PGS - Petroleum Geo-Services

[Pirelli]

[Zoonic]

Det menes vel fra Tomra og i hvor stort omfang er dette?

Peer Group trades

PGS Kjøp

PGS med svakere kursutvikling

tross bedre estimatutvikling

11.04.2005

365.5

385.5

405.5

425.5

445.5

465.5

485.5

505.5

525.5

27.des.04 27.jan.05 28.feb.05 04.apr.05

Petroleum Geo Services (NO Listing) Peer Group

27.22

29.22

31.22

33.22

35.22

37.22

39.22

41.22

43.22

27.des.04 27.jan.05 28.feb.05 04.apr.05

Petroleum Geo Services (NO Listing) Peer Group

30.21

32.21

34.21

36.21

38.21

40.21

42.21

44.21

46.21

48.21

27.des.04 27.jan.05 28.feb.05 04.apr.05

Petroleum Geo Services (NO Listing) Peer Group

3.1

5.1

7.1

9.1

11.1

13.1

27.des.04 27.jan.05 28.feb.05 04.apr.05

Petroleum Geo S Schlumberger Lt

Geophysique (Ci

Siden 21. februar, har PGS underperformet peer group

(bestående av CGG, Veritas og Schlumberger) med 9%. Hittil i

2005 har PGS en 9% dårligere kursutvikling enn peer group.

En relativ svak kursutvikling har skjedd til tross for at PGS har

vært gjenstand for mer positiv estimatendringer enn peer

group. Konsensus EPS 2005 for PGS har etter en urolig periode i

januar/februar omtrent blitt oppjustert like mye som peer group

for 2005, mens konsensusestimater for PGS for 2006 har blitt

oppjustert 5% mer enn for peer group. Prisingen av PGS er på

nivå med CGG (målt som EV/EBITDA 2005) og ca. 30% av

Schlumberger. Ikke desto mindre har PGS hatt en svakere

kursutvikling enn peer group i 2005, og med en 9%

underperformance siden 21. februar 2005.

DnB NOR Markets har en Kjøpsanbefaling på PGS.

Peer Group

Formål: Formålet med Peer group analysen er å identifisere

selskaper på Oslo Børs som har utviklet seg forskjellig fra

tilsvarende selskaper i utlandet.

Metode: DnB NOR har gjort et skjønnsmessig utvalg av

sammenliknbare selskaper – hovedsakelig i USA – for selskaper

på Oslo Børs. Deretter følger vi disse selskapene m.h.p

kursutvikling og utvikling i konsensus inntjeningsestimater.

Dette sammenlikner vi mot tilsvarende utvikling for de norske

selskapene.

Både utvalget av sammenlignbare selskaper og deres vekting i

peer-gruppen er basert på et kvalifisert skjønn. Resultatet av

undersøkelsen vil videre være avhengig av lengden på den

observerte perioden og det valgte starttidspunktet. Hensikten

med analysen er å identifisere aksjer som har hatt en avvikende

endring i verdsettelsen i forhold til sammenlignbare aksjer. I en

neste fase vil man måtte undersøke hvorvidt denne relative

endringen skyldes spesielle endringer i, eller nyheter om,

selskapet.

[uggabugga]

Omtrent alt av moderne seismikkbåtar på verdensbasis er booka for det neste halvåret. Det betyr at dersom eit oljeselskap vil ha fatt i båt på kort varsel, må dei betala dyrt. Dessutan auker selskapa anbuda når dei har god kontraktsdekning på forhånd.

[blink]

Hvis dagens oljepris holder seg kan PGS imøtese et hyggelig Varg-honorar ved årets slutt. ( samt neste år. )

 

Salgs-avtalen med Talisman inneholder avtale om å dele inntektene som overstiger 240 mill $ for hvert av årene 2005 og 2006.

Talisman har 70 % av Varg-inntektene, Petoro har 30 %

 

Hvis vi forutsetter en snitt dagsproduksjon for 2005 på 26000 fat med oljepris på 55 $, så blir total salgsverdi ca 522 mill $.

