Byron Energy Limited gab ein Update zu den SM69 E2-Produktionsraten und dem Auszahlungsstatus des SM58/69-Projektgebiets des Unternehmens in den flachen Gewässern des Golfs von Mexiko. SM 69 E2 Produktion & Auszahlung: Wie am 27. Oktober 2021 bekannt gegeben, wurde die von Byron betriebene E2-Bohrung erfolgreich mit einer hochgradigen Kiespackung mit Schiebehülsen im primären K4-Sand und mit der perforierten und isolierten L2-Zone als künftiger kostengünstiger Zonenwechsel im Bohrloch abgeschlossen. Die Öl- und Gasproduktion aus der E2-Bohrung wurde am 21. Oktober 2021 (USCDT) aufgenommen. Die E2 hat bis zum 31. Dezember 2022 etwa 302.000 Barrel Öl und 166 mmcfg und kein Wasser aus dem K4 (B65) Sand gefördert. Auch der hochwertige K4-Sand wurde mit einer wasserreichen Kiespackung fertiggestellt, die eine hohe Förderrate mit der notwendigen Sandkontrolle über die gesamte Lebensdauer der Fertigstellung ermöglicht. Das Bohrloch E2 produziert derzeit mit einer durchschnittlichen Bruttotagesrate von 725 bopd und 0,60 mmcfgpd (423 bopd und 0,35 mmcfgpd netto für die Beteiligung von Byron). Byron steuert weiterhin die Produktionsraten des Bohrlochs, um eine optimale Öl- und Gasausbeute zu erzielen. Die Bohrung
hat im Durchschnitt zwischen 700-740 bopd mit minimalen Schwankungen, guten Anzeichen für einen mäßig starken Wasserantrieb und keiner Wasserproduktion seit der Inbetriebnahme. Das Bohrloch E2 hat die gesamten Bohr- und Fertigstellungskosten in weniger als einem Jahr abbezahlt, was den Erwartungen von Byron entspricht, die in der ASX-Mitteilung vom 27. Oktober 2021 geäußert wurden, und hat in weniger als 15 Monaten die Gesamtprojektauszahlung von über 22 Millionen Dollar erreicht. Im Rahmen der Gesamtprojektauszahlung hat Byron alle Kosten im Zusammenhang mit der Bohrung und der Fertigstellung in Höhe von ca. 17,5 Mio. $, die Produktionskosten in Höhe von ca. 1,6 Mio. $ sowie die Kosten für die Installation der Flowline von SM69 E nach SM58 G" und den Anschluss des Bohrlochs in Höhe von ca.
3,0 Mio. $ zurückerhalten. Die E2 erreichte die Auszahlung des Projekts bei der Förderung von etwa 20% der ursprünglich von Collarini & Associates, Byrons unabhängigem Reservengutachter, gebuchten nachgewiesenen Bruttoreserven für das Bohrloch. Wie in Tabelle 1 dargestellt, wurden von den 1.397.000 Barrel brutto nachgewiesener Ölreserven 302.000 Barrel Öl gefördert. Mit ca. 1,1 MMBO brutto verbleibenden nachgewiesenen Reserven wird die E2-Bohrung voraussichtlich noch mehrere Jahre lang produzieren. Zum Vergleich: Das Eckpfeilerprojekt SM71 zahlte sich in 18 Monaten aus, und zwar in Höhe von ca. 45 Mio. $ für die Kosten für die Bohrung und Fertigstellung von 3 Bohrlöchern (D&C) plus Plattform-, Pipeline- und Betriebskosten, wobei die einzelnen Bohrlöcher F1 und F3 ihre D&C-Kosten in einem beeindruckenden Zeitraum von 3 bzw. 4 Monaten auszahlten. Die Bohrung SM58 G1 erreichte ebenfalls im Februar 2022 (28 Monate) die Auszahlung der Kosten in Höhe von etwa 22 Millionen Dollar. Wie die E2 sind alle oben erwähnten Bohrungen
derzeit in ihren ursprünglichen Zonen fertiggestellt und produzieren, wobei in allen Bohrungen noch beträchtliche Produktions- und Backpipe-Reserven vorhanden sind. Wahl des nicht-operierenden Partners: Byron erwarb im Rahmen des
