Forward-Looking Statements



Yüklə 2,81 Mb.
Pdf görüntüsü
tarix08.08.2018
ölçüsü2,81 Mb.
#61493


Annual General and 

Special Meeting of Shareholders

June 19, 2018




Forward-Looking Statements

This presentation contains certain forward-looking statements and forward-looking information (collectively referred to herein as

“forward-looking statements”) within the meaning of applicable Canadian securities laws. All statements other than statements of present

or historical fact are forward-looking statements. Forward-looking statements are often, but not always, identified by the use of words such

as “could”, “should”, “can”, “anticipate”, “expect”, “believe”, “will”, “may”, “projected”, “sustain”, “continues”, “strategy”, “potential”,

“projects”, “grow”, “take advantage”, “estimate”, “well positioned” or similar words suggesting future outcomes. In particular, but without

limiting the forgoing, this presentation contains forward-looking statements pertaining to future opportunities, business strategies,

exploration and development activities, and competitive advantages. The forward-looking statements regarding the business and

operations of Return Energy Inc. (“Return” or the “Company”) are based on certain key expectations and assumptions of Return

concerning, among other things: the anticipated financial performance of the Company; performance of existing wells and success in

drilling new wells; business prospects; strategies; regulatory developments; prevailing commodity prices; exchange rates; estimates of

costs, including drilling and operating costs; tax laws; the sufficiency of budgeted capital expenditures in carrying out planned activities; the

availability and cost of labour and services; the state of the economy and the exploration and production business; the legislative and

regulatory environments of the jurisdictions where Return carries on business or has operations; the impact of increasing competition; the

ability to obtain financing on acceptable terms; the actual results of exploration and development projects being equivalent to or better than

estimated results, all of which are subject to change based on market conditions and potential timing delays. Although management of

Return consider these assumptions to be reasonable based on information currently available to them, they may prove to be incorrect. By

their very nature, forward-looking statements involve inherent risks and uncertainties (both general and specific), including the risk that

forward-looking statements will not be achieved. Undue reliance should not be placed on forward-looking statements, as a number of

important factors could cause the actual results to differ materially from the beliefs, plans, objectives, expectations and anticipations,

estimates and intentions expressed in the forward-looking statements, including among other things: inability to meet current and future

obligations; inability to implement Return’s business strategy effectively; uncertainties associated with estimating reserves; general

economic and market factors, including business competition, changes in government regulations; volatility in the market prices for oil and

natural gas; fluctuation in commodity prices; the actual results of exploration, development or operational activities; geological, technical,

drilling and processing problems; liabilities and risks, including environmental liabilities and risks, inherent in oil and natural gas operations;

changes in project parameters as plans continue to be refined; access to capital markets; interest and currency exchange rates;

technological developments; general political and social uncertainties; lack of insurance; delay or failure to receive board or regulatory

approvals; changes in legislation; timing and availability of external financing on acceptable terms; and lack of qualified, skilled labour or

loss of key individuals.

Readers are cautioned that the foregoing list is not exhaustive.

The forward-looking statements contained herein are expressly qualified in their entirety by this cautionary statement. The forward-looking

statements included in this presentation are made as of the date of this presentation and Return does not undertake and is not obligated to

publicly update such forward-looking statements to reflect new information, subsequent events or otherwise unless so required by

applicable securities laws.

1



Any financial outlook or future-oriented financial information, as defined by applicable securities laws, has been approved by management 

of  Return as of the date hereof.  Such financial outlook or future-oriented financial information is provided for the purpose of providing 

information about management's current expectations and goals relating to the future of Return.  Readers are cautioned that reliance on 

such information may not be appropriate for other purposes.

Any references in this presentation to initial, early and/or test or production/performance rates are useful in confirming the presence of 

hydrocarbons, however, such rates are not determinate of the rates at which such wells will produce or continue production and decline 

thereafter. Additionally, such rates may also include recovered “load oil” fluid used in well completion stimulation. Readers are cautioned not 

to place reliance on such rates in calculating the aggregate production for Return. The initial production rate may be estimated based on 

other third-party estimates or limited data available at this time. In all cases in this presentation, initial production or tests are not necessarily 

indicative of long-term performance of the relevant well or fields or of ultimate recovery of hydrocarbons.