70 % av dette blir 365 mill $.

50 % av overskuddet over 240 mill = 62,5 mill $ til PGS

 

Det tilsvarer 3,125 $ pr aksje

 

Sett i forhold til DnM sitt estimat på 5 $ pr aksje i 2005, så vil honoraret fra Varg kunne bedre årsresultatet med 62,5 %

 

Det er dessuten Talisman sin plan å utnytte gassen på Varg-feltet. Det kan bidra til at også 2006 gir hyggelig salgsoverskudd, selv om oljeproduksjonen er forventet lavere.

 

Produksjonen på Vargfeltet var ca 30 000 fat pr dag i 3.kv. før. prod.rører ble ødelagt.

I perioden med ødelagt prod.rør har dagsproduksjonen ligget på 14-17000 fat. Prod.røret ble reparert tidlig i mars.

[Pirelli]

PGS presentasjon ved Handelsbankens Oil Service Seminar - 29.04.2005

[blink]

Det mest positive i innkallelsen gjelder styrets oppfatning av at PGS pr dato ikke prises på tilsvarende nivå som andre oljeservice-selskaper.

Jeg er enig i at en aksjesplitt vil bedre "pris-nivået".

 

Samtidig er jeg overbevist om at "salgstrykket" som tidligere gjeldseiere påfører aksjen, også er en sterkt begrensende faktor i "prisingen".

Etterhvert som disse får solgt seg ned vil "oppdriften" bedres.

 

I og med at PGS står på hovedlista så inngår aksjen i de ulike indeksene. Det medfører at aksjen er "i fokus" for indeksfondene.

Det igjen gjør at det oppstår en "akselrerende spiraleffekt".

Når kursen stiger så øker indeksfondene sine eksponeringer, slik at kursstigningen forsterkes.

 

Dersom PGS gjennomfører aksjesplitt på ettersommeren, så vil det bedre kursnivå.

Hvis 2.kv. innfrir så vil det gi ekstra kjøper-trykk.

Dersom "gamle gjeldseiere" er i ferd med å tømmes, så vil ovennevte kjøper-trykk gi ekstra effekt i kursvekst.

Da blir det som å kaste bensin på bålet når indeksfondene "bare må" henge seg på.

 

Sommeren og høsten kan med andre ord bli meget hyggelig for oss PGS-aksjonærer.

 

( Så får en bare håpe at 1.kv. innfrir slik at det blir en "god start". Jeg tror det er stor mulighet for at markedet vil "blendes" av det gedigne salgsoverskuddet fra Pertra slik at det blir en "pang-start" )

[blink]

Varg-produksjonen i 1 kv. 05 :

 

Jan : 72 597 Sm3 x 6,29 x 46 $ = 21 mill $

Feb : 60 927 Sm3 x 6,29 x 51 $ = 19,5 mill $

Mars : 134 089 Sm3 x 6,29 x 56 $ = 47,2 mill $

 

Regnestykket viser at Varg totalt har produsert verdier for 87,7 mill $ i 1.kv.

( Oljeprisen er ca-pris tatt ut av diagram )

 

Dersom resterende produksjon blir på Mars-nivå ut året og oljeprisen holder 48 $ i snitt, så vil restverdien bli :

275 dager x 27 207 fat x 48 $ = 359,13 mill $

 

+ 1.kv blir total verdi for 2005 på............. 446,83 mill $

Av dette går 30 % til Petoro .................- 134,05 mill $

Fradrag for Talismann sin del................- 240 mill $

 

Resterende 72,78 mill $ skal fordeles med 50 % til PGS.

[blink]

Markedet applauderer til PGS sitt 1.kv.

 

Det er bare å glede seg til 2.kv. som avsluttes om 37 dager.

 

PGS bekrefter at rate-nivået innen seismikk er i sterk bedring.

Det er all grunn til å forvente at selskapet vil levere rekord-omsetning innen Seismikk både i 2. og 3.kv.

Ordreboka er "full-booket" både innen Marine og Onshore.

