ArchivesOther Corporate Information

Styrelsen i Maha Energy AB godkänner investeringsplan och budget för 2022

on 7 de January de 2022 7 de January de 2022

Styrelsen för Maha Energy AB (publ) ("Maha" eller "Bolaget") har godkänt den preliminära investeringsplanen för 2022 som publicerades i ett pressmeddelande den 30 december 2021. Enligt investeringsplanen ska 47 miljoner dollar investeras i olika borr- och konstruktionsprojekt i Brasilien, USA och Oman under 2022. Investeringarna kommer att finansieras genom både operativa intäkter och medel från 2021-års finansiering. Bolaget uppskattar de totala driftskostnaderna för 2022 (inklusive oljetransportkostnader) till 10-13 USD per BOE baserat på den årliga genomsnittliga produktionsvolymen om 4 000-5 000 BOEPD.

Jonas Lindvall, VD för Maha Energy kommenterar: ”2022 ser ut att bli ett genombrottsår för Maha. Vi ser fram emot att börja borra och testa brunnarna i Oman och samtidigt vidareutveckla Tiefältet i Brasilien från att borra produktionsbrunnar till slutfasen med implementering av vatteninjiceringsbrunnar.”

Denna information är sådan information som Maha Energy AB (publ) är skyldigt att offentliggöra enligt EU:s marknadsmissbruksförordning. Informationen lämnades, genom nedanstående kontaktpersons försorg, för offentliggörande den 7 januari 2022, kl. 14:30 CET.

För mer information, kontakta:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Kort om Maha

Maha Energy AB (publ) är ett listat, internationellt uppströmsolje- och gasbolag vars affärsverksamhet inkluderar prospektering, utveckling och produktion av råolja och naturgas. Strategin är att inrikta sig på att utveckla underpresterande kolvätetillgångar på en global basis. Maha är verksam på fyra oljefält, Tartaruga- och Tiefältet i Brasilien samt LAK Ranch och Illinois Basin i USA. Bolagets aktier är listade på Nasdaq Stockholm (MAHA-A). Bolagets huvudkontor ligger i Stockholm, Sverige. Bolaget har även ett tekniskt kontor i Calgary, Kanada, samt operativa kontor i Grayville, Illionis, USA och i Rio de Janeiro, Brasilien. För mer information, vänligen besök vår hemsida www.mahaenergy.ca

20220107 Maha Energy Press Release SWE FINAL

Maha Energy Announce Final Board Approval of the 2022 Capital Plan and Budget

on 7 de January de 2022 7 de January de 2022

The Board of Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) has approved the 2022 Capital Plan detailed in the press release dated 30 December 2021. The 2022 Capital Plan aims to invest USD 47 million on various drilling and construction projects in Brazil, USA and Oman. The Capital Plan is to be funded through operating cash and proceeds from the 2021 financing. The Company estimates its Corporate operating costs for 2022 (including oil transportation costs) to range between $10 and $13 per BOE based on the annual average production range of 4,000 – 5,000 BOEPD.

Jonas Lindvall CEO of Maha said: “2022 is shaping up to be a transformational year for Maha. We look forward to starting drilling and well testing operations in Oman and at the same time, transitioning the Tie field in Brazil from the development drilling phase towards the final phases of the waterflood implementation.”

This information is such information that Maha Energy AB (publ) is obliged to make public pursuant to the EU Market Abuse Regulation. The information was submitted for publication, through the agency of the contact person set out below, 14:30 CET on 7 January, 2022.

For more information, please contact:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

About Maha
Maha Energy AB (publ) is a listed, international upstream oil and gas company whose business activities include exploration, development and production of crude oil and natural gas. The strategy is to target and develop underperforming hydrocarbon assets on global basis. Maha operates four oil fields: Tartaruga and Tie in Brazil, Powder River (LAK Ranch) and Illinois Basin in the United States. The shares are listed on Nasdaq Stockholm (MAHA-A). The head office is in Stockholm, Sweden with a technical office in Calgary, Canada, as well as operations offices in Grayville, Illinois, USA and Rio De Janeiro, Brazil. For more information, please visit our website www.mahaenergy.ca

20220107 Maha Energy Press Release ENG FINAL

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) Announce Completion and Preliminary Well Test Results from Tie-4

on 2 de January de 2022 2 de January de 2022

A preliminary free flow well test and clean-up of Tie-4 yielded an initial comingled and restricted flow rate of approximately 936 BOEPD¹ (825 BOPD² and 668 MSCFPD² of gas). The well test had to be curtailed and shortened due to the high rates. The rig will now be moved out and the well hooked up to the permanent oil production facilities at Tie to fully clean up and test the well.

