ArchivesOther Corporate Information

Maha Energy announce delay in Tie-4 completion affecting the 2021 annual average production guidance – but estimated revenue for 2021 remain strong due to robust oil markets

on 21 de October de 2021 21 de October de 2021

The range for 2021 annual average production is now 3,500 – 4,000 BOEPD¹
The 2021 exit rate estimate of 5,000 BOEPD and 5,500 BOEPD remains unchanged provided Tie-4 is hooked up and placed on production before the end of the year.
Production for the year is down 12.5% compared to prior guidance – however offsetting the deferred volumes is a robust oil market that dampens the impact on the estimated revenue for 2021.
The average production rate for the third quarter of 2021 was 3,610 BOEPD

The Tie-4 horizontal well suffered an additional setback whilst getting ready to run production casing. Stuck pipe in the hole now requires a sidetrack which is being initiated. The new completion date of Tie-4 is anticipated to be around the end of the year. The delay in Tie-4 has resulted in the deferral of 171,000 BOE, or 469 BOEPD of production on an annualized basis.

Jonas Lindvall, CEO of Maha Energy AB comments: “The Agua Grande (AG) reservoir was encountered higher than anticipated in the Tie-4 horizontal, which is positive, but whilst pulling out of hole to run production casing, the bottom hole assembly became stuck. The delay is now significant and will impact our 2021 production guidance. We now aim to have the Tie-4 horizontal on production by the end of the year.”

Jonas Lindvall continues, “On the other hand the immediate impact of the deferred production is cushioned by the current strong oil market and we still continue to build our cash balance despite the delay of bringing Tie-4 on production.”

¹Barrels of oil equivalent ("BOE") conversion ratio of 6,000 scf: 1 bbl is used.

Miscellaneous
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, at 21:45 CET on 21 October, 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 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

20211021 Maha Energy Press Release ENG_FINAL

Maha Energy meddelar försening i färdigställandet av Tie-4 som påverkar tidigare uppskattad årlig snittproduktion – högt oljepris motverkar negativ effekt på omsättning omsättning

on 21 de October de 2021 21 de October de 2021

Den uppskattade årliga snittproduktionen för 2021 revideras till 3 500 – 4 000 BOEPD¹
Den utgående produktionsvolymen för 2021 uppskattas fortsatt till 5 000 – 5 500 BOEPD, förutsatt att Tie-4 är i produktion före årets slut
Årets produktion föväntas bli 12,5 procent lägre än tidigare uppskattning, den uppskjutna produktionen påverkar inte omsättningen till samma grad tack vare den senaste tidens ökning av råvarupriserna
Den genomsnittliga produktionstakten för tredje kvartalet 2021 var 3 610 BOEPD

Den horisontella brunnen Tie-4 fick ytterligare ett bakslag när man gjorde sig redo att sänka produktionsröret i hålet. På väg ut ur hålet för att sänka produktionsröret fastnade borrkronan som nu kräver åtgärder i from av en sidoborrning. Det nya färdigställandedatumet för Tie-4 förväntas vara i slutet av året. Förseningen i Tie-4 har resulterat i en förskjutning av 171 000 BOE, eller 469 BOEPD av produktionen på årsbasis.

Jonas Lindvall, VD för Maha Energy AB kommenterar: ”Agua Grande-reservoaren på Tie-4 genomborrades högre än väntat, vilket är positivt, men samtidigt som man kom ut ur hålet med borrsträngen för att sänka produktionshöljet fastnade borrkronan. Förseningen är nu betydande och kommer att påverka vår tidigare produktionsuppskattning för 2021. Vi räknar nu med att ha Tie-4 i produktion innan årets slut. ”

Jonas Lindvall fortsätter: ”Å andra sidan dämpas den omedelbara effekten av de uppskjutna produktionsvolymerna av det nuvarande starka oljepriset och vi fortsätter att stärka vår kassa trots förseningen med att få Tie-4 i produktion. ”

¹ Fat oljeekvivalent ("BOE") konverteringsgrad: 6 000 scf: 1 bbl

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 21 oktober 2021, kl.21:45 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

20211021 Maha Energy Press Release SWE_FINAL

Maha Energy meddelar försening i färdigställandet av Tie-4 – kan påverka tidigare uppskattad årlig snittproduktion

on 15 de September de 2021 15 de September de 2021

”Som meddelades i början av juli var produktionsvolymen under andra kvartalet lägre än planerat på grund av tillfälliga produktionsavbrott på Tie-fältet. Vid denna tidpunkt bedömde vi att vi skulle uppnå den tidigare uppskattade årliga snittproduktionen eftersom vi räknade med tillkommande produktion från Tie-4 och Illinois Basin (IB). Med nuvarande förseningar i färdigställandet av
Tie-4 uppskattar vi att den genomsnittliga årliga produktionstakten för 2021 kommer att ligga på, eller något under, nedre delen av den tidigare prognosen”, säger Jonas Lindvall, VD för Maha Energy AB.

