Det mest interessante hadde vært å hatt tilgang til produksjonsprofilen hos tilsvarende Herrera brønner på Penal-Barracpore feltet. Da hadde vi sett initiell vannproduksjon opp mot langtids vannproduksjon.

Må si jeg er meget spent på hva de får ut av extended test.

Debatten raser jo blant skribenter på UK fora angående water cut og kommersialiteten av øverste sone. Her har selskapet alt å bevise. Merker meg også at han mest kritiske antakelig sitter på en del aksjer og sannsynligvis skriver sin oppriktige mening. Han har også være aktiv skribent i lengre tid.

Argumentet går på at det sjeldent man hører om et kommersielt funn med så høy water cut i en ny brønn. Vil tro at dette er riktig i de fleste tilfeller.

Så er spørsmålet om vannet kan behandles på en rimelig og fornuftig måte, og at det sånn sett blir kommersielt uansett med tanke på kostnader. Finnes jo mange måter å gjøre slikt på.

Kan jo ikke være mye nedside som ikke er priset inn nå.

De ser nok ikke gass/olje på seismikk. Derfor logger de brønnen for å kunne skille ut hc førende lag. Imidlertid har det vist seg vanskelig selv for Schlumberger å tolke loggene. Derfor har selskapet og ekspertene brukt nærliggende brønners info for å anta hva som finnes i grunnen. Historien viser at dette har vært vanskelig.
Intermediate ble ikke boret optimalt. Der har de mer å gå på ved å treffe updip. Imidlertid ga ikke intermediate testen sørlig med vann.
Når vi snakker overthrust så ble nok test2 perforert under owc. Derav den høye vannprosenten.

Jeg lå i dag og tenkte på watercut på Royston og mulige årsaker til dette og det var en ting som slo meg. Kan de ha tatt feil av seismikken?

Jeg tenker at hvis de trodde at Royston var gass så kan det tenkes at de har satt visse parametere feil når de prosesserte seismikken og at de derfor har boret ikke i toppen av strukturen men i bunnen og derfor fikk de såpass mye vann.

Når de presenterte bilder av de forskjellige sheets på Royston så la jeg merke til at toppen av intermediate ligger ganske mye høyere en annen plass enn der hvor de har drillet nå. Kan de ha tatt feil og at det de trodde var toppen egentlig var bunnen, som i en trakt og at de har truffet rett nedi trakten? Det vil jo kunne forklare en del. Årsaken til at jeg kom på denne teorien har med hvordan bølger beveger seg i forskjellige medium å gjøre og det kan jo ha hatt en medvirkning i hva de "tror" de ser på seismikken. Om jeg har rett i dette så ligger toppen av strukturen muligens mere mot øst nær Catshill oljefeltet, og det er ikke utenkelig at Royston kan være en forlenging av dette feltet. I min research av denne teorien har jeg kommet over en annen interessant ting. Det går et belte med negative gravity rett igjennom sør av Trinidad omtrent der som Ortoire ligger. Usikker på om dette kan ha en påvirkning på signalene de eventuelt måtte ha fått på seismikken.

Bare egentlig en litt "vill" teori fra min side. Neste brønn på Royston vil nok gi mere svar til både markedet og selskapet.

Forøvrig vil jeg mene at Intermediate blir helt sett bort i fra av markedet og det er vel en stor feil gitt resultatene de fikk her. Bare denne strukturen inneholder mest sannsynlig flere titalls millioner fat utvinnbar olje da de ifølge seismikken har truffet langt unna optimal lokasjon. Her sover markedet totalt når de fokuserer kun på det øverste sheetet.

Kjøpsanledning vil jeg kalle det!

Tja… noen Coora brønner har hatt opp mot 300 bopd og langtids produksjon på 150. Legger vi oss på IP 200 pr brønn så er ikke det så verst.

Det skal angivelig være en presentasjon hos proactive den 20.1. Håper ikke disse planene er endret, da det vil være en fin anledning å presentere noen testresultater og samtidig sannsynliggjøre at den famøse «vannproblematikken» lar seg løse. Hva bør vi kunne forvente av Coora brønnen(e)?

…og for øvrig kan det være greit å sjekke satellittbildene en gang til.

…som sagt - ikke alt man kan se fra lufta…

Hvordan kan du være så sikker?

Hva får vi framover i januar :

1 til 2 brønner på Coora
Resultater fra den utvidete testen av test3
Coho online

Godt nytt år !!!

… skulle vel være en presentasjon også 20.Jan?

Testproduksjonen er i gang. Forhåpentligvis er tankbiler i arbeid.

d12m…da leser vi innleggene totalt ulikt. Jeg reagerte på Namtrahs innlegg her om dagen som var direkte feilaktig. Men nok om det.

