Canadian Overseas Petroleum Limited y sus filiales presentan una actualización de sus operaciones en el campo petrolífero de Wyoming y sus objetivos corporativos. La inundación miscible en Barron Flats sigue superando las expectativas iniciales de la Compañía, lo que ha dado lugar a una resimulación del yacimiento que está en marcha. La quema de gas ha comenzado en Barron Flats con la producción de los pozos restringidos que se está incrementando tras la aprobación del permiso de quema el 11 de octubre.

Se espera que la producción de petróleo aumente a medida que avance el proceso. Actualmente se han identificado seis pozos para su recompletación en Frontier 1, en Cole Creek, que ofrecen una oportunidad de bajo riesgo a corto plazo para aumentar materialmente la producción y las reservas de petróleo. Se ha contactado con selectos bancos estadounidenses e internacionales para refinanciar la línea de crédito principal de la empresa y financiar la retirada de las coberturas actualmente en vigor.

Una gran empresa petrolera está llevando a cabo la debida diligencia con respecto a una posible empresa conjunta en el descubrimiento de petróleo profundo de la Compañía. El 11 de octubre, la Compañía obtuvo un permiso de la Comisión de Conservación de Petróleo y Gas de Wyoming ("WOGCC") para quemar gas en la BFSU con el fin de poder reducir las restricciones de producción en ciertos pozos de petróleo de alta presión. Desde entonces, los pozos se han vuelto a poner en marcha de forma incremental, en paralelo a la puesta en marcha de las instalaciones de los pozos para recuperar los vapores del petróleo volátil producido.

El proceso ha sido diseñado por consideraciones de seguridad y eficiencia, ya que estos pozos han estado restringidos durante varios meses. La producción de petróleo de estos pozos aún no es estable ya que el proceso continúa, pero se espera que aumente una vez completado. Los volúmenes actuales de gas quemado son de aproximadamente 900 Mcf/d, lo que está muy por debajo del volumen permitido de 3.500 Mcf/d. El 1 de octubre se reanudó la inyección de gas enriquecido en los patrones de inyección occidentales y se continuó con la inyección de gas pobre en los patrones de inyección orientales para seguir moviendo el banco miscible en la zona oriental.

De este modo, las compras de butano han vuelto a iniciarse en 300.000 galones al mes, muy por debajo de los volúmenes de 1.800.000 galones al mes en 2021. En el tercer trimestre, la empresa volvió a evaluar internamente el rendimiento de la inundación miscible de Shannon y su estrategia de inyección de gas que comenzó en abril de 2021. Esta evaluación llegó a las siguientes conclusiones El volumen del yacimiento de Shannon parece estar infravalorado, ya que se ha inyectado aproximadamente un 30% más de volumen de gas enriquecido en el yacimiento para lograr la respuesta de producción observada este año que la asumida en las simulaciones originales.

Las altas presiones inesperadas experimentadas en 5 pozos de producción parecen deberse a tendencias no reconocidas previamente en el yacimiento, que sólo se hicieron evidentes después de estudiar el aumento de la presión del yacimiento y el movimiento del banco miscible emplazado. El retraso en la respuesta de la producción con respecto a las simulaciones originales del yacimiento se debe probablemente al aumento observado del volumen del yacimiento y a las tendencias de producción no reconocidas que afectan al movimiento del banco miscible en estas zonas. El COPL ha proporcionado su evaluación interna a International Reservoir Technologies (IRT), su empresa especializada en ingeniería de yacimientos.

A finales de septiembre, IRT probó la evaluación interna, lo que dio lugar a una resimulación de la inundación miscible en todo el campo a principios de octubre. La finalización de la re-simulación en todo el campo se espera para este mes con el objetivo de permitir a la Compañía refinar su estrategia de inyección futura, predecir mejor las tendencias de alta presión y proporcionar un modelo refinado para la previsión de la producción futura. La Compañía sigue perfeccionando su interpretación de su descubrimiento de petróleo en profundidad realizado en septiembre del año pasado en 14-30-T35-R76W.

Como se divulgó anteriormente, el descubrimiento de petróleo es una trampa estructural-estratigráfica combinada en las formaciones Dakota, Frontier 2 y Frontier 1 que se extiende desde el anticlinal de Cole Creek en la unidad Cole Creek (CCU), operada por la Compañía al 100%, hasta la unidad Barron Flats Federal (Deep), operada al 85%. En la CCU, la empresa cuenta con importantes reservas probadas y probables no desarrolladas en Dakota y Frontier 2 para su futuro desarrollo con pozos horizontales, y con recursos contingentes en ambas formaciones en la BFFDU. Hasta la fecha no se ha llevado a cabo ningún intento de terminación en el Frontier 1 en Cole Creek a pesar de los excelentes espectáculos de petróleo documentados durante las operaciones de perforación y de los protocolos de la industria de completar primero los yacimientos productivos más profundos.

COPL está en continua revisión de la Fm Frontier 1 en su inventario de pozos en Cole Creek en busca de candidatos a la recompletación de bajo riesgo. La empresa ha identificado lo siguiente: Actualmente se han identificado seis pozos como candidatos a la recompletación de bajo riesgo, ya que presentan una muy buena integridad de la tubería de producción y del cemento. Todos los pozos identificados tuvieron fuertes muestras de petróleo en la Frontier 1 durante la perforación, con un pozo en el que se observó un flujo de petróleo en los fluidos de perforación exhibidos en la superficie durante la penetración. Todos los pozos con registros de línea de cable en agujero abierto muestran una buena porosidad del yacimiento en los intervalos de las 3 arenas de la Frontier 1 que se correlacionan con los del pozo de descubrimiento 14-30, con evidencia de fracturas naturales debido a la naturaleza anticlinal de la estructura.La reconexión consistirá en la suspensión y el taponamiento de las actuales terminaciones de Frontier 2, para luego perforar hasta 165' de las tres arenas de Frontier 1, seguido de 2 tratamientos de fracturación por etapas.