Under borrandet av 8-1/2 tums hålet på Tie-4 gick borrsträngen av vilket resulterade i att nedre delen av hålet måste borras om. Färdigställandet av Tie-4 försenas nu och beräknas vara klar i slutet av oktober. Nuvarande borrdjup är 1 568 meter och omborrningen har redan påbörjats.
Den genomsnittliga årliga produktionstakten uppgår per idag till 3 550 BOEPD¹ och per den 14 september var den dagliga företagsproduktionen 4 150 BOEPD.
Den utgående produktionsvolymen för 2021 uppskattas till 5 000 – 5 500 BOEPD.

Jonas Lindvall fortsätter: ”Endast 25 meter från reservoaren gick borrsträngen av på Tie-4 och den påföljande omborrningen frustrerar i vår ambition att nå produktionsmålet för 2021. Före incidenten gick borrningen enligt plan och med tanke på de vanligtvis utmärkta reservoarkvaliten i den övre reservoaren är jag mycket förväntansfull på att se vad Tie-4 kommer att producera. Med över 500 meter av planerad reservoarexponering kan vi förvänta oss höga produktionsvolymer. ”

¹ Fat oljeekvivalent ("BOE") konverteringsgrad: 6 000 scf: 1 bbl

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

20210915 Maha Energy Press Release SWE

Maha Energy announce delay in Tie-4 completion due to drillstring twistoff – may impact 2021 annual average production guidance

on 15 de September de 2021 15 de September de 2021

Jonas Lindvall, CEO of Maha Energy AB comments: “As communicated in early July, the production volume during the second quarter was lower than planned due to production interruptions at the Tie field. At that time, we were confident in achieving the annual average production guidance due to expected production additions from Tie-4 and Illinois Basin (IB). With current delays in the Tie-4 completion, we now expect the annual average production rate to be at, or slightly below, the lower end of the 2021 production guidance.”

The Tie-4 horizontal well suffered a drillstring twistoff during the drilling of the 8-1/2” build up section resulting in a sidetrack being initiated. The new completion date of Tie-4 is anticipated to be the end of October. Current depth is 1,568 m and the sidetrack has been initiated.
The average annual production rate to date is 3,550 BOEPD¹, and the daily corporate production on 14 September was 4,150 BOEPD.
The 2021 exit rate is estimated between 5,000 BOEPD and 5,500 BOEPD.

Jonas Lindvall continues: ”Within 25 meters of the reservoir, we suffered a twistoff in the drillpipe on Tie-4 and the resulting sidetrack frustrates our ambition to meet the 2021 production target. Indications prior to the twistoff was that the reservoir was on target and with the typically excellent reservoir qualities of the upper reservoir I am excited to see what it will produce. With over 500 m of planned reservoir exposure we should expect high production rates.”

¹Barrels of oil equivalent ("BOE") conversion ratio of 6,000 scf: 1 bbl is used.

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

20210915 Maha Energy Press Release ENG

Maha Energy AB (publ) (”Maha” eller ”Bolaget”) meddelar start för borrning på Tie-4 och ger en operativ uppdatering

on 11 de July de 2021 11 de July de 2021

Maha Energy AB påbörjade sin första horisontalborrning med ett nytt sänkbart pumpsystem på Tie-fältet sent den 9 juli 2021. Därmed är två nya teknologier som Bolaget identifierat för det produktiva Tie-oljefältet i Brasilien under implementation.
På Illinois Basin (”IB”) oljefältet har Maha redan borrat klart 5 oljebrunnar och det pågår borrning på ytterligare 7 oljebrunnar. Alla oljebrunnar kommer att bli högtrycksstimulerade och arbetsprogrammet för samtliga 12 oljebrunnar förväntas bli klart i slutet av september.
Tie-3-brunnen som nyligen stimulerades med saltsyra är tillbaka i produktion och visar goda tecken på utökad produktionsvolym.
Produktionsvolymerna under andra kvartalet var lägre än beräknat på grund av både planerade och oplanerade driftstörningar i produktionen på Tie-fältet. Den tidigare uppskattade årliga snittproduktionen på 4 000 – 5 000 BOEPD¹ kvarstår. Den nyligen borrade oljebrunnen Tie-2 fortsätter att producera över förväntan och den högre produktionen från både Tie-4 och IB förväntas kompensera den lägre produktionen under andra kvartalet.