.

Du må jo da være etterrettelig selv også. De du svarer var ikke bombastisk i at ting hadde stoppet opp. Første innlegget henviste til at satelittkikkerne påstod dette og senere innlegg brukte formulering som "det virker som ting har stoppet opp".

Men nå får vi heller finne frem fredspipen og håpe at det snart er slutt på alle disse ørten forholdene som TXP ikke er herre over, men som stadig vekk går imot. Er det ikke covid så er det været. Erketypisk.

Dette er hva du skrev : Jeg ser du sier at skogen ikke er ryddet for Coho rørlinjen, Domus. Du har tidligere stilt spørsmål ved at mange sa det samme ved å se på satelittbilder, og du hadde ikke noen tro på det.

Og dette er feil. Jeg sa ikke at jeg ikke hadde tro på det satellittbildene viste. Jeg stilte spørsmålstegn ved om manglende rydding av skog kunne likestilles med stillstand i arbeidet da mye arbeid kan gjøres i allerede ryddet gate…

Det er to vidt forskjellige ting. Vær etterrettelig mtp hva jeg angivelig skriver.
IRMC

Jeg kan ikke se hva du sikter til, som er feilaktige påstander. "Jeg bare stiller spm ved litt bombastiske uttalelser om at det har stoppet opp." Det er dine ord, som sagt så stilte du spørsmål om uttalelsene ang. satelittbilder.

Namtrah, for meg er det ikke irrelevant når du kommer med feilaktige påstander om hva jeg skriver!

Jeg har ikke brukt tid på å lete opp gamle innlegg, det er irrelevant.

Faktum er at fremdriften er manglende, og da er det kritikkverdig at PB sier det er noen uker unna, og ikke måneder. Jeg venter i spenning

Det siste vi hørte offisielt var at Coho skulle online rett over nyttår. Så nå er vi plutselig en måned forsinket? Jaja, det burde jo ikke komme som et sjokk.

Namtrah, det har vært usedvanlig dårlig vær. Txp er ikke herre over hverken vær eller dette arbeidet.
Dog er det selvfølgelig kjedelig at ting tar mer tid enn ønsket.

… har du forresten fått lest deg opp på hva jeg faktisk skrev om dette tidligere ref ditt tidligere innlegg?

Ingen fremgang for Coho enda, etter siste satelittbilder. Hvor mange måneder kan man skylde på regnet? Ingen sjanse for at den vil produsere i Januar, om man tar med historikken i vurderingen her. Håpløst at man ikke klarer å legge en rørlinje gjennom et skogholt

https://trinidadexpress.com/business/local/retail-suffering-but-manufacturing-stays-afloat/article_9a221a60-683b-11ec-8029-4b06a6248310.html

Royston deep og Kraken. De andre settes på vent til etter Cascadura online. Dette betyr vel ingen utvanning. Her er det bare å laste det man klarer før «markedet» våkner. Ser det er en del debattanter på forum i UK som prøver alt de kan å snakke ned selskapet til tross for optimisme. Vet at en av dem uttalte at han shortet selskapet tidligere.

Når smeller det opp?

Ser ut som at advfn trollene har funnet ut at vann ikke er sjelden kost på T&T. Lover godt for de neste dagene.

Rettelse - den er i gang.

For øvrig er det på sin plass å nevne i disse water cut tidene å nevne at også Coho hadde en viss vannproduksjon…

Det vil vel være naturlig at de slipper info rett i forkant av presentasjonen den 20.1…

Nå er kanskje den utvidete testen/produksjonen i gang.
Skal vi gjette på info om typ 20 dager?

Namtrah. foreslår at du går tilbake og sjekker hva jeg har sagt/skrevet om dette…(23.nov)
Tror nok mine kilder holder mål!

Jeg ser du sier at skogen ikke er ryddet for Coho rørlinjen, Domus. Du har tidligere stilt spørsmål ved at mange sa det samme ved å se på satelittbilder, og du hadde ikke noen tro på det. Det er tydelig at satellittbildene er bedre enn dine kilder.

De har vel allerede utstyret til dette på plass og jo mere du kjører igjennom jo billigere blir det vel per fat?

Ser at en del på advfn nå begynner å få opp øynene for hva Txp egentlig sitter på. Gleder meg til de større som vet verdien trykker på knappen.

#altforbilligoljeselskapmåkjøpesførdetgårtilhimmels

Men, så må man jo stille spørsmål til hvordan de skal klare $40 netback på Royston når de har ca. $27 på legacy idag. Vet ikke om legacy kjøres bort via tankbiler eller rørledninger. Eller en kombinasjon. Vil jo tro at siden Royston er betydelig større i volum pr. brønn at netbacken går betydelig opp der, så det kan sikkert stemme. Hadde passet fint med en boom i oljeprisen de neste årene.

