Byron Energy Limited ha fornito il seguente aggiornamento sullo stato del programma di perforazione e completamento di South Marsh Island 58 della Compagnia, sui blocchi 62, 63, 76 e 77 di Eugene Island, sui blocchi 293, 305 e 306 di Main Pass e sulle attività di autorizzazione in corso della Compagnia. Progressi di completamento di South Marsh Island 58: Al 6 luglio 2022 (USCDT), il pozzo South Marsh Island 58 G5 (G5), gestito da Byron, è stato perforato in entrambe le sabbie L2 e N2, con petrolio recuperato in superficie durante queste operazioni. La sabbia L2, meno profonda, è stata perforata e le misure di controllo della sabbia sono state pompate.

Attualmente, gli equipaggi dell'impianto di perforazione si stanno preparando a far passare un tubo di produzione da 2 7/8". Le pressioni misurate durante l'operazione di controllo della sabbia sulla sabbia L2 hanno indicato che il serbatoio potrebbe avere una permeabilità media inferiore a quella prevista o un'estensione limitata. Tuttavia, l'estensione e la qualità del serbatoio L2 Sand non potranno essere determinate fino all'avvio della produzione a metà luglio e alla stabilizzazione dei tassi.

Il pozzo G5 è stato predisposto per un futuro completamento downhole through tubing nella sabbia N2 con controllo della sabbia. La decisione di utilizzare la tecnologia di completamento con tubo passante per l'N2 è stata determinata dalle condizioni del foro e dal rivestimento da 5 pollici. Si prevede che la Sabbia N2 nel G5 produca a tassi di 300-500 barili di petrolio al giorno (bopd) in questo scenario e si prevede ancora di recuperare le riserve mappate N2 in un periodo di tempo più lungo di quello originariamente previsto.

Come indicato nel comunicato ASX della Società del 26 maggio 2022, le sabbie K4/B65 e N2 erano gli obiettivi principali del G5. Non si prevedeva di incontrare la L2 nel pozzo G5, pertanto la sua estensione è sconosciuta. Nel caso in cui l'L2 perforato nel G5 sia di estensione limitata, Byron sta avanzando piani per intraprendere misure di controllo della sabbia attraverso il tubing nella sabbia N2, per massimizzare la produzione dal pozzo G5.

Un completamento con tubazione passante può essere effettuato senza una piattaforma di perforazione, utilizzando l'apparecchiatura collocata sulla Piattaforma SM58 G. Una volta terminato il lavoro di completamento del pozzo G5, la piattaforma di perforazione slitterà verso il pozzo South Marsh Island 58 G3 (G3) e inizieranno le operazioni di completamento. Il pozzo G3 sarà predisposto per la produzione dalla sabbia J e dalla sabbia K4/B65.

Byron deciderà quale sabbia sarà prodotta per prima nel G3 dopo aver ottenuto i dati di perforazione. La produzione iniziale dal pozzo G3 è prevista per l'inizio di agosto. Aggiornamento sulla ricompletazione di SM71 F2/F4: la barca di sollevamento necessaria per la ricompletazione dei pozzi SM71 F2 e F4 è stata ulteriormente ritardata a causa dell'aumento della portata del lavoro di rimozione e abbandono intrapreso dall'attuale operatore.

La settimana scorsa è stato comunicato a Byron che l'imbarcazione non dovrebbe arrivare prima di settembre. Acquisizione della licenza per i dati sismici del Main Pass: Byron detiene attualmente un Interesse Lavorativo del 100% e un Interesse di Ricavo Netto dell'87,50% sui blocchi Main Pass 293, 305 e 306, che comprendono il Campo Main Pass 306 (MP306), precedentemente abbandonato, che ha prodotto circa 96 MMBO e 108 Bcf di gas. MP306 è una cupola salina strutturalmente e stratigraficamente complessa che dovrebbe prestarsi a tecniche di interpretazione RTM avanzate, come quelle impiegate nel progetto della cupola salina SM58 di Byron.

Questi leasing sono stati acquisiti nel Golfo del Messico, Outer Continental Shelf Lease Sale 251, tenutosi il 15 agosto 2018. Byron ha recentemente concesso in licenza i dati sismici 3D a migrazione temporale inversa (RTM) che sono stati rielaborati dall'appaltatore (TGS) nel 2022 e ha iniziato l'interpretazione. L'MP306 è stato scoperto nel 1969 e si trova in circa 200 piedi di acqua.

L'area di dati autorizzata da Byron consente di integrare tutti i pozzi di produzione della cupola salina MP 306 e di collegare anche le recenti scoperte nell'area adiacente, che possono servire come analoghe per qualsiasi prospettiva generata. Il team tecnico di Byron ha iniziato il progetto di interpretazione e il lavoro è in corso. Aggiornamento sul progetto Eugene Island: nel 2018, Byron ha acquisito i contratti di locazione dei blocchi 62, 63, 76 e 77 di Eugene Island (EI77) sulla base dei dati sismici 3D elaborati da RTM del 2015.

Nel 2018, Byron ha intrapreso un progetto di rielaborazione RTM proprietario con WesternGeco, una società di Schlumberger, utilizzando lo stesso flusso di elaborazione applicato al progetto South Marsh Island 58/71 di Byron. Una volta consegnati questi dati alla fine del 2019, è stato intrapreso un ampio progetto di rimappatura del sottosuolo, recentemente completato. La rielaborazione del 2019 ha portato ad un importante miglioramento della qualità dei dati e, dopo una valutazione completa, è stato determinato che diverse opportunità di sviluppo sottotetto precedentemente identificate non soddisfacevano i criteri di rischio tecnico ed economico della Società.

È stato anche stabilito che i concetti esplorativi profondi precedentemente identificati non soddisfacevano alcuni criteri geologici e geofisici e sono stati giudicati a rischio troppo elevato per giustificare la perforazione. Inoltre, i leasing EI77 si trovano in acque molto basse (meno di 25 piedi) e c'è solo un impianto di perforazione jackup attualmente in funzione nel GOM in grado di accedere a una posizione di perforazione in quella profondità d'acqua. Questa piattaforma ha un contratto a lungo termine con un altro operatore e quindi non è disponibile.

Pertanto, sulla base di una valutazione tecnica, economica e pratica, Byron ha scelto di rinunciare a tutte e quattro le locazioni prima della scadenza completa del contratto e ha presentato le pratiche necessarie al BOEM. Nella preparazione dei suoi conti annuali, Byron ridurrà a zero le spese di esplorazione e valutazione precedentemente capitalizzate, pari a circa 2,5 milioni di dollari, e rimuoverà le riserve non sviluppate e le risorse prospettiche di EI77 dalle riserve e dalle risorse contabilizzate della Società. Le riserve nette totali 2P di 1,9 milioni di barili di petrolio (Mmbo) e 67,9 miliardi di piedi cubici (Bcf) di gas e le riserve nette 3P di 4,5 Mmbo e 86,6 Bcf attribuite a EI77 sono state incluse nel rapporto sulle riserve 2021 della Società.