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Offshore Drilling Contractors - Bohrplattformbetreiber

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Marfir
Posted · Edited by Marfir

Wie ich in Nr. 62 gepostet habe kann auch der Iran seine Förderung nur mit Hilfe von offshore Öl und ausländischer Hilfe erhöhen. Auch die Saudis sind auf offshore Öl angewiesen.

 

Lagerbestände zu analysieren ist wie Kaffeesatzleserei. Jeden Tag gibt es reißerische Pressemitteilungen über "Lagerbeständige plötzlich gestiegen" oder abwechselnd "Lagerbestände unerwartet gefallen".

Viel bedeutender ist was inflame erwähnt hat. Bei rund 30% offshore Öl-Produktion, stark gekürzten Explorations-bugdets und stärker fallender Förderung ist es nur eine Frage der Zeit bis hier Mr. Market seine Meinung um 180° ändert.

 

Decline rates will ensure oil output falls in 2016:

 

For fields which have passed their peak, observed output declined on average by 6.2 percent per year, according to the IEA ("World Energy Outlook 2013").

 

Decline rates for offshore wells, especially in deepwater, are faster than for onshore fields because the greater upfront cost of drilling them encourages operators to develop them more aggressively to earn their money back.

 

Non-OPEC production contains a much larger share of small and offshore fields which are depleted relatively quickly for commercial reasons.

 

Without investment, the production from a mature oil field would decline by around 9 percent per year on average according to the IEA.

 

In a world where oil prices are expected to average just $50-$70 per barrel over the next few years, actual decline rates could easily reach 3 percent or even 4 percent per year.

 

Under a range of plausible assumptions, decline rates could easily cut between 1.4 million and 3.6 million bpd from the output of existing fields in 2016 and again in 2017.

 

Some of that will be replaced by new fields discovered and given the go-ahead for development during the years of high prices and are scheduled to come into production in 2016 and 2017.

 

Beyond 2017, however, the pipeline of new fields scheduled to come onstream will remain very thin unless oil prices rise substantially.

 

Unless prices recover, non-OPEC output is set to fall in 2016, and the IEA's forecast 500,000 bpd cut could end up looking conservative.

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inflame
Posted · Edited by inflame

Die Frage ist kann denn Saudi Arabien mehr wie 10 Mio Barrel? Einfrieren heißt ja sie könnten mehr wenn sie wollten.

Warum produzieren sie denn nicht schon 13 Mio. Barrel?

 

Der Saudi hat ein Agenda bis 2030 weg vom Öl. Warum sollte man das tun? Er will Aramco in teilen verkaufen. Wieder warum?

Meine Meinung ist die müssen. Die werden 2030 keine 10 Mio. Barrel mehr produzieren können.

 

Es ist nur die Frage wielang die Momentane Wetterlage vorherscht, je länger desto mehr Pleiten werden wir noch sehen.

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Trauerschwan
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Lagerbestände zu analysieren ist wie Kaffeesatzleserei. Jeden Tag gibt es reißerische Pressemitteilungen über "Lagerbeständige plötzlich gestiegen" oder abwechselnd "Lagerbestände unerwartet gefallen".

Viel bedeutender ist was inflame erwähnt hat. Bei rund 30% offshore Öl-Produktion, stark gekürzten Explorations-bugdets und stärker fallender Förderung ist es nur eine Frage der Zeit bis hier Mr. Market seine Meinung um 180° ändert.

 

Richtig, aber es werden fast ausschließlich die Lagerbestände der USA analysiert. Wenn dort "plötzlich" 10 Mio Barrel zusätzlich in den Lagern auftreten, dann fällt der Ölpreis um ein paar Prozent - unabhängig davon, ob in Saudi Arabien gleichzeitig 10 Mio Barrel verschwunden sind.

 

Ich setze auch darauf, dass Mr. Market irgendann auffällt, dass die gekürzten Capex zu einem Produktionsstillstand führen werden. Ob das allerdings noch passiert, bevor Seadrill schlapp macht, wird man sehen.

 

 

Die Frage ist kann denn Saudi Arabien mehr wie 10 Mio Barrel? Einfrieren heißt ja sie könnten mehr wenn sie wollten.

Warum produzieren sie denn nicht schon 13 Mio. Barrel?

 

Der Saudi hat ein Agenda bis 2030 weg vom Öl. Warum sollte man das tun? Er will Aramco in teilen verkaufen. Wieder warum?

Meine Meinung ist die müssen. Die werden 2030 keine 10 Mio. Barrel mehr produzieren können.