Tie-4
Borrningen av Tie-4, som är en så kallad horisontalbrunn, påbörjades sent på fredagen den 9 juli 2021. Maha har avtalat om en garanterad borrning plus upp till sex betingade borrningar med Faxe-2, en elektrisk-hydraulisk borrigg. Tie-4 är den fjärde brunnen som Maha borrar på Tie-fältet sedan det förvärvades från Gran Tierra under 2017.

Detta blir den första av två horisontalborrningar som ska utföras på Tie-fältet under 2021. Brunnen kommer att förses med en upp till 600 meter lång horisontalsektion genom den mycket produktiva Agua Grande (”AG”) reservoaren. Det beräknas ta cirka 75 dagar att borra och färdigställa brunnen. Då ett horisontalhål normalt producerar mer olja jämfört med ett vertikalt hål i Tie-fältet kommer brunnen förses med en ny typ av elektrisk nedsänkbar pump (”ESP”) som kan hantera högre oljevolymer än den sedvanliga jetpumpen. Det är första gången som Maha både borrar horisontalt och installerar en ESP på Tie-fältet vilket betonar möjligheterna med förbättrade utvinningstekniker på en befintlig anläggning.

Den andra horisontalbrunnen Tie-6 kommer borras i den något djupare Sergireservoaren efter att Tie-5, som är en vatteninjektionsbrunn på fältets södra del, borrats. Vatteninjektionsbrunnen kommer borras direkt efter horisontalborringen på Tie-4.

Tie-3
Hybridbrunnen Tie-3 som både är en oljeproduktions- och vatteninjektionsbrunn, borrades och färdigställdes tidigare under andra kvartalet. Analyser av produktionen indikerade att AG-reservoaren kunde ha skadats under borrningen och saltsyra pumpades ner i reservoaren för att öka produktionen. Saneringen av reservoaren omkring borrhålet skedde under första veckan av juli och preliminära testvolymer indikerar en produktionsförbättring på cirka 40 procent. Tie-3 flödar fritt 170 BOPD¹ och volymerna förbättras stadigt varje dag allteftersom hålet rensas från vatten och arbetsvätskor.

Enligt plan ska både Tie-2 och -3 förses med pump för att maximera produktionsvolymerna. En ny jetpump, som beställdes under 2020, är nu på plats och när den är färdiginstallerad under sommaren förväntas produktion från Tie-3 öka med ytterligare cirka 40 procent.

Illinois Basin
Borrprogrammet fortlöper i Illinois Basin och 5 oljebrunnar har redan borrats och i den sjätte pågår borrning. Totalt ska 12 oljebrunnar borras i under sommaren. Alla oljebrunnar måste stimuleras med högtrycksvätska. Bolaget har avtal med två borriggar för att få dessa brunnar borrade så snart som möjligt. Varje brunn tar ungefär en vecka att borra och sedan ytterligare en vecka att stimulera. Efter stimulationsarbetet krävs omkring 2 veckor av ”avvattning” innan oljan framträder. Initiala produktionsvolymer för en brunn i Illinois Basin ligger mellan 50 – 75 BOPD¹.

Under borrprogrammet har några befintliga brunnar tvingats att stängas ned vilket gör att Illinois Basin temporärt producerade i snitt 210 BOPD¹ under första halvåret.

Driftstörningar under andra kvartalet
Två signifikanta driftstörningar reducerade produktionen från Tie-fältet under andra kvartalet. Den första nedstängningen var oplanerad och skedde den 5 maj i samband med ett åskoväder som orsakade regionsomfattande störningar i elnätet. Även om elen kom tillbaka efter 6 timmar så skadades den viktiga Tie-2-brunnen så pass mycket att det krävdes en rigg för att återställa full produktion.

Den andra nedstängningen skedde den 11 juni och var planerad för att uppgradera viss gashanteringsutrustning och varade i 14 timmar. Även om detta var planerat så krävdes en acceleration av ett riggarbete för att omvandla Tie-1 brunnen till ett pumpsystem som störde produktionsvolymerna. Tie-1 var tidigare en kombination av friflödande och pumpad produktion.

Ovan riggarbeten ledde, direkt och indirekt, till en minskad produktion om cirka 570 BOPD i april samt cirka 600 BOPD i maj. Tie-1 pumpas nu av en dedikerad ny quintiplex-jetpump och mötte produktionsmålet för juni månad.