Statements relating to “reserves” are also deemed to be forward-looking statements, as they involve the implied assessment, based on 

certain estimates and assumptions, that the reserves described exist in the quantities predicted or estimated and that the reserves can be 

profitably produced in the future. In addition, and without limiting the generality of the foregoing, this presentation contains forward-looking 

statements pertaining to the following: Return’s plans for 2018, Return’s future production levels on wells proposed to be drilled on its 

Rycroft Charlie Lake project; the net present value, rate of return, payout term, profit to investment ratio, the quantity of reserves and recycle 

ratio of these wells; projections of market prices and costs; supply and demand for oil and natural gas; the effectiveness of a potential future 

water-flood scheme; capital expenditure programs; treatment under governmental regulatory and taxation regimes.

Future-Oriented Financial Information

This presentation contains future-oriented financial information and financial outlook information (collectively, “FOFI”) about Return’s

prospective results of operations and the components thereof, all of which are subject to the same assumptions, risk factors, limitations

and qualifications as set forth in the above paragraphs. FOFI contained in this presentation was made as of the date of this presentation

and was provided for the purpose of providing further information about Return's anticipated future business operations. Return disclaims

any intention or obligation to update or revise any FOFI contained in this presentation, whether as a result of new information, future

events or otherwise, unless required pursuant to applicable law. Readers are cautioned that the FOFI contained in this presentation should

not be used for purposes other than for which it is disclosed herein.

2



Non-GAAP Measurements

This presentation includes non-GAAP measures as further described herein. These non-GAAP measures do not have a standardized

meaning prescribed by International Financial Reporting Standards (“IFRS or, alternatively, “GAAP”) and therefore may not be comparable

with the calculation of similar measures by other companies.

This presentation contains the terms “rate of return”, “payout”, “profit to investment ratio” and “recycle ratio” in relation to certain

performance measures. These terms do not have any standardized meaning under IFRS, and Return’s determination of such terms may

not be comparable to that reported by other companies. Return defines “rate of return” as the gain or loss on an investment over a

specified time period, expressed as a percentage of the investment's cost. Return defines “payout” as the point at which all costs of

leasing, exploring, drilling and operating have been recovered from production of a well or wells; “profit to investment ratio” is the ratio of

payoff to investment of a proposed project; and “recycle ratio” is the profit per boe divided by the total cost of discovering and extracting.



Prospective Investors Should Consult with their Advisors

The information contained in this presentation does not purport to be all-inclusive or to contain all information that a prospective investor

may require. Prospective investors are encouraged to conduct their own analysis and review of Return and of the information contained in

this presentation. Without limitation, prospective investors should consider the advice of their financial, legal, accounting, tax and other

advisors and such other factors they consider appropriate in investigating and analyzing Return.

Canadian $, BOE Equivalent

All amounts are expressed in Canadian dollars unless otherwise noted. Oil, natural gas and natural gas liquids reserves and volumes are

converted to a common unit of measure, referred to as a barrel of oil equivalent (boe), on the basis of 6,000 cubic feet of natural gas being

equal to one barrel of oil. This conversion ratio is based on an energy equivalency conversion method, primarily applicable at the burner

tip and does not necessarily represent a value equivalency at the wellhead. It should be noted that the use of boe might be misleading,

particularly if used in isolation.

3



Corporate Snapshot

Listing:


TSX-V: “RTN”

Common Shares Issued:

110,551,651

Management/Directors holdings:

2,620,439

Options outstanding:

7,100,000

Warrants


(1)

:

90,353,125



Fully diluted

(1)


:

208,004,776

Debt:

Zero


Cash:

$4,687,144

Working Capital:

$2,800,000

Current Production

(June 1, 2018)

:

~260 BOE/d



(2)

Above figures as of March 31, 2018 unless noted otherwise.

(1) 


Exclusive of conversion of 2,000,000 Preferred Shares,  which are variable and  tied  to market price at the time of conversion.