Jonas Lindvall CEO of Maha said: “We are very pleased with the preliminary results of this vertical comingled free flow well test. The well test shows higher than anticipated productivity and since the flow was directed to the rig tanks, rates had to be restricted. I anticipate we will have full oil flow test results towards the second half of January when the well has been tied in to the permanent production facilities.”

As previously announced, Tie-4 was successfully drilled, logged and cased as a vertical dual zone producer. Final completion operations have been executed on Tie-4 including the running and function testing of the downhole Electric Submersible Pump (“ESP”) on 3 ½” production tubing. Subsequent to the running of the ESP, a short clean up flow test was executed to flow back completion fluids and confirm initial well productivity.

Whilst slowly ramping up the ESP, the limits of the test facility were quickly reached and at this point the ESP was stopped and the well was choked back and allowed to free flow. Testing was constrained at a small 24/68”- 28/64” choke.
The following data was acquired flowing to a temporary test package with limited measurement capability. Both the Agua Grande (AG) and Sergi SG) zones are perforated and are comingled in the 3½” single tubing completion. Initial free flow test results are constrained by surface flaring limitations and are as follows:
Oil Production                      : 825 BOPD
Water Production                         : 78 BWPD/ 9% Water Cut
Gas Production                                                : ~668 MSCFPD
BOEPD    : ~936 BOEPD
Choke Size                          : 28/64”
Flowing Wellhead Pressure    : 340 psi

Preliminary pump deliverability calculations made from downhole pump pressure readings suggests that the ESP will work as per design and operate within its design window of 1,000 – 2,400 BFPD.

Work will now focus on tying the well into the permanent production facilities and place the well on production. It will take 7 – 10 days to move the drilling rig off location and then 3 – 7 days for tie in and well testing. The final flow rates will be announced later in January once Tie-4 is tied in, fully cleaned up and placed on a 24 hour test through the permanent Tie facility test separator.

¹ Oil Rates are determined by measuring atmospheric oil rig tanks and the gas rate is estimated using a field wide Gas Oil Ratio of +/- 810 SCF/bbl
² 6,000 SCF of gas = 1 Barrel of oil equivalent

For more information, please contact:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

20220102 Maha Energy Press Release ENG - Tie-4 Operational Update FINAL

Maha Energy AB (publ) (”Maha” eller ”Bolaget”) meddelar preliminära produktionstestresultat från Tie-4

on 2 de January de 2022 2 de January de 2022

Preliminärt brunnstestflöde från Tie-4 påvisar ett kombinerat och begränsad produktionsvolym om ca. 936 BOEPD¹ (825 BOPD² och 668 MSCFPD²). Brunnstestet blev förkortat och volymbegränsat på grund av de höga flödesvolymerna. Borriggen kommer nu att flyttas från Tie-4 som sedan kommer att kopplas in i de permanenta produktionsfaciliteterna på Tiefältet där den sedan kommer att testas och rensas ur.

Jonas Lindvall, verkställande direktör för Maha Energy AB kommenterade: ”Vi är mycket nöjda med resultaten från detta preliminära och korta flödestest. Den kombinerade och vertikala Tie-4 brunnen flödade fritt till borriggstankarna och påvisade högre än väntade volymer vilket gjorde att testet var tvunget att volymbegränsas. Jag förutser att vi kommer ha mer detaljer omkring flödesvolymer i andra halvan av januari efter att Tie-4 kopplats in på de permanenta produktionsfaciliteterna.”

Som tidigare meddelats har Tie-4 nu borrats, loggats och foderrör-cementerats på plats som en vertikal dubbelzonsbrunn. Slutliga färdigställandemoment har utförts på Tie-4 inklusive drift- och funktionstestning av den elektriska nedsänkbara pumpen (“ESP”) på ett 3 ½ tums produktiosrör. Efter en initial kort driftsättning av ESP pumpen utfördes ett kort rengöringsflödestest för att rensa ur produktionshålet av vatten samt att bekräfta det initiala reservoarproduktiviteten. Under den initiala driftsättningen av ESP-pumpen nåddes begränsningarna för testanläggningen snabbt och pumpen stängdes ned varav produktionen övergick till friflöde. Under fritt flöde begränsades produktionen med en liten 24/68"- 28/64" produktionsventil för att säkert kunna hantera olje- och gasvolymerna.