Den 15 juni var allt återställt på Tie-fältet och alla brunnar producerar nu enligt produktionsprognoserna.

Kommande milstolpar
För att nå produktionsplatå på Tie-fältet krävs att horisontalbrunnen Tie-4 färdigställs. Bolaget meddelar nu att borrstarten på Tie-4 äntligen har skett efter förseningar på grund av borrningsproblem på Tie-2 och Tie-3 samt ett utdraget underhållsarbete på Faxe-2 riggen. Eftersom ett horisontalhål förväntas producera höga volymer olja så har Maha valt att använda en ESP för att hantera de förväntande högre oljevolymerna. Den nya pumpen ska enligt plan levereras under fjärde kvartalet i år. Till dess att pumpen installerats kommer Tie-4 produceras under självtryck.

Den tidigare uppskattade årliga snittproduktionen på 4 000 – 5 000 BOEPD kvarstår med nuvarande förutsättningar.

¹ BOEPD: Barrels of Oil Equivalents Per Day. (Fat olje-ekvivalenter per dag) Producerad och såld naturgas konverteras till olja genom att 6,000 kubik fot gas räknas som ett fat olja.
BOPD: Barrels of Oil Per Day. (Fat olja per dag)

Övrigt

Informationen lämnades, genom nedanstående kontaktpersons försorg, för offentliggörande den 11 juli 2021, kl.19:15 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

20210711 Maha Energy Press Release SWE

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) announces spud of Tie-4 and an operational update

on 11 de July de 2021 11 de July de 2021

Maha Energy AB spudded its first horizontal well with a planned Electric Submersible Pump (“ESP”) artificial lift system on the Tie field late on 9 July, 2021. This marks the implementation of two new technologies the Company is applying to the productive Tie field in Brazil.
Since May this year the Company has already drilled 5 oil wells in Illinois Basin (“IB”) and is drilling 7 additional oil wells. All wells will be stimulated using high pressure stimulation and, all going well, the 12 oil well work program is scheduled to be completed by the end of September.
Tie-3 was recently acid stimulated and is back online and is showing good improvement in production.
Second quarter (“Q2”) production numbers were lower than planned for the quarter due to planned and unplanned shutdowns at the Tie field production facility. At this time, the Company is confident in achieving the annual average production guidance target of 4,000 – 5,000 BOEPD¹. Higher than expected production from the already drilled Tie-2 production well and anticipated production additions from Tie-4 and IB will offset the lower Q2 volumes.

Tie-4 Horizontal Well
The Tie-4 horizontal well was spudded late on Friday July 9, 2021. The Faxe-2 hydro-electric drilling unit has been retained on a one firm and six optional well drilling contract. Tie-4 is the fourth production well drilled on the Tie field by Maha Energy since the 2017 acquisition of the field from Gran Tierra Energy.

This well will be the first of two horizontal production wells in the Tie field. The well is targeting a 600 m. horizontal section in the Agua Grande (“AG”) reservoir and is expected to take ~75 days to drill and complete. Due to the well being drilled as a horizontal production well, the anticipated production volumes are estimated to be larger than the comparable vertical wells in the Tie field. As a result, the well will be completed with a high volume Electric Submersible Pump for oil production. Both these technologies are ‘a first’ for Maha on the Tie field and underscores the utilization and benefit of modern technology on a developed production asset.

The second horizontal well (Tie-6) will be drilled into the Sergi reservoir, directly after drilling a new water injection well (Tie-5) to the south in the Tie field. The water injector will be drilled immediately after the Tie-4 horizontal well.

Tie-3
The hybrid oil-production/water injector Tie-3 well was drilled, completed and tested earlier in the second quarter of 2021. Analysis of test data suggested that the AG reservoir might have been damaged whilst drilling and an acid remediation program was undertaken to increase production. The one week remediation workover was completed during the first week of July and preliminary results point towards a 40% increase in production from this well. Currently, Tie-3 is still cleaning up and is flowing unassisted to production tanks at 170 BOPD. As per the development plan artificial lift was planned for both Tie-2 and -3. Therefore, a jet pump was ordered in 2020 and is now being installed at the Tie-2 and -3 site and is expected to be commissioned during the summer months. Production from Tie-3 is expected to be boosted by some 40% by the pump.

