Uanset hvor man invester i energisektoren, skal man gøre sig klart hvor afhængig hele sektoren er af en mulig meget svingende oliepris. For selve olie- og gassektoren skal man også gøre sig klart at der altid vil være en uklarhed over hvor meget der kan komme op fra et givet felt (især hvis det er i et udviklingsstadie) og at de enkelte boringer/investeringer tit er ganske bekostelige og kan falde et godt stykke tid før de eventuelle indtægter.
Som udgangspunkt for fremtidig oliepris tager jeg primært det internationale energiagenturs udmeldinger (www.iea.org) kombineret med futurepriser (fra http://online.wsj.com/mdc/public/page/mdc_commodities.html?mod=mdc) og egne forestillinger om den globale udvikling på økonomi og energi.
/Olieprisens konkrete betydning for Panoro (PEN) berøres yderligere under BS-3./
Panoro- KORT HISTORIK OG BØRS.
PEN blev i sommeren 2010 udskilt fra Norse Energy (OSE:NEC) og sammenlagt med Pan, hvorved de vestafrikanske felter kom med. Det giver risikospredning og god synergi, da geologien ud for Brasilien er af samme struktur.
Hovedaktionær var Sectorfundene, som fra starten gjorde klart at man ville sælge sig ned. Dette er blevet fremrykket pga. deres økonomiske vanskeligheder. Tilsyneladende er deres handler dog kun meldepligtige ved passage af 5% grænse, hvorfor det er svært at følge præcis (de bruger også flere mæglere). Fra en start på over 60% er de nu nede på under halvdelen bl.a. er en Brasiliansk fond kommet ind med ca.7% og en kapitalrejsning i feb.2011 gav med 70,6 mio. nye aktier i kurs 7,80 over 550 mio. NoK i kassen til PEN. Der er nu godt 234 mio. aktier. Sectors udsalg hænger formodentlig sammen med tab af store penge på NEC, hvorfor deres investorer ønsker at komme ud. De(n) sidste måneds handelsmønster ligner for mig at halvstore investorer som ønsker at komme ind spiller på at få Sector til at sælge billigt og at der nu er fundet en slags kompromis i kurs omkring 5,0. Sikkert lidt afhængigt af hvor hurtigt nye potentielle investorer kommer til (opdager case). Det læser jeg bl.a. af, at der med mellemrum pludselig indgår ganske store handeler. I denne uge en på 2,4 mio. aktier og oftest med Nomura eller NMBR som sælger.
Kapitalrejsningen bidrog til kraftigt kursfald, dels som norsk rygmarvsrefleks ved emissioner og dels fordi mange ikke kunne forstå at det var en langsigtet forberedelse til store investeringer i BS-3 i 2014-5 (se nedenfor).
Frem til næste kurspåvirkende nyhed (jeg forventer at det er flowtal fra Congo i januar) er spillet om tilgangen af nye investorer i forhold til Sectors udsalg (som må stoppe på et tidspunkt) nok afgørende for om vi flytter os af betydning fra nuværende niveau.
MANATI GÆLD OG DRIFT.
Manati er PEN's nuværende cashcow. Problemer med korrosion på støttepillerne på 5 af de 6 producerende platforme har strakt sig over store dele af 2011 og forstyrret et ellers stabilt produktionsmønster vist på side 7 i http://www.panoroenergy.com/wp-content/uploads/20110203-PEN-company-presentation-February-2011.pdf (der henvises også til denne nedenfor).
Den forsinkede reparation kan ikke tilskrives PEN, men operatøren Petrobras og især run på off-shore udstyr. Langsigtet genvindes det tabte på salg om 6-15 år. Kortsigtet betyder det knap 15 mio.$ mindre i investeringskassen.
Produktionen fra Manati er på langtidskontrakt og kan fra f.eks. 2017 være på et noget højere niveau end angivet med forholdsvis begrænsede investeringer (formodentlig upside på ca. 25%).
*Ved dannelsen af PEN blev gælden omstruktureret således at den afvikles frem til 2018 afpasset produktionen fra Manati. De næste godt 5 år dækker indtægterne herfra gældsbetaling samt selskabets drift og det løse med rimelig udsigt til lidt mere (ved nuværende olie/gaspris).
