Concretan adquisición de T-Rex Resources (Trinidad) Limited y Cory Moruga

*Este comunicado fue traducido por un sistema automático.

Por Predator Oil & Gas

Predator Oil & Gas Holdings Plc (LSE: PRD), la compañía de petróleo y gas con sede en Jersey con operaciones de gas a corto plazo centradas en Marruecos, se complace en informar que, tras los anuncios del 20 de diciembre de 2022, 8 de marzo de 2023, 1 de junio de 2023 y 30 de agosto de 2023 la transacción para la adquisición a Challenger Energy Group Plc ("CEG") de T-Rex Resources (Trinidad) Limited ("TRex") y un 83,8% de la licencia Cory Moruga ("Cory Moruga"), costa adentro de Trinidad, ha completado hoy, 7 de noviembre de 2023 (la "Fecha de Finalización").

La finalización de la transacción se produce tras la recepción de acuerdos del Ministerio de Energía e Industrias Energéticas de Trinidad ("MEEI").

Como consecuencia de las negociaciones asociadas con la obtención de esos acuerdos, el PRD y la CEG acordaron variar algunos de los términos del acuerdo previamente anunciado entre ellos, de la siguiente manera:

· Al finalizar, el PRD ha pagado a CEG US$1 millón;

· Otro millón de dólares estadounidenses, que el PRD deberá pagar a CEG 6 meses después de la fecha de finalización, será pagado inmediatamente por el PRD directamente al MEEI, en parte para liquidar las cuotas atrasadas de la licencia de Cory Moruga; y

· Un contingente de US$1 millón pagadero por el PRD a CEG en caso de que el campo Cory Moruga alcance ciertos puntos de referencia de producción futuros, y el PRD otorgue a CEG un futuro derecho de reingreso a una participación del 25% en el campo Cory Moruga a un múltiplo elevado. de base de costos, ya no se aplicará, lo que refleja la contribución de CEG al valor de liquidación del saldo de las cuotas vencidas en la licencia de Cory Moruga, que por acuerdo será recuperado por MEEI a través de pagos trimestrales atrasados acordados, que son deducibles de Petroleum Profit. Impuesto e impuesto petrolero complementario.

Paralelamente a la finalización, todas las diferencias históricas y disputas entre PRD y CEG en relación con el Proyecto piloto EOR de CO2 de Inniss-Trinity se han resuelto completa y amigablemente de conformidad con los términos del Acuerdo de Conciliación previamente anunciado entre PRD y CEG.

Programa de trabajo inicial

El Programa de Trabajo Inicial acordado por el PRD con el MEEI se llevará a cabo durante los próximos tres años a partir de la Fecha de Culminación e incluirá:

· Reingreso a Snowcap-1 para que Herrera #8 Sand vuelva a la producción;

· Reprocesamiento, sujeto a la disponibilidad de cintas de campo sísmico, de la sísmica 3D existente en Cory Moruga; y

· Perforación de un pozo de evaluación/exploración para probar los ocho intervalos del yacimiento Herrera (Arenas Herrera #1 a #8) que produjeron en el campo contiguo ex-BP y Shell Moruga West y varios de los cuales habían probado petróleo en Rochard-1 perforado en 1955 .

Gorro de nieve-1 y Gorro de nieve-2ST1

Snowcap-1 inicialmente fluyó a una velocidad estabilizada de 406 bopd sin agua. La prueba Snowcap-1 enceró el fondo del pozo durante la prueba con la herramienta de prueba recuperada cubierta de cera.

El pozo produjo 3277 barriles de petróleo con una presión de cierre final del yacimiento de 2076 psi.

Se planifica y diseña un reingreso y reparación con un tratamiento de cera para restaurar la producción a una tasa prevista de 100 a 200 bopd basándose en un programa exitoso de tratamiento de cera y la recompletación del pozo.

Snowcap-2ST-1 también encontró Herrera Sands petrolíferas, pero no se ejecutó ningún registro de resistividad ni se realizaron operaciones de prueba en ese momento debido a problemas operativos.

El PRD planea inspeccionar este pozo para un posible reingreso y, si es posible, ejecutará un registro de resistividad con cable para seleccionar intervalos para volver a completarlo y probarlo, lo que, si tiene éxito, permitirá que este pozo también entre en producción.

La planificación de las reparaciones comenzará inmediatamente y la producción se reanudará a principios de 2024 si todas las operaciones se ejecutan con éxito.

Plan de Desarrollo de Campo ("FDP")

El PRD ha esbozado un FDP modificado para el MEEI que incluye hasta 20 pozos de desarrollo que se perforarán durante 3 años a partir de la finalización del Programa de Trabajo Inicial.

