk på Kudu samt funn på nabolisenser..
Man trenger ikke Kudu for å kjøpe BWE.
Eps rundt 15 kr på dagens produksjon, medvutsikter for det doble om få år (uten Kudu), burde holde i massevis.

Akkumulerte flere aksjer i dag på 27,5kr.

Penger på gaten!

Denne fid -utsettelsen , er vell bare et resultat av at flere og flere selskaper har flyttet fokus mot orange basin , bwe inkludert. Det siste selskapet viser til bwe kudu-seismikken sim trigger til oppkjøpet . Det ville vært meningsløst å starte en mindre utbygging kun for kudu gassen til bwe/namibia,, spesielt før man vet hva man selv har i kurven . Dette må samstemme med en gigantisk utbyggingsplan . Ellers ja, langt frem i Namibia , men gi oss da lov til å drømme :) dette er tross alt i et relativt fredelig område i verden….

Remember that the company has opened a data room with the results of the seismic, so there won't be progress until all interested majors have reviewed the information and decided to farm-in or not. There could be some announcements in June-July

Beklager oto 1, men litt mer fra Namibia.

MANFRIEDT MUUNDJUA
DEPUTY GENERAL MANAGER
BW KUDU

Holdt innlegg på Namibia International Energy Conference 2024 i går.


https://www.nieconference.com/

Hva han sa skulle fremgå av denne, men orker ikke å høre igjennom.

https://www.youtube.com/live/0yn-UJhdbqg?si=jHiDxwfFT6K3HqtC

Da har vi Sintana rett vest, øst og syd for Kudu

https://www.worldoil.com/news/2024/4/25/sintana-energy-expands-exploration-efforts-offshore-namibia-following-recent-oil-and-gas-discoveries/

Blir interessant i mai, når 3D seismikken for den 4 600 km2 området er tolket. Står i artikkelen at BWE skal fokusere på å finne olje. Er de heldige og dyktige kan det bli et stort oljefelt de finner.

Ser at det er høy aktivitet offshore i Namibia hvor blant Chevron skal bore 10 brønner og Rhino skal bore 10 brønner som har en lisens sør for Kudu.

Flere Drill Stems Tests blir også gjort av Total og Shell. Lover veldig bra.

Sintana Energy har steget +73,77% siste 5 dager og 253,33% siden 1 januar i år på den Canadiske børsen. Canadierene er veldig interessert i Namibia og mulighetene der for å finne olje og gass der.

Namibia's Kudu gas-to-power project faces further delays, sources say

By Reuters

April 25, 20249:29 AM GMT+2Updated 2 days ago

https://www.reuters.com/business/energy/namibias-kudu-gas-to-power-project-faces-further-delays-sources-say-2024-04-25/

Denne tidligere nevnte fid -utsettelsen , er vell bare et resultat av at flere og flere selskaper har flyttet fokus mot orange basin , bwe inkludert. Sintra viser til bwe kudu-seismikken sim trigger til oppkjøpet . Det ville vært meningsløst å starte en mindre egenfinansiert utbygging , kun for kudu gassen til bwe/namibia,, spesielt før man vet hva man selv har i kurven . Dette må samstemme med en gigantisk utbyggingsplan .

Klart at alle disse elefantfunnene i nærheten av Kudu kompliserer det hele litt, men samtidig åpnes det jo opp for samarbeide.

Styresmaktene i Namibia har vært klare på at de ønsker et samarbeide mellom de aktuelle selskapene og en rask utbygging. Det er ikke bare olje som er funnet, men også gass og det er logisk å knytte den opp mot Kudu. Tipper interessen er stor for å kjøpe seg inn. Tipper vi får en letebrønn på slutten av året eller tidlig neste år. De kan selvsagt lete etter gass/olje før de gjør en FID.

https://www.streetinsider.com/Globe+Newswire/Execution+of+Definitive+Agreement+to+Acquire+up+to+67%25+of+Giraffe+Energy+–+Expansion+of+Orange+Basin+Platform+in+Namibia+%26amp%3B+Creation+of+Community+Trust/23108443.html

Hva skal vi si/ mene om de to nye styremedlemmene ( forslaget) ?
Alan D, tidligere BP og tullow oil i Africa. Ser ut som en rett mann, med gode strategiske evner.
Darrel M , tidligere Mobil, Schlumberger, Hess, Kosmos Energy og Oracle Energy.. igjen en mann med god innsikt i produksjon/ utvikling, også i Africa.