BS-3 I SANTOS BASIN
Nok her at PEN's potentiale ses klarest uden at hvile for meget på forhåbninger. Der er lavet overordnet investeringsplan for Cavalho Marino og Estrela do Mar. Præcis koncept for hvordan udvikling skal ske i sammenhæng med naboområder (concept selection) er under udarbejdelse og offentliggøres noget forsinket i Q2 2012. Forsinkelse skyldes nok Petrobras fund i naboområder, hvilket kan betyde at PEN's del bliver billigere. Der er for Cavalho Marino hidtil regnet med investering (CapEx) på 220 $mio. og Estrela do Mar 230 $mio. 'net to PEN' (se side 13, som også viser produktionsforventning 2015-24). Med break-even pris på 50$ pr. td. vil en aktuel oliepris på 100$ således give et overskud på $450 mio. mens 150$ (forventes af mange for den pågældende periode) vil give et overskud på $900 mio. (~20 NoK pr. aktie) før skat.
Det bemærkes at Cavalho M. har stor produktion (13.000 BopD) i 2015, hvor mange af udgifterne til Estrela do Mar ligger. Alligevel rækker en kapital på ca $100 mio. langtfra. Som udgangspunkt skal derfor regnes med en betydelig farm-out, hvis værdi afhænger af forholdene på det tidspunkt.
På side 14 ses at upside er ca. dobbelt så stor som basis case, hvilket også må tælle positivt ved farm-out.
MKB CONGO
På baggrund af det store potentiale i BS-3 er det bemærkelsesværdigt at MKB nævnes før i præsentationerne. Potentialet her kan også være større, men der er nok mest tale om at udviklingen er en smule længere fremme. Investeringstypen her er en helt anden (på land og nær raffinaderi/havn og der må bl.a. af hensyn til partnere regnes med at udviklingen må være mere selvfinansierende. På baggrund af de første testbrønde (samt en tidligere langvarig produktion med nu forældet teknik) er basiskurver og priser sat op på side 10. Når det er kommet i gang forventes hver brønd med tilhørende infrastruktur at koste 9 mio.$ inden udgifter hen ad vejen kan mindskes. Bare på de første 3 år skulle der fra brønden komme ca. 250.000 BOE (~$25 mio. ved oliepris på 100$) og over en levetid på 20 år det 4-dobbelte. Der vil være tale om 100+ brønde (jeg forventer dels at det lander 3-500 stk dels at de med forbedret teknik hver kan give lidt mere.
Operatøren, SNCP, er dog mindre professionel end Petrobras og flowtal hviler foreløbig kun på 2 brønde. Derfor er de IP30 tal som kan forventes til januar meget vigtige. Ligger de på 3-600 BoeD bekræftes det kommercielle (lidt op, lidt ned).
Uddybende om feltet inkl. video minut 26-51 i http://webtv.hegnar.no/?id=8853&cat=72&page=3
Her som ved alle de andre langsigtede olieinvesteringer er det en god ide at regne i nutidsværdi.
Regnearket vedhæftet i tråd http://www.proinvestor.com/boards/38205/Panoro-Energy-2011-MKB-ark kan opdateres til det formål.
ROUND9
Farm-down til Vanco har givet en foreløbig prisfastsættelse på ca. 30 mio.$ for PEN's andel ud fra forventet værdi af de 3 store testboringer, der starter i foråret. Her er vi dog ude i chancespil, hvor gevinstchancen for hver af de 3 prospekter sættes i størrelsesordenen 1/5. De angivelige samlede ressourcer (unrisked) er på omtrent 1 mia. tønder, så ved succes har det stor betydning at PEN kan købe tilbage fra 15% til 20% for samme pris som Vanco købte for.
Det geologiske uddybet ved Q3 på http://webtv.hegnar.no/?id=16996&cat=72&page=0 minut 24-30.