 

Es ist nur die Frage wielang die Momentane Wetterlage vorherscht, je länger desto mehr Pleiten werden wir noch sehen.

 

Ich denke auch, dass Saudi Arabien die eigene Produktion nicht mehr nennenswert ausweiten kann. Meiner Meinung nach werden daher auch Ölreserven aus den Lagern genommen, um den Markt zu fluten.

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Marfir
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Cairn gearing up for fresh drilling campaign offshore Senegal

 

“Drilling is scheduled to re-commence in Senegal shortly, benefiting from lower costs across the sector. The program contains options for multiple wells and in addition to ongoing appraisal of the SNE field, the Joint Venture continues to assess optimal locations for further exploration drilling on the acreage.”

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am-ph
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Songa offshore hat Probleme: Well incident at Songa Endurance

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Trauerschwan
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Habe den folgenden Text schon im Transocean-Thread gepostet, aber aufgrund der Aktivitäten von Borr Drilling poste ich es hier noch einmal.

 

Transocean möchte seine Jack-Ups an Borr Drilling (OTC in Norwegen) verkaufen. Borr Drilling und die Werft Keppel FELS sind wohl einverstanden. Preis liegt bei ca. 1,35 Milliarden USD, wobei davon ca. 1,135 Milliarden USD an die Werft gehen werden.

 

5 JUs sind noch mit Vertrag (161 mio USD Backlog)

5 JUs sind idle

5 JUs befinden sich bei Keppel FELS --> Auslieferung 2x 2017, 1x 2018, 2x 2020

 

Link 1

 

Link 2

 

Zur Info: Borr Drilling hat neulich zwei neue Rigs von Hercules Offshore gekauft.

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Marfir
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Da es nicht nur um Seadrill geht:

 

Zitat

Titan Opportunities fund, Northern Drilling, Borr Drilling... All these new names bear one common denominator: John Fredriksen.

Seadrill - Listen To The Norwegian Connection, The Opportunity Is Now

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Trauerschwan
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Ensco und Aban Offshore haben jeweils ein Rig für zwei Monate verchartert. Leider keine Dayrate veröffentlicht, also vermutlich ziemlich niedrig.

 

Außerdem habe ich neulich in den SDRL Thread gepostet, dass ConocoPhillips zwei NADL-Rigs für jeweils 10 Jahre gechartet hat. Hier ein Link der Vollständigkeit halber. Denke, dass diese Nachricht in diesen Thread gehört.

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Marfir
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Danke für die Infos, Trauerschwan.

Der Markt kommt so langsam wieder in eine Belebungsphase. Das sind gute Anzeichen. Die NADL Verträge werden sicher in einigen Jahren nachverhandelt, um höhere day rates erzielen zu können. Ich denke das ist beiden Parteien bewusst.

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Trauerschwan
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Norway expects exploration record in Barents Sea this year: Es werden voraussichtlich 15 wells gedrillt.

 

Ensco: Mehrere neue Verträge

- Ensco 106: März 2017 - September 2017 // Januar 2018 - Januar 2023 (BP)

- Ensco 121: Juli 2017 - Februar 2018 (Ineos) + Optionen zur Verlängerung

- Ensco 68: ein Monat

 

Dazu zahlreiche Verlängerungen. Besonders interessant hierbei ist Ensco 92: bis Dezember 2022 (ConocoPhillips)

 

Ein Rig wird außerdem verschrottet. Auch gut.

Dayrates sind teilweise im Artikel genannt, oft aber nicht.

 

Ich finde es sehr positiv, dass auch BP einen mehrjährigen Vertrag unterschrieben hat.

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Marfir
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In der Tat gute Nachrichten. Nicht nur für Ensco. Auch andere können auf eine Belebung ihres backlogs hoffen, sofern sie denn jackups haben.

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Trauerschwan
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Eine weitere Interessante Nachricht, obwohl sie keinen der größeren Driller direkt betrifft: Link

 

2007er JU für 12 Monate an eine asiatische NOC (national oil company) verchartert.

 

Interessant, da sonst eigentlich nur der Backlog genannt wird: Ship Finance kalkuliert mit 4 Millionen USD EBITDA für den Zeitraum der Charter

 

- bei 150.000 USD Dayrate --> Backlog 54,75 Millionen USD

- bei 100.000 USD Dayrate --> Backlog 36,5 Millionen USD

- bei 50.000 USD Dayrate --> Backlog 18,25 Millionen USD

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Marfir
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Viel interessanter ist dass wir schon wieder absurde Bewertungen erreichen. Einige mögen deep water für tot halten. Vielleicht haben sie damit auch recht. Aber selbst Anbieter mit JU werden panisch abverkauft.

