Alvopetro Energy Ltd. ha annunciato i risultati iniziali del secondo intervallo testato nel pozzo 183-B1 nel Blocco 183, di sua proprietà e gestito al 100%. Nel luglio 2022, la società ha completato la perforazione del pozzo esplorativo 183-B1 a una profondità totale misurata ("MD") di 2.917 metri. Sulla base dei log wireline a foro aperto e dei campioni di fluido che confermano la presenza di idrocarburi, il pozzo ha scoperto idrocarburi in formazioni multiple con un totale di 34,3 metri di potenziale idrocarburo netto, con una porosità media del 10,6% e una saturazione media di acqua del 29,0% utilizzando un cut-off di porosità del 6%, un cut-off di Vshale del 50% e un cut-off di saturazione di acqua del 50%.

Alvopetro ha completato il test di formazione 183-B1 nella formazione Agua Grande, la seconda più profonda delle tre formazioni che hanno mostrato idrocarburi durante la perforazione del pozzo. L'Azienda ha perforato un totale di 8,5 metri nella formazione Agua Grande a vari intervalli tra 2.680 metri e 2.699 metri MD. Durante il periodo di flusso di pulizia, l'Azienda ha recuperato 16 bbl di fluido di completamento e 1 bbl di liquidi di gas naturale a 52°API (condensato).

Dopo un breve arresto, l'Azienda ha avviato il test di produzione con una strozzatura da 32/64 pollici. In totale, durante il test di produzione di 72 ore, l'Azienda ha recuperato 2,4 bbl di liquidi di gas naturale 48°API (condensato), 9,4 bbl di acqua di formazione e 2,4 MMcf di gas. Durante il test, il tasso di flusso è diminuito da 5,7 MMcfpd a 0,3 MMcfpd, il tasso medio di gas durante le operazioni di test era di 0,8 MMcfpd.

All'inizio delle operazioni di test, la pressione di chiusura della testa del pozzo ("SIWHP") era di 2.555 psi, mentre la pressione finale della testa del pozzo era di 40 psi. Dopo 32 ore di accumulo, la SIWHP era di 610 psi. Questi risultati indicano una zona ad alta permeabilità che ha fornito forti flussi di produzione iniziali ma, in base ai cali di pressione e di produzione durante il periodo di flusso e al lento accumulo di pressione dopo il test, il serbatoio di Agua Grande sembra essere limitato dal punto di vista areale nella zona ad alta permeabilità e probabilmente sub-commerciale nelle restanti zone di Agua Grande.

L'azienda procederà ora con un up-hole per testare la Formazione Candeias. Sulla base dei registri a foro aperto, utilizzando un cut-off del 6% di porosità, un cut-off del 50% di Vshale e un cut-off del 50% di saturazione d'acqua, il membro Gomo della Formazione Candeias è stato trovato a 2.578-2.583 metri di profondità verticale totale, con 5,3 metri di potenziale olio leggero netto pagante, con una saturazione d'acqua media del 35,0% e una porosità media del 15,7%. Un campione di fluido in questo intervallo di Candeias è stato raccolto con uno strumento wireline a doppio packer, recuperando 37,1°API di petrolio senza acqua in superficie da 2.580 metri di profondità a una pressione di formazione di 4.317 psi.