Touchstone Exploration anuncia resultados de testes do poço Cascadura

Por Touchstone Exploration

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CALGARY, ALBERTA (30 de setembro de 2024) - A Touchstone Exploration Inc. ("Touchstone", "nós", "nosso" ou a "Empresa") (TSX, LSE: TXP) divulga uma atualização operacional.

Destaques

· Conclusão bem-sucedida dos poços Cascadura C: os poços Cascadura-2ST1 e Cascadura-3ST1 foram concluídos com pressões iniciais de fechamento de wellhead chegando a 3.600 psi e 2.665 psi, respectivamente.

· Presença de gás indicada em Cascadura-2ST1: o gradiente da coluna de fluido observado na tubulação em Cascadura-2ST1 sugere uma presença significativa de gás natural, comparável às descobertas no poço Cascadura-1ST1, reforçando nossos modelos geológicos.

· Petróleo bruto e gás natural em Cascadura-3ST1: Cascadura-3ST1 fluiu com sucesso petróleo bruto do intervalo Herrera da folha 5 inferior em 17 de setembro de 2024, seguido por um teste do intervalo Herrera da folha 4 em 26 de setembro de 2024, confirmando gás natural.

· Instalação da linha de fluxo: instalamos com sucesso a linha de fluxo que conecta a superfície de Cascadura C à nossa instalação de gás natural, e os testes hidrostáticos da linha começarão em breve.

· Melhorias na infraestrutura de Cascadura: o separador de teste na instalação de gás natural de Cascadura foi instalado, e o riser no local de Cascadura B foi concluído, otimizando nossas capacidades operacionais.

· Aumento significativo da produção em Balata East: desde a aquisição do campo em junho de 2024, a produção aumentou em quase 300% devido a um programa de otimização e recondicionamento direcionado.

Paul R. Baay, Presidente e Diretor Executivo, comentou:

"Os resultados do teste do poço Cascadura-2ST1 são altamente promissores, espelhando de perto as respostas que observamos no poço Cascadura-1ST1. Estamos ansiosos para conectá-lo ao gasoduto concluído e começar os testes em nossa instalação o mais rápido possível.

A descoberta de petróleo bruto durante o teste inicial do poço Cascadura-3ST1 ressalta ainda mais o potencial dentro da área de Ortoire. Os resultados encorajadores deste teste de poço inicial abrem novas possibilidades de líquidos no bloco. Os resultados do segundo teste de poço são particularmente significativos, confirmando a presença de hidrocarbonetos econômicos no lado leste da Falha C, áreas que não foram previamente reservadas. As descobertas iniciais sugerem que a estrutura Cascadura hospeda múltiplas acumulações de hidrocarbonetos além dos limites previamente definidos.

Embora o teste de petróleo em Cascadura tenha atrasado a conexão final dos poços na plataforma C, os insights coletados serão inestimáveis para nossos futuros esforços de perfuração na área.

Estamos estabelecendo proativamente infraestrutura essencial em Cascadura para acelerar o desenvolvimento de poços futuros, reduzindo significativamente o tempo da perfuração à produção. Um excelente exemplo dessa eficiência é nossa capacidade de mover a plataforma para o bloco B de Cascadura usando nossa própria rede rodoviária, juntamente com os risers já instalados para facilitar o desenvolvimento bem-sucedido no bloco. Estamos ansiosos para manter nossos stakeholders informados à medida que nossas operações progridem."

Cascadura-2ST1

Em 8 de setembro de 2024, o poço Cascadura-2ST1 foi perfurado com sucesso em 115 pés da lâmina 4 na Formação Herrera, em profundidades entre 6.142 a 6.294 pés. Após a perfuração, a pressão da cabeça do poço aumentou rapidamente para 1.900 psi e, nas 18 horas seguintes, continuou a aumentar, atingindo 3.600 psi. Esse aumento na pressão da cabeça do poço e do fundo do poço indica uma coluna gasosa substancial dentro da tubulação. Atualmente, o poço Cascadura-2ST1 está fechado, aguardando conexão com a linha de fluxo recém-construída.

Cascadura-3ST1

Em 15 de setembro de 2024, o poço Cascadura-3ST1 perfurou com sucesso 40 pés da lâmina 5 na Formação Herrera, em profundidades entre 7.248 e 7.294 pés. A lâmina 5 foi identificada como um alvo de exploração secundária. Após a perfuração, a pressão da cabeça do poço imediatamente subiu para 2.100 psi, e o teste de refluxo começou em 17 de setembro de 2024. O intervalo foi testado com fluxo usando tubulação de 3,5 polegadas e um choke de 10/64 polegadas. Na primeira hora, recuperamos 54 barris de fluido de completação, e o poço continuou a fluir por 40 horas a taxas restritas de aproximadamente 300 a 400 bbls/d de petróleo bruto de 25 graus API, sem nenhuma água de formação, produzindo um total de 538 barris de petróleo durante este período.

