Fol News

Tutti gli approfondimenti
Tutte le notizie

Transocean38srn 6.8 us893830at68

Aspetto i prossimi dati; dovrebbero essere divulgati a fine mese.
L'obbligazione rimane stabile; ma l'azione che era soalita sui 7-8,5 ha ritracciato a 5,5 e la cosa mi disturba.
 

Transocean e Halliburton gestiscono la trivellazione Neptun Deep del Mar Nero​

Gennaio 18, 2024

1705755578831.png

OMV Petrom ha confermato due contratti di perforazione per lo sviluppo del giacimento di gas Neptun Deep nel settore rumeno del Mar Nero.

Transocean fornirà il semisub Transocean Barents per un minimo di 18 mesi per perforare i 10 pozzi. L'impianto di perforazione di sesta generazione, che dovrebbe mobilitarsi nel Mar Nero verso la fine di quest'anno, è dotato di un sistema di posizionamento dinamico di Classe 3, ancore e doppi impianti RAM, che gli consentono di lavorare in acque poco profonde e profonde del progetto.
Il valore stimato dell'accordo è di 325 milioni di euro (356 milioni di dollari).
Transocean ha annunciato per la prima volta il contratto minimo di 540 giorni per la Transocean Barents a metà dicembre 2023 a una tariffa di 465.000 dollari al giorno, esclusi i servizi aggiuntivi. Il programma dovrebbe iniziare nel primo trimestre del 2025 e si stima che contribuirà con circa 251 milioni di dollari di arretrato, escludendo il pieno risarcimento per la mobilitazione e una tassa di smobilitazione. Per ogni giorno oltre i 540 giorni, inclusi i due periodi di opzione, la tariffa giornaliera operativa sarà di $ 480.000.
Nell'ambito di un contratto da 140 milioni di euro (153 milioni di dollari), Halliburton Romania e Newpark Drilling Fluids Eastern Europe forniranno servizi di perforazione integrati. I compiti di Hallburton includeranno la cementazione, la perforazione direzionale e il completamento dei pozzi.
In precedenza, OMV Petrom ha assegnato a Saipem un contratto da 1,6 miliardi di euro (1,75 miliardi di dollari) per gli impianti offshore.
L'azienda e il partner ROMGAZ puntano al primo gas di Neptun Deep nel 2027.
01.17.2024
 

Wintershall ha concesso il consenso per l'uso di Transocean Norge nella rivitalizzazione di Maria​

Febbraio 2, 2024

Wintershall Dea ha ottenuto il consenso dalla Norwegian Ocean Industry Authority per l'uso della piattaforma di perforazione semisommergibile Transocean Norge come parte del progetto di rivitalizzazione del giacimento Maria nel Mare di Norvegia.

L'autorizzazione prevede la perforazione di tre pozzi di produzione e di un pozzo di iniezione d'acqua.

Maria si trova su Haltenbanken nel Mare di Norvegia, 25 km a est del campo di Kristin a una profondità d'acqua di 300 m.

L'azienda sta ampliando il campo Maria, installando un nuovo modello a sei slot per ospitare tre pozzi di produzione e un iniettore d'acqua per il supporto della pressione. I due slot di riserva saranno disponibili per lo sviluppo futuro del campo.

Maria, che è stato originariamente sviluppato con due modelli, è stato lanciato nel 2017.
Si prevede che questa prossima fase del progetto aggiungerà circa 27 milioni di boe alle riserve totali del giacimento.
L'avvio della Fase 2 di Maria è previsto per il 2025, estendendo la vita del campo fino al 2040.
 

Gli utili del Q4 di Transocean (RIG) migliorano a/a, le vendite mancano le stime​

Febbraio 21, 2024

Transocean, Inc. ha registrato una perdita netta rettificata di 9 centesimi per azione nel quarto trimestre del 2023.
I ricavi totali rettificati della centrale di perforazione offshore, pari a 741 milioni di dollari, hanno mancato la stima di 779 milioni di dollari. Tuttavia, la top line è migliorata del 18% rispetto alla cifra riportata dell'anno precedente di 625 milioni di dollari. Questa sovraperformance è stata determinata principalmente dall'aumento dei giorni operativi.

Transocean Ltd. Prezzo, consensus e EPS a sorpresa​

Transocean Ltd. Prezzo, consensus e EPS a sorpresa
Transocean Ltd. prezzo-consenso-eps-sorpresa-grafico | Citazione Transocean Ltd.

