Meren Energy Inc elevó el jueves su capacidad proyectada para 2025 de 32.000 a 37.000. barriles de petróleo equivalente por día (BOEPD) a 34,500-37,500 barriles por día
Una empresa con sede en Vancouver, Canadá, que explora y desarrolla petróleo y gas en África. También ha mejorado las previsiones de producción en función del interés en trabajar desde. 28.000-33.000 barriles por día son 30.000-33.000 barriles por día
Meren, que actualmente procede de la producción frente a las costas de Nigeria. Defina la producción basada en derechos como “calculada utilizando el método de interés económico… e incluye petróleo para recuperación de costos, petróleo por regalías y petróleo con fines de lucro”, dijo Meren. La producción rentable se obtiene multiplicando el volumen del proyecto por la participación efectiva de la empresa en cada licencia.
En el tercer trimestre, Meren, que este año cambió su nombre de Africa Oil Corp, produjo 35.600 bpd, frente a los 41.200 bpd del tercer trimestre de 2024.
Meren se produce en Akpo y Egina, ambas operadas por TotalEnergies SE y Agbami operada por Chevron Corp. Se están llevando a cabo actividades de exploración y optimización de la producción en este campo.
“Tras la pausa de la campaña de perforación Akpo/Egina (PPL 2/3) en el tercer trimestre de 2025, se están realizando esfuerzos para reiniciar la campaña”, dijo Meren. “Como se comunicó anteriormente, esta ruptura permitirá que los datos sísmicos 4D se interpreten para aumentar el crecimiento de futuras oportunidades de llenado de pozos, por lo que el objetivo es asegurar la plataforma de perforación de aguas profundas dentro de la brecha. Comenzó con la perforación de una oportunidad cerca del campo Akpo Far East, seguida de la perforación de pozos de desarrollo adicionales en los campos Akpo y Egina.
“Akpo Far East es una oportunidad de exploración basada en infraestructura. En el caso de una exploración comercial exitosa, ofrece ciclos atractivos a corto plazo y oportunidades de inversión de alto rendimiento. Esto aprovechará las instalaciones existentes de Akpo. Los clientes potenciales de Akpo Far East tienen volúmenes de recursos futuros que se espera que estén libres de riesgos y, en el mejor de los casos, con un recurso total esperado del campo de 143,6 MMBoe, se espera que el hidrocarburo objetivo sea petróleo con una relación gas-petróleo-petróleo ligero comparable a la que se encuentra en Akpo. campo, si tiene éxito, la producción inicial se puede realizar desde un campo de producción existente con el potencial de agregar reservas sustanciales.
“Los socios de la empresa conjunta continúan con el proyecto de optimización del proyecto en el distrito de Preowei, con el objetivo de completar el estudio para proporcionar los resultados necesarios para avanzar el proyecto hacia FID. [final investment decision]- Taller del tercer trimestre durante el cual los operadores presentaron los resultados de la evaluación en curso de los datos del terremoto de Preowei. Indica un aumento de los recursos recuperables y proporciona resultados alentadores. Este ejercicio de optimización continuará hasta principios de 2026, con trabajo adicional para validar estos recursos y optimizar el proyecto.
“Para el campo Agbami, además de la interpretación 4D en curso de los terremotos de 2024, “las actividades de contratación de plataformas y la carga larga están avanzando para la campaña de perforación de relleno de 2027. Además, el pozo de evaluación Ikija se está mejorando para que pueda incluirse como parte de la próxima campaña de perforación de relleno de Agbami”.
Si bien la producción del tercer trimestre disminuyó, los resultados netos aumentaron. De una pérdida neta de 289,2 millones de dólares en el tercer trimestre de 2024 a una ganancia neta de 5,2 millones de dólares en el tercer trimestre de 2025, las ganancias subyacentes por acción para el tercer trimestre de 2025 fueron de 0,01 dólares.
El flujo de caja operativo fue de 65,6 millones de dólares, el EBITDAX fue de 119,8 millones de dólares y la deuda neta fue de 183,3 millones de dólares.
Meren anunció un dividendo de 0,0371 dólares por acción, o 25,1 millones de dólares, para el cuarto trimestre, lo que eleva el dividendo para accionistas de 2025 a 100,3 millones de dólares.
La compañía redujo la guía de EBITDAX para todo el año de $500-600 millones a $450-500 millones y redujo el flujo de caja operativo de $320-370 millones a $260-310 millones.
Julio-septiembre de 2025 marca el segundo trimestre de Meren desde la adquisición total de Prime Oil & Gas Cooperatief UA, en la que anteriormente se invirtió conjuntamente al 50% con BTG Pactual Oil & Gas SaRL. Como parte de la transacción, BTG Oil & Gas, que cotiza en Luxemburgo. Ha adquirido una participación del 35,5 por ciento en la Africa Oil Company ampliada. que cambió su nombre a Meren
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