Följande information erhölls genom att flöda Tie-4 till en temporär testanläggning med begränsad mätkapacitet. Både Agua Grande (AG) och Sergi (SG)-zonerna är perforerade och är försedda med ett 3-1/2” (tum) produktionsrör. Initiala och preliminära testresultat för flödestestet begränsades av gashanteringskapacitet vid ytan och är som följer:

Oljeproduktion                                                : 825 BOPD
Vattenproduktion                                           : 78 BWPD/ 9 % vatten
Gasproduktion                                                 : ~668 MSCFPD
BOEPD                                                               : ~936 BOEPD
Ventilstorlek                                                     : 28/64"
Brunnshuvudtryck                                          : 340 psi

Preliminära pumpkapacitetsberäkningar gjorda från uppmätt pumptrycksdata pekar på att ESP pumpen kommer att fungera enligt plan och kommer att kunna leverera mellan 1 000 – 2 400 BFPD.

Arbetet kommer nu att fokusera på att koppla på brunnen till den permanenta produktionsanläggningen och sedan sätta brunnen i produktion. Det förväntas att ta 7 – 10 dagar att flytta borriggen från Tie-4 och sedan mellan 3 – 7 dagar för anslutning och brunntestning. De slutgiltiga flödesvolymerna kommer att tillhandahållas senare under januari när Tie-4 är ansluten, utrensad och satt på ett 24-timmarstest genom den permanenta Tie-anläggningens testseparator.

¹ Oljevolymerna mäts genom atmosfäriska oljeriggtankar och gasvolymen uppskattas med ett fältomfattande gasoljeförhållande om +/- 810 SCF/bbl
² 6 000 SCF gas = 1 fat oljeekvivalent

För mer information, kontakta:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Kort om Maha

20220102 Maha Energy Press Release Tie-4 Operational Update SWE

Maha Energy announce preliminary 2022 Capital Plan and production guidance

on 30 de December de 2021 30 de December de 2021

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) is providing production guidance of 4,000 – 5,000 BOEPD for 2022, compared to the estimated volume of 7,000 BOEPD presented in the 5 year operational strategy in early March 2021¹. The preliminary guidance accounts for the impact of the previously published delay and recent reconfiguration of Tie-4 production well from a horizontal well to a vertical well and is subject to certain assumptions as detailed below, including a potential farm down of parts of Block 70 in Oman. The guidance is subject to final approval of the proposed 2022 Capital Plan by the Company Board, which is expected early in the first quarter, 2022.

The Company is pleased to provide preliminary details of its 2022 Capital Plan and Production Guidance as follows (subject to Board approval):

2022 Capital Plan Summary

Field	Capital Program	2022 Quarter	Description/Purpose
Tie	New Well Tie-5 (Ag-Hz)	Q1	Horizontal well to maintain Tie field long term production plateau
Tie	New Well Tie-6 Water Injector	Q2	Maintain Tie field long term production plateau
Tie	New Well Tie-7 Water Injector	Q3	Maintain Tie field long term production plateau
Tie	Water Source Well	Q1	Provide make-up water for water injection
Tie	Tie-3	Q1	Conversion to water injector as per development plan
Tie	Facilities	Throughout 2022	Well tie-ins, pipelines, new well pads and facilities, water handling upgrades
Tartaruga	TTG-4 HZ Well	Q4	Increase production at TTG in core reservoir area
IB	2 Gross Wells/1.5 Net	Q2 –Q3	Commitment wells
Oman (Mafraq)	8 New Wells	Q2-4	Appraisal and production pilot wells
Oman (Mafraq)	Extended well test facility	Q2	Temporary test facilities for pilot wells
LAK	None	N/A	Regulatory well interventions may occur

¹ 5 Year Operational Strategy Corporate Presentation

Tie Field – Bahia, Brazil

Tie- 2022 Capital Plan

Tie-5 Hz
Tie-5 will be drilled from the GTE-4 pad and completed in the Agua Grande formation. This is a completely re-designed horizontal production well with an electrical submersible pump.

Tie-6
Tie-6 is a dual-zone water injector drilled on the south pad targeting to sweep the southwestern part of the structure

Tie-7
Tie-7 is a dual-zone water injector drilled on the new northwest pad targeting to sweep the northwestern part of the structure.

Tie-3 Conversion
Tie-3 was designed and drilled as a hybrid oil producer, with subsequent conversion to water injection. This conversion will commence earlier than planned and will be carried out with a workover rig during Q1.

Tie Facilities
Capital for the facilities is focused on future well tie-ins, construction of the new northwestern pad and water handling facilities, including injection.

Tartaruga Field – Sergipe, Brazil

Tartaruga- 2022 Capital Plan

TTG-4 Hz
A horizontal production well targeting the Penedo 1 reservoir is now delayed and scheduled to spud towards the end of Q4, 2022 and brought onstream in 2023.

LAK Ranch –Wyoming USA

LAK- 2022 Capital Plan

Production Optimization
The LAK Ranch heavy oil field was shut in at the beginning of the Pandemic in 2020. No work is planned for 2022 other than regulatory requirements.