Ripartizione dei ricavi segmentali​

I semisommergibili in acque ultra-profonde di Transocean hanno contribuito per il 72,3% ai ricavi netti di perforazione su contratto, mentre i semisommergibili per ambienti difficili hanno rappresentato il restante 27,7%.
I ricavi dei semisommergibili Ultra-deepwater e Harsh Environment sono stati rispettivamente di 536 milioni di dollari e 205 milioni di dollari, rispetto ai dati riportati nello stesso trimestre di un anno fa di 434 milioni di dollari e 172 milioni di dollari.
I ricavi di Ultra-Deepwater sono stati inferiori alla nostra proiezione di 549,8 milioni di dollari, mentre i ricavi di Harsh Environment hanno superato la nostra stima di 203,1 milioni di dollari.
L'efficienza dei ricavi è stata del 97%, superiore al 95,4% sequenziale, ma inferiore al 98% dello stesso trimestre di un anno fa.

Tariffe giornaliere, utilizzo e arretrato​

Le tariffe medie giornaliere nel trimestre in esame sono aumentate a 407.800 dollari da 348.600 dollari nello stesso trimestre di un anno fa. La cifra ha mancato la nostra stima di 462.300 dollari.
I ricavi medi giornalieri dei galleggianti in acque ultra-profonde sono aumentati a 432.100 dollari dai 344.800 dollari dello stesso trimestre di un anno fa. Lo stesso dai floater di Harsh Environment, tuttavia, è sceso a $ 354.700 da $ 357.900 nello stesso periodo del 2022.
Il tasso di utilizzo della flotta è stato del 51,6%, in aumento rispetto al 49,4% dello stesso periodo dell'anno precedente.
Il portafoglio ordini di Transocean, pari a 9 miliardi di dollari, è diminuito sequenzialmente rispetto ai 9,2 miliardi di dollari.

Costi, Capex e Stato Patrimoniale​

I costi operativi e di manutenzione (O&M) sono aumentati a 569 milioni di dollari rispetto ai 524 milioni di dollari di un anno fa. La società ha speso 220 milioni di dollari in investimenti di capitale nel quarto trimestre. La liquidità utilizzata nelle attività operative è stata pari a 164 milioni di dollari.
Al 31 dicembre 2023 la liquidità e gli equivalenti di cassa ammontavano a 762 milioni di dollari. Il debito a lungo termine ammontava a 7 miliardi di dollari, con un rapporto debito/capitalizzazione del 40,3% alla stessa data.

Guida​

Per il primo trimestre del 2024, Transocean prevede ricavi di perforazione a contratto rettificati di 780 milioni di dollari sulla base di un'efficienza media dei ricavi a livello di flotta del 96,5% a causa dell'aumento dell'attività su diversi impianti, tra cui Deepwater Mykonos, People Orion, KG2 in Brasile, Transocean Endurance in Australia e vettori in acque profonde nel Golfo del Messico.
Prevede inoltre spese di O&M per circa 545 milioni di dollari per lo stesso periodo di tempo. I costi generali e amministrativi sono stimati in 47 milioni di dollari.
Transocean prevede ricavi di perforazione a contratto rettificati nella fascia di 3,6-3,75 miliardi di dollari, sulla base di un'efficienza dei ricavi del 96,5% per l'intero anno 2024. Stima inoltre spese di O&M di 2,2 miliardi di dollari e una spesa G&A per l'intero anno di 196 milioni di dollari. Gli interessi passivi netti per il primo trimestre dovrebbero essere di 131 milioni di dollari.
La società prevede una spesa netta per interessi passivi di 513 milioni di dollari per l'anno, inclusi 16 milioni di dollari di interessi capitalizzati. RIG prevede imposte in contanti di 10 milioni di dollari per il primo trimestre e di 51 milioni di dollari per l'intero anno 2024.
Le spese in conto capitale del primo trimestre, compresi gli interessi capitalizzati, dovrebbero essere di 120 milioni di dollari. Ciò include 81 milioni di dollari per preparare la Deepwater Aquila per il suo contratto di 3 anni con Petrobras (Preventivo rapido PBRPBR (Registro delle imprese) - Rapporto gratuito) in Brasile.
 

Equinor preparing to spud Barents Sea wildcat with Transocean rig in spring​

February 22, 2024

Norwegian state-owned oil and gas giant Equinor has secured a drilling permit from the country’s authorities for an exploration well in the Barents Sea. The drilling activities are expected to be undertaken using one of Transocea’s rigs in April 2024.

