ArchivesNews

Maha Energy announce December 31, 2021 Reserve and Resource Report

on 31 de January de 2022 31 de January de 2022

Chapman Petroleum Engineering Ltd. (“Chapman”) has completed their annual reserve and resource determination for Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”). The Company’s (“2C”) Contingent Resources volumes have increased by 49%, the Proven plus Probable reserves (“2P”) and 2C Contingent Resources volume are up by 2%. The 2P reserve volumes are down by 23% compared to the previous year. The reduction in 2P reserves does not affect the Company’s near to medium term production volumes, nor the resulting cashflows. The Company’s 2022 production guidance of 4,000 – 5,000 BOEPD remains.

The results of the recently tested (post December 31, 2021) and very positive Tie-4 well have not been included in the 2021 reserves and resource update and are expected to be included as part of the 2022 reserve and resource volumes.

The 2021 reserves are impacted by the 2021 drilling and testing results of the Tartaruga-3 well, produced volumes in Brazil and USA, seismic and reservoir modelling revisions at the Tie field in Brazil, as well as non-core lease relinquishments in USA. In Oman, both 2P reserves and 2C Contingent Resources have increased significantly due to seismic and petrophysical evaluations conducted during 2021.

Maha Reserves and Resources¹ as of 31 December, 2021

2021 Maha Energy AB Company Gross Reserves before income tax
(million barrels)
	Tie	Tartaruga²	Illinois Basin	Oman	LAK	Total
1P	9.06	6.28	1.83	0.47	0.11	17.75
2P	12.68	8.64	3.34	1.52	8.81	34.99
3P	15.00	10.93	3.52	2.47	14.24	46.17

2021 Maha Energy AB Company Gross Conventional (Sales) Natural Gas Reserves before income tax
(billion Standard Cubic Feet)
	Tie	Tartaruga²	Illinois Basin	Oman	LAK	Total
1P	6.54	3.07				9.62
2P	9.15	4.23				13.38
3P	10.83	5.36				16.19

Resource Category ‘Mafraq” Block 70 Oman	2021 Volume (million barrels)
1C	23.59
2C	33.41
3C	60.32

[1] Volumes are Gross Working Interest volumes and are expressed before royalties, Government allocations and taxes.
2 The Tartaruga Concession Agreement expires in 2025 but provides mechanisms for extension based on the continued productivity of the field. Management is confident that such an extension will be approved, and Chapman has classified the recoverable volumes as reserves based on these mechanisms. Maha has a 75% Working Interest in the Tartaruga concession.
³ Chapman Petroleum Engineering Ltd. uses the following oil price forecast for Brent Spot in $USD/STB:

2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028
$76.44	$73.84	$72.28	$73.73	$75.20	$76.70	$78.24

The average gas price for the gas reserves at Tie Field over the next five years is forecasted by Chapman to be around $1.00 USD/MSCF.

The reserves review and issuance of this reserve report for the Company was made by the independent petroleum engineering consultants Chapman Petroleum Engineering Ltd., Calgary, Canada. The evaluation was carried out in accordance with standards set out in the Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook, the professional practice standard under their Permit to Practice with APEGA and under the guidelines of the European Securities and Markets Authority (ESMA). The report has been prepared and supervised by a “Qualified Reserves Evaluator”.

Maha Energy AB, through its subsidiaries owns and operates a legal and beneficial 75% Working Interest (WI) in the SES-107D Block (Tartaruga) onshore Sergipe State Brazil, a 99% WI in the LAK Ranch heavy oil field in Wyoming USA, a 100% Working Interest (WI) in the Tie Field onshore Bahia State Brazil, an initial 100% WI in the Block 70 Mafraq field under the Exploration and Production Sharing Agreement with the Government of Oman and approximately 96% WI in the acreage in the Illinois Basin.

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 13:15 CET on 31 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.

20220131 Maha Energy Press Release ENG

Maha Energy meddelar reserv- och resursrapport per 31 december 2021

on 31 de January de 2022 31 de January de 2022

Chapman Petroleum Engineering Ltd. (“Chapman”) har genomfört den årliga utvärderingen av Maha Energy AB:s (publ) (”Maha” eller ”Bolaget”) olje- och gasreserver och resurser. Bolagets (2C) betingade resurser ökade med 49 procent. Bevisade och sannolika reserver (2P) plus 2C betingade resurser ökade med 2 procent. 2P volymerna minskade däremot med 23 procent i jämförelse med föregående år. Minskningen av Bolagets 2P reserver påverkar inte produktionsvolymer eller kassaflöde på kort till medellång sikt. Produktionsguidningen för 2022 om 4 000 – 5 000 BOEPD kvarstår.