Illinois Basin–Illinois and Indiana, USA

IB- 2022 Capital Plan

Wells
Production will continue from the IB area during 2022. 2 gross/1.5 net wells are planned for the year, and these wells are considered to be commitment wells to keep all leases in good standing. Once final results are received from the 2021 drilling program during the first quarter of 2022, further evaluation will occur of the future IB wells.

Mafraq Oil Field, Oman

Oman- 2022 Capital Plan

Farm-Down
A non-binding term sheet has been signed that contemplates a potential farm down of Block-70. This farm down is expected to close during Q1 2022 and all potential production from Block-70 assumes this farm down occurs.

Wells
With the ongoing placement of equipment purchase orders and rig contract negotiations, eight wells are currently planned for 2022. Two of these are appraisal wells, predominantly designed to acquire reservoir data and may not be placed on test production, and the balance are horizontal pilot wells testing Mafraq reservoir deliverability.

Facilities
A temporary Extended Well Test (“EWT”) package will be procured and constructed to allow extended well test production to commence from the pilot wells.

Production
The Company expects to complete most of the Capital Plan prior to year-end 2022 with the exception of the TTG 4 production well which is planned to be drilled towards the end of Q4 2022/Q1 2023. The exact timing of the operations is dependent upon a number of factors that may be outside Maha’s control, including delivery of long lead items, rig availability, regulatory permitting and logistics which in turn might affect Company’s total annual production.

As such, this preliminary 2022 production guidance, is net to the Company and after Oman farm down (but before government or freehold royalties and/or government production share) and is expressed in the range of 4,000 – 5,000 BOEPD, of which approximately 8% is estimated to be gas².

²Normal units for expressing gas production is m3/day or ft3/day. An average industry conversion factor to barrels does not use a simple volumetric conversion factor from m3 (or ft3) to barrels. Instead the energy produced by burning 1 barrel of oil is equated to the same volume of gas required to produce the same amount of energy. This is of course dependent on the type of gas being burned, but an industry average is that 6,000 standard cubic feet (scf) of gas generate the same amount of energy as 1 barrel of oil. As such in this and future production guidance 6,000 scf of gas will be equal to 1 barrel of oil equivalent.

This information is such information as Maha Energy AB (publ) is obliged to make public pursuant to the EU Market Abuse Regulation. The information was submitted for publication, through the agency of the contact person set out below, at 15:00 CET on December 30, 2021.

For more information, please contact:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Caution on Forward-looking statements
Certain statements made and information contained herein constitute “forward-looking information” (within the meaning of applicable securities legislation). Such statements and information (together, “forward-looking statements”) relate to future events, including Maha Energy’s future performance, business prospects or opportunities. Forward-looking statements include, but are not limited to, statements with respect to estimates of reserves and/or resources, future production levels, future capital expenditures and their allocation to exploration and development activities, future drilling and other exploration and development activities. Ultimate recovery of reserves or resources are based on forecasts of future results, estimates of amounts not yet determinable and assumptions of management.

All statements other than statements of historical fact may be forward-looking statements. Statements concerning proven and probable reserves and resource estimates may also be deemed to constitute forward-looking statements and reflect conclusions that are based on certain assumptions that the reserves and resources can be economically exploited. Any statements that express or involve discussions with respect to predictions, expectations, beliefs, plans, projections, objectives, assumptions or future events or performance (often, but not always, using words or phrases such as “seek”, “anticipate”, “plan”, “continue”, “estimate”, “expect”, “may”, “will”, “project”, “predict”, “potential”, “targeting”, “intend”, “could”, “might”, “should”, “believe” and similar expressions) are not statements of historical fact and may be “forward-looking statements”. Forward-looking statements involve known and unknown risks, uncertainties and other factors that may cause actual results or events to differ materially from those anticipated in such forward-looking statements. No assurance can be given that these expectations and assumptions will prove to be correct and such forward-looking statements should not be relied upon. These statements speak only as on the date of the information and Maha Energy does not intend, and does not assume any obligation, to update these forward-looking statements, except as required by applicable laws. These forward-looking statements involve risks and uncertainties relating to, among other things, operational risks (including exploration and development risks), productions costs, availability of drilling equipment, reliance on key personnel, reserve estimates, health, safety and environmental issues, legal risks and regulatory changes, competition, geopolitical risk, and financial risks. These risks and uncertainties are described in more detail under the heading “Risk management” and elsewhere in Maha Energy’s Annual Report. Readers are cautioned that the foregoing list of risk factors should not be construed as exhaustive. Actual results may differ materially from those expressed or implied by such forward-looking statements. Forward-looking statements are expressly qualified by this cautionary statement.