Transocean-Enabler-rig-Credit-Jan-Arne-Wold-Equinor-1024x512-1-768x384.jpg


The Norwegian Offshore Directorate (NOD) has granted Equinor a drilling permit for a wildcat well 7220/2-2 in production license 1080, which was awarded on February 14, 2020, and is valid until February 14, 2027.

As the operator of the license, Equinor has an ownership interest of 50%, while its partners, Vår Energi and Petoro, hold the remaining 30% and 20%, respectively. The well 7220/2-2 is expected to be drilled with the Transocean Enabler rig.

The 2016-built Transocean Enabler semi-submersible rig was constructed at Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering in South Korea as Songa Enabler. The rig was owned and operated by Songa Offshore before Transocean acquired the company in 2018. This rig is of GVA 4000 NCS design and can accommodate 130 people.

Currently, the rig is on an eight-year contract with Equinor that expires on April 1, 2024. However, the rig was awarded a 19-well contract in Norway a few months ago at a current rate of $377,000 per day, as adjusted for foreign currency exchange, plus eight-well options.

The rig’s new drilling assignment is also with Equinor at the Johan Castberg field and the total contract value is estimated at $415 million, with the fixed part accounting for $295 million. The new contract will come into effect between April 1, and July 1, 2024.
 

Equinor fa una scoperta nel Mare del Nord​

Equinor ASA ha dettagliato la scoperta di petrolio e gas di Heisenberg nei pozzi 35/10-11 S e A nel Mare del Nord.

I calcoli preliminari della società indicano che la dimensione della scoperta è compresa tra 134,2 milioni e 314,3 milioni di piedi cubi (3,8 milioni e 8,9 milioni di metri cubi standard) di petrolio equivalente, corrispondenti a 24-56 milioni di barili di petrolio equivalente (MMboe).

Le stime delle risorse per Heisenberg prima della perforazione erano comprese tra 144,8 milioni e 317,8 milioni di piedi cubi (4,1 milioni e 9,0 milioni di metri cubi standard) di petrolio equivalente, secondo un comunicato stampa di giovedì della Norwegian Offshore Directorate (NOD).

Equinor ha anche dimostrato il petrolio nella prospettiva Hummer, secondo il comunicato. I calcoli preliminari collocano le dimensioni dell'Hummer tra 3,53 milioni e 21,2 milioni di piedi cubi (0,1 milioni e 0,6 milioni di metri cubi standard di petrolio equivalente).

I pozzi sono il primo e il secondo perforato nella licenza di produzione 827 SB, che è una superficie aggiuntiva per la licenza di produzione 827 S dove è stata fatta la scoperta originale. La perforazione è stata effettuata utilizzando la piattaforma Deepsea Stavanger a circa 87 miglia (140 chilometri) a nord-ovest di Bergen.

L'obiettivo esplorativo primario per il pozzo 35/10-11 S era quello di delineare la scoperta di Heisenberg fatta nel 35/10-9 nel basso Gruppo Hordaland nell'Eocene. L'obiettivo di esplorazione secondario era la prospettiva Hummer nella Formazione Balder nel Paleocene superiore all'Eocene inferiore, secondo il comunicato.

Il pozzo 35/10-11 S ha incontrato un serbatoio di arenaria per un totale di circa 32,8 piedi (10 metri) con una buona qualità del serbatoio nel gruppo Hordaland. L'invaso era acquifero con tracce di idrocarburi. Nell'obiettivo di esplorazione secondario nella Formazione Balder, il pozzo ha incontrato una colonna di petrolio di 9,8 piedi (3 metri) in arenaria per un totale di 75,5 piedi (23 metri) con una qualità del serbatoio da scarsa a moderata. Il pozzo è stato perforato ad una profondità misurata di 6.079 piedi (1.853 metri) sotto il livello del mare, ed è terminato nel Gruppo Rogaland nel Paleocene.

Nel frattempo, il pozzo 35/10-11 A ha incontrato un serbatoio di arenaria per un totale di circa 39,4 piedi (12 metri) con una qualità del serbatoio da moderata a buona. Il giacimento ha una colonna di petrolio e gas nel Gruppo Hordaland. Il contatto gas/petrolio è stato riscontrato a 5.154 piedi (1571 metri) sotto il livello del mare e il contatto olio/acqua è stato dimostrato a 5.170,6 piedi (1.576 metri) sotto il livello del mare. Il pozzo è stato perforato a una profondità misurata di 1690 metri sotto il livello del mare ed è terminato nel Gruppo Hordaland nell'Eocene.