DUSSAFU VED GABON
Der arbejdes med udviklingsplan. Sandsynligheden taler for at alene Ruche Marin kan give rimeligt overskud og at andre prospekter kan lægge godt oveni. Men det er stadig lidt risikabelt i form af at mængder, tilgængelighed og omkostninger kan snyde noget. Se ellers tråd http://www.proinvestor.com/boards/41000/pen
AJE, NIGERIA
Det australske selskab Jacka Resources har købt sig ind i OML 113, som ud over Aje også indeholder 5 andre prospekter. Det skulle give en prisfastsættelse for Panoros del på 39 mio.$ (se
http://forum.hegnar.no/thread.asp?id=2078466).
Der har været boret 4 brønde i Aje med noget varierende resultater. Aje 1 og 2 har dog været testet med i alt 12.000 tønder om dagen og 80 mmcf/d gas.
Konceptstudier skulle egentlig have været sluttet i 2011, men er nu sat til at slutte efterår 2012.
Jeg betragter udvinding som lidt mere sikker end Gabon, men med mindre upside.
ROUND11
PEN formodes at byde seriøst på nogle arealer. Det vil udvide en i forvejen bred portefølje. Risikoen ligger ikke så meget i selve betaling for rettigheder, men i at der følger udgiftskrævende betingelser med. Set i forhold til BS-3 må det mest bekymrende være det der skal lægges inden 2016.
Nu kan I jo selv lægge tal sammen og sikkert finde ud af at de officielle analytikeres kursmål på 15-17 NoK ikke er helt vilde. Dog mener jeg at analytikerne er slemme til ikke at se de forsinkelser som altid vil komme i denne sektor og i deres tidlige forventninger til produktionstal ikke havde fået nødvendige farm-downs med.
Som udgangspunkt for fremtidig oliepris tager jeg primært det internationale energiagenturs udmeldinger (www.iea.org) kombineret med futurepriser (fra http://online.wsj.com/mdc/public/page/mdc_commodities.html?mod=mdc) og egne forestillinger om den globale udvikling på økonomi og energi.
/Olieprisens konkrete betydning for Panoro (PEN) berøres yderligere under BS-3./
Panoro- KORT HISTORIK OG BØRS.
PEN blev i sommeren 2010 udskilt fra Norse Energy (OSE:NEC) og sammenlagt med Pan, hvorved de vestafrikanske felter kom med. Det giver risikospredning og god synergi, da geologien ud for Brasilien er af samme struktur.
Hovedaktionær var Sectorfundene, som fra starten gjorde klart at man ville sælge sig ned. Dette er blevet fremrykket pga. deres økonomiske vanskeligheder. Tilsyneladende er deres handler dog kun meldepligtige ved passage af 5% grænse, hvorfor det er svært at følge præcis (de bruger også flere mæglere). Fra en start på over 60% er de nu nede på under halvdelen bl.a. er en Brasiliansk fond kommet ind med ca.7% og en kapitalrejsning i feb.2011 gav med 70,6 mio. nye aktier i kurs 7,80 over 550 mio. NoK i kassen til PEN. Der er nu godt 234 mio. aktier. Sectors udsalg hænger formodentlig sammen med tab af store penge på NEC, hvorfor deres investorer ønsker at komme ud. De(n) sidste måneds handelsmønster ligner for mig at halvstore investorer som ønsker at komme ind spiller på at få Sector til at sælge billigt og at der nu er fundet en slags kompromis i kurs omkring 5,0. Sikkert lidt afhængigt af hvor hurtigt nye potentielle investorer kommer til (opdager case). Det læser jeg bl.a. af, at der med mellemrum pludselig indgår ganske store handeler. I denne uge en på 2,4 mio. aktier og oftest med Nomura eller NMBR som sælger.
Kapitalrejsningen bidrog til kraftigt kursfald, dels som norsk rygmarvsrefleks ved emissioner og dels fordi mange ikke kunne forstå at det var en langsigtet forberedelse til store investeringer i BS-3 i 2014-5 (se nedenfor).
Frem til næste kurspåvirkende nyhed (jeg forventer at det er flowtal fra Congo i januar) er spillet om tilgangen af nye investorer i forhold til Sectors udsalg (som må stoppe på et tidspunkt) nok afgørende for om vi flytter os af betydning fra nuværende niveau.
MANATI GÆLD OG DRIFT.
