Lansdowne Oil & Gas plc a annoncé les résultats d'études techniques et les estimations de ressources qui en découlent, réalisées sur le champ de Barryroe, qui se trouve dans des eaux peu profondes d'environ 100 m à quelque 50 km au large de la côte sud de l'Irlande. Lansdowne se félicite également de l'annonce faite par l'opérateur, Providence Resources PLC, d'une mise à jour des résultats de son examen stratégique. En septembre 2021, Providence a annoncé qu'elle avait entamé un examen stratégique de la meilleure façon d'aller de l'avant pour Barryroe et les résultats préliminaires de cet examen ont été annoncés en décembre 2021 en ce qui concerne un programme de développement par étapes, impliquant une phase 1A de développement commençant par un puits d'évaluation potentiel, suivie d'une phase 1B de développement. L'annonce par Providence de la conclusion de son examen confirme désormais qu'un puits d'évaluation est une prochaine étape essentielle pour faire avancer le champ de Barryroe dans le cadre d'un programme de développement par étapes. Le puits 48/24-10z sur le champ de Barryroe a établi de bons débits de pétrole à partir du sable de basal Wealden A (3 504 bpj), ainsi que de forts débits de gaz à partir du sable de basal Wealden C sus-jacent contenant du gaz. Une zone en amont-pendage du puits 48/24-10z a été identifiée comme optimale pour l'évaluation et a été désignée zone K. Une étude de site a été réalisée avec succès en novembre 2021 sur la zone K, les travaux ayant été achevés dans les délais et sans dépassement de budget. Au cours de l'année 2021, un certain nombre d'importantes études techniques tierces ont été réalisées pour évaluer le potentiel d'une première phase de développement du champ de Barryroe, centrée autour du puits 48/24-10z et des parties centrales environnantes du champ de Barryroe. Ces études comprenaient une modélisation du réservoir de la sous-zone à cibler dans la première phase de développement, une mise à jour de la conception et des coûts des puits, ainsi qu'une mise à jour de l'étude conceptuelle de développement, centrée uniquement sur le sable pétrolifère du Basal Wealden A. Ces études techniques ont alimenté un nouveau rapport de la personne compétente produit par RPS ("RPS CPR"). Le RPS CPR s'est penché sur les volumes potentiels de pétrole dans le sable du Wealden A, le réservoir examiné dans le précédent CPR complet réalisé par Netherland Sewell & Associates Inc. ("NSAI") en 2012. Il est important de noter qu'il n'a pas abordé les volumes de gaz présents dans le sable C sus-jacent et, en outre, il n'a abordé que les volumes de pétrole dans la sous-zone du champ de Barryroe qui sera potentiellement ciblée par le développement proposé des phases 1A et 1B. Le RPS CPR a conclu que le développement de la phase 1A, dans le cas P50, a le potentiel de récupérer 58,3 millions de barils de pétrole brut (11,66 millions de barils nets pour Lansdowne), à partir d'une meilleure estimation de 173 millions de barils en place (STOIIP), détenus dans les blocs de faille 1, 2 et 3. Ce scénario de développement implique le forage de 5 puits de production, 4 puits d'injection d'eau et un seul puits d'injection de gaz, avec un taux de production de pétrole en plateau estimé à 20 000 bpj bruts (4 000 bpj nets pour Lansdowne), produits à partir de puits sous-marins, reliés à un navire flottant de production, de stockage et de déchargement ("FPSO"). La phase 1A du développement devrait être suivie de la phase 1B, visant une meilleure estimation de 105 millions de barils supplémentaires en place dans le bloc de faille 4, plus au sud, qui a le potentiel P50 de fournir 22,9 millions de barils de pétrole brut supplémentaires (4,58 millions de barils nets pour Lansdowne). La phase 1B du développement implique le forage de 3 puits de production et de 2 puits d'injection d'eau supplémentaires. Les volumes P50 totaux estimés pour les développements combinés des phases 1A et 1B s'élèvent à 81,2 millions de barils de pétrole récupérable brut (16,24 millions de barils nets pour Lansdowne) à partir d'une meilleure estimation de 278 millions de barils de pétrole en place (STOIIP). Une évaluation économique, documentée dans le RPS CPR, couvre les développements des phases 1A et 1B et, dans le cas des ressources pétrolières 2C, donne une VAN10% pour la part de 20% de Lansdowne de 104 millions de dollars dans l'hypothèse d'un prix du pétrole Brent de 68 USD par baril en 2027, passant à 70 USD par baril en 2028 et 2029 et gonflé de 2% par an par la suite. Cela équivaut à une VAN10% de 6,40 $/bbl. Lansdowne a l'obligation de noter que le prix actuel du pétrole Brent est maintenant d'environ 90 USD par baril. La participation de 20 % de Lansdowne dans le champ Barryroe présente une valeur économique NPV10% par baril plus élevée pour sa part d'intérêt actif que celle de Providence, car celle de Lansdowne est exempte de la participation aux bénéfices nets (" NPI ") de San Leon de 4,5 % détenue sur l'intérêt actif de Providence. La demande d'engagement de location pour le champ de Barryroe est toujours en cours d'examen par le ministère irlandais de l'Environnement, du Climat et des Communications (DECC) et nécessite l'approbation ministérielle. L'obtention d'un engagement de location est un préalable essentiel à la reprise des activités et à l'avancement du projet.