By way of example, the number of Units issuable on conversion of the Preferred Shares , assuming a market price of $0.20, would be 

2,000,000 Preferred Shares X $1.00/share ÷ $0.20/share = 10,000,000 Units.  The number of shares issuable on conversion of the Units 

would be  10,000,000 Common shares plus 5,000,000 warrants, each convertible   to one Common Share.  No more than 10% of the

Preferred Shares can be exercised at any given time in a 30 day period  and the holder can own no more than 10% of the issued shares at 

any given time. 

(2) 

Approximately 50 BOE/d have been temporarily shut-in due to low natural gas prices.



4


Highlights

Closed private placement financings for gross proceeds of over $8 million (October 2016 –

December 2017).

Initiated operations, post-acquisition (October 2016) of Peace River Arch assets in NW Alberta, 

through its wholly-owned subsidiary Winslow Resources Inc.

Consolidated ownership at Rycroft through the acquisition of partner interests, resulting in 100% 

ownership of the Rycroft gas plant, and acquired additional P&NG rights.   

Assembled Charlie Lake light oil drilling projects. 

Drilled two wells in Q1 2018 resulting in two oilwells, including a significant eastward extension to 

the Charlie Lake light oil resource play being developed regionally by Tourmaline Oil Corp.

Equipping operations have commenced and tie-in is planned for summer 2018 to conserve liquids 

rich solution gas from 14-27 well and future locations.

Front-end engineering work for horizontal drilling campaign.

Discussions are ongoing with various parties with respect to rationalization of non-core assets and 

further consolidation and/or acquisition of additional interests in the Rycroft core area.

5



Approximately 40,000 net acres in Northern Alberta

(not all shown) of which 13,000 are undeveloped.



Edmonton

Calgary

Grande

Prairie

Ft. McMurray

Return’s Peace River Arch Assets

Source: GeoScout

RYCROFT

GORDONDALE

VALHALLA

6



Charlie Lake

11%


Bluesky

33%


Gething

12%


Montney

35%


Others

9%

Rycroft Area – Return Production by Zone – Pre-Drill



(General Area Players in Brackets)

Cretaceous

Bluesky and Gething

Vertical wellbores

Natural Gas

(Kelt, Return et.al.)

Upper Triassic

Charlie Lake

Horizontal and

vertical wellbores

Lower Triassic

Montney


Horizontal wellbores

Light Oil (37

0

API) 


and

Solution gas

(CNRL, Birchcliff, Tourmaline, Return et. al.)

Light sweet oil (37-40

0

API)


and  

Solution Gas

(Tourmaline, CNRL, Kelt, 

Rising Star, Return et.al.)

7



24 sections gross (22 net).

Charlie Lake light (37

0

API) sweet oil 



Braeburn member development drilling 

project and Upper Charlie Lake 

light sweet (37

0

API) dolomitic siltstone 



horizontal multi-stage frac play.

Potential for 13 additional Braeburn

well locations and 22 horizontal wells 

in the dolomitic siltstone on existing 

landholdings.

100% ownership in the 15-11 gas plant

and associated gathering system.

Processing third party volumes.

Available capacity in plant.

Rycroft Core Area

Source: GeoScout

8

6-34-76-6W6M



14-27-76-6W6


Triassic Charlie Lake Formation – Stratigraphic Distribution of Members

Upper Charlie Lake Siltstone Member.

Coarsening upward from siltstone to

very fine-grained sandstone,

cryptocrystalline dolomite.

Developed utilizing horizontal wellbores

and multi-stage fracture stimulations.

Charlie Lake Braeburn Member.

Dolomitized algal mat facies reservoir.

Developed through conventional vertical 

wellbores and simple fracture 

stimulation.

0                    Pe

10

Source: GeoScout, Return



9

C

ha



rl

ie 


L

ak

e



 F

or

m



a

ti

on



0                    GR               150

45                                           Lst

-15

100/14-27-076-06W6/0



Coplin Unconformity


Charlie Lake Braeburn Member 

Light Sweet Oil Development

Conventional Vertical Drilling

Oil fluorescence in drill cuttings – Braeburn member

10



Depositional strike of the algal mat facies 

reservoir is sub-parallel to present-day 

structure. Strike length ~ 7km.

Good geometry and potential for secondary 

recovery (waterflood) with 30m+ structural 

elevation north-to-south 

across the pool.