20211230 Maha Energy Press Release ENG FINAL

Maha Energy meddelar preliminär investeringsplan och produktionsguidning för 2022

on 30 de December de 2021 30 de December de 2021

Maha Energy AB (publ) (“Maha” eller “Bolaget”) meddelar produktionsguidning om
4 000 – 5 000 BOEPD för 2022, jämfört med den estimerade volymen om 7 000 BOEPD som presenterades i Bolagets 5-års strategi i början av mars 2021¹. Den preliminära guidningen tar hänsyn till effekterna av den tidigare publicerade förseningen och den senaste konstruktionsförändringen av Tie-4 från en horisontalbrunn till en vertikal brunn och baseras på vissa antaganden som beskrivs nedan inklusive en möjlig ”nedfarmning” av delar av Block 70 i Oman. Guidningen är betingad ett slutgiltigt godkännande av den föreslagna investeringsplanen för 2022 av Bolagets styrelse planerat till i början av första kvartalet 2022.

Bolaget meddelar härmed en preliminär investeringsplan och produktionsguidning för 2022 (efter slutgiltigt godkännande av styrelsen):

2022-års investeringsplan

Fält	Investeringsplan	Kvartal 2022	Kommentar
Tie	Ny brunn Tie-5 (Ag-Hz)	Q1	Horisontalbrunn för att bibehålla Tiefältets långvariga produktionsplatå
Tie	Ny brunn Tie-6 Vatteninjiceringsbrunn	Q2	Bibehålla Tiefältets långvariga produktionsplatå
Tie	Ny brunn Tie-7 Vatteninjiceringsbrunn	Q3	Bibehålla Tiefältets långvariga produktionsplatå
Tie	Brunn – Vattenkälla	Q1-Q2	Förse vatteninjiceringsprogrammet med vatten
Tie	Tie-3	Q1	Omvandling till vatteninjiceringsbrunn
Tie	Faciliteter	Under 2022	Påkoppling av produktionsbrunnar, nya borrplatser, faciliteter samt uppgradering vattenhanterings faciliteter.
Tartaruga	TTG-4 HZ brunn	Q4	Öka produktionen i södra Tartaruga
IB	2 brutto/1.5 Netto brunnar	Q2 –Q3	Åtagandebrunnar
Oman (Mafraq)	8 nya brunnar	Q2-4	Utvärderingsbrunnar samt test produktionsbrunnar
Oman (Mafraq)	Faciliteter	Q2	Temporära faciliteter för utvärdering av produktionsbrunnarna
LAK	Ingen aktivitet	–	Regulatoriska brunningrepp kan förekomma

¹ 5 Year Operational Strategy Corporate Presentation

Tiefältet – Bahia, Brasilien

Tie- 2022-års investeringsplan

Tie-5 Hz
Tie-5 kommer att borras från GTE-4 borrplats och färdigställas i Agua Grande-formationen. Detta kommer att bli en horisontal produktionsbrunn med en sänkbar elektrisk pump.

Tie-6
Tie-6 är en tvåzons vatteninjiceringsbrunn borrad på den södra sidan av Tiefältet riktad mot den sydvästra delen av strukturen.

Tie-7
Tie-7 är en tvåzons vatteninjiceringsbrunn borrad på en ny borrplats på den nordvästra sidan av Tie-strukturen.

Tie-3-konvertering till injiceringsbrunn
Tie-3 var från början borrad som en hybrid produktions- och injiceringsbrunn. Tie-3 kommer att konverteras till en vatteninjiceringsbrunn under första kvartalet, tidigare än planerat.

Tie-faciliteter
Arbetet på produktionsfaciliteterna kommer primärt att fokusera på uppkoppling av planerade produktions- och injiceringsbrunnar, konstruktion av den nya nordvästra borrplatsen samt uppgradering av vattenhanteringsvolymer.

Tartarugafältet – Sergipe, Brasilien

Tartaruga- 2022-års investeringsplan

TTG-4 Hz
En horisontalbrunn riktad mot Penedo 1-formationen är nu senarelagd och planeras att borras i slutet av fjärde kvartalet 2022 och förväntas sättas i produktion i början av 2023.

LAK Ranch –Wyoming USA

LAK- 2022-års investeringsplan

Produktion
Tungoljefältet LAK Ranch stängdes ned i början av pandemin under 2020. Inget arbete är planerat att utföras där under 2022 förutom med brunnar som är i behov av regulatoriskt underhåll.