Se presentó al MEEI un potencial de producción a largo plazo para el campo Cory Moruga, totalmente desarrollado, de 5.000 a 9.000 bopd (100% del capital - PRD neto 83,8%).

El PRD también presentó al MEEI un posible esquema de EOR con CO2 miscible a más largo plazo que podría implementarse en el momento apropiado en el FDP después de un período de recuperación primaria de petróleo.

El PRD, a su discreción, puede adelantar el calendario de implementación y ejecución de cualquiera o todos los elementos de su FDP enmendado propuesto si está justificado y sujeto al consentimiento del MEEI y a las aprobaciones regulatorias.

Colaboración con MEEI y Obligaciones Financieras Pendientes Históricas ("HOFO").

MEEI y PRD han acordado trabajar en colaboración con un objetivo común compartido de desarrollar y realizar nueva producción de petróleo de Cory Moruga.

Según la Carta de Acuerdo en relación con diversos asuntos pendientes relacionados con la Licencia de Exploración y Producción del Bloque Moruga de fecha 27 de agosto de 2007 (el "Acuerdo"), el MEEI calcula que el HOFO incurrido por los operadores anteriores fue de 4.192.690 dólares EE.UU.

Se ha acordado con el MEEI que esto se cubrirá mediante un pago de US$ 1 millón al MEEI por parte del PRD en la Fecha de Terminación junto con un pago trimestral atrasado del 7.5% de los ingresos brutos derivados de la venta de toda la producción de Cory. Moruga hasta 250 bopd y el 12,5% de los ingresos brutos derivados de la venta de toda la producción de Cory Moruga por encima de 250 bopd hasta que el MEEI recupere el saldo pendiente de 3.192.690 dólares EE.UU. del HOFO.

A través de estas negociaciones con MEEI existe ahora una alineación comercial y un objetivo común de acelerar la producción de Cory Moruga lo antes posible.

Para evitar dudas, existe un elemento de riesgo compartido en el sentido de que si no se logra la producción, entonces la responsabilidad HOFO desaparece.

Acuerdo Operativo Conjunto ("JOA") y Reunión del Comité Operativo ("OCM")

T-Rex sigue siendo el operador de Cory Moruga aprobado por el MEEI.

T-Rex convocará, en el marco del JOA existente, una OCM con su socio, que posee una participación del 16,2% en Cory Moruga, antes de finales de 2023.

T-Rex presentará su presupuesto y programa de trabajo para 2024 y solicitará a su socio, en los términos de los compromisos de licencia JOA y Cory Moruga, el pago íntegro de su participación (16,2%) en el importe bruto del HOFO de EE.UU. $4,192,690.

Informe técnico independiente

Tras la finalización de la adquisición de Cory Moruga y la cristalización de los términos comerciales junto con la recepción de datos técnicos adicionales, PRD ahora puede finalizar su Informe Técnico Independiente ("ITR") para Cory Moruga, incluidos los perfiles volumétricos y de producción proyectados.

Se publicará un resumen del RTI antes de finales de 2023.

Paul Griffiths, presidente ejecutivo de Predator, comentó:

"Estamos encantados de haber cerrado exitosamente esta transacción. Una vez que el PRD participó por primera vez directamente en reuniones cara a cara con el MEEI en Trinidad durante la semana del 24 ^de septiembre de este año y le hicimos nuestras propuestas al MEEI, el histórico Las cuestiones que habían estado pendientes durante un período de tiempo muy largo se resolvieron exitosamente en un mes. Apreciamos sinceramente los esfuerzos y la determinación del MEEI para concluir las negociaciones rápidamente. Esperamos trabajar en colaboración con el MEEI hacia el objetivo común de realizar el potencial de producción de petróleo en Cory Moruga.

Cory Moruga proporcionará flujo de noticias durante los próximos 12 meses, pero lo más importante es que creará la oportunidad de que el flujo de caja en 2024 se proteja contra las difíciles condiciones del mercado y el sentimiento negativo de los inversores causado por la incertidumbre generada por los conflictos regionales y el peor desempeño económico global.

Para evitar dudas, la ejecución del programa de pruebas sin plataforma en tierra de Marruecos sigue siendo nuestra principal prioridad, junto con el paso a un desarrollo de GNC sujeto a aprobaciones regulatorias. Todo está en su lugar y se han recibido todas las aprobaciones para comenzar las pruebas. Un último elemento en relación con nuestra estrategia de desarrollo empresarial para Marruecos es la ejecución de un posible Memorando de Entendimiento para la venta de gas. Por razones comerciales, preferimos tener esto implementado antes de que comiencen las pruebas y estamos trabajando para finalizarlo lo antes posible".