Mise à jour de l'entreprise

POUR DIFFUSION IMMÉDIATE

26 Janvier 2024

               Predator Oil & Gas Holdings Plc / Indice : LSE / Epic : PRD / Secteur : Oil & Gas

                                             Code LEI 213800L7QXFURBFLDS54

Predator Oil & Gas Holdings Plc

(« Predator » ou la « Société » et avec ses filiales le « Groupe »)

                                                 Mise à jour de l'entreprise

                                                        Avantages

·    Le rapport technique indépendant donne des ressources de gaz récupérables contingentes sans risque P50 et P10 de 109.28 et 234.42 BCF respectivement nettes au PRD.

·    Ressources gazières prospectives récupérables sans risque P50 et P10 de 139.67 et 312.16 BCF respectivement nettes au PRD.

·    Un rapport technique indépendant sur l'évaluation du développement potentiel du GNC donne une VAN à 10 % de 128.08 et un flux de trésorerie positif non actualisé de 207.504 millions de dollars américains, l'intérêt économique net du PRD avec un TRI de 138 %.

·    Hypothèses d'entrée Profil de production de 20 mm de cfgpd maintenu pendant 6 ans pour récupérer 32.85 BCF de PRD net à un prix du gaz fixe de 12 $ US/mcf.

·    Entièrement financé pour tous les engagements fermes 2024

Predator Oil & Gas Holdings Plc (LSE : PRD), la société pétrolière et gazière basée à Jersey dont les opérations à court terme sont concentrées au Maroc et à Trinidad, est heureuse de fournir une mise à jour de l'entreprise.

Plus loin suite à l'annonce du 12 janvier 2024 relative à une mise à jour des opérations, la Société publie aujourd'hui un rapport technique indépendant (« ITR ») de Scorpion Geoscience Ltd. pour le bloc Guercif et le potentiel de ressources de la sous-zone Moulouya suite à une évaluation de les résultats du programme de forage 2023.

https://wp-predatoroilandgas-2020.s3.eu-west-2.amazonaws.com/media/2024/01/Guercif_ITR_20240124.pdf

Ressources en gaz

Tableau 1 Gaz en place éventuel et potentiel sans risque et (ressources récupérables) BCF (milliards de pieds cubes de gaz) nets par rapport au PRD.

¹ La deuxième phase de tests sans plate-forme utilisant Sandjet évaluera ces intervalles pour déterminer 

  si l'interprétation pétrophysique NuTech indiquant la présence de gaz peut être  

  vérifié pour tout ou partie de ces intervalles.

Comme annoncé précédemment, le programme de travail proposé par la Société pour 2024, consistant à tester des puits sans plate-forme et à des forages d'évaluation et d'exploration discrétionnaires, sous réserve du consentement et des approbations réglementaires, est conçu pour ajouter progressivement des ressources potentielles pour le développement évolutif du GNC, financées rapidement grâce à la gestion des flux de trésorerie organiques.

L'annonce d'aujourd'hui du début prévu des tests sans plate-forme vers le 29 janvier 2024 est la première étape du processus axé sur l'évaluation de sables spécifiques dans les intervalles plus larges Ma et TGB 2 dans MOU-1 et MOU-3. À titre indicatif, seuls des débits de gaz compris entre 1 et 3 mm cfgpj à partir de chacun de ces puits, dans un cas de réussite, seraient potentiellement suffisants pour soutenir une future option de développement pilote de GNC.

En fonction des résultats des tests sans plate-forme, en particulier s'il existe ou non des preuves d'un taux d'épuisement de la pression du réservoir avec le temps, les données des tests de puits peuvent être extrapolées pour soutenir les volumétries de gaz 2C et, potentiellement 3C, présentées dans le tableau 1. pour les intervalles de sable Ma et TGB. Les résultats des tests et la composition des produits testés peuvent également aider à calibrer d'autres sables dans ces intervalles qui, selon les enregistrements pétrophysiques de NuTech, pourraient contenir du gaz.

