Byron Energy Limited informierte über den aktuellen Stand des Bohr- und Fertigstellungsprogramms South Marsh Island 58, der Blöcke 62, 63, 76 und 77 auf Eugene Island, der Blöcke 293, 305 und 306 auf Main Pass sowie über die laufenden Genehmigungsverfahren des Unternehmens. Fortschritte bei der Fertigstellung von South Marsh Island 58: Mit Stand vom 6. Juli 2022 (USCDT) wurde das von Byron betriebene Bohrloch South Marsh Island 58 G5 (G5) sowohl im Sand L2 als auch im Sand N2 perforiert, wobei Öl an der Oberfläche gewonnen wurde. Der flachere L2-Sand wurde perforiert und Sandkontrollmaßnahmen wurden gepumpt.

Derzeit bereiten sich die Bohrmannschaften darauf vor, 2 7/8" Produktionsrohre zu verlegen. Die während der Sandkontrollmaßnahmen im L2-Sand gemessenen Drücke deuten darauf hin, dass die durchschnittliche Durchlässigkeit des Reservoirs insgesamt geringer ist als erwartet oder dass es nur eine begrenzte Ausdehnung hat. Das Ausmaß und die Qualität der L2-Sand-Lagerstätte können jedoch erst bestimmt werden, wenn die Produktion Mitte Juli aufgenommen wird und sich die Förderraten stabilisiert haben.

Das Bohrloch G5 wurde für eine zukünftige Bohrlochverrohrung im N2 Sand mit Sandkontrolle eingerichtet. Die Entscheidung, die N2-Bohrung mit der Through-Tubing-Technologie zu vervollständigen, wurde durch die Bohrlochbedingungen und den 5-Zoll-Liner bestimmt. Es wird erwartet, dass der N2-Sand im G5-Gebiet in diesem Szenario 300 bis 500 Barrel Öl pro Tag (bopd) produzieren wird und dass die kartierten N2-Reserven über einen längeren Zeitraum als ursprünglich geplant gefördert werden können.

Wie in der ASX-Mitteilung des Unternehmens vom 26. Mai 2022 angegeben, waren die Sande K4/B65 und N2 die Hauptziele der G5. Es wurde nicht erwartet, dass die L2 in der G5-Bohrung angetroffen wird, so dass ihre Ausdehnung unbekannt ist. Für den Fall, dass die in der G5-Bohrung durchbohrte L2 nur eine begrenzte Ausdehnung hat, treibt Byron die Pläne für die Durchführung von Sandkontrollmaßnahmen im N2-Sand mit Hilfe von Through-Tubing voran, um die Produktion der G5-Bohrung zu maximieren.

Ein Through-Tubing-Abschluss kann ohne Bohrgerät mit Hilfe von Geräten auf der SM58 G-Plattform durchgeführt werden. Sobald die Arbeiten zur Fertigstellung des Bohrlochs G5 abgeschlossen sind, wird die Bohranlage zum Bohrloch South Marsh Island 58 G3 (G3) verlegt und die Fertigstellungsarbeiten werden beginnen. Das Bohrloch G3 wird für die Förderung aus dem J-Sand und dem K4/B65-Sand eingerichtet.

Byron wird entscheiden, welcher Sand in der G3-Bohrung zuerst gefördert werden soll, nachdem die Perforationsdaten vorliegen. Die erste Produktion aus der G3 wird für Anfang August erwartet. SM71 F2/F4 Recompletion Update: Das für die Rekomplettierung der Bohrlöcher SM71 F2 und F4 benötigte Hubboot hat sich weiter verzögert, da der derzeitige Betreiber die Arbeiten zum Verschließen und Aufgeben der Bohrlöcher ausgeweitet hat.