Hadde test2 vært med på denne siste utvidete testen, så ville de ha isolert vannsonnene.
Hvorledes de skal optimalisere den utvidete testen som vil være fra test2 intervallene, vites ikke. Imidlertid har selskapet gode forhåpninger om volumet.

Okei, greit å vite. Regner med det da er naturlige frakturer som gjør at vannet trenger seg inn. Vil de stenge av de sonene som produserer vann i siste test eller kjører de den som de første testene?

10% er greit, kanskje en kan gå ned til 8% når en har en håndfull produserende brønner. Det blir jo spekulasjon, men om Royston vil gi 15-20 brønner a 1000 f/d, så kan vi vel fort ende opp med 50 brønner hvis lykkes på de neste letebrønnene. Dette kan gi noen betydelige utbytter, men akkurat nå virker det som de må få i gang et par brønner før markedet er villig til å tilegne Royston vesentlig verdi. For øvrig har jeg ikke fått noe godt svar på hvorfor 15-20 brønner på Royston er potensialet når de kan produsere fra tre soner og arealet er såpass stort.

Nei, ikke coning.

Gjorde en rask enkel NPV beregning nå, la inn 10% diskonteringsrente og regnet over 10 år som bør være konservativt tror jeg. En slik brønn kan fort produsere 10-20 år, dog med en decline over årene. Jeg gjør det enkelt og sier flatt 10 år, deretter null (dvs ingen sluttverdi). Da får jeg en NPV lik 989 mill USD. Mao. 3x dagens kurs på TSX :-)

Ja, jeg har ingen grunn til å tro at det ikke kan stemme. Selskapet har langt mere data og vet mere enn vi dødelige og de har sikkert sine grunner til å mene det. Jeg tror som sagt at de har fått et coning issue da de har perforert under OWC og dette har i stor grad påvirket vanninntrengingen i brønnen i test 2. Det kan kanskje også være naturlige ganger i reservoaret som gjør at de får vann i alle testene selv om de er over OWC. Disse kan kanskje behandles og føre til at vannproduksjonen blir lavere enn hva de har fått i første test.

Jeg er veldig positiv til Royston og tror at brønnen i slutten av Januar/Februar ikke kan komme fort nok. Her kan det bli noen veldig gode flowtall om du treffer riktig i forhold til intermediate. Og det blir spennende å se hvor stor denne sonen er pluss den under. I tillegg kommer nok reserverapporten i Mars til å gi et mere profesjonelt bilde av hva de har av eiendeler og verdsetting av disse. Blir overrasket om ikke disse tingene øker verdien på TXP kraftig... Kommer nok til å kjøpe mere i TXP direkte fremover...

Hvilken diskonteringsrente har du lagt til grunn?

Dvs årlig inntekt på USD 146 mill. Gitt produksjon 10 - 15 år gir en NPV rundt 1 000 mill USD eller rundt 1 billion USD. Dagens marketcap er 300 mill USD ?

De perforerte under owc i test 2 og kjenner ganske godt til hvilke intervaller som produserte vann og hvilke som ga olje.
Selskapet mener at også test2 var et betydelig oljefunn.
I test 3 er det mer Trinidads geologi som gir vann slik de aller fleste andre oljebrønner også gjør. Det snakkes om 1000 bopd fra test 3.

Intermediate vil kunne testes i full sone med Royston deep brønnen.

Legger ut litt informasjon her. Se på det som generell informasjon men som kanskje passer litt med situasjonen vi har i forhold til Royston

https://www.slb.com/resource-library/oilfield-review/defining-series/defining-reservoir-drive-mechanisms

"The energy for a waterdrive system comes from a connected aquifer. As hydrocarbons are extracted, the aquifer expands, and water migrates to replace the moved oil or gas. This water may come from below, a bottomwater drive, or it may come from surrounding sources, an edgewater drive. If the aquifer encircles the producing reservoir, it is referred to as a peripheral edgewater drive.

As hydrocarbons are produced in a bottomwater drive, the contact between oil and water (OWC) or gas and water (GWC) moves upward. As the contact rises, water may reach the producing interval in the well. Accelerated movement caused by large pressure differentials around the wellbore may cause water near the well to rise faster. This phenomenon—referred to as coning—can cause early water production from high flowrate wells (Figure 2). Formation water in edgewater drive systems will encroach on producing wells and eventually break through, or reach the well. Because of formation heterogeneities, the water may move nonuniformly, or finger, through the reservoir, resulting in early breakthrough of water production in the most permeable zones."

