Roan Resources, Inc. a annoncé ses résultats d'exploitation pour le deuxième trimestre et le semestre clos le 30 juin 2019. La production quotidienne moyenne de la société au deuxième trimestre 2019 s'est élevée à environ 50,8 MBep/j (26 % de pétrole, 29 % de LGN, 45 % de gaz), ce qui a dépassé les prévisions ajustées de 50 MBep/j, et a représenté une augmentation de 41 % par rapport au deuxième trimestre 2018. Le pétrole (MBbls) a été de 1 198, contre 877 il y a un an. Le gaz naturel (MMcf) a été de 12 533, contre 9 157 il y a un an. Les liquides de gaz naturel (MBbls) ont été de 1 339 contre 883 il y a un an. Les volumes totaux (MBoe) étaient de 4 626 contre 3 286 l'année précédente. La société a foré 17 puits bruts (12,7 nets) exploités (30,5 miles latéraux bruts) au cours du deuxième trimestre. La société a également mis en service 22 puits bruts (15,3 nets) au cours du trimestre, soit trois puits de plus que prévu en raison de l'amélioration des temps de cycle. Le taux moyen sur 30 jours pour les 22 puits bruts exploités mis en service au cours du trimestre était de 1 165 MBep/j (42 % de pétrole, 23 % de LGN, 35 % de gaz), lorsqu'il est normalisé à un latéral de 10 000 pieds, avec une longueur moyenne réelle de latéral de 8 900 pieds. Les puits marquants du deuxième trimestre comprennent l'unité Mad Play, les puits Mayes Earl, les puits Mayes Victory Slide, l'unité Zenyatta et l'unité Red Bullet/Silver Charm. L'unité Mad Play de 4 puits a eu un IP moyen sur 30 jours de 1 601 Boe/d (44 % de pétrole, 20 % de LGN, 36 % de gaz) et un IP moyen sur 90 jours de 1 240 Boe/d (42 % de pétrole, 20 % de LGN, 38 % de gaz) à partir d'un latéral normalisé de 10 000 pieds (avec une longueur réelle de latéral de 6 780 pieds), avec un coût moyen de puits inférieur à 7 millions. Les trois puits Mayes optimisés dans l'unité Earl ont eu un rendement IP moyen sur 30 jours de 1 466 bep/j (39 % de pétrole, 24 % de LGN, 37 % de gaz) et un rendement IP moyen sur 90 jours de 1 222 bep/j (32 % de pétrole, 24 % de LGN, 44 % de gaz) à partir d'un latéral normalisé de 10 000 pieds (avec une longueur de latéral réelle de 10 160 pieds), avec un coût de puits moyen de 7,4 millions. Les deux puits Mayes Victory Slide avaient un IP moyen sur 30 jours de 1 170 bep/j (67% de pétrole, 15% de LGN, 18% de gaz) et un IP moyen sur 60 jours de 1 091 bep/j (64% de pétrole, 17% de LGN, 19% de gaz) à partir d'un latéral normalisé de 10 000 pieds (avec une longueur de latéral réelle de 9 900 pieds), avec un coût moyen de puits d'environ 6 millions. L'unité Zenyatta est une unité Woodford à 2 puits située dans le comté de Stephens avec une séparation horizontale d'environ 1 000 pieds entre les puits de forage et a testé deux zones Woodford différentes, situées dans le sud du SCOOP. L'unité Zenyatta à 2 puits avait un IP moyen sur 30 jours de 1 104 Boe/d (32% de pétrole, 32% de LGN, 36% de gaz) et un IP moyen sur 90 jours de 1 004 Boe/d (27% de pétrole, 34% de LGN, 39% de gaz) à partir d'un latéral normalisé de 10 000 pieds (avec une longueur latérale réelle de 9 750 pieds). L'unité Red Bullet/Silver Charm a été achevée à la fin du deuxième trimestre. Il s'agit d'une unité de 4 puits, avec deux puits Mayes et deux puits Woodford, avec une séparation horizontale de 800 à 1 160 pieds et une séparation verticale d'environ 200 pieds entre les puits de forage situés dans la Fusion occidentale. Les taux moyens d'IP à 30 jours par puits sont les suivants : L'unité de 4 puits Red Bullet/Silver Charm a produit un débit moyen de 1 545 Boe/d (41 % de pétrole, 26 % de LGN, 33 % de gaz) à partir d'un latéral normalisé de 10 000 pieds (la longueur réelle du latéral étant de 9 500 pieds), avec un coût moyen de puits d'environ 8 millions. Les temps de forage continuent de s'améliorer, et la société a foré son puits de 2 miles le plus rapide à ce jour au cours du trimestre. Le puits Fusaichi Pegasus 9-4-13-6 3MXH a été foré en 6,4 jours, soit près de 60 % plus vite que la durée moyenne de forage des puits Mayes de 2 miles. Grâce à des temps de forage plus rapides, les coûts de forage continuent de diminuer. La société a foré ses puits à un coût moyen par pied de 140 $, soit environ 25 % de moins qu'au trimestre précédent. Les coûts de complétion par pied se sont également améliorés d'environ 20 % par rapport au premier trimestre de 2019 en raison de la baisse des coûts de service, de conceptions de fracturation plus efficaces et de forages plus efficaces. Pour le semestre, le pétrole (MBbls) de la société s'est élevé à 2 337, contre 1 915 il y a un an. Le gaz naturel (MMcf) s'est élevé à 24 153, contre 18 069 l'année précédente. Liquides de gaz naturel (MBbls) : 2 668 contre 1 757 l'année précédente. Les volumes totaux (MBoe) ont été de 9 031 contre 6 684 l'année précédente. La moyenne quotidienne des volumes totaux (MBoe/d) était de 49,9 contre 36,9 l'année précédente. Pour le reste de l'année, la société prévoit qu'elle sera dans le rejet d'éthane au lieu de la récupération d'éthane, ce qui a un impact sur la production sur une base mensuelle d'environ 3,3 MBoe/d. Après avoir intégré les ajustements pour le rejet d'éthane pour la période prévue et la surperformance du deuxième trimestre, la société met à jour ses prévisions de production pour l'ensemble de l'année 2019 pour qu'elles se situent entre 50,5 MBoe/j et 53,5 MBoe/j.