Byron wurde letzte Woche mitgeteilt, dass das Hubboot nicht vor September zu erwarten sei. Main Pass Seismic Data Lizenz erworben: Byron hält derzeit eine 100%ige Arbeitsbeteiligung und eine 87,50%ige Nettoertragsbeteiligung an den Main Pass Blöcken 293, 305 und 306, zu denen das zuvor aufgegebene Main Pass 306 Feld (MP306) gehört, das etwa 96 MMBO und 108 Bcf Gas produziert hat. MP306 ist ein strukturell und stratigraphisch komplexer Salzstock, der sich für fortschrittliche RTM-Interpretationstechniken eignen sollte, wie sie bei Byrons Salzstockprojekt SM58 eingesetzt werden.

Diese Pachtgebiete wurden am 15. August 2018 im Rahmen des Gulf of Mexico, Outer Continental Shelf Lease Sale 251, erworben. Byron hat vor kurzem seismische 3D-Daten mit umgekehrter Zeitmigration (RTM) lizenziert, die vom Auftragnehmer (TGS) im Jahr 2022 neu verarbeitet wurden, und hat mit der Interpretation begonnen. MP306 wurde 1969 entdeckt und liegt in etwa 200 Fuß Wassertiefe.

Das von Byron lizenzierte Datengebiet ermöglicht die Integration aller produzierenden Bohrungen auf dem Salzstock MP 306 und bindet auch die jüngsten Entdeckungen im angrenzenden Gebiet ein, die als Analoga für alle generierten Aussichten dienen können. Das technische Team von Byron hat mit dem Interpretationsprojekt begonnen und die Arbeiten dauern an. Update zum Eugene Island Projekt: Byron hat 2018 Pachtverträge über die Eugene Island Blöcke 62, 63, 76 und 77 (EI77) erworben, die auf den 2015 von RTM verarbeiteten seismischen 3D-Daten basieren.

Im Jahr 2018 führte Byron ein eigenes RTM-Wiederaufbereitungsprojekt mit WesternGeco, einem Schlumberger-Unternehmen, durch, bei dem derselbe Verarbeitungsprozess wie bei Byrons Projekt South Marsh Island 58/71 angewandt wurde. Nachdem diese Daten Ende 2019 geliefert wurden, wurde ein umfangreiches Projekt zur Neukartierung des Untergrunds durchgeführt, das kürzlich abgeschlossen wurde. Die Neuaufbereitung im Jahr 2019 führte zu einer erheblichen Verbesserung der Datenqualität und nach einer vollständigen Auswertung wurde festgestellt, dass mehrere zuvor identifizierte Erschließungsmöglichkeiten auf dem Dachboden nicht den technischen und wirtschaftlichen Risikokriterien des Unternehmens entsprechen.

Außerdem wurde festgestellt, dass die zuvor identifizierten Konzepte für die Tiefenerkundung bestimmte geologische und geophysikalische Kriterien nicht erfüllten und als zu risikoreich eingestuft wurden, um Bohrungen zu rechtfertigen. Außerdem befinden sich die EI77-Pachtgebiete in sehr geringen Wassertiefen (weniger als 25 Fuß) und es gibt nur eine Hubbohrinsel, die derzeit im GOM in der Lage ist, eine Bohrstelle in dieser Wassertiefe zu erreichen. Diese Bohrinsel hat einen langfristigen Vertrag mit einem anderen Betreiber und ist daher nicht verfügbar.

Aus technischen, wirtschaftlichen und praktischen Gründen hat sich Byron daher entschlossen, alle vier Pachtverträge vor Ablauf der vollen Laufzeit aufzugeben und hat die erforderlichen Unterlagen bei der BOEM eingereicht. Im Rahmen der Erstellung des Jahresabschlusses wird Byron die zuvor aktivierten Explorations- und Evaluierungskosten in Höhe von etwa 2,5 Millionen USD auf Null reduzieren und die nicht erschlossenen Reserven und voraussichtlichen Ressourcen von EI77 aus den gebuchten Reserven und Ressourcen des Unternehmens entfernen. Die gesamten 2P-Nettoreserven von 1,9 Millionen Barrel Öl (Mmbo) und 67,9 Milliarden Kubikfuß (Bcf) Gas sowie die 3P-Nettoreserven von 4,5 Mmbo und 86,6 Bcf, die EI77 zugeschrieben werden, wurden in den Reservenbericht des Unternehmens für 2021 aufgenommen.