La licenza di produzione 827 SB è stata assegnata agli Awards in Pre-defined Areas (APA) nel 2015, mentre la superficie aggiuntiva, 827 SB, è stata assegnata nell'APA 2022, ha affermato il NOD. Da allora, alcune aziende hanno venduto e gli attuali licenziatari sono Equinor, con una quota del 51%, e DNO Norge con una quota del 49%.

Questa è la seconda scoperta recente nel Mare del Nord. La scorsa settimana, Harbour Energy Norge AS e i suoi partner hanno confermato una scoperta di gas nel pozzo 15/9-25 nel Mare del Nord, a circa 130,5 miglia (210 chilometri) a ovest di Stavanger.

Il pozzo, che è stato perforato utilizzando l'impianto Noble Integrator, è il primo in licenza di produzione 1138, che è stata assegnata in APA 2021. Il volume complessivo di gas è stato calcolato tra 35,3 milioni e 105,9 milioni di piedi cubi (1 milione e 3 milioni di metri cubi standard) di olio equivalente recuperabile.
 

Transocean Ltd. annuncia il prezzo dell'offerta privata maggiorata di titoli senior con scadenza nel 2029 e titoli senior con scadenza nel 2031​

STEINHAUSEN, Svizzera, 11 aprile 2024 (GLOBE NEWSWIRE) -- Transocean Ltd. (NYSE: RIG) ha annunciato oggi che Transocean Inc., la sua controllata al 100% (la "Società" e, insieme a Transocean Ltd., "Transocean" ), ha fissato il prezzo della sua offerta privata precedentemente annunciata, aumentata a 1.800.000.000 di dollari in valore nominale aggregato, di 900.000.000 di dollari in valore nominale aggregato di Titoli Senior con scadenza nel 2029 (i "Titoli 2029") e di 900.000.000 di dollari in valore nominale aggregato di Titoli Senior con scadenza nel 2031 (i "Titoli 2031" " e insieme alle Obbligazioni 2029, le "Obbligazioni") ad acquirenti idonei ai sensi della Rule 144A/Regulation S. Le Obbligazioni saranno pienamente e incondizionatamente garantite su base senior non garantita da Transocean Ltd. e da alcune filiali della Società.

Le Obbligazioni 2029 produrranno interessi al tasso dell'8,250% annuo, mentre le Obbligazioni 2031 produrranno interessi al tasso dell'8,500% annuo. La chiusura dell'offerta è prevista intorno al 18 aprile 2024, soggetta alle consuete condizioni di chiusura. La Società intende utilizzare una parte dei proventi netti dell'offerta per finanziare l'offerta di acquisto in contanti (collettivamente, le "Offerte di Acquisto" e ciascuna, un'"Offerta di Acquisto") di tutte le obbligazioni Senior Garantite dell'11,50% in circolazione della Società Titoli con scadenza nel 2027 (i “Titoli con priorità garantita 2027”) e Titoli Senior con 7,25% con scadenza nel 2025 (i “Titoli con priorità garantita 2025”, collettivamente con i Titoli con priorità garantita 2027, i “Tender Notes”) e a pagare eventuali premi correlati e spese o per riscattare eventuali Buoni di Acquisto non acquistati nelle Offerte di Acquisto. La Società intende utilizzare i restanti proventi netti derivanti dall'offerta per il rimborso di altre obbligazioni garantite con priorità.

Contemporaneamente all'offerta delle Notes e alle Tender Offers, la Società ha emesso un avviso di rimborso condizionato ai sensi dell'indenture che disciplina le 2025 Priority Guaranteed Notes per rimborsare tutte le 2025 Priority Guaranteed Notes che rimangono in circolazione dopo la consumazione delle Tender Offers. (il “Rimborso prioritario garantito delle obbligazioni 2025”). Il rimborso prioritario delle obbligazioni garantite per il 2025 è previsto per il 23 aprile 2024, subordinatamente al completamento dell'offerta. Il prezzo di rimborso per le Obbligazioni con Priorità Garantita 2025 sarà pari al 100,00% dell'importo nominale di tali obbligazioni da rimborsare, più gli interessi maturati e non pagati sulle stesse fino alla data di rimborso, ma esclusa.
 
Devi accedere o registrarti per poter rispondere.
Indietro