Roan Resources, Inc. anunció los resultados operativos para el segundo trimestre y los seis meses terminados el 30 de junio de 2019. La producción diaria promedio de la compañía en el segundo trimestre de 2019 fue de aproximadamente 50,8 MBoe/d (26% de petróleo, 29% de LGN, 45% de gas), lo que superó la orientación ajustada de 50 MBoe/d, y representó un aumento del 41% en comparación con el segundo trimestre de 2018. El petróleo (MBbls) fue de 1.198 frente a los 877 de hace un año. El gas natural (MMcf) fue de 12.533 en comparación con 9.157 hace un año. Los líquidos de gas natural (MBbls) fueron 1.339 en comparación con 883 hace un año. El volumen total (MBoe) fue de 4.626 frente a los 3.286 de hace un año. La compañía perforó 17 pozos brutos (12,7 netos) operados (30,5 millas laterales brutas) durante el segundo trimestre. La Compañía también puso en línea 22 pozos brutos (15,3 netos) operados durante el trimestre, lo que supone un adelanto de tres días respecto a lo previsto debido a la mejora de los tiempos de ciclo. La tasa media de 30 días para los 22 pozos brutos operados durante el trimestre fue de 1.165 MBoe/d (42% de petróleo, 23% de LGN, 35% de gas), cuando se normaliza a un lateral de 10.000 pies, con una longitud media real del lateral de 8.900 pies. Los pozos más destacados del segundo trimestre incluyen la unidad Mad Play, los pozos Mayes Earl, los pozos Mayes Victory Slide, la unidad Zenyatta y la unidad Red Bullet/Silver Charm. La unidad Mad Play, formada por 4 pozos, obtuvo un promedio de PI a 30 días de 1.601 Boe/d (44% de petróleo, 20% de LGN, 36% de gas) y un promedio de PI a 90 días de 1.240 Boe/d (42% de petróleo, 20% de LGN, 38% de gas) a partir de un lateral normalizado de 10.000 pies (con una longitud real del lateral de 6.780 pies), con un coste medio del pozo inferior a 7 millones. Los tres pozos optimizados de Mayes en la unidad Earl tuvieron un PI medio a 30 días de 1.466 Boe/d (39% de petróleo, 24% de LGN, 37% de gas) y un PI medio a 90 días de 1.222 Boe/d (32% de petróleo, 24% de LGN, 44% de gas) a partir de un lateral normalizado de 10.000 pies (con una longitud lateral real de 10.160 pies), con un coste medio de pozo de 7,4 millones. Los dos pozos de Mayes Victory Slide tuvieron un PI medio de 30 días de 1.170 Boe/d (67% de petróleo, 15% de LGN, 18% de gas) y un PI medio de 60 días de 1.091 Boe/d (64% de petróleo, 17% de LGN, 19% de gas) a partir de un lateral normalizado de 10.000 pies (con una longitud real del lateral de 9.900 pies), con un coste medio del pozo de aproximadamente 6 millones. La unidad Zenyatta es una unidad Woodford de 2 pozos situada en el condado de Stephens con aproximadamente 1.000 pies de separación horizontal entre los pozos y probó dos zonas Woodford diferentes, situadas en el sur del SCOOP. La unidad Zenyatta de 2 pozos tuvo un PI medio de 30 días de 1.104 Boe/d (32% de petróleo, 32% de LGN, 36% de gas) y un PI medio de 90 días de 1.004 Boe/d (27% de petróleo, 34% de LGN, 39% de gas) a partir de un lateral normalizado de 10.000 pies (con una longitud lateral real de 9.750 pies). La unidad Red Bullet/Silver Charm se completó a finales del segundo trimestre y es una unidad de 4 pozos, con dos pozos Mayes y dos pozos Woodford, con 800 a 1.160 pies de separación horizontal y aproximadamente 200 pies de separación vertical entre los pozos ubicados en la Merge occidental. Las tasas medias de PI de 30 días por pozo son las siguientes: La unidad Red Bullet/Silver Charm, de 4 pozos, ha producido una media de 1.545 Boe/d (41% de petróleo, 26% de LGN y 33% de gas) a partir de un tramo lateral normalizado de 3.000 pies (con una longitud real de 9.500 pies), con un coste medio por pozo de aproximadamente 8 millones. Los tiempos de perforación siguen mejorando, y la Compañía perforó su pozo de 2 millas más rápido hasta la fecha durante el trimestre. El pozo Fusaichi Pegasus 9-4-13-6 3MXH se perforó en 6,4 días, casi un 60% más rápido que el tiempo medio de perforación de los pozos Mayes de 2 millas. Como resultado de los tiempos de perforación más rápidos, los costes de perforación siguen disminuyendo. La empresa perforó sus pozos con un coste medio por pie de 140 dólares, aproximadamente un 25% menos que en el trimestre anterior. Los costos de terminación por pie también mejoraron en aproximadamente un 20% en comparación con el primer trimestre de 2019 como resultado de menores costos de servicio, diseños de fracturación más eficientes y perforaciones más eficientes. Para los seis meses, el Petróleo (MBbls) de la compañía fue de 2,337 en comparación con 1,915 hace un año. El gas natural (MMcf) fue de 24.153 frente a los 18.069 de hace un año. Los líquidos de gas natural (MBbls) fueron 2.668 frente a los 1.757 de hace un año. El volumen total (MBoe) fue de 9.031 frente a los 6.684 de hace un año. El volumen total medio diario (MBoe/d) fue de 49,9 frente a los 36,9 de hace un año. Para el resto del año, la Compañía proyecta que estará en rechazo de etano en lugar de recuperación de etano, lo que impacta en la producción sobre una base mensual en aproximadamente 3,3 MBoe/d. Después de incorporar los ajustes por el rechazo de etano para el período previsto y el rendimiento superior del segundo trimestre, la Compañía está actualizando su orientación de producción para todo el año 2019 para estar entre 50,5 MBoe/d y 53,5 MBoe/d.