Resultaten från den nyligen produktionstestade brunnen Tie-4 som översteg förväntan är inte inkluderad i reserv- och resursrapporten för 2021 eftersom resultaten meddelades efter årsskiftet. Dessa resultat förväntas inkluderas i reserv- och resursrapporten för 2022.

Volymerna i reserv- och resursrapporten för 2021 påverkades av; borr- och testresultat från brunnen Tartaruga-3, producerad olja och gas från Brasilien och USA, reviderade seismisk- och reservoartolkningar på Tiefältet i Brasilien samt uppsägning av icke-kärnområden i Illinois Basin, USA. I Oman ökade både 2P-reserver och 2C betingade resurser signifikant tack vare utvärdering av ny seismisk- och petrofysiskdata.

Mahas reserver och resurser per 31 december 2021

2021 Maha Energy AB bruttoreserver före skatt
(miljoner fat)
	Tie	Tartaruga²	Illinois Basin	Oman	LAK	Total
1P	9,06	6,28	1,83	0,47	0,11	17,75
2P	12,68	8,64	3,34	1,52	8,81	34,99
3P	15,00	10,93	3,52	2,47	14,24	46,17

2021 Maha Energy AB brutto försäljningsbar naturgas före skatt
(miljarder standard kubikfot)
	Tie	Tartaruga²	Illinois Basin	Oman	LAK	Total
1P	6,54	3,07				9,62
2P	9,15	4,23				13,38
3P	10,83	5,36				16,19

Resurs kategori ‘Mafraq” Block 70 Oman	2021 Volym (miljoner fat)
1C	23,59
2C	33,41
3C	60,32

¹Avser bruttovolymer av arbetsintresseandelar till Maha Energy AB men innan eventuella royalties, statlig allokering, och skatter.
²Avtalet för Tartaruga-koncessionen går ut i slutet av 2025, men ger möjlighet till förlängning så länge oljefältet är i produktion och med myndigheters godkännande. Då bolaget bedömer möjligheten till förlängning som mycket sannolik har reserverna på Tartaruga-fältet inkluderat framtida produktion baserat på en förlängning. Maha har 75 procent av arbetsintresseandelar i Tartaruga-licensen.
³Chapman Petroleum Engineering Ltd. använder följande oljeprisutveckling för Brentoljan USD/fat olja:

2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028
$76,44	$73,84	$72,28	$73,73	$75,20	$76,70	$78,24

Chapmans antagna snittpris för de kommande 5 åren av naturgasreserver på Tiefältet är $1,00 USD/MSCF.

Denna oberoende redovisning av reserver och resurser har gjorts av Chapman Petroleum Engineering Ltd., Calgary, Kanada för Bolagets räkning. Utvärderingen har genomförts i enlighet med de riktlinjer och standarder som återfinns i “Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook”, samt i “The professional practice standard under our Permit to Practice with APEGA” och slutligen i ”The Guidelines of the European Securities and Markets Authority” (ESMA). Rapporten har sammanställts och översetts av en “Qualified Reserves Evaluator”.

Genom dotterbolag äger och styr Maha Energy AB, 75 procent av intresseandelarna i SES-107D Blocket (Tartaruga) onshoredelstaten Sergipe, Brasilien, 99 procent av intresseandelarna i LAK Ranch tungoljefältet i Wyoming, USA, 100 procent av intresseandelarna i Tie-fältet onshoredelstaten Bahia, Brasilien, 100 procent av intresseandelarna i Block 70 Mafraq som styrs av ett produktionsdelningsavtal med den Omanska Staten samt cirka 96 procent av intresseandelarna i ett flertal oljeproducerande fält och formationer i Illinois Basin, USA.

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 31 januari 2022 kl. 13:15 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

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

20220131 Maha Energy Press Release SWE

Maha Energy announce spud of Tie-5

on 26 de January de 2022 26 de January de 2022

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) is pleased to announce the spud of the Tie-5 Agua Grande (AG) horizontal well in Brazil. The Tie-5 well was spudded on time as per planned schedule at 0900 (GMT-3) on January 25^th on the Tie field in Brazil. The well is designed as a horizontal well and will drain the northern part of the Tie field at the Agua Grande level.

As communicated earlier, the Tie-4 well was completed as a vertical producer and tested 4,695 BOEPD on an Electrical Submersible Pump (ESP). The Tie-4 well is now producing through the Tie Production Facility.