Illinois Basin
Drilling continues in the Illinois Basin. As of today’s date a total of 5 oil wells have been drilled, and the sixth is in the process of being drilled. A total of 12 oil wells will be drilled during 2021. All wells are stimulated using high pressure stimulation technology. Two drilling rigs are working simultaneously to drill these wells as expeditiously as possible. Each well takes about one week to drill, after which a stimulation crew is mobilized to stimulate the three stacked limestone reservoirs. Stimulation operations usually take about one week to complete. Once stimulation is completed, the well is dewatered for about 2 weeks after which oil production commences. Initial production rates vary between 50 – 75 BOPD¹ for each stimulated well.

Current production from the IB area is temporarily curtailed due to the drilling operations and has been averaging 210 BOPD¹ since the beginning of the year.

Production Interruptions during the second quarter
Production at the Tie field was significantly interrupted twice during the second quarter. The first field wide shut down was unplanned and occurred on 5 May when a severe thunderstorm caused a field wide and grid wide power outage. Even though power was restored within 6 hours, Tie-2, a key producer, required a rig intervention to recommence production.

The second shut down was a planned shutdown on 11 June,- which lasted 14 hours and was required for upgrades to the gas handling system, flare system and metering for future gas growth.

The above plant shut downs accelerated the need to convert Tie-1 to a dual zone jet pump producer (previously one zone flowing, one zone on jet pump) and two rig interventions were conducted during Q2 to achieve this. This, in turn, led to a shortfall of approximately ~570 BOPD in April and 600 BOPD in May. The well is now running on a newly installed quintuplex jet pump system and met production targets for the month of June.

As at 15 June production at the Tie field was restored to normal production volumes with all wells onstream and has remained stable at predicted volumes.

Upcoming Milestone
The next key event to reach plateau production at the Tie field is the completion and tie-in of the Tie-4 horizontal well. Drilling Rig maintenance and drilling problems on Tie-2 and -3 has delayed the spudding of this well, but the Company is pleased to finally report the commencement of this well. Due to the future high rates predicted from this well, the Company has decided to use an ESP on this well. The ESP has been ordered and is expected to be delivered and installed during the 4^th quarter. Tie-4 will initially be placed on natural flow.

At this time, the Company is confident in achieving the previously communicated annual average production guidance target of 4,000 – 5,000 BOEPD¹.

¹ BOEPD: Barrels of Oil Equivalents Per Day. Produced and sold natural gas is converted at a rate of 6,000 SCF per Barrel of oil equivalent. BOPD: Barrels of Oil Per Day.

The information was submitted for publication, through the agency of the contact person set out below, at 19:15 CET on 11 July, 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

20210711 Maha Energy Press Release ENG

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) announces increase to 2021 Capital Plan

on 7 de June de 2021 7 de June de 2021

Maha Energy AB is pleased to announce an increase of USD 10.4 million to the previously announced 2021 Capital Plan. The revised 2021 Capital Plan allocates a total of USD 36.8 million on capital projects during the year.

Jonas Lindvall, Managing Director of Maha Energy AB commented; “With strengthening price of oil, we are accelerating our growth plans for 2021. Illinois Basin is an area where we can quickly and economically add cashflow by drilling new wells and capitalize on these higher oil prices.”

The Company is pleased to provide details of its revised 2021 Capital Plan as follows:

2021 Revised Capital Plan Summary – Total Budget USD 36.8 Million
(Items in Bold are new and additional projects for 2021)

Field	Capital Program	Revised Program	2021 Quarter	Description/Purpose
Tie	New Well Tie-3		Q1 (ongoing)	Maintain Tie field long term production plateau
Tie	New Well Tie-4 (AG HZ)		Q3	Maintain Tie field long term production plateau
Tie	New Well Tie-5		Q4	Maintain Tie field long term production plateau
Tie	Facilities		Throughout 2021	Completion of upgrade work, automation work, and tie in of new wells.
Tartaruga	Facilities Upgrade		Q3	Increasing processing capacity
Iilliois Basin	4 New Wells	8 additional wells	Q2 –Q3	Commitment wells plus 8 new wells.
Mafraq	None	Materials	Q4	Long lead items to be purchased
LAK	None	Maintenance	Q3	Selective well start ups

Illinois Basin (IB) –Illinois and Indiana, USA

Production continues from the IB area during 2021. The previously budgeted 4 wells are progressing as per schedule. In addition to these 4 previously budgeted wells, 8 further wells will be drilled and placed on production later in 2021.

Mafraq Oil Field, Oman

No wells are planned for 2021 in Oman – however, preparatory work will commence whereby personnel will be mobilized and equipment purchased so that drilling can commence during 2022.

