PEN-Assessment of the Turonian Development Potential


19 June 2018



MX Oil / Ticker: MXO / Index: AIM / Sector: Oil & Gas



MX Oil plc ("MX Oil" or the 'Company')



Assessment of the Turonian Development Potential



MX Oil plc, an oil and gas investing company quoted on AIM, is pleased to provide a further update with regard to OML 113, the offshore licence in Nigeria, in which it has an investment. The Aje Field within the OML 113 licence area commenced production in 2016 and, on 1 May 2018, the Company announced the results from the updated Competent Persons Report ("CPR") based on the production data that had been generated to date.

Further work has now been carried out using the production data from both Aje-4 and Aje-5 to estimate the potential for an integrated oil and gas development of the Aje Field. As a result of the internal estimates, the licence partners, including MX Oil, are now working on a simulation study to assess the potential for new oil wells in both the Turonian and Cenomanian.

The Aje-4 well completed on the Cenomanian currently produces 1,500 - 1,700 bopd. The production performance extrapolation of Aje-4 suggests that the connected oil volume to that well is significantly greater than currently mapped, suggesting the possibility of drilling a further well to the east of Aje-4, most likely in the previously planned Aje-6 location.

The Aje-5 sidetrack well currently produces 1,600 - 1,700 bopd from a limited six foot completion interval on the Turonian oil rim. The well is performing better than anticipated, underlining the potential for this reservoir. Optimal development of the oil rim requires the drilling of long horizontal wells and producing in a measured way to keep the water and gas in place. The Directors estimate that these wells could produce up to 5,000 bopd per well and this is expected to be confirmed by the simulation modelling.

The Company expects the simulation study to take approximately three months and will allow the Turonian Oil Rim Development Plan to be finalised.

Once the simulation modelling work has been completed, a further update will be provided to the market.



Stefan Oliver, CEO said:

"We are very pleased with the results of the latest CPR and the follow on work using the production data for the two producing wells. The Aje Field clearly has great potential to become a very significant production asset and we are busy working on the next stage of its development."



For further information please visit www.mxoil.co.uk or contact:


MX Oil PLC

Stefan Olivier, CEO


+44 20 7571 0473
https://www.voxmarkets.co.uk/rns/announcement/2b72afae-fc28-4ca2-82ed-12733175f385/
Galv
25.06.2018 kl 11:36 3368

Hei

Håper noe kan legge ut litt info. Har søkt og søkt finer ikke utgifter på Dussafu før BW inn på feltet.
Har sett en plass et tall på 400 mil før BW boring startet. Har forstått PEN skal få dekket deres 33% utgifter av dette.
Har noe peiling på hvordan gamle utgifter-prøveboringer osv skal betales tilbake og etter hvilken brøk.
Regner med først betales produksjons utgifter- så betales gamle utgifter.
Dette med gamle utgifter har vel også med skatt til Gabon.

Spørs om ikke Kineserene sogler på Aje;)

China imported 4.15 million tonnes of LNG last month, up 42.8 percent year-on-year, according to the General Administration of Customs data.

Små baby poster som ligger ute til salgs i dag. Ingen salgsvilje Bare plukke i vei før vi skyter fart mot 20.

Fikk litt ekstra på 12,40 siste uke. Takk for det, skal ta godt være på aksjene som var dine :-)

Husker noen hva var offentlig estimert dato for ferdigstilling av boring og testing av prod brønn #2?

Min båt er så liten og havet så stor, og under meg er det muligens masse masse olje ......
Galv
25.06.2018 kl 19:10 3013

Hei

har funnet det eg lurte på- tok en copy og legger det ut.
Betyr dette også større andel inntil kostnad betalt som på AJE- eller er det kun skatt til Gabon dette er om.
Spitzer
15.03.2018 kl 14:12
866
Del
Rapportér
Fikk et veldig tilfredsstillende svar på mitt spørsmål og cost recovery pool for Dussafu ifbm. at PEN solgte seg ned fra 33 % til 8,33%

PEN beholder sin cost pool på 33% av historiske kostnader fra tiden før BWO kom inn. Kostnader som er påløpt etter at BWO overtok PEN sin eierandel har PEN en cost recovery pool på 8,33%.

Dette betyr at PEN har mye kostnader de kan trekke fra skattemessig når produksjon fra Dussafu er i gang!!
Veldig bra.
Spitzer
25.06.2018 kl 20:01 2950

Gjelder skattemessig.
Dersom Tullow benytter Back-in rettighet vil PEN være berettiget en større andel av kjøpsprisen enn nåværende eierandel skulle tilsi.
Redigert 25.06.2018 kl 20:03 Du må logge inn for å svare
sulzrox
25.06.2018 kl 20:58 2876

Vil Tullow benytter Back-in rettigheter?
Viss vi seier historiske kostnader på Dussafu før BWO er 400 mUSD. Her får PEN 33% av historisk kostnad.
400 * 10% = 40 mUSD som Tullow må betale for 10%. Av dette får PEN 33% som blir 13,2 mUSD.
Viss vi seier kostnad etter BWO og frem til first oil er 170 mUSD. Her får PEN 8,33% av kostnaden.
170 * 10% = 17 mUSD som Tullow må betale for 10%. Av dette får PEN 8,33% som blir 1,4 mUSD.