No terceiro dia de testes, observamos uma mudança repentina nas pressões de fluxo, levando o poço a produzir óleo e quantidades significativas de água de formação, lama e areia. Este teste inicial marcou um marco crítico, pois foi o primeiro conduzido na camada de areia Herrera mais baixa encontrada no campo até o momento, estendendo-se pela falha de estrutura mais externa interpretada, conhecida como Falha C. Embora os resultados do teste de fluxo inicial tenham sido promissores, indicando taxas estáveis de óleo limpo, parece que uma areia com água mais baixa foi rompida no poço, necessitando do tamponamento deste teste inferior. Esta fase de testes representou nossos resultados de perfuração inaugural no lado leste da Falha C, revelando a localização estrutural mais baixa conforme a formação tende para o nordeste.

Em 26 de setembro de 2024, a plataforma de serviço concluiu com sucesso a seção uphole do intervalo Herrera da lâmina 4, o alvo principal do poço. Este intervalo foi perfurado em 36 pés em profundidades de 6.794 a 6.889 pés. Após a perfuração, a pressão da cabeça do poço atingiu rapidamente 2.100 psi e posteriormente aumentou para 2.620 psi. O poço foi então aberto no mesmo dia usando um choke de 12/64 polegadas, resultando em um fluxo de gás natural seco por uma hora a uma pressão de fluxo de 2.400 psi, antes de ser fechado por razões de segurança. Devido à ausência de equipamento de teste de gás natural no local, não conseguimos estimar o volume de gás natural produzido. A pressão atual da cabeça do poço fechada é de 2.665 psi. Testes futuros serão conduzidos à medida que integramos o poço ao sistema de coleta de gás na instalação de gás natural de Cascadura. Os resultados do segundo teste de poço confirmaram a presença de hidrocarbonetos no lado leste da Falha C, destacando oportunidades adicionais para desenvolvimento futuro na área.

Infraestrutura de Cascadura

Estamos fazendo progresso substancial na conexão da superfície Cascadura C à nossa instalação de gás natural Cascadura. A linha de fluxo foi instalada com sucesso ao longo do direito de passagem designado, e o teste hidrostático da linha está programado para começar em breve. Um separador de gás natural adicional foi instalado na instalação, e a tubulação de conexão da cabeça do poço e as válvulas foram totalmente soldadas. Com os testes de poço agora concluídos, a tubulação de superfície final está pronta para ser transportada para o local para instalação. Além disso, a ponte sobre o Rio Poole está aproximadamente 80 por cento concluída, com conclusão prevista para o final de outubro. Embora a ponte não seja necessária para a produção inicial de gás, sua conclusão facilitará o acesso direto de veículos pelo campo Cascadura, aprimorando as operações de transporte e logística na área. Este desenvolvimento melhorará muito nossa eficiência operacional e dará suporte ao crescimento futuro.

Para garantir a segurança e a integridade de nossas operações à medida que avançamos, após o teste de óleo no poço Cascadura-3ST1, a conexão final para os poços Cascadura-2ST1 e Cascadura-3ST1 ocorrerá assim que a plataforma de serviço tiver desocupado o bloco Cascadura C. Prevemos que a primeira produção de gás natural do bloco Cascadura C começará antes do final de outubro de 2024.

Balata Leste

Nossa equipe de operações tem se engajado ativamente no campo Balata East, localizado ao norte do nosso bloco Ortoire, desde que assumimos o controle em 1º de junho de 2024. Após obter as aprovações regulatórias necessárias para as operações da plataforma de serviço, iniciamos um programa de otimização, workover e recompletação no final de agosto. Após nossos esforços iniciais de workover, aumentamos com sucesso a produção do campo de 33 bbls/d em julho para uma taxa atual estimada de 125 bbls/d. Continuamos comprometidos em identificar poços adicionais para otimização para aumentar ainda mais a produção e maximizar o potencial do campo.

Volumes de produção

Em agosto de 2024, atingimos volumes médios de vendas líquidas de 5.125 boe/d, compostos por:

· volumes médios de vendas líquidas de gás natural de 23,3 MMcf/d (3.887 boe/d); e

· volumes médios de vendas líquidas de petróleo bruto e gás natural líquido de 1.238 bbls/d.