LAK Ranch –Wyoming, USA

Production Optimization:
Minor capital has been allocated to commence well monitoring and selective well start up.

Funding of the revised 2021 Capital Plan

The revised 2021 Capital Plan has a total budget of USD 36.8 million for the above incremental projects and is expected to be funded primarily with operating cash flow. Maha has raised sufficient cash following the recent financing and equity transactions, to build a strong balance sheet for its next phase of development.

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 08:30 CET on June 7, 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

20210607 Maha Energy Press Release Revised Capital Plan 2021 ENG

Maha Energy AB (publ) (“Maha” eller “Bolaget”) meddelar ökad investeringsplan för 2021

on 7 de June de 2021 7 de June de 2021

Maha ökar investeringstakten för 2021 med USD 10,4 miljoner jämfört med den tidigare kommunicerade investeringsplanen. Totalt kommer Bolaget investera USD 36,8 miljoner i nedanstående projekt under 2021.

Jonas Lindvall, VD på Maha Energy AB kommenterar “Med de högre oljepriser vi ser nu ökar vi takten för Bolagets tillväxtplaner under 2021. Illinois Basin utgör en utmärkt möjlighet att snabbt och fördelaktigt under dessa höga oljepriser öka kassaflödet genom att borra mer produktionsbrunnar.”

2021 Reviderad investeringsplan – Ny 2021 kapitalbudget USD 36,8 miljoner
(text i fetstil är nya projekt för 2021).

Fält	Kapitalinvestering	Reviderat	Tidpunkt 2021	Beskrivning/Anledning
Tie	Ny hybridbrunn Tie-3		Q1	Upprätthålla Tiefältets produktionsplatå
Tie	Ny produktionsbrunn Tie-4 (AG HZ)		Q3	Upprätthålla Tiefältets produktionsplatå
Tie	Ny injiceringsbrunn Tie-5		Q4	Upprätthålla Tiefältets produktionsplatå
Tie	Produktionsanläggning		Under 2021	Färdigställande av uppgraderingsarbete, automatiseringsarbete samt påkoppling av nya produktionsbrunnar.
Tartaruga	Produktionsanläggning		Q3	Ökning av produktionskapacitet
IB	4 nya brunnar	+8 nya brunnar	Q2 –Q3	Åtagna produktionsbrunnar wells plus 8 nya brunnar.
Mafraq		Material	Q4	Inhandla material
LAK		Underhåll	Q3	Uppstart av vissa brunnar

Illinois Basin, Illinois/Indiana, USA

Nya Brunnar
Produktionen fortsätter från IB under 2021. Tidigare investeringsbudget för de 4 nya brunnarna fortlöper som planerat. Förutom de 4 nya brunnarna som kommunicerats tidigare kommer ytterligare 8 produktionsbrunnar att borras under 2021.

Mafraq oljefält, Oman

Planering av nya brunnar
Inga brunnar planeras att borras under 2021 i Oman. Dock kommer förberedande arbete att inledas för att få personal och material på plats så att borrning kan påbörjas under 2022.

LAK Ranch, Wyoming, USA

Optimera produktionen
Kapital har tilldelats till LAK Ranch för att inleda översyn av vissa brunnar och för att förbereda återupptagning av produktion.

Finansiering av den reviderade investeringsplanen för 2021

Budget för den reviderade investeringsplanen för 2021
Den reviderade investeringsplanen för 2021 har en total budget om USD 36,8 miljoner för ovan beskrivna projekt. Detta kommer finansieras från eget kassaflöde och med den tidigare meddelade finansieringen som i sin tur skapat en stark balansräkning för Bolagets nästa expansionsfas.

Denna information är sådan information som Maha Energy AB (publ) är skyldigt att offentliggöra enligt EU:s marknadsmissbruksförordning. Informationen lämnades, genom ovanstående kontaktpersons försorg, för offentliggörande den 7 juni 2021, kl.08:30 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

20210607 Maha Energy Press Release Capital Revision SWE

Maha Energy bekräftar 42° API-olja i det nya oljefyndet Itaparica och meddelar att Tie-3-brunnen nu är uppkopplad mot produktionsanläggningen på Tie-fältet

on 6 de May de 2021 6 de May de 2021

Testning av Tie-3-brunnen i Brasilien påvisade totalt 628 fat oljeekvivalenter per dag (BOEPD¹) (549 BOPD, 0 BWPD och 470 MSCFPD gas) från reservoarerna Agua Grande och Itaparica. Sergi-formationen testades inte vid detta tillfälle.

