Byron Energy Limited proporcionó una actualización de las tasas de producción SM69 E2 y el estado de desembolso del proyecto para el área del proyecto SM58/69 de la compañía en las aguas poco profundas del Golfo de México. Producción y desembolso de SM 69 E2: Como se anunció el 27 de octubre de 2021, el pozo E2 operado por Byron se completó con éxito con un empaque de grava de alta tasa con mangas deslizantes en la arena primaria K4 y con la zona L2 perforada y aislada como un futuro cambio de zona de bajo costo en el fondo del pozo. La producción de petróleo y gas del pozo E2 se inició el 21 de octubre de 2021 (USCDT). El E2 ha producido aproximadamente 302.000 barriles de petróleo y 166 mmcfg y nada de agua de la Arena K4 (B65) hasta el 31 de diciembre de 2022. Además, la arena K4 de alta calidad se completó con un empaque de grava de alta tasa de agua que permite la producción a una tasa significativa con el control de arena necesario durante la vida de la terminación. El pozo E2 está produciendo actualmente a una tasa bruta diaria media de 725 bopd y 0,60 mmcfgpd (423 bopd y 0,35 mmcfgpd netos para la participación de Byron). Byron sigue gestionando las tasas de producción del pozo para lograr una recuperación óptima de petróleo y gas. El pozo ha promediado de forma constante
entre 700 y 740 bopd con una variación mínima de la tasa, buenos indicios de un mecanismo de impulsión de agua moderadamente fuerte y ninguna producción de agua desde su entrada en funcionamiento. El pozo E2 pagó el coste total de perforación y terminación del pozo en menos de un año, en consonancia con las expectativas de Byron, tal y como se indicaba en el comunicado de la ASX del 27 de octubre de 2021, y alcanzó el Pago Total del Proyecto de más de 22 millones de dólares en menos de 15 meses. En virtud del Pago Total del Proyecto, Byron recuperó todos los costes asociados a la perforación y terminación de aproximadamente 17,5 millones de dólares, los costes de producción de aproximadamente 1,6 mm, así como la instalación de la línea de flujo "SM69 E a SM58 G" y los costes de conexión al pozo de aproximadamente
3,0 millones de dólares. El E2 alcanzó el pago del proyecto tras la producción de aproximadamente el 20% de las reservas brutas probadas originalmente contabilizadas atribuibles al pozo por Collarini & Associates, el evaluador de reservas externo de Byron. Como se muestra en el cuadro 1, se produjeron 302.000 barriles brutos de petróleo de los 1.397.000 barriles de reservas brutas probadas de petróleo. Con aproximadamente 1,1 MMBO brutos de reservas probadas restantes, se espera que la producción del pozo E2 produzca durante varios años. A modo de comparación, el proyecto clave SM71 se amortizó en 18 meses, con aproximadamente 45 mm de dólares para los costes de perforación y terminación (D&C) de los 3 pozos más los costes de plataforma, oleoducto y explotación, con los pozos individuales F1 y F3 amortizando sus costes de D&C en un impresionante periodo de 3 y 4 meses respectivamente. El pozo SM58 G1 también alcanzó el desembolso en febrero de 2022 (28 meses), con aproximadamente 22 millones de dólares. Al igual que el E2, todos los pozos mencionados anteriormente son
actualmente completados en y produciendo desde sus zonas iniciales con importantes reservas productoras y detrás de tubería restantes en todos. Elección de socio no operativo: Byron obtuvo un interés de trabajo (WI) del 100% en el pozo E2 en virtud del Acuerdo de Exploración Conjunta (JEA)
con el grupo ANKOR, posteriormente adquirido por W&T Offshore Inc. (W&T Offshore). El JEA preveía la perforación del pozo de exploración E2 operado por Byron.
Al financiar el 100% del pozo E2, Byron obtuvo una participación del 100% y un 80,33% de interés neto en los ingresos (NRI) hasta el pago del proyecto E2, momento en el que, a elección de W&T Offshore, el NRI de Byron se ajustaría al 77,33%, o bien W&T Offshore podría convertir su participación del 6% (ORRI) en una participación del 30% y la participación de Byron en el proyecto se ajustaría a una participación del 70% con un NRI libre del 58,33%. Habiendo logrado el pago del E2 en diciembre de 2022, WT Offshore ha ejercido formalmente su opción
para convertir su ORRI en un interés de trabajo en el E2 efectivo a partir del 1 de enero de 2023 como se detalla anteriormente. Manejo de la producción: Aunque el emplazamiento de superficie se encuentra en la plataforma SM69 E, la producción del pozo E2 fluye a través de la línea de flujo de E a G previamente tendida por
Byron hacia las instalaciones SM58 G operadas por Byron. Como resultado de la conversión a interés de trabajo por parte de W&T Offshore, socio no operador, en adelante el pozo será operado bajo un Acuerdo de Exploración Conjunta existente con costes compartidos y la producción procesada bajo un Acuerdo de Manejo de la Producción mutuamente acordado con Byron recibiendo una compensación por unidad por el petróleo, gas y agua procesados en nombre del operador no
. Actividad en curso/futura del área SM 69E: Byron busca actualmente la aprobación de un permiso revisado del Documento de Coordinación de Operaciones de Desarrollo (DOCD) para la estructura SM69 E con el fin de permitir la perforación de un tercer pozo fuera de
la plataforma SM69 E. Un pozo SM69 E3 que desarrollaría conjuntamente yacimientos compartidos a lo largo de las respectivas líneas de arrendamiento SM58 y SM69, en estudio por Byron y W& T Offshore. La producción de toda la empresa Byron desde su creación, con importantes adiciones de pozos y plataformas señaladas. Los componentes apilados de la curva de producción total sirven para ilustrar tanto el calendario de las adiciones de tasas y reservas como la diversificación en el tiempo
de los activos de Byron. Durante estos últimos 5 años, Byron ha tratado de gestionar la actividad de perforación y desarrollo mientras operaba dentro de la disponibilidad de equipos, el flujo de caja y las limitaciones de financiación para proporcionar un crecimiento estable de las reservas, la reposición de la producción y la diversificación de la base de activos. La estabilidad de la producción y la confianza en las adiciones de reservas durante este periodo han permitido a Byron planificar y comprometerse con las actividades de perforación y desarrollo al tiempo que utilizaba eficientemente el flujo de caja
y minimizaba la exposición a la deuda. Las tasas medias diarias actuales a 25 de febrero de 2023 eran de aproximadamente 1.600 bopd y 4,3 mmcfgpd netos para Byron.