Joint Exploration Agreement (JEA) mit der ANKOR-Gruppe, die später von W&T Offshore Inc. (W&T Offshore) übernommen wurde, eine 100%ige Beteiligung an der E2-Bohrung. Das JEA sah die Bohrung der Explorationsbohrung E2 vor, die von Byron betrieben wurde. Durch die Finanzierung von 100% der E2-Bohrung erwarb Byron bis zur Auszahlung des E2-Projekts eine 100%ige WI und eine 80,33%ige Nettoeinnahmebeteiligung (NRI). Zu diesem Zeitpunkt und nach Wahl von W&T Offshore würde sich die NRI von Byron entweder auf 77,33% anpassen oder W&T Offshore könnte seine 6%ige übergeordnete
Lizenzbeteiligung (ORRI) in eine 30%ige WI umwandeln und die Beteiligung von Byron an dem Projekt würde sich auf 70% WI mit einer unbelasteten 58,33%igen NRI anpassen. Nachdem die E2-Auszahlung im Dezember 2022 erreicht wurde, hat WT Offshore nun offiziell seine
Option ausgeübt, um seine ORRI mit Wirkung vom 1. Januar 2023 in eine Arbeitsbeteiligung an der E2 umzuwandeln, wie oben beschrieben. Handhabung der Produktion: Obwohl sich die Oberflächenbohrung auf der Plattform SM69 E befindet, fließt die Produktion der E2-Bohrung über die zuvor von
Byron verlegte E-to-G-Fließleitung zu den von Byron betriebenen SM58 G-Anlagen. Infolge der Umwandlung in eine Betriebsbeteiligung durch W&T Offshore, einem nicht-operierenden Partner, wird die Bohrung künftig im Rahmen einer bestehenden gemeinsamen Explorationsvereinbarung betrieben, wobei die Kosten geteilt werden und die Produktion im Rahmen einer einvernehmlichen Vereinbarung über die Produktionsabwicklung verarbeitet wird. Byron erhält dabei eine prozentuale Entschädigung für Öl, Gas und Wasser, die im Namen des nicht-
Betreibers verarbeitet werden. Laufende/künftige Aktivitäten im Gebiet SM 69E: Byron bemüht sich derzeit um die Genehmigung einer überarbeiteten DOCD-Genehmigung (Development Operations Coordination Document) für die SM69 E-Struktur, um die Bohrung eines dritten Bohrlochs vor
der SM69 E-Plattform zu ermöglichen. Eine SM69 E3-Bohrung zur gemeinsamen Erschließung von Lagerstätten entlang der jeweiligen SM58- und SM69-Pachtlinien wird derzeit von Byron und W&T Offshore geprüft. Die unternehmensweite Produktion von Byron seit der Gründung, wobei bedeutende Bohrungen und Plattformen hinzugekommen sind. Die gestapelten Komponenten der Gesamtproduktionskurve veranschaulichen sowohl das Timing der Raten- und Reservenzuwächse als auch die Diversifizierung der Vermögenswerte von Byron im Laufe der Zeit
. In den letzten 5 Jahren war Byron bestrebt, die Bohr- und Erschließungsaktivitäten im Rahmen der Verfügbarkeit von Bohranlagen, des Cashflows und der Finanzierungsbeschränkungen so zu steuern, dass ein stabiles Reservenwachstum, eine Erneuerung der Produktion und eine Diversifizierung der Vermögenswerte erreicht wurde. Die Stabilität der Produktion und das Vertrauen in die Reservenzuwächse während dieses Zeitraums haben es Byron ermöglicht, Bohr- und Erschließungsaktivitäten zu planen und durchzuführen und gleichzeitig den Cashflow
effizient zu nutzen und die Verschuldung zu minimieren. Die aktuellen durchschnittlichen Tagesraten per 25. Februar 2023 lagen bei etwa 1.600 bopd und 4,3 mmcfgpd netto für Byron.