Testerna från Agua Grande, som är i produktion, påvisades 410 fat flödande olja och 369 MSCF gas om dagen (totalt 472 BOEPD). De mer djupliggande formationerna Itaparica och Sergi har inte satts i produktion. Den nyligen upptäckta Itaparica-reservoaren flödade lätt 42° API-olja till ytan under en kort period på en ostabil nivå om cirka 139 BOPD. Det är ännu för tidigt att fastslå om Itaparica-fyndet kommer att påverka fältets oljevolymer.

Jonas Lindvall, VD på Maha Energy kommenterar: ”Det långsiktiga målet med Tie-3 brunnen är att installera en vatteninjiceringsbrunn på Tie-fältets sydvästra kant för att för att öka utvinningsfaktorn på fältet. När brunnen borrades upptäcktes en helt ny oljebärande reservoar Itaparica ovanför Sergireservoaren. Denna är nu utvärderad och vi har fått positiva resultat. Oljan i Itaparica är av bättre kvalitet jämfört med den i Agua Grande och Sergi. Även om preliminära resultat pekar på en tät reservoar så flödade oljan upp till ytan av egen kraft och vi förväntar oss att kunna tillämpa modern stimuleringsteknologi och på så sätt uppnå högre produktivitet. Vårt fokus nu är att försöka kartlägga omfattningen av Itaparica samt att hitta en lämplig stimuleringsteknologi.”

Testresultat från Tie-3

Det långsiktiga målet med Tie-3 brunnen är att injicera vatten i Agua Grande- och Sergi-reservoarerna för att öka utvinningsfaktorn på Tie-fältet genom att bibehålla reservoartrycket. Initialt kommer brunnen att producera olja och när vattenintrånget sedan ökar så kommer den konverteras till en vatteninjiceringsbrunn för att upprätthålla trycket i reservoaren. Totalt penetrerades tre oljeförande reservoarer: Agua Grande (11 m net pay), Itaparica (3,1 m net pay) och Sergi (1,6 m net pay ovanför gränssnittet mellan olja och vatten).

Itaparica-reservoaren testades samtidigt som flödestrycket mättes i reservoaren. Flödestrycken bekräftade att reservoartrycket i Itaparica var ostört och är därför inte i hydraulisk kommunikation med Sergi- eller Agua Grande-reservoarerna. Efter att ha tryckt upp all vätska ur produktionsröret, så flödade Itaparica en blandning av olja och gas under en kort period på en ostabil² nivå om cirka 139 fat olja om dagen. Efter den initiala flödesperioden krävdes kontinuerlig hjälp i form av så kallad Swabbing för att flödet skulle fortsätta. Preliminära resultat visar på att formationen är tät och/eller har så kallad Skin Damage omkring den produktiva delen i borrhålet. Trycksensorerna som analyserats påvisar en permeabilitet om 1-3 mD samt en Skin Damage runt +25.

Maha undersöker nu vilken typ av stimuleringsteknologi som kan användas för att förbättra produktiviteten i Itaparica. Som jämförelse kunde den initiala och ostimulerade produktionsnivån i Penedo-reservoaren på Tartaruga-fältet i Brasilien markant ökas med hjälp av hydraulisk stimulation.

Efter slutförandet av testerna av Itaparica öppnades Agua Grande-reservoaren upp för rensning och ett kort flödestest innan den kopplades upp mot produktionsanläggning på Tie-fältet. Under ett dygn flödade Agua Grande-reservoaren under eget tryck 410 fat 37° API-olja och 369 MSCF gas till riggsiten. Inget vatten påträffades.

Tie-3 (Itaparica)
Preliminära flödestal från Itaparica:
Oljevolym                                                            : 139 BOPD² (ostabila nivåer)
Vattenvolym                                                       : 0 BWPD
Gasvolym                                                            : 101 MSCFPD
BOEPD                                                                 : 156 BOEPD
Ventilstorlek                                                       : 1-1/2”
Brunnshuvud-tryck                                            : 0 psi

Tie-3 (Agua Grande)
Preliminära flödestal från Agua Grande:
Oljevolym                                                            : 410 BOPD
Vattenvolym                                                       : 0 BWPD
Gasvolym                                                            : 369 MSCFPD
BOEPD                                                                 : 472 BOEPD
Ventilstorlek                                                       : 1”
Brunnshuvud-tryck                                            : 80 psi

¹ BOEPD: Barrels of oil equivalent per day; 6.000 SCF = 1 fat olja
² Det var inte möjligt att nå en stabil flödesvolym under testning av Itaparica och testen avbröts när utrustningen för Swabbing gick sönder och beslut fattades att fortsätta med testning av den grundare Agua Grande-reservoaren.