Dans le cas où les résultats des tests sans plate-forme sont conformes à la gamme possible de ressources récupérables 2C et 3C, alors un profil de gaz GNC de 20 mm cf/jour maintenu pendant 6 ans pour récupérer un volume brut de 43.8 BCF peut être atteint à partir de 4 puits de production (2 puits intercalaires à forer à un moment approprié après que la production ait été établie et que le taux d'épuisement de la pression du réservoir ait été mesuré). Des forages intercalaires supplémentaires peuvent être nécessaires en fonction des performances de livrabilité du puits au fil du temps.

Sur la base de ce profil, l'ITR donne, en utilisant un prix de marché du gaz industriel fixe de 12 $ US par mcf, une VAN sans risque à 10 % de 108 millions de dollars US et un TRI de 138 % avec des revenus en espèces positifs non actualisés de 207.504 millions de dollars US pour le intérêt économique net de Predator, équivalant à 6.345 millions de dollars américains sans risque et non actualisé par BCF de production de GNC.

Le calendrier de « First Gas » dépend d'un certain nombre de facteurs tiers, notamment les consentements et approbations gouvernementaux et environnementaux et le long délai d'achat ou de location de remorques GNC et de compresseurs de gaz. Une fois que les résultats des tests sans plate-forme seront disponibles, le marché des services et équipements GNC pourra être évalué avec une plus grande certitude en ce qui concerne les délais de livraison.

Le RTI résume, entre autres : les risques géologiques ; l'impact des dommages potentiels causés à la formation de puits ; et les origines possibles du gaz échantillonné à ce jour lors des pré-tests. Il est prévu que, dans la mesure du possible, ces risques soient traités par la première phase de tests sans plate-forme.

Ces risques sont accrus dans le cas de plusieurs zones présentées dans le tableau 1 identifiées dans MOU-1, MOU-3 et MOU-4 pour les tests sans plate-forme utilisant Sandjet. Par conséquent, prudemment, la Société n’affecte pour le moment aucune ressource potentielle à ces intervalles. Toutes les ressources gazières confirmées au cours de l’un de ces intervalles seraient disponibles pour une mise à l’échelle du développement du GNC moyennant des coûts de développement supplémentaires très faibles.

L'ITR reconnaît une prospectivité supplémentaire pour le gaz dans le Jurassique (réservoirs carbonatés et clastiques) dans les pièges structuraux et stratigraphiques qui incluent l'entité jusqu'à 177 km² dont le bord a été testé par le MOU-4. Si de futurs forages s'avèrent concluants, cela nécessiterait, une fois la demande du marché industriel satisfaite, une stratégie de commercialisation du gaz en électricité pour soutenir un dossier de développement et/ou un marché d'exportation via le gazoduc du Maghreb, situé à seulement 9 km. kilomètres de la zone d'intérêt géologique actuel de la Société.

La Société est entièrement financée pour mener à bien l'ensemble de ses programmes d'essais sans plate-forme prévus à Guercif.

 IRLANDE

La Société a reçu depuis la dernière mise à jour de ses opérations une communication du Bureau de réglementation des géosciences (« GSRO ») du ministère de l'Environnement, du Climat et des Communications informant la Société que l'examen de sa demande d'autorisation successeur à l'option de licence 16/26 Corrib On espère que le Sud sera conclu au cours du premier trimestre 1 et que le GSRO écrirait prochainement à la Société à ce sujet.

Paul Griffiths, président exécutif de Predator, a commenté :

"Nous sommes heureux de pouvoir enfin progresser dans le programme de tests sans plate-forme. La phase initiale est importante pour nous pour la conception et la mise en œuvre du programme de tests sans plate-forme Sandjet qui suivra une fois les travaux de planification opérationnelle de Sandjet terminés.

Les tests sans plate-forme Sandjet se concentreront sur le Moulouya Fan et sur plusieurs zones à d'autres niveaux qui, selon les journaux pétrophysiques de NuTech, pourraient contenir des hydrocarbures mais qui nécessitent une validation par d'autres moyens.

Les travaux de planification de Cory Moruga progressent à Trinidad cette semaine pour mettre en place une petite équipe d'opérations chargée de mettre en œuvre les opérations de reconditionnement proposées une fois la planification terminée et les approbations environnementales reçues.

