Alvopetro Energy Ltd. schloss im Oktober die Bohrung des Bohrlochs 183-A3 auf dem zu 100% unternehmenseigenen Erdgasfeld Murucututu ab. Die Bohrung wurde bis zu einer gemessenen Gesamttiefe von 3.540 Metern niedergebracht. Ausgehend von den Aufzeichnungen im offenen Bohrloch stieß das Bohrloch sowohl im Caruaçu-Mitglied der Maracangalha-Formation als auch im Gomo-Mitglied der Candeias-Formation auf eine potenzielle Netto-Erdgasausbeute mit einer vertikalen Gesamttiefe von 127,7 Metern, wobei ein Cutoff-Wert von 6 % für die Porosität, ein Cutoff-Wert von 50 % für das V-Schiefergestein und ein Cutoff-Wert von 50 % für die Wassersättigung verwendet wurden. Die potenzielle Nettolagerstätte verteilte sich auf fünf Sequenzen (vier im Caruaçu und eine im Gomo).

Alvopetro schloss das Bohrloch mit 10 Schiebehülsen ab, die auf jede der fünf Sequenzen abzielten. Die Schiebehülsen wurden verwendet, um jedes Intervall selektiv zu isolieren und effektiver und selektiver zu stimulieren. Jede Hülse wurde erfolgreich geöffnet und die Säure wurde nacheinander injiziert, um eine Verbindung mit jedem der anvisierten Intervalle herzustellen.

Drei Hülsen in Sequenz 3 der Caruaçu-Formation wurden selektiv getestet, um die Flüssigkeiten und die Durchlässigkeit zu überprüfen. Die Ergebnisse von Sequenz 3 bestätigten eine geringere Durchlässigkeit, so dass diese Hülsen geschlossen wurden, um diese Sequenz zu isolieren. Im Anschluss daran wurden alle verbleibenden 7 Hülsen geöffnet, angesäuert und für die Produktion zusammengeführt.

Während der Säuberungsarbeiten konnte das Unternehmen zunächst Komplettierungsflüssigkeiten auffangen, aber es wurde weiterhin ein Wasserzufluss in das Bohrloch festgestellt. Bei der Mehrzahl der produzierten Flüssigkeit handelt es sich um Komplettierungsflüssigkeiten, aber die Ergebnisse zeigen, dass mindestens ein Intervall Formationswasser produziert. Der Hauptvorteil der Schiebehülsen besteht darin, dass das Unternehmen nun die Hülsen schließen kann, um die Zonen mit Wasserproduktion zu isolieren und die Zonen zu erreichen, in denen hauptsächlich Erdgas gefördert wird.

Eine Einschränkung der Schiebehülsen besteht jedoch darin, dass die Öffnungen an jeder Hülse im Vergleich zu den Perforationen nur einen sehr begrenzten Kontakt zur Lagerstätte haben, und zwar auf einer nicht stimulierten Basis. Während der letzten 7,25 Stunden produzierte das Bohrloch eine durchschnittliche Rate von 8,5 e3m3/d (300 Mcfpd) mit einer endgültigen stabilisierten Rate von 4,9 e3m3/d (175 Mcfpd). Der anfängliche Druck am Bohrlochkopf lag bei 1.661 psi (11.445 kPa) und der endgültige Druck am Bohrlochkopf bei 114 psi (783 kPa).

Während der letzten Förderperiode produzierte das Bohrloch 2.572 Kubikmeter Gas und kein Kondensat oder Wasser. Nach der Isolierung der von Wasser dominierten Zonen können der Zugang zum Reservoir und die Produktion aus den vom Erdgas dominierten Zonen durch zusätzliche Perforationen oder Stimulationen optimiert werden. Das Bohrloch wird nun in die benachbarte Produktionsanlage geleitet, während der Betriebsplan zur Isolierung der Wasserzonen und zur Optimierung der Zonen mit der höchsten Kapazität fertiggestellt wird.