Braeburn Vertical Well Development

Ch. Lk. Algal Facies Distribution

6-34


14-27

Source: GeoScout

11

Structure:  Coplin Unconformity




0          GR    150      45                    Lst

-15


0        GR      150      45                    Lst

-15


0          GR    150      45                    Lst

-15


Tourmaline Spirit River

100/02-17-076-06W6

AEC

RR: 11/97



TD: 1895m

Belloy


Paddy, Ch. Lk., Montney

Winslow DD Rycroft

100/14-27-076-06W6

Winslow


RR: 02/18

TVD: 1577.2m

Doig

Charlie Lake



Winslow Rycroft

100/10-27-076-06W6

Rubicon

RR: 08/03



TD: 1620m

Montney


Charlie Lake

On Prod: Nov. 01, 2003 (Ch. Lk.)

Cum. Prod to Mar. 31, 2018:

86,399 Bbls oil



1.219 BCF gas



2049 Bbls wtr

Gas comp 79% C

1

On Prod.: April 03, 2000 (Paddy)



Cum Prod to Jan. 31, 2000:

142 Bbls cond

., 


1.370 BCF gas

,

1740 Bbls wtr

.    Gas comp. 94% C

1

Braeburn Dolomite



6 km

0.6 km



Charlie Lake (Braeburn) Individual Well Economics

(1)


Utilizing the average well type-curves from offsetting pools and matching them to 

existing Charlie Lake “S” Pool performance (10-27-76-6W6), we expect the following 

economic results on a per well basis assuming all-in capital costs of $1 million per well:

Net Present Value @ 10% discount rate (before tax) = $2.1 million



Rate of Return = 113%

Payout = 1.1 years



Profit to Investment Ratio (PIR) = 3.4

Recycle Ratio = 3.9



(1)

Calculated using Sproule Associates March 31, 2018 price deck for oil and $2.00/mcf flat gas price.

Note:  The terms “Net Present Value”, “Rate of Return”, “Payout”, “Profit to Investment Ratio”, and “Recycle Ratio” are non-GAAP measurements not recognized under IFRS 

reporting as having standardized meanings.  The reader is directed to the “Non-GAAP Measurements” section within the Forward Looking Statements for a description of 

these terms.       

12



Upper Charlie Lake Dolomitic Siltstone

Light Sweet Oil Development

Horizontal drilling

13



Valhalla/Spirit River Charlie Lake Horizontal Well Development

Tw

p.



 7

6

Tw



p.

 7

7



Tw

p.

 7



8

Tw

p.



 7

9

R. 5W6M



R. 6W6

R. 7W6


R. 8W6

175+ wells drilled

horizontally through the 

Upper Charlie Lake 

dolomitic siltstone as 

highlighted in green on 

map.

Earlier wells drilled 



diagonally on a NW-SE

orientation.

More recent wells drilled

at the north end of the 

currently-developed pool 

are oriented north-south.

Changes in frac 

stimulation protocol has 

resulted in shorter 

horizontal sections with 

smaller fracs having 

tighter spacing.

Tourmaline Oil Corp. is 

the dominant player.

Source: GeoScout

14



Exshaw (Tourmaline) Mirage Pool (Undef. 0999998 AB BT 0094887)

Upper Charlie Lake Dolomitic Siltstone

Horizontal Multi-stage Frac Development

R7W6


R6W6

Tw

p.



 7

8

Tw



p.

 7

9



R7W6

R6W6


13

-36


14

-36


15

-36


11-36

Horizontal wellbore trajectory planned 

around deeper vertical wells drilled at

3-36, 6-36, and 11-36.

14-36 horizontal wellbore passes within 

17m of the 11-36 vertical wellbore.