Manati er PEN's nuværende cashcow. Problemer med korrosion på støttepillerne på 5 af de 6 producerende platforme har strakt sig over store dele af 2011 og forstyrret et ellers stabilt produktionsmønster vist på side 7 i http://www.panoroenergy.com/wp-content/uploads/20110203-PEN-company-presentation-February-2011.pdf (der henvises også til denne nedenfor).
Den forsinkede reparation kan ikke tilskrives PEN, men operatøren Petrobras og især run på off-shore udstyr. Langsigtet genvindes det tabte på salg om 6-15 år. Kortsigtet betyder det knap 15 mio.$ mindre i investeringskassen.
Produktionen fra Manati er på langtidskontrakt og kan fra f.eks. 2017 være på et noget højere niveau end angivet med forholdsvis begrænsede investeringer (formodentlig upside på ca. 25%).
*Ved dannelsen af PEN blev gælden omstruktureret således at den afvikles frem til 2018 afpasset produktionen fra Manati. De næste godt 5 år dækker indtægterne herfra gældsbetaling samt selskabets drift og det løse med rimelig udsigt til lidt mere (ved nuværende olie/gaspris).
BS-3 I SANTOS BASIN
Nok her at PEN's potentiale ses klarest uden at hvile for meget på forhåbninger. Der er lavet overordnet investeringsplan for Cavalho Marino og Estrela do Mar. Præcis koncept for hvordan udvikling skal ske i sammenhæng med naboområder (concept selection) er under udarbejdelse og offentliggøres noget forsinket i Q2 2012. Forsinkelse skyldes nok Petrobras fund i naboområder, hvilket kan betyde at PEN's del bliver billigere. Der er for Cavalho Marino hidtil regnet med investering (CapEx) på 220 $mio. og Estrela do Mar 230 $mio. 'net to PEN' (se side 13, som også viser produktionsforventning 2015-24). Med break-even pris på 50$ pr. td. vil en aktuel oliepris på 100$ således give et overskud på $450 mio. mens 150$ (forventes af mange for den pågældende periode) vil give et overskud på $900 mio. (~20 NoK pr. aktie) før skat.
Det bemærkes at Cavalho M. har stor produktion (13.000 BopD) i 2015, hvor mange af udgifterne til Estrela do Mar ligger. Alligevel rækker en kapital på ca $100 mio. langtfra. Som udgangspunkt skal derfor regnes med en betydelig farm-out, hvis værdi afhænger af forholdene på det tidspunkt.
På side 14 ses at upside er ca. dobbelt så stor som basis case, hvilket også må tælle positivt ved farm-out.
MKB CONGO
På baggrund af det store potentiale i BS-3 er det bemærkelsesværdigt at MKB nævnes før i præsentationerne. Potentialet her kan også være større, men der er nok mest tale om at udviklingen er en smule længere fremme. Investeringstypen her er en helt anden (på land og nær raffinaderi/havn og der må bl.a. af hensyn til partnere regnes med at udviklingen må være mere selvfinansierende. På baggrund af de første testbrønde (samt en tidligere langvarig produktion med nu forældet teknik) er basiskurver og priser sat op på side 10. Når det er kommet i gang forventes hver brønd med tilhørende infrastruktur at koste 9 mio.$ inden udgifter hen ad vejen kan mindskes. Bare på de første 3 år skulle der fra brønden komme ca. 250.000 BOE (~$25 mio. ved oliepris på 100$) og over en levetid på 20 år det 4-dobbelte. Der vil være tale om 100+ brønde (jeg forventer dels at det lander 3-500 stk dels at de med forbedret teknik hver kan give lidt mere.
Operatøren, SNCP, er dog mindre professionel end Petrobras og flowtal hviler foreløbig kun på 2 brønde. Derfor er de IP30 tal som kan forventes til januar meget vigtige. Ligger de på 3-600 BoeD bekræftes det kommercielle (lidt op, lidt ned).
Uddybende om feltet inkl. video minut 26-51 i http://webtv.hegnar.no/?id=8853&cat=72&page=3
Her som ved alle de andre langsigtede olieinvesteringer er det en god ide at regne i nutidsværdi.
Regnearket vedhæftet i tråd http://www.proinvestor.com/boards/38205/Panoro-Energy-2011-MKB-ark kan opdateres til det formål.