Selskapet påpeker at oljeprisen medfører økte drivstoffkostnader i 2005. Det var også høy oljepris i 1.kv., slik at kostnadsida ikke bør forventes oppjustert grunnet dette.

 

FPSO vil også bedres i neste kvartal.

Produksjonen fra Varg viser at de nå ligger rundt 30000 fat pr døgn. Banff er også i positiv vekst, etter at Kyle-tilkopling er startet.

Ovennevnte vil mer enn kompensere for vedlikehold-pause og "natulig" nedadgående produksjon for Foinaven.

 

Dagens høye Varg-produksjon kombinert med høy oljepris, gir grunn til å forvente at PGS vil få en bra BONUS fra Talisman i 4.kv.

 

Alt i alt har jeg derfor tro på at PGS vil levere en bunnlinje for hele 2005 på 15 $ pr aksje inkl. Pertra-handelen.

[Pirelli]

From the press:

 

dn.no: Sterkt resultat fra PGS

 

imarkedet.no: Klar bedring for PGS

 

hegnar.no: PGS slo markedet

 

hegnar.no: Dnb Nor om PGS tallene

 

hegnar.no: ABGSC om PGS tallene

 

aftenposten.no: PGS Surfer (markedskommentar)

 

Link til kvartalsrapporten

[Pirelli]

PA var virkelig ivrige på salgsknappen første halvdel av dagen, de nettosolgte PGS aksjer for over 67 millioner. Samme meglerhus var største nettoselger også mandag.

 

Håper Q1 tallene blir det forløsende for PGS :D

 

Tar med ett avsnitt fra aftenposten's markedskommentar i dag: "«Vi vil trolig beholde vårt kursmål på 540 kroner pr aksje. Vi venter at PGS skal utvikle seg godt de neste tre til seks månedene, etter å hva vært blant de dårligste norske oljeserviceaksjene hittil i år», skriver Enskildas analytiker etter at kvartalstallene ble lagt frem."

[blink]

Re Pirelli

 

Jeg har også observert PA sin salgsiver.

Har du historisk megleroversikt fra de foregående ukene ?

 

Jeg tolker salgene som å være en konsekvens av at PA var blandt de som kjøpte mest på lave kurser under 400,- og at de nå "letter" seg igjen ( skulle derfor gjerne hatt historisk megleroversikt for å få bekreftet dette. )

For øvrig er det relativt ofte at vi ser at de ulike meglerhusene løper fra "side til side" og kjøper/selger uten at det virker særlig fornuftig. Antar at det tidvis skyldes at de selger for "gamle gjeldseiere" som vi vet opererer aktivt på selgersida.

[blink]

Hva tror dere om de neste ukers kurs-utvikling for PGS ?

 

Det er bare 14 dager til Generalforsamling ( 8.juni ), og det er bare 3 dager side 1.kv. ble rapportert.

 

Det er derfor godt mulig at analytikerene sine konklusjoner etter 1.kv. er i ferd med å bli "trykket opp". Det er mange grunner til å forvente at mange av dem tar PGS inn i sine ukesporteføljer for neste uke.

Det vil føre PGS inn i et positivt fokus.

Dette fokuset vil forhåpentligvis lede til omtale i forkant av G.F. som igjen vil lede til oppfølgende fokus i etterkant av G.F.

Deretter vil vi forhåpentligvis oppleve en rask gjennomføring av aksje-splitt.

 

Er det realistisk å forvente aksjesplitt allerede 30. juni, slik at 3.kv kan starte med nytt aksjeantall ???

[Pirelli]

Fra UpstreamOnline.com:

 

PGS close to seismic double

Norway's Petroleum Geo-Service (PGS) has submitted the lowest bids in two tenders to acquire a total of 8600 square kilometres of 3D seismic data for Brazil's Petrobras, writes Gareth Chetwynd.

The Oslo-based geophysical group bid close to $52 million for the first package, which calls for 4800 square kilometres of 3D data in an area covering blocks BM-S-40 and BM-S-42 in the Santos basin and Block BM-ES-24 in the Espirito Santo basin. Work is expected to start in October.