All three wells commenced production in 

August, 2017 with cumulative aggregate 

production up to and including April, 2018 

(8.5 months) as follows:

Oil: 231,131 Bbls

Gas: 665.3 MMcf (110,883 BOE)

Water:  573,384 Bbls (includes   

load fluid)

Maximum oil rate attained in Sept., 2017

at 


2486 BOPD. 

April, 2018 prod: 

134 BOPD

746 BOE/d 



gas

463 BWPD



Source: PETRINEX, GeoScout

15



6-34-76-6W6M

11-36-78-7W6M

Talisman Mirage

Winslow DD Rycroft

RR: Oct. 20, 2003

KB: 644.6m

TD: 1991m

Fm. @ TD: Debolt

KB: 692.3m

RR: Feb. 23, 2018

TD: 1578.8mTVD

Fm. @ TD: Doig

0                  GR             150

0                  GR             150

45                                      Lst

-15


45                                      Lst

-15


Frac. - 30T

Phi-h = 0.75

Phi avg.= 0.15

Phi-h = 0.589

Phi avg.= 0.11

Do

lo



m

iti


c

Si

lts



to

ne

A



ppr

ox

im



at

 t



raj

ec

tor



y

of

  15



-36 

hor


iz

ont


al

 w

el



l

The productive interval in the 15-36 horizontal well is

also developed in Return’s vertical wells at 14-27 and at 6-34

(6-34 flowed at a rate of 45 Bbls per day).

15-36 horizontal well I.P. 90:

881 BOPD, 234 BOE/D gas



Total = 1,115 BOE/D

Source: PETRINEX, GeoScout

16



Upper Charlie Lake Siltstone Individual Horizontal Well Economics

(1) 


Utilizing the average well type curves from offsetting operators in the same formation

we expect the following economic results on a per well basis assuming all-in capital 

costs of $3.5 million per well:

Net Present Value @ 10% discount rate (before tax) = $6.2 million



Rate of Return = 95%

Payout = 1.2 years



Profit to Investment Ratio (PIR) = 4.2

Recycle Ratio = 3.3



(1)

Calculated using Sproule Associates March 31, 2018 price deck for oil and $2.00/mcf  flat gas price.

Note:  The terms “Net Present Value”, “Rate of Return”, “Payout”, “Profit to Investment Ratio”, and “Recycle Ratio” are non-GAAP measurements not recognized under IFRS 

reporting as having standardized meanings.  The reader is directed to the “Non-GAAP Measurements” section within the Forward Looking Statements for a description of 

these terms.       

17



Rycroft Comparative Individual Well Economics

(1)


Upper Charlie Lake

Braeburn Member

Dolomitic Siltstone

Dolomite

Horizontal Drilling

Vertical Drilling

TOTAL WELL COSTS ($ million)

3.5

1.0

(Drill, Complete & Equip)



Average Reserves/Well (mBOE)

360

137

Year 1 Production Rate/Well (BOE/d)

300

125

Development Cost/BOE

$9.69 

$7.28 

Operating Expense/BOE (life of well)

$22.67 

$24.43 

Net Present Value @ 10% (000's)

$6,166 

$2,080 

Rate of Return

95%

112%

Payout (years)

1.2

1.1

Year 1 Oil Price ($C/bbl)

74.27

74.27

Year 1 Gas Price ($C/mcf)

2.00

2.00

PIR

4.2

3.4

Recycle Ratio

3.3

3.9

Future Locations (on current land holdings)

22

13

(1) Calculated using Sproule Associates March 31, 2018 price deck for oil and $2.00/mcf flat gas price.

Note:  The terms “Net Present Value”, “Rate of Return”, “Payout”, “Profit to Investment Ratio”, and “Recycle Ratio” are non-GAAP measurements 

not recognized under IFRS reporting as having standardized meanings.  The reader is directed to the “Non-GAAP Measurements” section within 

the Forward Looking Statements for a description of these terms.       

18



2017 Year-end Reserves Summary

(1)


Reserves Category

(2)

NPV

10

(M$)

Proved Developed Producing

4.4

Total Proved



6.9

Probable


3.6

Total Proved + Probable

10.5

(1) Sproule Report: "Evaluation of the P&NG Reserves of Return Energy Inc.



(As Of December 31, 2017)

(2) As per Canadian Oil and Gas Evaluation Handbook reserve definitions



Note:  The above figures do not include any value for the 14-27-76-6W6 

and 6-34-76-6W6 wells drilled in February, 2018 as these were

drilled beyond the end of the reporting period.