ROUND9
Farm-down til Vanco har givet en foreløbig prisfastsættelse på ca. 30 mio.$ for PEN's andel ud fra forventet værdi af de 3 store testboringer, der starter i foråret. Her er vi dog ude i chancespil, hvor gevinstchancen for hver af de 3 prospekter sættes i størrelsesordenen 1/5. De angivelige samlede ressourcer (unrisked) er på omtrent 1 mia. tønder, så ved succes har det stor betydning at PEN kan købe tilbage fra 15% til 20% for samme pris som Vanco købte for.
Det geologiske uddybet ved Q3 på http://webtv.hegnar.no/?id=16996&cat=72&page=0 minut 24-30.
DUSSAFU VED GABON
Der arbejdes med udviklingsplan. Sandsynligheden taler for at alene Ruche Marin kan give rimeligt overskud og at andre prospekter kan lægge godt oveni. Men det er stadig lidt risikabelt i form af at mængder, tilgængelighed og omkostninger kan snyde noget. Se ellers tråd http://www.proinvestor.com/boards/41000/pen
AJE, NIGERIA
Det australske selskab Jacka Resources har købt sig ind i OML 113, som ud over Aje også indeholder 5 andre prospekter. Det skulle give en prisfastsættelse for Panoros del på 39 mio.$ (se
http://forum.hegnar.no/thread.asp?id=2078466).
Der har været boret 4 brønde i Aje med noget varierende resultater. Aje 1 og 2 har dog været testet med i alt 12.000 tønder om dagen og 80 mmcf/d gas.
Konceptstudier skulle egentlig have været sluttet i 2011, men er nu sat til at slutte efterår 2012.
Jeg betragter udvinding som lidt mere sikker end Gabon, men med mindre upside.
ROUND11
PEN formodes at byde seriøst på nogle arealer. Det vil udvide en i forvejen bred portefølje. Risikoen ligger ikke så meget i selve betaling for rettigheder, men i at der følger udgiftskrævende betingelser med. Set i forhold til BS-3 må det mest bekymrende være det der skal lægges inden 2016.
Nu kan I jo selv lægge tal sammen og sikkert finde ud af at de officielle analytikeres kursmål på 15-17 NoK ikke er helt vilde. Dog mener jeg at analytikerne er slemme til ikke at se de forsinkelser som altid vil komme i denne sektor og i deres tidlige forventninger til produktionstal ikke havde fået nødvendige farm-downs med.
10/12 2011 16:44 Gjern 0
49677 Tak for denne grundige opsummering, Kenddinvare.
Jeg har ikke noget faktuelt at tilføje.
Dit alias fortæller jo at du vil kende dine investeringsemner til bunds (sådan tolker jeg det) og dette indlæg viser det i praksis.
Jeg er en af de nok få her på PI, der har investeret i Panoro fra starten. Gennem den seneste tid har jeg øget min PEN-beholdning med 171% og de ligger i et depot, som jeg skal bruge senest om ca. 5 år.
Til den tid er jeg overbevist om, at vi her i PEN har en valueaktie, hvis ikke de er købt op inden.
Jeg har ikke noget faktuelt at tilføje.
Dit alias fortæller jo at du vil kende dine investeringsemner til bunds (sådan tolker jeg det) og dette indlæg viser det i praksis.
Jeg er en af de nok få her på PI, der har investeret i Panoro fra starten. Gennem den seneste tid har jeg øget min PEN-beholdning med 171% og de ligger i et depot, som jeg skal bruge senest om ca. 5 år.
Til den tid er jeg overbevist om, at vi her i PEN har en valueaktie, hvis ikke de er købt op inden.
21/12 2011 15:14 Kenddinvare 150227 MKB-melding. Se fuld tekst nederst.
Det er ca. en uge senere end forventet, men opfylder at man er gået videre med opsprækning først i KUN-203 og derefter i KUN-201 og 2.
Ved sammenligning med kort på side 8 i http://www.panoroenergy.com/wp-content/uploads/20111103-Third-quarter-presentation-20112.pdf ses at 83 m kerneprøve er tilfredsstillend, hvis det svarer tl olieførende (producerbart) lag.