Veldig bra at de får inn 2 personer med erfaring fra oljeselskaper.

BW Energy: Q1 2024 trading update

BW Energy, as the operator of the Dussafu Marine licence in Gabon and the Golfinho cluster offshore Brazil, provides an update on its operations and development. The Company will publish financial figures for the first quarter of 2024 on Friday, 24 May 2024.

Net production to BW Energy from the operated assets was 2.48 million barrels of oil in the first quarter of 2024. This includes production from the Tortue, Hibiscus and Hibiscus South fields in the Dussafu licence (73.5% working interest) and production from the Golfinho field (100% working interest).


DUSSAFU

Net production from the Dussafu licence averaged 18,260 barrels of oil per day in the quarter, amounting to a net production to BW Energy of 1.66 million barrels of oil for the period. Production remained impacted by the electrical issues affecting the ESPs (electrical submersible pumps) on the Hibiscus field, as one well remained offline. BW Energy completed two liftings in the quarter, both in March of approximately 1.4 million barrels in total net at an average realised price of USD 83 per barrel. Production costs (excluding royalties) for the period was approximately USD 23 per barrel. This compares with Q4 production costs of USD 28 per barrel reflecting improved operational efficiency and production.

The net sold volume, which is the basis for revenue recognition in the financial statement, was approximately 1.7 million barrels including 97,500 barrels of DMO deliveries and 203,800 barrels state profit oil with an over-lift position of 167,800 barrels at the end of the period.

On 8 March, production started from the DHBSM-1H well in the Hibiscus South field five months after the initial discovery in November 2023. Production performance from the well has been in line with expectations.

Drilling of the DRM-3H well in the Ruche field has been completed with production start pending delivery of a new conventional ESP (electrical submersible pump). This is expected during the second quarter. The well was drilled as a horizontal well from the MaBoMo production facility to a total depth of 5,795 metres into Gamba sandstone reservoir. The well is located approximately 3.7 kilometres east of the MaBoMo production platform.

Following completion, the Borr Norve jackup has commenced drilling operations on an additional pilot well, DHBSM-2P, to test the northern part of the recently discovered Hibiscus South field where the DHBSM-1H production well was recently put on production. If the DHBSM-2P pilot well is successful, a production well is planned.

Separately, in May, the FPSO BW Adolo will undergo annual scheduled maintenance, resulting in a planned shutdown for approximately three weeks.

GOLFINHO

Net production from the Golfinho field averaged 9,030 barrels of oil per day in the first quarter, amounting to a total production of 822,500 barrels in the period. One lifting was carried out in February of 490,000 barrels at a realised price of USD 82 per barrel. Remaining inventory was approximately 657,900 barrels at the end of the period. Production cost (excluding royalties) averaged USD 48 per barrel. This compares with Q4 production costs of USD 44 per barrel, mainly reflecting lower production.


OTHER ITEMS

During the quarter, the Company extended and increased the Golfinho prepayment facility to USD 120 million from originally USD 80 million. The facility was fully drawn at the end of the period.

The Company has also executed a sale and leaseback agreement with a Minsheng Financial Leasing Co entity for the MaBoMo production facility. The agreement will provide USD 150 million of gross sales proceeds under a ten-year lease term with an option to repurchase the unit from the end of year seven. The transaction frees up net USD 110 million of liquidity to BW Energy, which will be used to finance the execution of the growth strategy including the continuing development projects in Gabon.

BW Energy had a cash balance of approximately USD 150 million on 31 March 2024, compared to USD 194 million on 31 December 2023. The decrease reflects the net impact from oil sold in the period, drawdown on the expanded prepayment facility and investments, primarily related the ongoing Hibiscus Ruche field development. The Company had a total drawn debt balance of USD 412.8 million as of 31 March 2024 including the Golfinho prepayment facility.

The company expects to recognise a net loss of USD 3.3 million in the first quarter related to the hedging program, of which USD 3.8 million is unrealised.


For further information, please contact:

Knut R. Sæthre, CFO BW Energy, +47 91 11 78 76

ir@bwenergy.no