 

The second package, covering blocks BM-J-4 and BM-J-5 in the Jequitinhonha basin, calls for another 3800 square kilometres of 3D data, for which PGS bid nearly $25 million. Work is expected to start in January 2006.

 

In both cases, PGS edged out rival bids by CGG and Veritas, although Petrobras has not yet concluded the contracting process by making a formal award.

 

Water depths under the two work programmes range from 500 metres to 3000 metres. In the event that the awards are finalised, the overlapping execution periods means that PGS will have to put two vessels to work, according to a source working on the tender.

 

 

--------------------------------------------------------------------------------

26 May 2005 23:01 GMT | last updated: 26 May 2005 23:01 GMT

[Pirelli]

Fra UpstreamOnline.com:

 

Whole new ball game in 2005 round

Nigeria's 2005 licensing round encompassing deep water and shallow acreage as well as swamp plays and unexplored interior basins is under way.

Fresh seismic has encouraged hopes that deeper accumulations will be targeted this time around both in the deep offshore and in the established plays of the Niger Delta.

 

Hefty signature bonuses are expected for the ultra-deep although recent worries over several non-commercial finds in the western deep drilled by Agip, Shell, Chevron and Petrobras have led the Department of Petroleum Resources (DPR)to consider soft-pedalling work programmes until a more reliable model can be developed.

 

The DPR may call operators to conference to determine whether a rethink of the outer western shelf's petrogeology is necessary in order to avoid false starts.

 

The deep-water success ratio has been up at the 70% mark but experience of the outer shelf so far indicates this could fall.

 

The 2005 round will exclusively offer production sharing contracts for all acreage under application. A total of 63 blocks could net signature bonuses of $1.2 billion with the deep-water licences halved in size to 1250 square kilometres each.

 

Some 25% of Nigeria's 35 billion barrels of proven reserves lie in the deep, according to special petroleum advisor Edmund Daukoru, with up to 3 billion barrels expected to be added each year through 2010.

 

Unlike previous rounds, local and international explorers bidding together will be considered as one legal entity and effectively ringfenced for fiscal purposes. Also, Daukoru does not expect indigenous companies to be free-carried by their international partners, "although the precise level would be negotiable".

 

Majors remain unsettled by moves to push previously uncapped cost-recovery ratios down to 80% to ensure earlier revenue for the government. There is also a worry that altering the profit split to raise the take for the treasury will put ultra-deep investments at risk.

 

Heated debate within the National Assembly is expected before final terms are set and documents are published. Nigeria aims to attract new E&P players with preference shown to companies already engaged in developing the downstream sector since gas monetisation and overhauling the country's refineries remain top priorities for Abuja.

 

Local content provision will be a biddable item for the first time, and officials will draw up shortlists of suitable local partners for each phase of the E&P cycle.

 

Indigenous indies will not now have to show 6 billion naira ($45 million) in the bank for a six-month period in order to prequalify as the guidelines might suggest, Daukoru says.

 

"First-time entrants will not be expected to do this. We must be reasonable or we will undermine our local content policy."

 

A maximum of 10% has been reserved for local indies in offshore PSCs under the 2005 round, although in recent weeks the government has earmarked up to 20% for two indies separately seeking participation in the Joint Development Zone administered together with Sao Tome&Principe.

 

Twelve deep-water blocks will be offered, plus six in the Niger Delta shallows and another six onshore in the delta. Eleven Anambra basin blocks will be offered alongside 16 in the Benue Trough and 12 in the Chad basin at reduced signature bonus rates of $100,000.

 

Another 18 dormant onshore blocks in the Niger Delta may come up for grabs later this year when negotiations are completed with the majors for relinquishment. Several foreign companies argue they need this acreage, mostly concessions acquired under the old Mineral Oils Act, which does not provide for relinquishment, to supply gas for LNG feed.

 

Bonuses for deep-water blocks will start at a minimum $50 million and for these licences the government will introduce a royalty payment, an element previously missing in Nigeria's offshore regime. The deepest block on offer is OPL-325 in 3400 metres of water.