Illinois Basin–Illinois/Indiana, USA

IB- 2022-års investeringsplan

Brunnar
Oljeproduktionen från IB kommer att fortsätta under 2022. Två brunnar (1,5 netto) som ligger för åtaganden planeras att borras under 2022. Resultaten av 2021-års borrprogram kommer kontinuerligt att utvärderas vilket kommer att bestämma investeringstakten på oljefält under det kommande året.

Mafraq Oljefält, Oman

Oman- 2022-års investeringsplan

”Farm-down”
Ett icke bindande villkorsavtal har tecknats för en möjlig ”nedfarmning” av Block-70. Slutligt avtal förväntas slutförhandlas under första kvartalet 2022 och all eventuell produktion från Block 70 under 2022 antar att detta genomförs.

Brunnar
Med befintliga inköpsordrar för utrustning och riggkontraktsförhandlingar planeras för närvarande åtta brunnar under 2022. Två av de planerade brunnarna är utvärderingsbrunnar, huvudsakligen utformade för att inhämta reservoarinformation och är inte utformade som testproduktionsbrunnar. Resterade brunnar är horisontella testbrunnar för testning av leveranskapaciteten på Mafraq.

Faciliteter
Utrustning för ett temporärt förlängt produktionsbrunnstest kommer att anskaffas och konstrueras för att möjliggöra utökad brunnstestproduktion från brunnarna.

Produktion
Bolaget förväntas att slutföra 2022-års investeringsplan under 2022, med undantag för
TTG-4 brunnen som planeras för borrning under slutet av Q4 2022/Q1 2023. De exakta tidpunkterna för verkställande kan påverkas av en mängd faktorer som kan stå utanför Bolagets kontroll såsom leveranstider på utrustning, tillgänglighet på borr-riggar, myndigheters godkännande samt transportlogistik som i sin tur kan påverka Bolagets totala årliga produktion.

Den preliminära produktionsguidningen för 2022 som är netto till Bolaget och efter ”nedfarmning” av Block 70 i Oman (men före statliga royaltyavgifter och/eller statlig andel av produktionsdelningskontrakt) är 4 000 – 5 000 BOEPD, varav cirka 8 procent är gas omvandlat till fat (Barrels)².

²Normalt uttrycks gasproduktion i m3 per dag eller ft3 per dag. Oljeindustrin använder sig inte av en direkt omräkning av m3, eller ft3, till fat. Istället likställs energin av att bränna ett fat olja med likvärdig energi i naturgasvolym. Detta beror naturligtvis på kvalitén på naturgasen, men ett snittmått som används i oljeindustrin är att 6 000 ft3 naturgas avger lika mycket energi som ett fat olja av normal kvalitet. Därav konverteras kommersiell gas, det vill säga gas som används som bränsle eller säljs till kunder, i volymen 6 000 ft3 till ett fat oljeekvivalenter.

För mer information, kontakta:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Framåtriktade uttalanden
Vissa uttalanden samt viss information i detta meddelande utgör “framåtriktad information” (enligt tillämplig värdepapperslagstiftning). Sådana uttalanden och information (tillsammans, “framåtriktade uttalanden”) avser framtida händelser, inklusive Maha Energys framtidaresultat, affärsutsikter och affärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar av reserver och/eller resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings och utbyggnadsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av kvantiteter som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen. Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden eller framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid, med ord eller fraser som “söka”, “antecipera”, “planera”, “fortsätta”, “uppskatta”, “förvänta”, “kan komma att”, “kommer att”, “projektera”, “förutse”, “potentiell”, “målsättning”, “avse”, “kan”, “skulle kunna”, “bör”, “tror” och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende historiska fakta och kan vara “framåtriktade uttalanden”. Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden. Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och sådana framåtriktade uttalanden bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för informationen och Maha Energy har inte för avsikt, och åtar sig inte, att uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utbyggnad), produktionskostnader, tillgång till borrutrustning, tillit till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet och miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk, konkurrens, geopolitiska risker och finansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken “Riskhantering” samt på andra ställen i Maha Energys årsredovisning. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden. Framåtriktade uttalanden är uttryckligen föremål för förbehåll enligt detta varnande uttalande.

Kort om Maha

20211230 Maha Energy Press Release SWE FINAL

Maha Energy AB (publ) (”Maha” eller ”Bolaget”) meddelar sänkning av royalties för Tie- och Tartarugafälten i Brasilien

on 28 de December de 2021 28 de December de 2021

De royaltyavgifter som betalas till den brasilianska staten sänks från 10,0 respektive 9,7 procent till 7,5 procent för både Tie- och Tartarugafältet.

Styrelsen för det brasilianska statliga organet för olja, naturgas och biobränslen (ANP) har utfärdat en resolution som godkänner Maha Energy Brasil Ltdas (MEBL) begäran om minskning av royalties på koncessionsavtalen Tie och Tartaruga, med hänvisning till ANP:s resolution nr 853/2021, som reglerar detta förfarande.