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Trauerschwan
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Zwei (kleine) Nachrichten von heute:

 

Transocean raises $410M to pay for drillship construction: "Transocean, world’s largest offshore drilling contractor, has closed a private offering $410 million in senior secured notes with an annual rate of 5.52% and maturing in 2022. ... The net proceeds of approximately $403 million from the Notes will be used primarily for the purpose of partially financing the construction of the ultra-deepwater drillship Deepwater Conqueror. The drillship on December 31, 2016, started operations on its 5-year contract with Chevron in the U.S. Gulf of Mexico at a dayrate of $589,000."

 

Atwood scraps semi-sub rig as red ink spills: "Offshore drilling contractor Atwood Oceanics has sold one of its semi-submersible drilling rigs for scrap after recording a loss and decrease in revenues in the first quarter 2017." - Atwood Eagle (Baujahr 1982)

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Trauerschwan
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Rowan scoops two Petrobras jack-up rigs for bargain price:

 

 

Drilling contractor Rowan Companies has provisionally bought two Petrobras jack-up rigs for just $30 million a piece. According to a statement by Rowan, dated May 11, the company participated in a public rig auction and was the high bidder for Petrobras’ P-59 and P-60 jack-ups. The drilling contractor said that the two 2013-built LeTourneau Super 116E jack-up rigs were bought, subject to Petrobras approval, at its bid price of $30 million per rig. The company said the auction results have not yet been approved by Petrobras.

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Trauerschwan
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Ensco will / wird Atwood Oceanics kaufen


 

Zitat

 

The two companies have entered into a definitive merger agreement under which Ensco will acquire Atwood in an all-stock transaction. The definitive merger agreement was unanimously approved by each company’s board of directors.

 

Under the agreed merger, Atwood shareholders will receive 1.60 shares of Ensco for each share of Atwood common stock for a total value of $10.72 per Atwood share based on Ensco’s closing share price of $6.70 on 26 May 2017. This represents a premium of approximately 33% to Atwood’s closing price on the same date.

 

 

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Marfir
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Guter Deal. Ensco behält seinen cash Berg und die neue Firma hat gleich eine etwas jüngere Flotte. 33% Aufschlag klingt vielleicht viel, allerdings relativiert sich das, wenn man bedenkt dass die Atwood Aktien mal bei über 50 USD standen.

 

Verrückter weise will niemand offshore driller kaufen, aber bei einem merger, wo es nicht mal cash gibt, kaufen alle. Man hätte genauso gut heute auch Ensco Aktien kaufen können, die noch mal 4% gefallen sind.

 

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Trauerschwan
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Bassoe: Norwegian offshore market facing potential shortage of harsh environment semisubs


 

Zitat

 

The North Sea, and particularly the Norwegian Continental Shelf, currently leads the market recovery scenario. As we’ve noted several times over the past few months, the midwater harsh environment segment will see more improvement than any other in the short and medium terms.

 

Out of approximately 1,000 offshore rigs, there are only 43 semisubs built to operate on the NCS (including seven under construction). A rebound in this segment isn’t going to save the offshore market in its entirety, but for rig owners who have (or can acquire) premium harsh environment semisubs, the NCS is an important component in today’s difficult quest for backlog.

 

A bright future hidden in supply/demand numbers

 

Demand for semisubs in the North Sea has fallen from 27 to 12 rigs since 2014. With a supply of 36 rigs and seven rigs under construction, the midwater harsh environment segment may not stand out amongst the rest of the oversupplied market at first glance.

 

But there are two significant factors driving a unique scenario for recovery:

 

1)    Increasing activity and new drilling acreage

 

Assuming the oil price remains stable at over $50, exploration and production drilling is set to increase. This week, Statoil received approval to drill in the Barents Sea, and operators such as Lundin, Total, BP, and OMV will initiate programs in large areas of Northern Norway and the Barents Sea over the next 12–24 months. A licensing round later this year for a further 34 blocks will lead to the largest expansion seen to date in the area.

 

Along with that, there are currently more than ten requirements in Norwegian fields further to the south. And there are another 53 blocks are set to be released this year.

 

We see oil companies becoming more proactive in contracting rigs at lower rates, and as activity ramps up, rates will start to rise. As such, demand should return to its average of 19 rigs by 2019 before increasing to 25–30 rigs by 2022.