 

Issues remaining to be resolved include the government's definition of minimum commercial field size.

 

Observers worry that development costs with untried technology and less-than-definitive seismic data can be open-ended, and moves to shrink cost-recovery terms and alter the profit split may deter suitors from venturing into these frontier areas.

 

Datarooms offering seismic cover from Veritas, PGS and Mabon have opened with technical bids due in by 29 May. Qualified bidders will be known on 1 July while commercial bidding will take place in early August with the first PSCs signed on 31 August.

 

 

--------------------------------------------------------------------------------

26 May 2005 23:02 GMT | last updated: 26 May 2005 23:02 GMT

[Pirelli]

Blink, vedrørende PA har jeg ingen nettooversikt for PGS, men husker de nettosolgte store mengder mandag og tirsdag denne uken - når aksjen begynte å gå. Men som du sier har PA aktørene vært storkjøpere på lave kurser i områdene under 400 - PA har også hatt aksjen inne i sin anbefalte portefølje hele tiden. Derfor kan man vel anta at PA kundene sikret gevinst.

 

Forørvrig har jeg stor tro på PGS i årene fremover, men valgte å realisere gevinsten på torsdag. Håper å hente noen kroner på å ta aksjen tilbake kommende uke, men føler meg slett ikke sikker på at den strategien vil lykkes... Time will show.

[blink]

Re Pirelli

 

Brasil-kontraktene som du fant på Up-stream synes å være fantastisk gode.

 

Etter som jeg tidligere har fått opplyst av Jal og Uggabugga, så er Ramform-båtenes kapasitet på 3D, ca 1000 km2 pr mnd.

Kostnadene med å holde skipet i produksjon er ca 100 000 $ pr døgn.

 

Da kan vi sette opp et "estimat" for disse oppdragene ( selvfølgelig med stor usikkehget og mye "tipping" )

 

Antatt klargjøring / skipsforflytting til / fra ....30 dager a 100 000 $ .........3,0 mill $

Antatt produksjon 1 kontrakt, 4800 km2........144 dager a 100 000 $......14,4 mill $

Antatt nedetid 1 kontrakt, bunkring mannskapskifte etc 16 dager............1,6 mill $

Antatt klargjøring for 2.kontrakt............................................................1,0 mill $

Antatt produksjon 2. kontrakt 3800 km2.......114 dager a 100 000..........11,4 mill $

Antatt nedetid 2.kontrakt, bunkring mannskapsskifte etc 12 dager ...........1,2 mill $

Andre uforusatte kostnader......20 % av øvrige kostnader ( 32,6 mill )......6,5 mill $

 

Sum estimerte kostnader....................................................................39,1 mill $

Inntekter fra kontrakt 1......................................................................52,0 mill $

Inntekter fra kontrakt 2......................................................................25,0 mill $

 

Resultat fra oppdragene......................................................................37,9 mill $

 

Forhåpenligvis finnes det andre på forumet som kan innvolvere oss i "et riktigere" kostnadsbilde. Men dette synes uansett å være meget god butikk for PGS.

Antar at 1 kontrakten er "dyrest" grunnet skipsforflytting fra /til Brasil, i kombinasjon med at PGS sannsynligvis vet at alle konkurrenter er fullbooket på det tidspunktet. Kontrakt nr 2 er rimeligere grunnet at skipsforflyttingene er dekket inn av forrige. Tidspunktet i jan. gjør at PGS kan risikere at andre konkurenter er skjerpet.

PGS ønsker sannsynligvis også å ha skip i disse farvann nr 7.runde i Brasil tildeles.

 

Dette er også et gunstig tidspunkt med mye arbeid i vinterhalvåret.

[uggabugga]

blink,

 

Både mannskapsskifte og bunkring skjer samtidig som båtane er i operasjon. Under gode forhold og optimal kabelkonfigurasjon kan gjennomsnittet ligga opp mot 40 kvadratkilometer dagen.