Dette kort/seismikken bekræftes endnu engang (lidt til den positive side) også fordi toppen af laget er ramt "on prognosis" (KUN-203 er lodret ned fra platformen).
Det helt vigtige er dog at flowresultater fra tidligere bekræftes/overgås. Det vil jeg mene er tilfældet hvis IP30 i KUN-203 kommer over 200 Bopd og samtidig både KUN-201 og 202 over 400 Bopd.
I dagens melding ses det også positivt at KUN-204 vil starte tidligt i Q1-
..
Panoro Energy ASA ("PEN", OSE ticker code), the independent oil and gas company with assets in West Africa and Brazil is pleased to announce the
completion of drilling operations in the KUN-203 well and the commencement of fraccing operations in Mengo-Kundji-Bindi ("MKB").
The KUN-203 well was the third of up to six wells to be drilled in this new drilling campaign. The well was vertically drilled to a location
directly below the Kundji-200 drilling platform and encountered the top reservoir of the Kundji field on prognosis at 1,288 meters. The well was drilled to a final depth of 1,697 meters, which included coring approximately 83 meters of the reservoir, before running logs and installing a 7" casing across the reservoir. Panoro are awaiting the final well logs from the operator and the results will be released when received.
Operations to perforate and hydraulically fracture two zones in KUN-203 are underway after which the completion string will be run. Once these operations are complete, the well will be production tested, before performing similar operations on the KUN-201 well and KUN-202 wells.
Once the fraccing and completion of these three wells are finished, the forward programme is to spud KUN-204 in early Q1-2012.
The MKB permit is a 700 km2 license onshore in the Republic of Congo.
The Mengo, Kundji and Bindi fields contain light (32° API) oil in low permeability Lower Cretaceous sandstone reservoirs and had a total of six producing wells drilled by Elf in the 1980's and 1990's. The permit was reissued to Société Nationale des Pétroles du Congo ("SNPC") and partners in 2009. Panoro Energy holds 20% in the license.
PS sammenlign evt. kort på side 7 og 8.
Den nu godt halvt udforskede del af Kundji (med plads til yderligere ca. 10 brønde?) udgør kun en del af hele Kundji og en meget lille del af hele MKB.
Det er ca. en uge senere end forventet, men opfylder at man er gået videre med opsprækning først i KUN-203 og derefter i KUN-201 og 2.
Ved sammenligning med kort på side 8 i http://www.panoroenergy.com/wp-content/uploads/20111103-Third-quarter-presentation-20112.pdf ses at 83 m kerneprøve er tilfredsstillend, hvis det svarer tl olieførende (producerbart) lag.
Dette kort/seismikken bekræftes endnu engang (lidt til den positive side) også fordi toppen af laget er ramt "on prognosis" (KUN-203 er lodret ned fra platformen).
Det helt vigtige er dog at flowresultater fra tidligere bekræftes/overgås. Det vil jeg mene er tilfældet hvis IP30 i KUN-203 kommer over 200 Bopd og samtidig både KUN-201 og 202 over 400 Bopd.
I dagens melding ses det også positivt at KUN-204 vil starte tidligt i Q1-
..
Panoro Energy ASA ("PEN", OSE ticker code), the independent oil and gas company with assets in West Africa and Brazil is pleased to announce the
completion of drilling operations in the KUN-203 well and the commencement of fraccing operations in Mengo-Kundji-Bindi ("MKB").
The KUN-203 well was the third of up to six wells to be drilled in this new drilling campaign. The well was vertically drilled to a location
directly below the Kundji-200 drilling platform and encountered the top reservoir of the Kundji field on prognosis at 1,288 meters. The well was drilled to a final depth of 1,697 meters, which included coring approximately 83 meters of the reservoir, before running logs and installing a 7" casing across the reservoir. Panoro are awaiting the final well logs from the operator and the results will be released when received.
Operations to perforate and hydraulically fracture two zones in KUN-203 are underway after which the completion string will be run. Once these operations are complete, the well will be production tested, before performing similar operations on the KUN-201 well and KUN-202 wells.
Once the fraccing and completion of these three wells are finished, the forward programme is to spud KUN-204 in early Q1-2012.
The MKB permit is a 700 km2 license onshore in the Republic of Congo.