För närvarande är royaltybeloppen för Tie- och Tartarugafälten 10,0 respektive 9,7 procent. De nya royaltyavgifterna sänks till 7,5 procent eftersom båda drivs av MEBL, som av ANP definieras som ett medelstort företag (som enligt ANP:s resolution nr 32/2014 är ett bolag som har en sammanlagd global genomsnittlig årlig produktion på mindre än 10 000 boe/d).

Ett tillägg till koncessionsavtalen kommer att verkställas av ANP och koncessionshavarna, som är MEBL för Tiefältet respektive MEBL och Petrobras för Tartarugafältet, inom 30 dagar efter ovannämnda resolution. De nya royaltyavgifterna träder i kraft månaden efter att tilläggen till koncessionsavtalen vunnit laga kraft.

De nya royaltyavgifterna kommer att gälla under den återstående löptiden av respektive koncessionsavtal och så länge MEBL definieras som ett medelstort företag. Effekten av ovannämnda tillägg kan komma att ändras i det fall MEBL inte betalar royalty för något av fälten. I så fall så sker ändringen från och med den produktionsmånad som betalningen uteblev.

För mer information, kontakta:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Kort om Maha

20211228 Maha Energy Press Release Royalty SWE FINAL

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) Announce Reduction of Royalties on Tiê And Tartaruga Fields

on 28 de December de 2021 28 de December de 2021

The Royalties paid to the Government of Brazil has been reduced from 10% and 9.7% to 7.5% at the Tie and Tartaruga fields respectively.

The Board of Directors of the Brazilian National Agency of Oil, Natural Gas and Biofuels (“ANP”) has issued a Resolution approving Maha Energy Brasil Ltda.’s (“MEBL”) request of reduction of royalties concerning the Tiê and Tartaruga concession agreements, on the grounds of ANP Resolution No. 853/2021, which regulates this proceeding.

Currently, the amounts of royalties due by the Tiê and Tartaruga Fields are 10%, and 9,7% respectively. The new royalties due by each of the above-mentioned fields will now be 7,5% as both are operated by MEBL, which is considered a “mid-size company”, in accordance with ANP Resolution No. 32/2014 – since it has an aggregate average annual production of less than 10,000 boe/d in Brazil and abroad.

An addendum to the Concession Agreements shall be executed by ANP and the concessionaires, that is, only MEBL for the Tiê Field and MEBL and Petrobras for the Tartaruga Field, within 30 days of the above-mentioned notification. It is noteworthy that the new royalties will only be due on the production of the subsequent month of the entering into of the addendum to each of the concession agreements.

It is also important to emphasize that the new royalties will remain effective for the remaining term of the respective Concession Agreements as long as MEBL is considered a “mid-size company”. The effectiveness of the above-mentioned addendum may also be suspended in the case of non-payment of governmental royalties of any of the fields, as of the month of the production in which such obligations were not paid.

For more information, please contact:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

20211228 Maha Energy Press Release Royalty ENG FINAL

Maha Energy AB (publ) (”Maha” eller ”Bolaget”) meddelar totalt borrdjup och loggningsresultat för Tie-4

on 22 de December de 2021 22 de December de 2021

Borrningen av Tiefältets brunn Tie-4 är nu klar. Produktionshålet borrades till ett djup om 2 221 meter och resultaten av den påföljande elektriska loggningen är nu klara. Hålet är nu också fodrat och cementerat. Agua Grande (AG) formationen nåddes 6,5 meter högre än förväntat och uppmätte 14 meter ”net pay” med en genomsnittlig permeabilitet om 600 mD. Sergiformationen (SG) som påträffades något lägre än förväntat gav dock en högre ”net pay” än förväntat, om 6,4 meter och med en genomsnittlig permeabilitet om 282 mD. Även om Itaparicaformationen påträffades även i denna brunn så gav den ej någon ”net pay”.

Jonas Lindvall, Maha Energy’s VD, kommenterar ”Vi konfigurerade om Tie-4 till en standard vertikalborrning och kunde till slut nå båda reservoarerna. De elektriska loggningsresultat som framkommit är bra och visar liknande petrofysiska egenskaper som de redan producerande brunnarna GTE-4 och Tie-2. Brunnen kommer nu att färdigställas med en elektrisk sänkbar pump och sättas i produktion.”