 

Kontraktane er såpass gode at det enten er ekstraordinære faktorar eller eit bevis på at seismikkmarkedet er ekstremt bra.

 

Eksempel på ekstraordinære faktorar:

-Konfigurasjon: Dersom deler av kontraktane er f.eks med 50 meter kabelseparasjon vil båtane bare kunna greia kanskje 20 kvadratkilometer dagen i snitt. Dette er jobbar der PGS har fortrinn.

-Vær / jobbparametre: Dersom værforhold eller kombinasjonen av værforhold og kabeldybde er slik at ein må forventa meir nedetid på grunn av været. Dette er avhengig av geografi, tid på året, osv.

 

Omtrent uansett er nok dette kontraktar PGS kan tena godt med pengar på.

[Pirelli]

Gir dette noe mat til PGS?

 

Gulf of Guinea blocks awarded

 

By Upstream staff

 

 

Sao Tome and Nigeria have awarded five offshore oil exploration licences, after a controversial five-month delay between the countries due to corruption accusations.

 

The blocks are located in the deep waters of the Gulf of Guinea.

 

A consortium of ERHC Energy nabbed a 65% stake and the operatorship of block two, while the operatorship of the highly contested block four was won by a consortium of ERHC Energy and Noble.

 

Anadarko grabbed a 51% share and the operatorship of block three, the consortium of International Commerce and Communications (ICC) and Oil Exploration Consortium (OEC) got 75% and operatorship of block five, while block six went to Nigerian indie Filtim Huzod which won 85% and operatorship of the acreage.

 

The first licensing round was suspended after just one exploration contract was awarded for $123 million, to a consortium led by Chevron. The second round went through a bidding stage in December, receiving bids as high as $175 million.

[Pirelli]

DNO tildeles nye leteblokker(Ny)

 

DNO har blitt tildelt andeler i to blokker i den felles økonomisk sonen mellom det lille afrikanske øyriket Sao Tome og det oljerike Nigeria. Tildelingen betyr også uplifts til PGS.

 

Ifølge en melding sendt ut den felles tildelingsenheten til Sao Tome og Nigeria for det felles havområdet, så har DNO sammen med det lille norske oljeselskapet Energy Equity Resources (EER) fått en eierandel på 10 prosent i blokk 3.

 

Videre er et konsortium bestående av DNO, Filthim-Huzod Oil & Gas, EER og kinesiske SINOPEC blitt tildelt 85 prosent av blokk 6 samt operatørskapet. Det er Anadarko med en eierandel på 51 prosent som er operatør for blokk 3.

 

Det har ikke lykkes iMarkedet.no å få kommentarer fra ledelsen i DNO. De sitter i styremøte som er ventet å vare store deler av dagen.

 

Det skal betales en singaturbonus på henholdsvis 40 og 45 millioner dollar fordelt på lisenseierne i blokk 3 og blokk 6.

 

Drypper på PGS

Totalt ble det i denne runde gjort tildelinger av fem blokker. Tildelingen i den felles økonomiske sonen har tatt noe mer tid enn planlagt, men den endelig beslutningen ble tatt på et møte 31. mai, der presidentene for de to landene ga sine godkjennelse, går det frem av en felles pressemelding.

 

Det er seismikkselskapet Petroleum Geo-services som har skutt 2D-seismikken i området. PGS har tidligere bekreftet overfor iMarkedet.no at tildelingene vil utløse upliftinntekter for selskapet.

 

DNO-partner med kontakter

EER er allerede inne sammen med lokale Dangote med 9 prosent i blokk 1 etter en overraskende tildeling i april i fjor. Selskapet skal ha gode forbindelser i Nigeria, som har blitt brukt som forklaring på at de har kommet inn på sokkelen som ferskt oljeselskap. Gründerne bak EER startet selskapet kun måneder før lisensrunden.

 

Det kan se ut til at de nylig har skjedd endringer i EERs eierside. I hvert fall er hele selskapets styre skiftet ut. Det går frem av en melding til Brønnøysund-registrene av 3. mai.