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S037673610870092X

"Petroleum reservoirs contain gas and water, or oil and water, with the petroleum usually in the central parts of the pores and the water in pendular rings around the grain contacts. This water is apparently immobile, and the irreducible water saturation is commonly 20–40% of the pore volume."

"Petroleum flows to a well by virtue of the effective permeability of the rock to oil or gas, and an energy gradient induced by the well. The effective and relative permeabilities to oil and gas decrease as the water saturation increases, but the relative permeability to oil and gas may be close to unity when the irreducible water saturation is low. Most of the oil or gas is produced without significant water volumes."

"A reservoir is said to have water drive if water expansion is the main driving force replacing the volume of oil produced; gas drive, if gas-cap expansion replaces the oil produced. The energy of a reservoir must usually be maintained by injecting water below the oil/water contact, or by injecting gas into the gas cap."

https://core.ac.uk/download/pdf/195631465.pdf

Side 18:

"Water is an inevitable by-product of oil production. It is one of the natural sources of reservoir energy causing the hydrocarbon flow into the wellbore. In a water drive reservoir, the water in an adjacent aquifer moves into the reservoir, and sweeps the oil towards the wellbore."

"Problems arise when water breaks into the wellbore prematurely or when water production rate exceeds the WOR economic level, producing no or little oil with it. This type of water is usually referred to as “bad water” or “produced water” (Bailey et al. 2000; Reynolds 2003; Veil et al. 2004)."

Side 19:
"The cost of managing the produced water is an important component of the overall cost of producing oil. Arentz (2008) considered a conservative estimate of approximately 1 US$/m3 for handling produced water including the lift, treatment and discharge. "

Side 20:

"Category A: “Conventional” treatments
• Casing leaks without flow restrictions
• Flow behind pipe without flow restrictions
• Non fractured wells (injector or producers) with effective barriers to
crossflow
Category B: Treatment with Gelants
• Casing leaks with flow restrictions
• Flow behind pipe with flow restrictions
• “2D coning” through a hydraulic fracture from an aquifer
• Natural fracture system leading to an aquifer
Category C: Treatment with preformed Gels
• Faults or fractures crossing a deviated or horizontal well
• Single fracture causing channeling between wells
• Natural fracture system allowing channeling between wells
Category D: Difficult problems for which Gel treatments should not be used
• 3D coning
• Cusping
• Channeling through strata (no fractures), with crossflow"

Generelt anbefale å lese en god del av det som står fra side 20 og utover.

Konklusjon: Det finnes en del årsaker til hvorfor water cut var såpass høy i denne brønnen. Hovedspørsmålet, og det som jeg lurer på er om dette er et problem på grunn av at de perforerte under OWC og at dette førte til problemer, eller om det er noe med geologien i området som gir denne produksjonen. Alternativt kan det være en mulighet for at OWC var ganske høy i dette sheet'et og siden brønnen er satt på den plassen den er så er konklusjonen at det er lite olje her. Tenker da primært på det øverste sheet.

Men: Det folk glemmer er intermediate. Her var oljeproduksjonen kraftig og den produserte veldig bra. Hvis vi ser på kartene de har lagt ut i forhold til hvor toppene av de forskjellig sheet er så er denne brønnen langt unna toppen, og med såpass kraftig oljeproduksjon med såpass lav water cut så er dette veldig sannsynlig fylt med olje. Og det er snakk om MYE olje. Se presentasjonen fra selskapet og kartene for å forstå størrelsen på dette. Så for meg er dette et større oljefunn, videre testing av upper sheet vil vise om det er snakk om problemer på grunn av naturlige årsaker, eller annet og gi langt bedre forståelse av hvor vannet kommer fra. Men test 1 viste oss at selskapet har et større oljefunn i intermediate, og her vil jo også neste brønn settes på riktig sted noe som vil kunne gi en skikkelig bra flow. Gleder meg til denne brønnen blir boret og skjønner godt at det haster for selskapet å bore denne. Den kan bli en skikkelig gusher! De vet heller ikke hvor stor denne delen er da de ikke kom helt ned til OWC her.

Jeg er veldig sikker på at TXP i løpet av 2022 vil stige kraftig i verdi og at de vil ha funnet olje verdt flere milliarder kroner. Så er bare spørsmålet hvor lang tid det tar før markedet innser dette og kjøper verdiene som tross alt er til stede.

Det er jo et fantastisk regnestykke. 10 brønner x 1000 fat/d gir da $400.000 dagen x 365 = $1.46m årlig. Drøye halvparten av dagens mcap kun på Royston så langt med 10 brønner. Er bare å bore mere her.