 

2)    Premium fleet is much smaller than the total fleet

 

For a rig to be able to operate in Norway, it must be approved by the Norwegian Petroleum Directorate and compliant for a range of criteria. Rigs must have sufficient air gap and variable deck load, safety features (free-fall lifeboats, enclosed drilling areas, heat tracing), environmental regulation compliance, single man cabins (all with a window), and the list goes on.

 

While there are 43 NCS-compliant semisubs, we consider only 24 to be competitive.

 

There are 19 rigs expected to be retired in the short to medium term as they are older, not able to operate according to oil companies’ new efficiency and safety requirements, or would incur economically unfeasible reactivation costs from cold stacked mode. Some of these rigs will be scrapped; some are expected to leave the Norwegian sector for the UK or other markets where they may still be able to find work.

 

Of the 24 competitive rigs, the four Songa Cat-D rigs for Statoil are contracted beyond 2022. A further three rigs are not working on the NCS and will likely stay outside of Norway due to continued demand in their current locations.

This leaves a realistic supply of only 17 rigs for the NCS.

 

Beyond that, seven of these 17 rigs are expected to be less desirable for oil companies going forward. Preferences are shifting toward 6th generation rigs with high specification drilling equipment and a high degree of winterization (for Northern Norway and the Barents Sea). The seven rigs which do not meet these criteria will likely find work as utilization rises, but they will be at a disadvantage.

 

As such, only 10 premium rigs exist for future drilling on the NCS.

 

And that is why we’ve seen strong buyer interest (and pricing) for the four premium rigs under construction which are also now controlled by their shipyards after a series of cancellations by their owners. The West Mira and Bollsta Dolphin were snapped up by Northern Drilling for $365 million and $400 million earlier this year. West Rigel and Stena Midmax – which Stena cancelled last week – will likely be sold during the coming months as owners look to take advantage of the potential undersupply of premium NCS rigs.

 

NCS semisub market may be undersupplied

 

With only 10 premium rigs and seven “Tier 2” NCS-compliant semisubs combined with high barriers to entry due to high build cost for NCS rigs and the virtual impossibility for owners to retrofit a rig for NCS compliance, we see demand matching – and possibly exceeding – supply as we move toward 2022. We can expect to see more contracts, higher dayrates, and rising asset values in this region which may spill over to other semisub segments.

 

 

Es gibt zwei Graphiken im Artikel, die ich allerdings hier nicht reinkopiert habe. Ich bin gespannt, ob Bassoe mit der Einschätzung richtig liegt und die NCS Semisubs in nächster Zeit Aufträge bekommen.

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Marfir
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Das ist aber ein kleiner Markt und wird deshalb der Masse der offshore driller wenig helfen.

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Marfir
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Während neue Allzeittiefs ausgelotet werden, steigt die Erwartung auf baldige neue Vertragsabschlüsse.

Offshore Drilling Expenditures Expected to Rise

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Marfir
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Is Transocean About to Make a Big Splash in the Offshore Rig Industry?

 

Ensco war nun der erste mit einer großen Übernahme. Atwood steht nun nicht mehr als Übernahmeziel zur Verfügung. Zumindest gehe ich nicht davon aus, dass der Deal noch in letzter Minute Platzen wird.

 

interessant ist:

Zitat

Transocean isn't the only company taking this kind of approach to equipment performance. In 2016, Diamond Offshore (NYSE:DO) signed an agreement with General Electric (NYSE:GE) where it sold its blowout preventers back to GE and, in exchange, will lease them from GE. The idea here is that the OEM will have a better understanding of the equipment itself and will be more in tune with the maintenance needs. It also puts skin in the game for the OEM, as it is only paid for when the equipment is in use. 

This seems to be a trend taking hold across the industry, so don't be surprised if we see more offshore rig owners move toward these equipment leasing options in the future.

 

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Trauerschwan
Trauerschwan
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Eigentlich wollte ich wieder ein paar Tage warten, aber heute gab es eine nennenswerte Nachricht:

 

Vantage Drilling - ONGC - Platinum Explorer - ca. 3 Jahre - Dayrate ca. 108.000 USD (insgesamt ca. 118 Mio USD) - Beginn Q4 2017

 

Ich werde versuchen, Contracts mit Laufzeiten und Dayrates zu posten, damit wir sehen können, ob sich etwas tut. Zumindest deuten die letzten Nachrichten darauf hin, dass einige Rigs zu günstigen Konditionen auch längerfristig verchartert werden.

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Marfir
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Danke für die regelmäßigen updates!

 

Spannend wird es aber erst Ende '17, wenn viele rigs keinen Vertrag mehr haben und die Entscheidungen für Verschrotten oder nicht anstehen.

 

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