Jonas Lindvall, CEO of Maha Energy comments: ”In light of the very positive well performance of Tie-4, we are very excited to start drilling the Tie-5 well. Our drilling team in Brazil have significantly improved on the Tie-4 well design and I am confident that we will be able to land the well horizontally in the AG.”

Significant changes have been made to the Tie-5 well design to address the drilling issues encountered whilst trying to land the previous Tie-4 well. Changes include, deepening of the 9-5/8” casing shoe, and drilling the troublesome Lower Candeias in a shorter section with an inclination below 60 degrees. The Company has successfully drilled multiple wells through the Lower Candeias at angles below 60 degrees. A new geomechanical study was carried out with data acquired in Tie-4, and its findings and recommendations have been incorporated into the well program. Tie-5 will also be completed using an ESP.

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

Miscellaneous
The information was submitted for publication, through the agency of the contact persons set out below, at 12:00 CET on 26 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

20220126 Maha Energy Press Release Tie 5 ENG FINAL

Maha Energy har påbörjat borrningen av Tie-5

on 26 de January de 2022 26 de January de 2022

Maha Energy AB (publ) (”Maha” eller ”Bolaget”) meddelar att borrningen av Tie-5 i Brasilien har påbörjats. Borrkronan sattes i backen enligt tidplan klockan 09.00 (-3 GMT) lokal tid igår på Tiefältet i Brasilien. Planen är att Tie-5 ska bli en horisontal produktionsbrunn mot den norra delen av reservoaren Agua Grande (AG).

Som tidigare kommunicerats är den vertikala Tie-4 brunnen nu kopplad till produktionsanläggningen och producerade 4 695 BOEPD¹ under ett 24-timmarstest.
Tie-4 färdigställdes med en elektrisk nedsänkbar pump (ESP).

Jonas Lindvall, VD för Maha Energy kommenterar: ”Med tanke på det fina resultatet från Tie-4 brunnen så är vi väldigt entusiastiska över borrstarten på Tie-5. Vårt borrteam i Brasilien har gjort väsentliga förbättringar av borrplanen och jag är övertygad om att vi kommer att nå vårt mål att få ett horisontellt hål i AG-reservoaren.”

De har gjorts betydande förändringar av borrplanen för Tie-5 för att undvika de problem som påträffades vid borrningen på Tie-4 i höstas. Exempelvis sätts 9-5/8 tums foderrör betydligt djupare och borrningen genom den ostabila L. Candais-formationen minimeras med en borrvinkeln under 60 grader. Maha har tidigare framgångsrikt genomborrat L. Candais formationen på ett flertal ställen med en borrvinkel under 60 grader. Vidare har en geomekanisk studie på L. Candais-formationen utförts baserat på information från
Tie-4 vilken har inkorporerats i borrplanen. Tie-5 kommer också färdigställas med en ESP.

¹ BOEPD: Likvärdig i oljefat per dag; 6 000SCF = 1 fat olja.

Informationen lämnades, genom nedanstående kontaktpersoners försorg, för offentliggörande den 26 januari 2022, kl.12:00 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

20220126 Maha Energy Press Release Tie 5 SWE FINAL

Mahas brunn Tie-4 testar 4 695 BOEPD kopplad till produktionsanläggning

on 20 de January de 2022 20 de January de 2022

Maha Energy AB (publ) ("Maha" eller "Bolaget") meddelar att den nyligen färdigställda brunnen Tie-4 nu är kopplad till den permanenta produktionsanläggningen och har testats under 24 timmar med en elektrisk nedsänkbar pump (ESP). Resultatet var 4 400 fat olja om dagen och
1 766 MSCF gas om dagen (4 695 BOEPD¹) med ett stabilt brunnshuvudtryck om 220 psi. Produktionsguidningen om 4 000 – 5 000 BOEPD för 2022 kvarstår.

Jonas Lindvall, VD för Maha kommenterar: ”Produktionstestet för Tie-4 genom produktionsanläggningen på Tiefältet är nu slutfört. Flödet från brunnen var så starkt att vi under testet var tvungna att temporärt stänga ner andra produktionsbrunnar. Vi behövde också mobilisera extra tankbilar för att snabbt kunna transportera bort oljan. Vi är mycket nöjda med resultatet, det visar återigen den höga kvaliteten på Tiefältet och speciellt hur produktiva reservoarerna Agua Grande och Sergi är.”

Jonas Lindvall fortsätter: ”Vi kommer nu att strypa flödet från Tie-4 för att balansera reservoarer-trycket över Tie-fältets alla produktionsbrunnar. Detta ger oss viktig extra leveranskapacitet på Tie-fältet samt en jämn trycksänkning över reservoarerna. Det är för tidigt att bedöma hur dessa resultat kan påverka årliga produktionsvolymer.”