19



Upside Potential – Full Development 

(1)


Charlie Lake Dolomitic Siltstone

Braeburn Dolomite

Number of Wells

22

13



NPV10 per well (000's)

$6,166 


$2,080 

Total NPV10 

$135,652,000

$27,040,000

(1) Management estimates, unaudited, assuming Sproule March 31, 2018 price forecast.

These figures are not reflected in Return’s current reserves report for the period ending

Dec. 31, 2017 but rather represent Management’s estimate of potential  future results. 

20



Go Forward Plans 

Initiate tie-in of 14-27 oil well to the Rycroft gas plant (post spring break-up), and 

planning for follow-on vertical oil wells in the Braeburn dolomite.

Front-end engineering and design for horizontal drilling in the Charlie Lake dolomitic 

siltstone.

Further consolidations at Rycroft.

Continue with the divestment of non-core assets.

Continue evaluating acquisition opportunities in the Company’s Rycroft core area.

21



Summary

Return has completed the drilling of the first two of its Triassic Charlie Lake light sweet 

oil development wells at Rycroft, approximately 50 kilometres north of Grande Prairie, 

Alberta. Plans are underway to pipeline connect the first of these, located at 14-27-76-

6W6,  to Return’s wholly-owned Rycroft gas plant to process solution gas produced in 

conjunction with the oil. The Company expects that an additional thirteen (13) wells 

could be drilled into this reservoir on Company lands.

In addition to the Braeburn member at its 14-27 location, Return encountered light sweet 

oil in the overlying Upper Charlie Lake dolomitic siltstone at 14-27 and at its 6-34-76-

6W6 location.  This same zone is the target of a large-scale horizontal drilling campaign 

that has been advanced primarily by Tourmaline Oil Corp. and several other third parties 

over the last four to five years. The distribution of this zone is readily mapped in legacy 

vertical wellbores. On this basis, and the successful test results at 6-34, Return expects 

that 22 horizontal wells could be drilled on Company lands.

Return is well-positioned for growth in the Triassic Charlie Lake fairway and, with 100% 

ownership in the Rycroft gas plant, has greater control in maximizing value 

for shareholders. 

22



Ken Tompson, P. Geol., President, CEO and Director

35+ years experience (DualEx, Dual, Devlan, Burlington, Petrobank, Chauvco, Norcen)



Garry Hides, P.Land, Executive VP and Director 

30+ years experience (DualEx, Dual, Devlan, Petrobank, Chevron)



Lorne Morozoff, C.A., VP Finance, CFO 

20+ years experience (DualEx, Stratic, Nexen, Qatar Petroleum, KPMG)



Jason Schoenfeld, P.Eng., VP Engineering & COO 

20+ years experience (Westfire, Southpoint, Elk Point, Crestar) 



Robb Thompson, C.A., Independent Director

30+ years experience (Bonterra, KPMG)



Roy Hudson, LLB, Director

30+ years experience (DLA Piper (Canada) LLP) 



Bradley Porter, Independent Director

30+ years experience (Boulder, Granite, DeeThree, Dual, Devlan)

Management and Directors

23



Return Energy Inc.

#1220, 407 – 2

nd

Street SW

Calgary, AB T2P 2Y3

Ken Tompson, President & CEO

403-265-8011, ext. 224

Email: info@returnenergyinc.com

Website: 

www.returnenergyinc.com

24

Document Outline

  • Slide Number 1
  • Slide Number 2
  • Slide Number 3
  • Slide Number 4
  • Slide Number 5
  • Slide Number 6
  • Slide Number 7
  • Slide Number 8
  • Slide Number 9
  • Slide Number 10
  • Slide Number 11
  • Slide Number 12
  • Slide Number 13
  • Slide Number 14
  • Slide Number 15
  • Slide Number 16
  • Slide Number 17
  • Slide Number 18
  • Slide Number 19
  • Slide Number 20
  • Slide Number 21
  • Slide Number 22
  • Slide Number 23
  • Slide Number 24
  • Slide Number 25
  • Slide Number 26


Yüklə 2,81 Mb.

Dostları ilə paylaş:




Verilənlər bazası müəlliflik hüququ ilə müdafiə olunur ©www.genderi.org 2022
rəhbərliyinə müraciət

    Ana səhifə