Page 1

Corporate Summary  October 2011| London 

Delivering Growth through Acquisi<on of Proven   Reserves & Enhancement of Producing Assets 

LSE (AIM): LGO1


Management and Board of Directors  Chairman 

David Lenigas 

Chief Execu<ve  Officer 

Neil Ritson 

Chief Opera<ng  Officer  

Garry Stoker 

Finance Director 

Don Strang 

Non‐Execu<ve Director 

Steve Horton 

Holds a Bachelor of Applied Science in Mining Engineering and has 30 years of resources industry experience.  Currently he is the Execu<ve Chairman of Lonrho plc, Lonzim plc, Lonrho Mining Ltd and Solo Oil plc.  He is an  Execu<ve Director of Vatukoula Gold Mines plc and Rare Earth Minerals plc.    

Has a BSc in Geophysics.  He has worked in the energy sector for nearly 35 years, ini<ally with BP plc for 23  years before managing the interna<onal opera<ons of Burlington Resources Inc. and more recently as CEO at  Regal Petroleum plc, before founding the Vanguard Energy Group where he was Chairman and CEO.  He is a  Director of Solo Oil plc and a Non‐Execu<ve at Enova<on Resources Ltd. 

Is a Chartered Engineer with a BSc in Control Engineering and an MBA.  He has worked in the energy sector  for over 20 years  in UK, India, Nigeria and North Africa. Ini<ally with Occidental Petroleum, he has set up and  managed interna<onal E&P opera<ons for BHP Billiton, Kellogg Brown and Root, Centrica and most recently  with the BG Group as their COO in India and Tunisia. 

A qualified chartered accountant with 20 years experience in the financial and natural resources sectors  including extensive experience with AIM. He has also held senior financial posi<ons with Ernst and Young and  several publicly listed Australian Resource Companies.  

Holds a BSc in Mining Engineering and an MBA. He has 34 years experience working in the energy industry  including 27 years with BP plc where he held execu<ve roles including worldwide Director of Drilling.  He co‐ founded Silverstone Energy Limited in 2005. 

2


PorHolio  

London HQ  Spain  Gulf of Mexico  Trinidad  Malta 

3


Key Assets   Country 

Asset

Spain

Ayoluengo Field 

100%

LGO

P50 STOIIP of >100 mmbbls.  Major  redevelopment underway including EOR 

Spain

Hontomin Field 

100%

LGO

Satellite field currently being produced and  developed 

Spain

Explora<on Licences 

100%

LGO

Over 556 km2 of adjacent areas under  licence and applica<ons for > 1200 km2 

Trinidad

Icacos Field 

50%

Touchstone

Exis<ng underdeveloped onshore field  producing since 1966 from legacy wells 

Trinidad

Cedros  

100%

LGO

New land‐leases surrounding Icacos Field 

Trinidad

Moruga N. 

33‐49%

LGO

Farm‐in to Advance Oil, HoA signed 

Trinidad

Goudron

(100%)

LGO

Op<on to acquire exis<ng IPSC 

7.25%

Marlin

Op<ons on proper<es in shallow GoM.   Eugene Island‐184 currently producing 

10%

Dominion

Large 5700 km2 offshore fron<er licence 

USA, Gulf  Various  of Mexico  Malta 

Area 4 

WI

Operator Descrip<on  

4


Spain

  5


Loca<onÂ

Field Location

Northern Spain map

6


Ayoluengo Field ‐ History     Discovered in 1964 by Chevron    Largest onshore field in Spain, 53 wells    ~37oAPI fuel oil grade low sulphur crude    Total produc<on 17 mmbbls, peak in 1969    Remaining oil in place 104 mmbbls (P50)    Original facili<es handling 10,000 bopd    Acquired by LGO in October 2007    Early 2011 average produc<on 125 bopd    Phase 1 well enhancement near comple<on    Facili<es upgrade planning underway    Phase 2 well improvements planned  

SMP‐2 rig on well Ayo‐22, June 2011  7


Reservoir Architecture  Simple faulted anticline 3D seismic Fluvial to shallow marine sands U. Jurassic, Purbeck age Main reservoirs 800 to 1200 mbgl Recovery range from 4 to 20% Compartmentalised and fractured 8


Recent Well Interven<ons 

37 22 46 32

Six Priority 1  oil wells   re‐perforated  and  recompleted 

5

4 36

One Priority 2  gas wells  re‐perforated  and   recompleted 

9


2011 Produc<on  

Well intervention campaign

10


Further Well Improvement Work 

•  Significant scale build-up needs to be removed and perforations require further cleaning •  Wax build-up is recognised in some wells • 

Combined Ultrasound Imaging and Cement Bond logs, indicate issues with the well bore needing repair 11


Produc<on Opportuni<es 

  Immediate opportuni<es:    Well s<mula<ons    Water shut‐off    Liassic appraisal    Enhanced Oil Recovery    Compe<<ve bidding    Select a partner    Complete final studies    Pilot project (3 to 6 wells)    Full‐field EOR  CPS‐1 rig on well Ayo‐46, March 2011  12


Trinidad

  13


LGO’s Footprint     Ic    Moving progressively  eastwards from Icacos 

Newly   acquired  leases    Basin complexity 

  Staying largely onshore  increases, but well  understood 

Moruga North

  Number of commercial  opportuni<es 

Under nego<a<on 

  Ideal area to exploit LGO’s  experience and resources 

Icacos Goudron Field

14


Step 1 – Cedros Peninsula    Icacos Field, 50% WI    2000 acres, onshore  producing since 1960’s    Gross average 2011 (YTD)  produc<on ~40 bopd    No seismic and explora<on  limited to shallow horizons 

