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AUSTRALIS OIL & GAS LIMITED

(ATS)
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24/02Australis Oil & Gas Limited riporta i risultati degli utili per l'intero anno conclusosi il 31 dicembre 2021
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07/02Australis Oil & Gas Limited fornisce un aggiornamento delle riserve e delle risorse di fine anno 2021
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Australis Oil & Gas Limited fornisce un aggiornamento delle riserve e delle risorse di fine anno 2021

07-02-2022 | 01:57

Australis Oil and Gas Limited ha fornito il suo aggiornamento delle riserve e delle risorse YE2021 come valutato in modo indipendente da Ryder Scott Company L.P. con una data effettiva del 31 dicembre 20211. Australis continua ad adottare un approccio conservativo per stimare le sue riserve e risorse di petrolio e gas. La produzione futura dai pozzi esistenti è stata valutata nel rapporto YE2021 in un modo costante con gli anni precedenti. Tuttavia, data l'attuale strategia dell'azienda per introdurre un partner allo scopo di avanzare lo sviluppo del suo bene TMS, il consiglio ha determinato che non sarebbe appropriato proporre un piano di sviluppo come parte della valutazione delle riserve YE2021. Pertanto, la stima delle riserve e delle risorse YE2021 consiste solo in una stima delle riserve sviluppate provate, probabili e possibili e non sono state generate stime delle riserve per la superficie non sviluppata. Viene fornita una stima delle risorse potenziali e, come negli anni precedenti, la risorsa potenziale 2C mid case è soggetta a un piano di sviluppo qualificante per la transizione dei volumi a una categoria di riserva appropriata di provata, probabile e possibile. Riserve nette sviluppate di petrolio: Ryder Scott ha fatto le seguenti stime1 dei volumi di petrolio recuperabili sviluppati, al netto di Australis. Proved ­ 2.98 MMbbls (-18%), Probable & Proved ­ 3.67 MMbbls (-11%), Possible, Probable & Proved ­ 4.54 MMbbls (-4%). Il NPV(10) delle riserve PDP è US$62 milioni usando un prezzo del petrolio piatto di $67.27/bbl. Ryder Scott ha fatto le seguenti stime1 delle risorse contingenti di caso basso, medio e alto. 1C ­ 23.40 MMbbls (+13%), 2C ­ 148.99 MMbbls (0%), 3C ­ 269.87 MMbbls (0%). Alla data effettiva del rapporto, il 31 dicembre 2021, Australis deteneva i diritti su ~ 98.000 acri netti all'interno dell'area TMS Core, con una riduzione di circa 10.000 acri nel corso del 2021. Australis ha anche ceduto i suoi interessi in 5 pozzi marginali TMS situati in Louisiana al di fuori dell'area centrale TMS, che ha ridotto il numero di pozzi operati esistenti a 33, di cui due sono stati chiusi in attesa di workover per l'intero anno e sono stati quindi designati Proved Developed Not Producing. I restanti 31 pozzi operativi in produzione e gli interessi in 15 pozzi non operativi in produzione sono stati valutati da Ryder Scott su una base Proved Developed Producing e i volumi aggiuntivi sono stati attribuiti ai casi mid (probabile) e high (possibile). Negli anni precedenti Australis ha proposto a Ryder Scott modesti piani di sviluppo da considerare per valutare le riserve non sviluppate provate, probabili e possibili. Questi piani di sviluppo erano basati su un programma di pozzi appropriato proiettato in quel momento e qualsiasi volume recuperabile non assegnato come riserva non sviluppata è stato assegnato a una risorsa contingente di caso basso, medio o alto, soggetto solo a un piano di sviluppo qualificante. Australis ha consigliato costantemente che l'azienda sta cercando di introdurre un socio nel TMS per contribuire a progredire lo sviluppo del campo. Il consiglio di Australis ha quindi ritenuto opportuno aspettare e intende aggiornare la valutazione della riserva non sviluppata quando ci sarà più chiarezza sui piani di sviluppo