PEN får totalt 14,6 mUSD og andelen blir redusert frå 8,33% til 7,5%.

Det skulle vel sei at Tullow verdsette Dussafu til 570 mUSD ved first oil.
570 * 7,5% = 42,75 mUSD (7,5% PEN sin nye andel av Dussafu)
PEN skal da være verdt 42,75 + 14,6 = 57,35 mUSD
57,35 * 8 (doller kurs) = 458,8 mNOK ( så kommer AJE i tillegg)

Viss eg har regnet rett, så kan eg ikkje forstå ant enn Tullow vil bruke sin Back-in rettighet.
Spitzer
25.06.2018 kl 21:15 2855

Cash kommer også i tillegg
Utsatt skattefordel også, men den er vanskelig omsettelig
Redigert 25.06.2018 kl 21:15 Du må logge inn for å svare
Alby
25.06.2018 kl 21:17 2849


Er det noen tidsfrist for hvor når Tullow må benytte seg av denne retten ?

Godt spørsmål, Mossing. Det må jo være det. Det er ikke så uvanlig at slike beslutninger må tas før utbygging. Det er ikke gjort her så da er det ikke godt å si. Før first oil? Ikke vet jeg.
sulzrox
25.06.2018 kl 21:53 2806

Tullow kan ikkje bruke denne retten før first oil.
Er eit godt spm vi kan spør selskapet om viss ingen veit det. Må vere noen her som veit
Redigert 25.06.2018 kl 21:55 Du må logge inn for å svare
sulzrox
25.06.2018 kl 21:59 2797

Hva står 1P 2P og 3P for?
Eks :
Tortue Reserves
Total 1P = 15.9 MMbbl
Total 2P = 23.5 MMbbl
Total 3P = 31.4 MMbbl

Edit:
Fann svare sjølv.
1P – Proved reserves represent volumes that will be recovered with 90% probability
2P – Proved + Probable represent volumes that will be recovered with 50% probability
3P – Proved + Probable + Possible volumes that will be recovered with 10% probability
Redigert 25.06.2018 kl 22:40 Du må logge inn for å svare
oto1
25.06.2018 kl 22:04 2784

I en BWO presentasjon (den siste?) står det at retten kan brukes en viss tid etter first oil.

Hvor lenge etter first oil er imidlertid ukjent.

Kan de bruke den etter first oil kan de selvsagt også bruke den før first oil, men hvorfor i all verden skal de gjøre det?
koster det samme uansett, og mye bedre å vite produksjonen før man bestemmer seg.
sulzrox
25.06.2018 kl 22:14 2764

oto1
Eg har info fra her: https://register.gotowebinar.com/register/1949936981470973698
Hør fra 7:30. "Only after first oil"

Ps. Meget bra presentasjon
agawu
25.06.2018 kl 23:35 2671

Stemmer: "Tullow and AIC-PETROFI hold the PSC-defined state back-in rights of 10%, exercisable within a certain time after first oil"

La også merke til en notis rundt first oil fra en tidligere presentasjon til Panoro (Pareto sept 2017), "Field Development Plan has been approved by the Government of Gabon, first oil required by Q3 2018", ergo det virker absolutt nødvendig at first oil blir meldt innen utgangen av september.

https://newsweb.oslobors.no/message/454467

Da var second well successfully completed :) Her er det mange som må løpe etter kursen

Bare som et apropos ang. back-in right så ser det ut at Tullow har en veldig bra en. De får også med seg neste letebrønn før de bestemmer seg hvis det stemmer. veldig bra for dem.


Back-in-Right

"A feature of oil and gas contracts that allows a party, often a government [or NOC], to acquire an equity participation once the commercial discovery has been made without carrying the risk of exploration."

http://negotiationsupport.org/glossary/back-right

sulzrox
26.06.2018 kl 10:59 2304

Er det ikkje litt rart at SEB analysen ikkje tar hensyn til Tullow sin Bak in right?

Litt på siden

Lekoil (en av våre naboer på Aje-lisensen) har lagt ut litt mer om OGO etc. i en presentasjon

http://www.lekoil.com/investor-presentations-article/investor-presentation-197?file=files/downloads/2018/Stanbic%20June%202018%20v3.pdf
agawu
26.06.2018 kl 11:18 2261

FF: Takk for den! De har faktisk fått minister godkjenning for deler av transaksjonen (17.% av 40%). Endelig begynner det å røre på seg i naboblokken.