 

Det er nå London-baserte Osman Shahenshah som er styrets leder, mens resten av styret består av Egbert Ulogo Imomoh og de to advokatene i advokatfirmaet Schjødt, Einar Irgens og Eirik Vinje.

 

Shahenshah er er også nylig utnevnt finansdirektør i det nye oljeselskapet Afren som ble noter på AIM-listen i London i mars i år. Imomoh er adm.direktør i Afren Nigeria.

 

Shahenshah bekrefter overfor iMarkedet.no i formiddag tildeling til DNO og EER. Han opplyser også at Afren nå har et kontrollerende eierskap i EER, og at dette er årsaken til styreskifte, men er utover det tilbakeholden med kommentarene rundt eierskapet.

 

Ifølge Shahenshah vil det nå innledes forhandlinger om hvilken eierandel Afren/EER vil ha i de to blokkene. Afren opplyser i en tidligere børsmelding at de kontrollerer 4,41 prosent i blokk 1, som er andel EER har i blokken.

 

Blant eierne i Afren er International Finance Corporation som er en del av verdensbanken. De har en eierandel på 7,5 prosent og har ytt selskapet kredittfasilitet på 50 millioner dollar.

 

Afren har også kontaktene i orden med blant annet tidligere president og generalsekretær i OPEC, Rilwanu Lukman som styremedlem. Lukman er også den nigerianske presidentens spesialrådgiver på oljespørsmål.

[uggabugga]

PGS har fått kontrakt i Brasil: 2000 kvadratkilometer for Exxon. Oppstart i August med Ramform Valiant. (Rykte kjem frå Upstream og er referert i div. media)

[Hoff@]

PGS venter med å sprette champagnen

 

 

pgs.jpgSeismikkselskapet PGS har i en pågående anbudsrunde i Brasil levert det laveste tilbudet, men kontrakten har ikke blitt tildelt enda.

 

 

 

Ifølge Offshore.no sine kilder, har operatøren ExxonMobil åpnet tilbudene til seismikkstudien på 2.000 kvadratkilometer på blokk S-22 i Santos-bassenget.

 

 

 

Ola Bøsterud, talsmann i PGS, vil ikke kommentere saken, men sier til Offshore.no at kontrakten forventes tildelt i nær fremtid, og at selskapet er avventende.

 

-I Brasil, kan slike ting ta tid, sier han.

[uggabugga]

blink,

 

Har du sett på kor store framførbare underskot PGS har?

 

Ellers så har visstnok PGS ein preferanseavtale i Nigeria: PGS gjennom eit lokalt partnerskap fortrinnsrett på 3D-seismikk under visse forutsetninger. Eg har dette som eit rykte fra ein som arbeider med seismikk i eit stort, internasjonalt oljeselskap.

[Pirelli]

Orginalen:

 

PGS bags third deal in a month

Norwegian geophysical services company PGS has completed a hat-trick by picking up a third 3D seismic acquisition contract in Brazil in less than a month.

ExxonMobil has selected PGS to shoot almost 2000 square kilometres of 3D data on Block BM-S-22 in the Santos basin, sources said.

 

The block was acquired in Brazil's 2001 licensing round and the seismic shoot covers water depths ranging from 2100 to 2400 metres.

 

PGS is understood to have lined-up the seismic vessel Ramform Valiant for the contract, and the operation is scheduled to begin in August.

 

Bids were also submitted by rival groups Veritas, CGG and WesternGeco.

 

PGS recently clinched two parallel contracts from Brazil's Petrobras, to acquire 3D seismic data on five blocks in the Santos, Espirito Santo and Jequitinhonha basins.

[blink]

Uggabugga

 

I årsrapporten Note 8, omtales utsatt skatt.

 

Underskudd til framføring for skattefradrag beløper seg ca 900 mill $

[uggabugga]

Blink,

 

Det betyr at sjølv dersom dei mest optimistiske overskotanslaga slår til, må ikkje PGS betala vanlig skatt i Norge på overskotet dei neste tre-fire åra. Dette er også eit stort pluss..