Byron Energy Limited a fourni la mise à jour suivante sur l'état d'avancement du programme de forage et d'achèvement de l'île South Marsh 58 de la société, des blocs 62, 63, 76 et 77 de l'île Eugene, des blocs 293, 305 et 306 de Main Pass, ainsi que sur les efforts continus de la société en matière de permis. Progrès de l'achèvement de South Marsh Island 58 : En date du 6 juillet 2022 (USCDT), le puits South Marsh Island 58 G5 (G5) exploité par Byron a été perforé dans les sables L2 et N2 avec du pétrole récupéré à la surface au cours de ces opérations. Le sable L2, moins profond, a été perforé et des mesures de contrôle du sable ont été pompées.

Actuellement, les équipes de la plate-forme se préparent à faire passer un tube de production de 2 7/8". Les pressions mesurées au cours de l'opération de contrôle du sable sur le sable L2 ont indiqué que le réservoir pourrait avoir une perméabilité moyenne globale plus faible que prévu ou que son étendue est limitée. Cependant, l'étendue et la qualité du réservoir de sable L2 ne peuvent être déterminées avant que la production ne soit lancée à la mi-juillet et que les taux soient stabilisés.

Le puits G5 a été configuré pour une future complétion par tubage traversant dans le sable N2 avec contrôle du sable. La décision d'utiliser la technologie de complétion par tubage traversant pour le N2 a été motivée par les conditions du trou et le liner de 5". Le sable N2 dans le G5 devrait produire à des taux de 300 à 500 barils de pétrole par jour (bopd) dans ce scénario et on s'attend toujours à récupérer les réserves N2 cartographiées sur une période plus longue que celle prévue à l'origine.

Comme indiqué dans le communiqué ASX de la société daté du 26 mai 2022, les sables K4/B65 et N2 étaient les principales cibles du G5. Il n'était pas prévu que le L2 soit rencontré dans le puits G5, son étendue est donc inconnue. Si la L2 perforée dans le G5 est d'une étendue limitée, Byron avance des plans pour entreprendre des mesures de contrôle du sable par tubage traversant le sable N2 afin de maximiser la production du puits G5.

Une complétion par through tubing peut être réalisée sans appareil de forage à l'aide d'équipements placés sur la plateforme SM58 G. Une fois les travaux de complétion du G5 terminés, l'appareil de forage dérapera vers le puits G3 (G3) de l'île South Marsh 58 et les opérations de complétion commenceront. Le puits G3 sera configuré pour la production du sable J et du sable K4/B65.

Byron décidera quel sable sera produit en premier dans le G3 après l'obtention des données de perforation. La production initiale du G3 est prévue pour le début du mois d'août. Mise à jour sur la recomplétion SM71 F2/F4 : Le bateau élévateur nécessaire à la recomplétion des puits SM71 F2 et F4 a encore été retardé en raison de l'ampleur accrue des travaux d'obturation et d'abandon entrepris par l'opérateur actuel.

Byron a été informé la semaine dernière que le bateau élévateur ne devrait pas être attendu avant septembre. Acquisition de la licence de données sismiques de Main Pass : Byron détient actuellement une participation directe de 100 % et une participation au revenu net de 87,50 % sur les blocs 293, 305 et 306 de Main Pass comprenant le champ 306 de Main Pass (MP306), précédemment abandonné, qui a produit environ 96 MMBO et 108 Bcf de gaz. MP306 est un dôme de sel complexe sur le plan structurel et stratigraphique qui devrait se prêter à des techniques d'interprétation RTM avancées telles qu'employées dans le cadre du projet de dôme de sel SM58 de Byron.

Ces concessions ont été acquises lors de la vente de baux 251 du Golfe du Mexique, plateau continental extérieur, qui s'est tenue le 15 août 2018. Byron a récemment obtenu une licence pour des données sismiques 3D de migration temporelle inverse (RTM) qui ont été retraitées par l'entrepreneur (TGS) en 2022 et a commencé l'interprétation. MP306 a été découvert en 1969 et se trouve dans environ 200 pieds d'eau.

La zone de données sous licence de Byron permet l'intégration de tous les puits producteurs sur le dôme de sel MP 306 et relie également les découvertes récentes dans la zone adjacente qui peuvent servir d'analogues pour tout prospect généré. L'équipe technique de Byron a commencé le projet d'interprétation et les travaux sont en cours. Mise à jour du projet Eugene Island : Byron a acquis des baux sur les blocs 62, 63, 76 et 77 d'Eugene Island (EI77) en 2018 sur la base des données sismiques 3D traitées par RTM héritées de 2015.

En 2018, Byron a entrepris un projet de retraitement RTM exclusif avec WesternGeco, une société Schlumberger, en utilisant le même flux de travail de traitement qui a été appliqué au projet South Marsh Island 58/71 de Byron. Une fois ces données livrées fin 2019, un vaste projet de remappage de la subsurface a été entrepris et s'est achevé récemment. Le retraitement de 2019 a entraîné une hausse importante de la qualité des données et, après une évaluation complète, il a été déterminé que plusieurs opportunités de grenier de développement précédemment identifiées ne répondaient pas aux critères de risque technique et économique de la société.

Il a également été déterminé que les concepts d'exploration en profondeur précédemment identifiés ne répondaient pas à certains critères géologiques et géophysiques et ont été jugés comme présentant un risque trop élevé pour justifier un forage. De plus, les concessions EI77 se trouvent dans des eaux très peu profondes (moins de 25 pieds) et il n'y a qu'un seul appareil de forage jackup actuellement en activité dans le GOM capable d'accéder à un emplacement de forage à cette profondeur d'eau. Cet appareil est sous contrat à long terme avec un autre opérateur et n'est donc pas disponible.

Ainsi, sur une base technique, économique et pratique, Byron a choisi de renoncer aux quatre baux avant la fin de la durée du bail et a déposé les documents nécessaires auprès du BOEM. Dans le cadre de la préparation de ses comptes annuels, Byron réduira à néant les dépenses d'exploration et d'évaluation précédemment capitalisées d'environ 2,5 millions USD et retirera les réserves non développées et les ressources prospectives d'EI77 des réserves et ressources comptabilisées de la société. Les réserves nettes 2P totales de 1,9 million de barils de pétrole (Mmbo) et 67,9 milliards de pieds cubes (Bcf) de gaz et les réserves nettes 3P de 4,5 Mmbo et 86,6 Bcf attribuées à EI77 ont été incluses dans le rapport sur les réserves de 2021 de la société.