Por Jov Onsat – 29 de septiembre de 2023 (Rigzone)
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Tamboran Resources Ltd. ha aumentado su mejor escenario de estimación sin riesgo de recursos contingentes (2C) en la cuenca Beetaloo de Australia en miles de millones de pies cúbicos (bcf) a dos billones de pies cúbicos (Tcf) después de revisar los resultados de las perforaciones.
El cambio, basado en la perforación del pozo Maverick 1V, representa un aumento general de 2C del 32 por ciento que involucra los permisos de exploración (Eps) 76, 98, 117, 136 y 161, dijo la compañía local en una presentación ante la Bolsa de Valores de Australia.
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Las estimaciones realizadas por el certificador independiente de recursos Netherland, Sewell & Associates Inc. elevaron los recursos contingentes bajos sin riesgo (1C) del EP 136 a 116 Bcf y los 2C sin riesgo a 406 Bcf. EP 161 aumentó su estimación de 1C sin riesgo a 91 Bcf y de 2C sin riesgo a 470 Bcf. “En los EP 76, 98, 117, 136 y 161, los recursos totales de gas contingente 1C sin riesgo de la compañía de Tamboran han aumentado en un 37 por ciento a 458 BCF y los recursos de gas contingente 2C sin riesgo han aumentado en un 32 por ciento a 2,0 billones de pies cúbicos”, se lee en la divulgación regulatoria. fijado.
Las estimaciones no incluyeron los resultados del pozo Shenandoah South 1H (SS1H) en EP 117. “Tamboran planea evaluar los recursos que rodean la ubicación SS1H luego de las pruebas de flujo, que se esperan para el primer trimestre de 2024”, según el documento.
“Tamboran continúa demostrando la naturaleza continua de Mid Velkerri B y C Shale en nuestra posición de 4,7 millones de acres (brutos) en la cuenca Beetaloo. Nuestro enfoque estratégico permanece en la región occidental de la cuenca, donde el pozo SS1H ha cruzado con éxito el Mid Velkerri en profundidad y muy cerca del gasoducto Amadeus”, dijo en un comunicado el director general y director ejecutivo de Tamboran, Joel Riddle.
“Se espera que este posicionamiento estratégico respalde una posible aceleración de la producción para suministrar gas natural al mercado del Territorio del Norte. Esto es particularmente crítico dadas las recientes caídas de producción del campo de gas marino Blacktip, que se espera que afecte el suministro de gas de la región”.
Tamboran posee una participación del 38,75 por ciento y la propiedad operativa en los EP 76, 98 y 117, mientras que Falcon Oil & Gas Ltd. posee el 22,5 por ciento. Tamboran también opera EP 136 con el 100 por ciento de propiedad. En EP 161, Tamboran tiene el 25 por ciento de propiedad no operada.
La semana pasada, los socios de EP 117, Falcon y Tamboran, anunciaron la perforación exitosa de SS1H. El pozo fue perforado a una profundidad de 14.107,61 pies (4.300 metros) con una sección horizontal de 3.523,62 pies (más de 1.074 metros), según un comunicado de prensa conjunto del 18 de septiembre. “La evaluación inicial confirma la continuidad del yacimiento de esquisto Amungee Member B durante “150 kilómetros [93,21 millas] entre los pozos Amungee NW-2H (A2H) y Beetaloo W-1. Esto incluye un área de desarrollo objetivo de aproximadamente 1 millón de acres donde la profundidad de esquisto supera los 2.700 metros [8.858,27 millas]”, señala el comunicado.
SS1H se encuentra, según Falcon, a 60 kilómetros (37 millas) del pozo A2H, en el que los socios ya habían logrado un avance de gas. SS1H es más profundo que A2H, según los propietarios.
Las dos compañías dijeron el 22 de junio que el flujo de gas en A2H potencialmente había sido inhibido, pero que los resultados mostraron que el pozo posiblemente tenía más almacenado para producción. “El pozo A2H logró un avance de gas, sin embargo, el modelado y el análisis independiente de un laboratorio estadounidense identificaron una capa potencial que inhibe el flujo de gas desde el esquisto estimulado”, dijeron.
“A pesar de esto, el gas ha fluido a una tasa promedio de 0,97 mmcf/d [millones de pies cúbicos por día] durante 50 días y alrededor del 10 por ciento del agua utilizada en el programa de simulación se ha recuperado hasta la fecha, muy por debajo de otros pozos en la cuenca. “, dijeron los co-aventureros. “La JV [empresa conjunta] cree que los flujos del pozo aún deben establecer una tasa de producción inicial desinhibida de 30 días”.
El pozo estaba produciendo alrededor de 830.000 pies cúbicos por día con una tasa de recuperación de agua de 50 barriles por día, dijeron. “Las fases de hidrocarburos recuperadas son gas seco con 90,4 por ciento de metano y 9 por ciento de etano”, agregaron las empresas.
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“La empresa conjunta cree que los resultados no son indicativos del potencial de producción subyacente de Amungee Member B Shale, ya que el pozo Amungee NW-IH logró caudales de >5 mmcf/d en 1.000 metros normalizados [3.280,84] desde la misma plataforma de pozo en 2021”.
Falcon y Tamboran dijeron que continuarían analizando muestras de fluidos para determinar cómo limpiar el inhibidor sospechoso.
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