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

20210506 Maha Energy Test Result SWE FINAL

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) confirm 42° API oil in new Itaparica oil reservoir and announce the hook up of Tie-3 well to Tie production facilities

on 6 de May de 2021 6 de May de 2021

The Tie-3 oil producing well has tested a combined 628 BOEPD¹, (549 BOPD, 0 BWPD and 470 MSCFPD of gas) from the Itaparica and Agua Grande reservoirs. The Sergi reservoir was not tested at this time.

The recently completed rig-site test of the Tie-3 well flowed oil and gas at a rate of 410 BOPD and 369 MSCFPD (472 BOEPD¹) from the Agua Grande reservoir only. The deeper Itaparica and Sergi reservoirs have not been completed at this time. The newly discovered Itaparica formation was extensively tested and flowed 42° API oil to surface at an initial peak and unstable² rate of approximately 139 BOPD. It is too early to determine the impact of this find on the Tie field oil volumes, if any.

Jonas Lindvall, CEO of Maha Energy commented “Tie-3 is designed as a water injector on the southwestern flank of the field. Whilst drilling the well, a new and hereto untested formation was encountered above the Sergi reservoir (called the Itaparica) which we have tested with encouraging results. The oil is of higher quality compared to the Agua Grande and Sergi reservoirs. Although initial indications are that the Itaparica formation is tight, oil free flowed to surface and we believe modern stimulation technologies can be applied to improve productivity of this zone. Work will now focus on determining the potential size of the Itaparica and an appropriate stimulation technology to increase the productivity.”

Tie-3 Test Results

The Tie-3 well was designed as a long term water injector well at the southwestern flank of the Tie structure with an initial oil production phase prior to use as an injector. With the discovery of the Itaparica and the full oil column in the Agua Grande, the well will produce oil until water cut increases and allows for an efficient water injection point in the Tie field. Three reservoirs were penetrated at the Tie-3 location; the Agua Grande (11 m. net pay), Itaparica (3.1 m net pay) (new) and Sergi (1.6 m net pay above the oil water contact).

The Itaparica was flow tested whilst recording bottom hole flowing pressures which confirmed the reservoir was at virgin pressure and not connected to the Agua Grande or Sergi reservoirs. After an initial unloading of the diesel cushion, the well flowed a mixture of oil and gas at an unstable rate of 139 BOPD. After the initial flow period, swabbing assistance was required to provide continuous inflow to the tubing string, suggesting either a low permeability or skin-damaged wellbore. Upon retrieval of downhole gauges and a series of build-up tests, initial analysis suggests a permeability of 1-3 mD, and a skin damage of ~+25.

Further studies are now underway to determine the best stimulation technology to improve productivity of the Itaparica. A direct analogy in Brazil, is the Penedo sandstone in the Tartaruga field where initial and unstimulated productivity can be increased significantly by the application of hydraulic stimulation.

Upon completion of the Itaparica tests, the Agua Grande zone was opened up for clean-up flow. During a short 24 hour clean up period the Agua Grande free flowed 37° API oil to surface at an average rate of 410 BOPD, 0 BWPD and 369 MSCFPD. The well was then hooked up to the production facilities.

Tie-3 (Itaparica)
Initial free flow test results from the Itaparica are as follows:
Oil Production                                                    : 139 BOPD² (unstable rate)
Water Production                                              : 0 BWPD
Gas Production                                                  : 101 MSCFPD
BOEPD                                                                 : 156 BOEPD
Choke Size                                                           : 1-1/2”
Flowing Wellhead Pressure : 0 psi

Tie-3 (Agua Grande)
Initial free flow test results from the Agua Grande are as follows:
Oil Production                                                    : 410 BOPD
Water Production                                              : 0 BWPD
Gas Production                                                  : 369 MSCFPD
BOEPD                                                                 : 472 BOEPD
Choke Size                                                           : 1”
Flowing Wellhead Pressure : 80 psi

¹ BOEPD : Barrels of Oil Equivalent per Day; 6,000 SCF = 1 barrel of oil
² It was not possible to attain a stable rate during the Itaparica test and the test was cut short after the swabbing equipment failed prompting the operations to focus on the shallower Agua Grande reservoir.

MSCFPD = thousand standard cubic feet per day
BWPD = Barrel of water per day
BOPD = Barrels of Oil per Day

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

20210506 Maha Energy Test Result ENG FINAL