Falcon Oil & Gas Ltd. ha proporcionado la siguiente actualización sobre las operaciones en el pozo Amungee NW-2H ("A2H") en la subcuenca de Beetaloo, Territorio del Norte, Australia con Falcon Oil & Gas Australia Limited, Tamboran (B2) Pty Limited ("Tamboran"), socio de la empresa conjunta En diciembre de 2022 se perforó el pozo A2H hasta una profundidad total (TD) de 3.883 metros, incluida una sección horizontal de 1.275 metros dentro del esquisto miembro B de Amungee, y en marzo de 2023 se completó un programa de estimulación de 25 etapas en una sección horizontal de 1.020 metros. Las operaciones de instalación de la tubería de producción se completaron a finales de abril de 2023 y el pozo se reabrió posteriormente en preparación para las pruebas de flujo de producción. Se trata del sexto pozo perforado y estimulado por fracturación en la subcuenca de Beetaloo hasta la fecha.

Actualización de las pruebas de flujo. El pozo A2H logró la irrupción de gas, sin embargo, la modelización y el análisis de terceros independientes de un laboratorio estadounidense identificaron una posible piel que inhibía el flujo de gas del esquisto estimulado. A pesar de ello, el gas ha fluido a una tasa media de 0,97 mmcf/d durante 50 días con aproximadamente un 10% del agua utilizada en el programa de simulación recuperada hasta la fecha, muy por debajo de otros pozos de la cuenca.

La JV cree que los flujos del pozo aún deben establecer una tasa de producción inicial desinhibida de 30 días. El pozo produce actualmente unos 0,83 mmcf/d y la recuperación de agua es de aproximadamente 50 bbl/d, con una producción acumulada de gas y una recuperación de agua de 52,37 mmcf y 17.879 bbl, respectivamente. Las fases de hidrocarburos recuperadas son gas seco con un 90,4% de metano y un 2,9% de etano.

La JV considera que los resultados no son indicativos del potencial de producción subyacente del esquisto B miembro de Amungee, ya que el pozo Amungee NW-1H ("A1H") alcanzó caudales de >5 mmcf/d a lo largo de 1.000 metros normalizados desde la misma plataforma de pozo en 2021. También se está llevando a cabo un análisis para comparar el diseño de terminación y estimulación del pozo A2H y la estimulación por fracturación del A1H en 2016, que tuvo una prueba de registro de producción completada en 2021, para establecer el enfoque óptimo para futuros diseños de terminación y estimulación por fracturación.