The Mengo, Kundji and Bindi fields contain light (32° API) oil in low permeability Lower Cretaceous sandstone reservoirs and had a total of six producing wells drilled by Elf in the 1980's and 1990's. The permit was reissued to Société Nationale des Pétroles du Congo ("SNPC") and partners in 2009. Panoro Energy holds 20% in the license.
PS sammenlign evt. kort på side 7 og 8.
Den nu godt halvt udforskede del af Kundji (med plads til yderligere ca. 10 brønde?) udgør kun en del af hele Kundji og en meget lille del af hele MKB.
3/1 2012 18:22 Kenddinvare 050679 Det kan i handelssammenhæng være godt at vide hvem som er de vigtigste interessenter i PEN.
På deres hjemmeside kan man altid finde den aktuelle Top-20 liste.
Men den har nogle store svagheder. Først og fremmest kan man ikke isolere den tidligere majoritetsejer Sector, da de står angivet forskellige steder og godt kan være mistænkt for at fidle noget med det (meldepligt på OSE er langt mere begrænset end på CSE).
Derudover passer data heller ikke med de mæglerandele man kan se på http://www.dn.no/finans/portal/brokerStats?newt_brokerStatList_context=oslo&newt_brokerStatList_ticker=PEN.OSE
For at hjælpe lidt på overblik har jeg lavet vedhæftede regenark. Det må gerne opdateres og suppleres af andre
På deres hjemmeside kan man altid finde den aktuelle Top-20 liste.
Men den har nogle store svagheder. Først og fremmest kan man ikke isolere den tidligere majoritetsejer Sector, da de står angivet forskellige steder og godt kan være mistænkt for at fidle noget med det (meldepligt på OSE er langt mere begrænset end på CSE).
Derudover passer data heller ikke med de mæglerandele man kan se på http://www.dn.no/finans/portal/brokerStats?newt_brokerStatList_context=oslo&newt_brokerStatList_ticker=PEN.OSE
For at hjælpe lidt på overblik har jeg lavet vedhæftede regenark. Det må gerne opdateres og suppleres af andre
PEN_shareholders.xls11/3 2012 00:49 Kenddinvare 254203 Lidt opdateringer:
Manati
er nu oppe igen og der tales om at installere den kompressor, som vist kan højne output en smule og som jeg forstår det hænger sammen med kontraktudvidelse. Dog synes jeg at aftaget efter at Manati igen har kunnet producere tilstrækkeligt ikke har været overbevisende, så jeg tror på en forholdsvis lav produktion det næste år eller to. Nok til at betale gæld og selskabets almene drift, men ikke så meget derudover (optjening til andre investeringer).
BS-3.
Petrobras prioriterer tilsyneladende udvikling på Tiro og Sidon før dette og de venter i hvert fald på undersøgelsesresultater fra områder nær BS-3. Formodentlig for at få den bedst sammenhængende plan. Det kan betyde udskydelse på et års tid, men bør tilgengæld medføre at der fra Cavalho Marino og Estrela do Mar skal betales mindre til store fællesudgifter.
MKB.
De seneste tre brønde har fundet olielag af fornuftig tykkelse. Men der har været tekniske problemer, som pt. ikke er forklaret. Der afventes på meget vigtige flowtal fra testene.
De bør 3 samlet ligge over 1200 bopd. Men hvis ikke de tekniske problemer forklares, så der kan være tryghed for stabil udvikling fra feltet som sådan er der nødt til også at komme fornuftige resultater fra de næste brønde i testserien.
AJE
fra uventet side er der ved at blive kastet mere lys over dette. www.offshore-technology.com/projects/aje-field/
Der står bl.a. :"The Aje-1, Aje-2 and Aje-4 wells will be completed as producers.
A total of six producers are planned for the field. They will be connected to subsea wellheads and associated flowlines and manifolds in 320ft water depth. The flowlines will, in turn, be connected to the FPSO through risers."
og "..first production is expected in 2014. The field is expected to reach a plateau production of 50,000-80,000 barrels of oil equivalent (boe) a day."
samt "Gross contingent resources of the Aje field are estimated at 380 million boe. Of this 28% is oil / condensate, 20% is LPG and 52% is gas."
mit tip er samlede udviklingsomkostninger på op mod 200 mio.$, men ved at starte med tilslutning af de 3 eksisterende brønde kan produktion betale en stor del af de sidste omkostninger fra 2014.