L'Irlande nous a pris par surprise. Nous restons prudemment optimistes quant à la possibilité d'avoir un partenaire pour Corrib South dans le cas où une autorisation successeur serait accordée. Rien ne garantit que la conclusion du processus GSRO DECC entraînerait nécessairement un résultat positif pour la Société. Corrib South est un actif d'exploration de qualité adjacent à l'infrastructure du champ gazier de Corrib et était auparavant détenu par Shell en vertu d'une autorisation de licence de réserve.

Pour de plus amples renseignements, visitez www.predatoroilandgas.com

Suivez la société sur twitter @PredatorOilGas.

Cette annonce contient des informations privilégiées aux fins de l'article 7 du règlement (UE) n° 596/2014 sur les abus de marché

Pour plus d'informations, veuillez visiter le site Web de la société à l'adresse www.predatoroilandgas.com: 

Enquêtes

Notes aux rédacteurs:  

Predator est l'opérateur de l'accord pétrolier de Guercif à terre au Maroc, prometteur pour le gaz du Tertiaire et du Jurassique. Le centre actuel du programme de forage d'exploration et d'évaluation est situé à moins de 10 kilomètres du gazoduc maghrébin. Le puits MOU-1 foré en 2021 et les puits MOU-3 et MOU-4 forés en 2023 ont été achevés pour des tests sans plate-forme début 2024. À court terme, l'accent est mis sur la fourniture de gaz naturel comprimé (« GNC ») à l'industrie marocaine. marché. Un accord de collaboration pour des ventes potentielles de gaz GNC allant jusqu'à 50 mm cfgpj a été signé avec Afriquia Gaz. D’autres activités de forage sont prévues en 2024 pour évaluer davantage le prospect MOU-4 Jurassic.

Predator cherche à moyen terme à appliquer à Trinidad des techniques de CO2 EOR qui présentent l'avantage de séquestrer le dioxyde de carbone anthropique. L'acquisition de T-Rex Resources (Trinidad) Ltd. (« T-Rex ») est une première étape vers la réalisation de cet objectif. T-Rex détient la licence de production Cory Moruga. Cory Moruga est un champ pétrolifère quasi vierge, en grande partie sous-exploité, d'une taille potentielle similaire à celle des champs pétrolifères matures proches de Moruga West et d'Inniss-Trinity. La licence de production de Cory Moruga constitue un atout potentiellement important pour la Société, avec la capacité de générer des bénéfices d'exploitation positifs à court terme. Le capital requis pour le développement par étapes du champ peut être mis en œuvre en utilisant potentiellement les bénéfices d'exploitation générés par un niveau croissant de revenus de production bruts.

Predator possède et exploite des actifs d'exploration et d'évaluation dans le cadre d'options de licence au large de l'Irlande, pour lesquelles des autorisations successives ont été demandées, adjacentes au champ gazier Corrib de Vermilion dans le bassin de Slyne sur la marge atlantique et à l'est du champ gazier déclassé de Kinsale dans la mer Celtique. Les demandes d'autorisations successives restent "à l'étude" par la DECC.

Predator a développé un projet de stockage flottant et de regazéification ("FSRUP") pour l'importation de GNL et sa regazéification pour l'Irlande et développe également des concepts de stockage de gaz pour assurer la sécurité de l'approvisionnement en gaz et la volatilité des prix du gaz pendant les périodes de pointe de la demande de gaz.

Les progrès ultérieurs du Mag Mell FSRUP dépendront de la politique gouvernementale en matière de sécurité de l'approvisionnement énergétique. Un concept FSRUP généralisé est désormais reconnu par le gouvernement comme une option pour la sécurité de l'approvisionnement énergétique.

La Société dispose d'une équipe de direction restreinte mais très expérimentée, qui a fait ses preuves dans l'exécution réussie d'opérations de forage dans le secteur pétrolier et gazier et dans l'acquisition d'actifs où il existe un potentiel de génération de rendements multiples pour des niveaux d'investissement relativement faibles et gérables.