Tie-4
Brunnen Tie-4 (7-TIE-4HE-BA) har nu kopplats in på produktionsanläggning på Tiefältet. Produktion från reservoarerna Agua Grande (AG) och Sergi (SG) samproduceras genom en 3,5 tums ESP. Resultat från det initiala 24-timmars flödestestet:

Oljeproduktion: 4 400 BOPD
Vattenproduktion: 64 BWPD
Gasproduktion: 1 766 MSCFPD
BOEPD: 4 695 BOEPD
Brunnshuvudtryck: 220 psi

Tie-5
Det har gjorts betydande ändringar av brunnsprofilen för att undvika de problem som påträffades under borrningen på Tie-4. Planen är att Tie-5 ska bli en horisontal produktionsbrunn mot den norra delen av reservoaren Agua Grande. Även här kommer en ESP användas. En borrigg har flyttats från Tie-4 till Tie-5 och driftsättningen är under färdigställande. Borrningarna på Tie-5 är planerade att påbörjas under de närmsta två veckorna.

¹ BOEPD: Likvärdig i oljefat per dag; 6 000SCF = 1 fat olja.

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

Viktig Information
Rapporterade testproduktionsnivåer som anges i detta pressmeddelande återspeglar inte nödvändigtvis permanenta och hållbara produktionsvolymer. Framtida produktionsvolymer kan skilja sig från testproduktionsvolymerna som redovisats i detta pressmeddelande, bland annat, på grund av att reservoaren sinar naturligt, vatten- och /eller gasintrång, sandproduktion, pumphaveri eller driftbrott och produktionsavbrott som uppstår under en permanent produktionsverksamhet.

Kort om Maha

20220120 Maha Energy Press Release SWE_Tie 4 Test FINAL

Maha’s Tie-4 well tests 4,695 BOEPD through Tie Permanent Facilities

on 20 de January de 2022 20 de January de 2022

Maha Energy AB (publ) (“Maha” or the “Company”) is pleased to announce that the recently completed Tie-4 well is now tied into the permanent production facilities and has been placed on a 24-hour test using an Electric Submersible Pump (ESP). The results were 4,400 BOPD and 1,766 MSCFPD (4,695 BOEPD¹) with a stable tubing-head flowing pressure of 220 psi. The annual average production guidance of 4,000 – 5,000 BOEPD for 2022 remains.

Jonas Lindvall, CEO of Maha commented; “Testing of the Tie-4 well through the permanent production facilities is now completed. The well came on so strong we had to shut other wells in to accommodate the test volumes and additional oil trucks had to be mobilized. We are very pleased with the outcome. Again, the results demonstrate the top quality of the Tie field and the prolific nature of the Agua Grande and Sergi reservoirs.”

Mr. Lindvall continued: “We will now optimize oil production across all the Tie wells so that reservoir drawdown is evenly distributed across the field. The Tie-4 well will be choked back and will provide important future production redundancy. It is premature to assess how these results may affect annual production volumes.”

Tie-4
The Tie-4 well (7-TIE-4HE-BA) has now been tied into the permanent production facilities at Tie. Both the Agua Grande (AG) and Sergi (SG) zones are perforated and are now comingled in a 3 ½” single tubing completion with an ESP. Initial stabilized well test results over a 24 hour period are as follows:

Oil Production: 4,400 BOPD
Water Production: 64 BWPD
Gas Production: 1,766 MSCFPD
BOEPD: 4,695 BOEPD
Flowing Wellhead Pressure: 220 psi

Tie-5
Significant changes have been made to the well design that should address the problems encountered on the Tie-4 well. The Tie-5 well is designed as a horizontal production well targeting the northern part of the AG reservoir. An ESP will also be run on this well. A drilling rig has been moved from the Tie-4 location to Tie-5 and rig up and commissioning is almost complete. The drilling of Tie-5 is slated to start within two weeks.

¹ BOEPD : Barrels of Oil Equivalent per Day; 6,000 SCF = 1 barrel of oil

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, 21:15 CET on 20 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

Important Notice
Reported test production levels stated in this Press Release may not be reflective of permanent sustainable production rates and future production rates may differ materially from the test production rates reflected in this news release due to, among other factors, natural decline, water and/or gas coning, sand production, pump breakdowns or difficulties and surface interruptions encountered during permanent production operations.

20220120 Maha Energy Press Release ENG Tie 4 test FINAL

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.”

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

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.”

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

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