Icacos Field 

Newly   acquired  leases 

Icacos Leases 

  Addi<onal development  poten<al and deeper target    New 815 acre lease signed,  100% LGO. Other leases  under nego<a<on    Airborne gravity survey  under considera<on 

Under discussion 

Cedros Peninsula land posi?on  15


Step 2 – Moruga North    Exis<ng 1223 acre lease    Two producing wells (~120 bopd) 

Moruga West Oilfield (25 MMBO)

  Three well explora<on (WI 33%)     Up to 6 development wells (WI 49%) 

Inniss Antilles /Trinity Oilfield (15 MMBO) Newly   acquired  leases 

Moruga North 16


Step 3 – Goudron Field    Incremental Produc<on Service Contract (IPSC) from Cameron via Sorgenia    Field ac<ve since 1920’s, 150 wells drilled, 95 wells s<ll available, ~20 wells open    Comprehensive due diligence, studies and development plan already in place    Acquired the op<on for $1 million    Addi<onal $1 million to Sorgenia on comple<on     Exis<ng produc<on from ~20 wells averages < 100 bopd    Es<mated P50 Oil in Place 166 mmbbls, 1P = 1.9 mmbbls, 2P = 8 mmbbls, 3P = 22  mmbbls    Work overs, hydraulic fraccing and new wells over a period of 2‐3 years  necessary to bring produc<on to approximately 1800 bopd; upside 4000 bopd    Addi<onal explora<on and exploita<on opportuni<es on the block  17


Step 3 – Base Case Produc<on  Incremental Base Case Produc<on (from Sorgenia) 

Under nego<a<on 

18


USA and Malta

LSE (AIM): LGO


Malta Area 4 

  LGO hold 10%, MOG 90%     Fron<er explora<on in Libyan  offshore analogue basin    PSC Extension granted to 2013    Commitment to a further 1000 km2  3D seismic survey    Long‐offset 3D planned for 2011    Seismic to define a dual target  well; Eocene and Cretaceous    Drill or drop by January 2013 

20


Gulf of Mexico 

  No capital projects in 2010 (LDP operator)    PUD reserves in a porHolio of leases    LGO holds 7.25% WI    Eugene Island‐184 PlaHorm shut‐in end‐March    Leed Petroleum assets sold to Marlin Energy LLP    EI‐184 returned to produc<on aper 60 days    All five wells back on line    Produc<on up around 20%    Recomple<on of A8 planned for 4Q2011    Other sidetrack op<ons under discussion 

21


Gulf of Mexico ‐ Produc<on 

100000

100%

60 day platform outage

Produced Oil / Water (bbls/d), Produced Gas (Mscf/d), GOR (scf/stb)

Gulf of Mexico (Eugene Island 184) Daily Performance June 2010 - Present

10000

Production plot 1000

100

10

90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20%

Pipeline outages 

10% 1 01/06/2010

0% 10/08/2010

19/10/2010

28/12/2010

08/03/2011

17/05/2011

26/07/2011

Date GOR, scf/stb

Oil, bbls

Gas, Mscf

Water, bbls

WC, %

22


Look Ahead

23


Short‐term Look Ahead 

  Further strengthen  the  team  in  London  and Trinidad    Phase 2 interven<on campaign in Spain    Appraise the Liassic beneath Ayoluengo    Ini<ate Spanish EOR project    Conclude commercial nego<a<ons in  Trinidad    Recomplete GOM EI‐184 well A8 and plan  further sidetracks    Acquire addi<onal 1000 km2 3D in Malta  Undeveloped well, Icacos lands, Trinidad  24


Forward Looking Statements  Certain  statements  in  this  presenta<on  are  “forward  looking  statements”  which  are  not  based  on  historical facts but rather on the management’s expecta<ons regarding the Company's future growth.   These expecta<ons include the results of opera<ons, performance, future capital, other expenditures  (amount,  nature  and  sources  of  funding  thereof),  compe<<ve  advantages,  planned  explora<on  and  development  drilling  ac<vity  including  the  results  of  such  drilling  ac<vity,  business  prospects  and  opportuni<es.   Such statements reflect management's current beliefs and assump<ons and are based  on informa<on currently available.  Forward  looking  statements  involve  significant  known  risks,  unknown  risks  and  uncertain<es.    A  number of factors could cause the actual results to differ materially from the results denoted in these  statements,  including  risks  associated  with  vulnerability  to  general  economic  market  and  business  condi<ons,  compe<<on,  environmental  and  other  regulatory  changes,  the  results  of  explora<on,  development  drilling  and  related  ac<vi<es,  ac<ons  by  governmental  authori<es,  the  availability  of  capital markets, reliance on key personnel, uninsured and underinsured losses and other factors, many  of which are beyond the control of the Company.   Although these statements are based upon what management believes to be reasonable assump<ons,  the  Company  cannot  assure  investors  that  the  actual  results  will  be  consistent  with  these  forward  looking statements. 

25

LGO Corporate Summary October 2011  

October 2011| London LSE (AIM): LGO Delivering Growth through Acquisi&lt;on of Proven Reserves &amp; Enhancement of Producing Assets 1 Chair...

Read more
Read more
Similar to
Popular now
Just for you