Der er kommet nogen usikkerhed om PEN's andel for hvordan hænger en Participating interest på 6,5% sammen med 16,255% paying interest og 12,19% revenue interest?
Manati
er nu oppe igen og der tales om at installere den kompressor, som vist kan højne output en smule og som jeg forstår det hænger sammen med kontraktudvidelse. Dog synes jeg at aftaget efter at Manati igen har kunnet producere tilstrækkeligt ikke har været overbevisende, så jeg tror på en forholdsvis lav produktion det næste år eller to. Nok til at betale gæld og selskabets almene drift, men ikke så meget derudover (optjening til andre investeringer).
BS-3.
Petrobras prioriterer tilsyneladende udvikling på Tiro og Sidon før dette og de venter i hvert fald på undersøgelsesresultater fra områder nær BS-3. Formodentlig for at få den bedst sammenhængende plan. Det kan betyde udskydelse på et års tid, men bør tilgengæld medføre at der fra Cavalho Marino og Estrela do Mar skal betales mindre til store fællesudgifter.
MKB.
De seneste tre brønde har fundet olielag af fornuftig tykkelse. Men der har været tekniske problemer, som pt. ikke er forklaret. Der afventes på meget vigtige flowtal fra testene.
De bør 3 samlet ligge over 1200 bopd. Men hvis ikke de tekniske problemer forklares, så der kan være tryghed for stabil udvikling fra feltet som sådan er der nødt til også at komme fornuftige resultater fra de næste brønde i testserien.
AJE
fra uventet side er der ved at blive kastet mere lys over dette. www.offshore-technology.com/projects/aje-field/
Der står bl.a. :"The Aje-1, Aje-2 and Aje-4 wells will be completed as producers.
A total of six producers are planned for the field. They will be connected to subsea wellheads and associated flowlines and manifolds in 320ft water depth. The flowlines will, in turn, be connected to the FPSO through risers."
og "..first production is expected in 2014. The field is expected to reach a plateau production of 50,000-80,000 barrels of oil equivalent (boe) a day."
samt "Gross contingent resources of the Aje field are estimated at 380 million boe. Of this 28% is oil / condensate, 20% is LPG and 52% is gas."
mit tip er samlede udviklingsomkostninger på op mod 200 mio.$, men ved at starte med tilslutning af de 3 eksisterende brønde kan produktion betale en stor del af de sidste omkostninger fra 2014.
Der er kommet nogen usikkerhed om PEN's andel for hvordan hænger en Participating interest på 6,5% sammen med 16,255% paying interest og 12,19% revenue interest?
26/3 2012 09:50 apis 054851 MKB:
The KUN-203 well has been fracked in two zones and, after kicking off
with nitrogen lift, was flowed naturally for around 5 days prior to
production testing. The well was tested on a 20/64 choke and over a 24
hour period produced at an average rate of 573 bopd. The choke was then
decreased to 18/64 and over a 6 hour period the well produced at an
average rate of 341 bopd.
The KUN-202 well has been fracked in the lower zone only and has been
kicked off with nitrogen lift. After initial clean up, the well produced
an average of 472 bopd over four days on a 18/64 choke
The KUN-201 well has been fracked in the lower zone only and the well
has flowed oil to surface. Once production testing on the KUN-202 well
has been completed, the KUN-201 will be production tested
The KUN-203 well has been fracked in two zones and, after kicking off
with nitrogen lift, was flowed naturally for around 5 days prior to
production testing. The well was tested on a 20/64 choke and over a 24
hour period produced at an average rate of 573 bopd. The choke was then
decreased to 18/64 and over a 6 hour period the well produced at an
average rate of 341 bopd.
The KUN-202 well has been fracked in the lower zone only and has been
kicked off with nitrogen lift. After initial clean up, the well produced
an average of 472 bopd over four days on a 18/64 choke
The KUN-201 well has been fracked in the lower zone only and the well
has flowed oil to surface. Once production testing on the KUN-202 well
has been completed, the KUN-201 will be production tested
