Byron Energy Limited proporcionó la siguiente actualización sobre el estado del programa de perforación y terminación de South Marsh Island 58, los bloques 62, 63, 76 y 77 de Eugene Island, los bloques 293, 305 y 306 de Main Pass, y los esfuerzos de autorización en curso de la compañía. Progreso de la finalización de la isla South Marsh 58: A partir del 6 de julio de 2022 (USCDT), el pozo G5 de la Isla South Marsh 58 (G5), operado por Byron, ha sido perforado tanto en la arena L2 como en la N2, con petróleo recuperado en la superficie durante esas operaciones. La arena L2, más superficial, ha sido perforada y se han bombeado medidas de control de la arena.

Actualmente, las cuadrillas de perforación se están preparando para pasar la tubería de producción de 2 7/8". Las presiones medidas durante la operación de control de la arena en la Arena L2 han indicado que el yacimiento puede tener una permeabilidad media general inferior a la esperada o que es de extensión limitada. Sin embargo, la extensión y la calidad del yacimiento de la Arena L2 no podrán determinarse hasta que se inicie la producción a mediados de julio y se estabilicen los índices.

El pozo G5 se ha preparado para una futura terminación con tubo pasante en la arena N2 con control de arena. La decisión de utilizar la tecnología de terminación con tubo pasante para la N2 fue impulsada por las condiciones del pozo y el revestimiento de 5". Se espera que la arena N2 en el G5 produzca a un ritmo de 300 a 500 barriles de petróleo al día (bopd) en este escenario y se espera que siga recuperando las reservas N2 mapeadas durante un tiempo más largo que el previsto originalmente.

Como se indica en el comunicado de la ASX de la empresa con fecha 26 de mayo de 2022, las arenas K4/B65 y N2 eran los objetivos principales del G5. No se esperaba encontrar la L2 en el pozo G5, por lo que se desconoce su extensión. En el caso de que la L2 perforada en el G5 sea de extensión limitada, Byron está avanzando en sus planes para llevar a cabo medidas de control de la arena a través de la tubería en la arena N2 para maximizar la producción del pozo G5.

Una terminación con tubería pasante puede realizarse sin equipo de perforación utilizando el equipo colocado en la plataforma SM58 G. Una vez finalizados los trabajos de terminación del G5, la plataforma de perforación se deslizará hasta el pozo G3 de la isla 58 de South Marsh (G3) y comenzarán las operaciones de terminación. El pozo G3 se preparará para la producción de la arena J y la arena K4/B65.

Byron decidirá qué arena se producirá primero en el G3 una vez obtenidos los datos de perforación. La producción inicial del G3 se espera para principios de agosto. Actualización de la reutilización de los pozos SM71 F2/F4: El barco elevador necesario para la reutilización de los pozos SM71 F2 y F4 se ha retrasado aún más debido al mayor alcance de los trabajos de taponamiento y abandono que está llevando a cabo el operador actual.

La semana pasada se informó a Byron de que el barco elevador no debería esperarse hasta septiembre. Adquisición de la licencia de datos sísmicos de Main Pass: Byron posee actualmente un interés de trabajo del 100% y un interés de ingresos netos del 87,50% en los bloques 293, 305 y 306 de Main Pass, que comprenden el campo Main Pass 306 (MP306), previamente abandonado, que ha producido aproximadamente 96 MMBO y 108 Bcf de gas. MP306 es un domo salino estructural y estratigráficamente complejo que debería prestarse a técnicas avanzadas de interpretación RTM como las empleadas en el proyecto de domo salino SM58 de Byron.

Estos arrendamientos fueron adquiridos en la Venta 251 de Arrendamientos de la Plataforma Continental Exterior del Golfo de México, celebrada el 15 de agosto de 2018. Byron ha concedido recientemente la licencia de los datos sísmicos 3D de migración inversa en el tiempo (RTM) que fueron reprocesados por el contratista (TGS) en 2022 y ha comenzado su interpretación. MP306 fue descubierto en 1969 y se encuentra en aproximadamente 200 pies de agua.

El área de datos con licencia de Byron permite la integración de todos los pozos productores en el domo salino MP 306 y también vincula los descubrimientos recientes en el área adyacente que pueden servir como análogos para cualquier prospecto generado. El equipo técnico de Byron ha comenzado el proyecto de interpretación y el trabajo está en curso. Actualización del proyecto de la isla Eugene: Byron adquirió arrendamientos sobre los bloques 62, 63, 76 y 77 de la isla Eugene (EI77) en 2018, basándose en los datos sísmicos 3D procesados por la RTM de 2015.

En 2018, Byron emprendió un proyecto de reprocesamiento RTM propio con WesternGeco, una empresa de Schlumberger, utilizando el mismo flujo de trabajo de procesamiento que se aplicó al proyecto South Marsh Island 58/71 de Byron. Una vez que se entregaron estos datos a finales de 2019, se llevó a cabo un amplio proyecto de remapeo del subsuelo que se completó recientemente. El reprocesamiento de 2019 dio lugar a una importante mejora de la calidad de los datos y, tras una evaluación completa, se ha determinado que varias oportunidades de ático de desarrollo previamente identificadas no cumplían los criterios de riesgo técnico y económico de la empresa.

También se determinó que los conceptos de exploración profunda previamente identificados no cumplían con ciertos criterios geológicos y geofísicos y se juzgaron de demasiado alto riesgo para justificar la perforación. Además, los arrendamientos del EI77 se encuentran en profundidades de agua muy poco profundas (menos de 25 pies) y sólo hay un equipo de perforación en marcha en el GOM capaz de acceder a una ubicación de perforación en esa profundidad de agua. Esa plataforma tiene un contrato a largo plazo con otro operador y, por tanto, no está disponible.

Por lo tanto, sobre una base técnica, económica y práctica, Byron eligió renunciar a los cuatro contratos de arrendamiento antes del plazo completo de arrendamiento y ha presentado la documentación necesaria ante el BOEM. En la preparación de sus cuentas anuales, Byron reducirá a cero los gastos de exploración y evaluación previamente capitalizados, de aproximadamente 2,5 millones de dólares, y eliminará las reservas no desarrolladas y los recursos prospectivos del EI77 de las reservas y recursos contabilizados de la empresa. Las reservas netas 2P de 1,9 millones de barriles de petróleo (Mmbo) y 67,9 mil millones de pies cúbicos (Bcf) de gas y las reservas netas 3P de 4,5 Mmbo y 86,6 Bcf atribuidas a EI77 se incluyeron en el informe de reservas de la empresa de 2021.