futuri. Questa decisione non influisce sul potenziale economico del giacimento. Come mostrato nel rapporto sulle riserve YE2020, che includeva un modesto programma di sviluppo, le riserve non sviluppate provate erano economiche anche al prezzo del petrolio del rapporto sulle riserve YE2020 di 47,02 dollari al barile. Senza un piano di sviluppo, tutti i volumi di petrolio recuperabili dai pozzi futuri sono assegnati alle risorse contingenti. La metodologia conforme a ASX e SPE di prendere il primo giorno medio del precedente periodo di 12 mesi ha prodotto un prezzo del petrolio di 67,27 $/bbl per l'uso all'interno del rapporto YE2021. Il NPV(10) del volume netto delle riserve PDP è di 61,76 milioni di dollari, che è un aumento del 30% rispetto al valore YE2020, principalmente a causa dell'ipotesi di prezzo del petrolio più elevato per il rapporto YE2020 di 67,27 dollari al barile. Le ipotesi chiave utilizzate da Ryder Scott per generare le stime YE2021 sono le seguenti: Le stime delle riserve e delle risorse potenziali si basano sul metodo di stima deterministico. Il prezzo del petrolio utilizzato per tutte le analisi delle riserve in questo rapporto è un piatto realizzato $67.27/bbl, che si basa sul prezzo medio raggiunto da Australis il primo giorno dei 12 mesi trascorsi del 2021. I costi operativi per i pozzi di produzione sviluppati si basano sulla media degli effettivi sostenuti tra dicembre 2020 e novembre 2021. Le stime PDP esistenti si basano sulla produzione di 31 pozzi operati e 15 non operati. Le stime PDNP esistenti si basano sulla produzione prevista da 2 pozzi operati e 2 non operati. Le risorse contingenti sono stimate per le aree al di fuori di un luogo di produzione. Le risorse contingenti 1C sono limitate a qualsiasi unità di sviluppo che contiene un pozzo TMS esistente che sarebbe stato considerato come riserve se il piano di sviluppo avesse incluso tali posizioni all'interno della finestra di sviluppo quinquennale. Il 2C e il 3C hanno considerato tutta la restante superficie netta non sviluppata all'interno dell'area centrale, ma hanno usato stime diverse dei volumi in loco e dei fattori di recupero. Nessuna vendita di gas è presupposta nelle stime della riserva poiché tutto il gas attualmente è consumato sulla locazione, comunque i volumi di gas proiettati sono inclusi nelle stime della risorsa contingente. I seguenti fattori chiave hanno contribuito ai cambiamenti nella risorsa contingente: Tutti i presupposti del sottosuolo sui volumi in loco e i fattori di recupero sono rimasti identici sia per le stime delle risorse YE2020 che per quelle YE2021. Tutta la superficie non sviluppata è stata valutata per le risorse potenziali in base alla decisione di non prendere in considerazione un piano di sviluppo. Nel corso del 2021 Australis ha effettuato un leasing strategicamente mirato, per mantenere il controllo e l'impronta nel gioco, senza necessariamente mantenere semplicemente una posizione in acri. La riduzione netta risultante è stata da 107.500 a ~ 98.000 acri netti e questo influenza direttamente il calcolo delle risorse contingenti.


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Dati finanziari
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Trend analisi tecnica AUSTRALIS OIL & GAS LIMITED
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Revisioni EPS
Dirigenti e Amministratori
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Graham Rochford Dowland CFO, Finance Director & Executive Director
Jonathan Kingsley Stewart Non-Executive Chairman
David Greene Vice President-Operations
Alan James David Watson Independent Non-Executive Director
Settore e Concorrenza
Var. 1genCapi. (M$)
AUSTRALIS OIL & GAS LIMITED-10.42%38
CONOCOPHILLIPS28.64%118 201
EOG RESOURCES, INC.20.47%62 713
CANADIAN NATURAL RESOURCES LIMITED25.80%58 248
CNOOC LIMITED18.43%57 711
OCCIDENTAL PETROLEUM CORPORATION103.55%54 818