Tie-4 Elektriska Loggningsresultat

Agua Grande	Prognos	Resultat	Skillnad	Kommentar
Top	-1917,0 m ss	-1910,5 m ss	+ 6,5	Grundare
Base	-1937,5 m ss	-1932,2 m ss	+ 5,3	Grundare
Thickness	20,50 m	21,70 m	+ 1,2	Tjockare
Net Pay	12 m	14 m	+ 2	Högre
Av. Permeability		608 mD
Av. Porosity		18%

Sergi	Prognos	Resultat	Skillnad	Kommentar
Top	-2030,5 m ss	-2034,9 m ss	– 4,4	Djupare
Base	-2049,5 m ss	-2056,5 m ss	– 7,0	Djupare
Thickness	19,00 m	21,60 m	+ 2,6	Tjockare
Net Pay	6 m	6,4 m	+ 0,4	Högre
Av. Permeability		282 mD
Av. Porosity		16%

Tie-4 var från början designad att bli en horisontell brunn i Agua Grande formationen. Man gjorde tre försök att borra brunnen horisontellt men efter att ha fastnat i tredje hålet så bestämde man att fortsätta med att borra brunnen vertikalt. Det problematiska schifferlager som ligger ovanför AG formationen visade sig vara ostabilt vid höga borrvinklar men gav inte några problem vid den vertikala borrningen.

Informationen lämnades, genom nedanstående kontaktpersons försorg, för offentliggörande den 22 december 2021, kl. 16:00 CET.

För mer information, kontakta:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

Kort om Maha

20211222 Maha Energy Press Release Operational Update SWE

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) Announce Total Depth (“TD”) and Logging Results on Tie-4

on 22 de December de 2021 22 de December de 2021

The drilling of the well “Tie-4” is now complete. A final measured depth of 2,221 m has been reached and the well has now been extensively logged, cased and cemented. The Agua Grande (AG) reservoir was penetrated 6.5m higher than prognosis and yielded 14 m net pay with an average permeability of 600 mD. The Sergi (SG) reservoir, while penetrated lower than prognosis, yielded higher than expected net pay of 6.4m with an average permeability of 282 mD. Although present in this well, the Itaparica sandstone did not yield any net pay.

Jonas Lindvall, CEO of Maha Energy commented: ”After reconfiguring the Tie-4 well to a standard vertical well, TD was reached without any problems. Electric logging results are encouraging and displays similar petrophysical properties to the already producing GTE-4 and Tie-2 wells. The well will now be completed using an electric submersible pump and then placed on production.”

Tie-4 Well Electric Logging Results

Agua Grande	Prognosis	Actual	Difference	Comment
Top	-1917.0 m ss	-1910.5 m ss	+ 6.5	Shallower
Base	-1937.5 m ss	-1932.2 m ss	+ 5.3	Shallower
Thickness	20.50 m	21.70 m	+ 1.2	Thicker
Net Pay	12 m	14 m	+ 2	Higher
Av. Permeability		608 mD
Av Porosity		18%

Sergi	Prognosis	Actual	Difference	Comment
Top	-2030.5 mSS	-2034.9 mSS	– 4.4	Deeper
Base	-2049.5 mSS	-2056.5 mSS	– 7.0	Deeper
Thickness	19.00 m	21.60 m	+ 2.6	Thicker
Net Pay	6 m	6.4 m	+ 0.4	Higher
Av. Permeability		282 mD
Av Porosity		16%

The Tie-4 well was originally designed as a horizontal well in the Agua Grande reservoir. Three attempts were made to horizontally land the well, but after getting stuck in the third sidetrack it was decided to reconfigure the well as a conventional vertical well. The problematic Lower Candeais shale overlying the AG reservoir that proved to be unstable at high drilling angles displayed no stability problems in the vertical well.

The information was submitted for publication, through the agency of the contact person set out below, 16:00 CET on 22 December, 2021.

For more information, please contact:
Jonas Lindvall (CEO)
Tel: +46 8 611 05 11
jonas@mahaenergy.ca

Victoria Berg (Investor Relations)
Tel: +46 8 611 05 11
victoria@mahaenergy.ca

About Maha
Maha Energy AB (publ) is a listed, international upstream oil and gas company whose business activities include exploration, development and production of crude oil and natural gas. The strategy is to target and develop underperforming hydrocarbon assets on global basis. Maha operates four oil fields: Tartaruga and Tie in Brazil, Powder River (LAK Ranch) and Illinois Basin in the United States. The shares are listed on Nasdaq First North Growth Market (MAHA-A) in Stockholm. FNCA Sweden AB is Certified Adviser and can be contacted at info@fnca.se or +46-8-528 00 399. The head office is in Stockholm, Sweden with a technical office in Calgary, Canada, as well as operations offices in Illinois, USA and Rio De Janeiro, Brazil. For more information, please visit our website www.mahaenergy.ca.

20211222 Maha Energy Press Release Operational Update ENG