Byron Energy Limited heeft een update gegeven van de SM69 E2 productiecijfers en de uitbetalingsstatus van het projectgebied SM58/69 van de onderneming in de ondiepe wateren van de Golf van Mexico. SM 69 E2 Productie & Uitbetaling: Zoals aangekondigd op 27 oktober 2021, werd de door Byron geëxploiteerde E2 put met succes voltooid met een high-rate grindpakket met schuifmoffen in het primaire K4 zand en met de L2 zone geperforeerd en geïsoleerd als een toekomstige goedkope downhole zoneverandering. Op 21 oktober 2021 (USCDT) werd de olie- en gasproductie uit de E2-bron opgestart. De E2 heeft tot 31 december 2022 ongeveer 302.000 vaten olie en 166 mmcfg geproduceerd en geen water uit het K4 (B65) zand. Ook het hoogwaardige K4 zand werd voltooid met een grindpakket met hoog watergehalte, waardoor een aanzienlijke productie met de nodige zandcontrole gedurende de levensduur van de voltooiing mogelijk is. De put E2 produceert momenteel met een gemiddelde bruto dagproductie van 725 bopd en 0,60 mmcfgpd (423 bopd en 0,35 mmcfgpd netto voor Byrons belang). Byron blijft de productiesnelheden van de put beheren om optimale olie- en gaswinning te bereiken. De put heeft consequent
gemiddeld tussen 700-740 bopd geproduceerd met minimale variatie in de snelheid, goede aanwijzingen voor een matig sterk wateraandrijvingsmechanisme en geen waterproductie sinds de ingebruikname. De put E2 betaalde de totale boor- en afwerkingskosten in minder dan een jaar uit, overeenkomstig de verwachtingen van Byron zoals vermeld in het ASX-bericht van 27 oktober 2021, en bereikte de totale projectuitbetaling van meer dan $ 22 miljoen in minder dan 15 maanden. Onder de Total Project Payout heeft Byron alle kosten in verband met het boren en voltooien van ongeveer $17,5 miljoen, productiekosten van ongeveer $1,6 miljoen, alsmede de "SM69 E tot SM58 G" stroomlijninstallatie en putaansluitingskosten van ongeveer
$3,0 miljoen terugverdiend. De E2 bereikte een projectuitbetaling bij productie van ongeveer 20% van de oorspronkelijk door Collarini & Associates, Byrons derde partij, geboekte bruto bewezen reserves. Zoals blijkt uit tabel 1 werden 302.000 bruto vaten olie geproduceerd van de 1.397.000 vaten bruto bewezen oliereserves. Met ongeveer 1,1 MMBO bruto resterende bewezen reserves zal de productie van de E2-bron naar verwachting nog enkele jaren doorgaan. Ter vergelijking: het hoeksteenproject SM71 werd in 18 maanden uitbetaald, met ongeveer $ 45 miljoen voor de boor- en voltooiingskosten (D&C) van 3 putten plus platform-, pijpleiding- en exploitatiekosten, terwijl de afzonderlijke F1- en F3-bronnen hun D&C-kosten in een indrukwekkende periode van respectievelijk 3 en 4 maanden betaalden. Ook de put SM58 G1 werd in februari 2022 (28 maanden) uitbetaald, voor ongeveer 22 miljoen dollar. Net als de E2, zijn alle bovengenoemde putten
momenteel voltooid in en producerend uit hun oorspronkelijke zones met aanzienlijke producerende en behind pipe reserves die in alle overblijven. Verkiezing niet-werkende partner: Byron verwierf een 100% werkend belang (WI) in de E2 put onder de
Joint Exploration Agreement (JEA) met de ANKOR groep, later overgenomen door W&T Offshore Inc. (W&T Offshore). De JEA voorzag in het boren van de door Byron geëxploiteerde E2-exploratieput. Door de financiering van 100% van de E2 put verdiende Byron een 100% WI en 80,33% Net Revenue Interest (NRI) tot de uitbetaling van het E2 Project, op welk moment en naar keuze van W&T Offshore, Byron's NRI zou worden aangepast naar 77,33% of W&T Offshore haar 6% overriding
royalty interest (ORRI) kon omzetten naar een 30% WI en Byron's belang in het project zou worden aangepast naar 70% WI met een onbelaste 58,33% NRI. Nu de E2 in december 2022 wordt uitbetaald, heeft WT Offshore formeel zijn
optie uitgeoefend om zijn ORRI om te zetten in een werkend belang in de E2 met ingang van 1 januari 2023, zoals hierboven beschreven. Productieverwerking: Hoewel de oppervlaktelocatie zich op het SM69 E platform bevindt, stroomt de productie van de E2 put via
Byron's eerder aangelegde E-to-G flowline naar de door Byron geëxploiteerde SM58 G faciliteiten. Als gevolg van de omzetting naar een werkend belang door W&T Offshore, de niet-exploiterende partner, zal de put voortaan worden geëxploiteerd onder een bestaande gezamenlijke exploratieovereenkomst met gedeelde kosten en zal de productie worden verwerkt onder een onderling overeengekomen Production Handling Agreement, waarbij Byron een vergoeding per eenheid ontvangt voor olie, gas en water die namens de niet-exploitant
wordt verwerkt. Lopende/toekomstige SM 69E gebiedsactiviteit: Byron vraagt momenteel goedkeuring voor een herzien Development Operations Coordination Document (DOCD) vergunning voor de SM69 E structuur om het boren van een derde put buiten
het SM69 E Platform mogelijk te maken. Byron en W&T Offshore overwegen een SM69 E3 put die gezamenlijk reservoirs zou ontwikkelen langs de respectieve SM58 en SM69 leaselijnen. De productie van Byron sinds de oprichting, met vermelding van aanzienlijke toevoegingen van putten en platforms. De gestapelde componenten van de totale productiecurve dienen ter illustratie van zowel de timing van de toevoegingen van tarieven en reserves als de diversificatie in de tijd
van de activa van Byron. In de afgelopen 5 jaar heeft Byron ernaar gestreefd de boor- en ontwikkelingsactiviteiten te beheren met inachtneming van de beschikbaarheid van installaties, cashflow en financieringsbeperkingen om te zorgen voor een stabiele groei van de reserves, vervanging van de productie en diversificatie van de activa. De stabiliteit van de productie en het vertrouwen in de uitbreiding van de reserves in deze periode hebben Byron in staat gesteld de boor- en ontwikkelingsactiviteiten te plannen en uit te voeren, terwijl de kasstroom
efficiënt werd gebruikt en de schuldenlast tot een minimum werd beperkt. De huidige gemiddelde dagproductie per 25 februari 2023 bedroeg ongeveer 1.600 bopd en 4,3 mmcfgpd netto voor Byron.