EVALUATED PROPERTIES (Details Narrative) |
12 Months Ended | |||||||||||||||||||||||||||||
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Feb. 16, 2022
USD ($)
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Feb. 16, 2022
CAD ($)
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Oct. 31, 2021
CAD ($)
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Sep. 30, 2021
CAD ($)
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Aug. 21, 2021
USD ($)
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Aug. 21, 2021
CAD ($)
a
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Jul. 06, 2021
USD ($)
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Dec. 02, 2020
CAD ($)
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May 01, 2020
a
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Aug. 06, 2019
USD ($)
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Apr. 15, 2019
USD ($)
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Nov. 02, 2018
USD ($)
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Sep. 17, 2018
USD ($)
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Jun. 08, 2018 |
Jun. 01, 2018
USD ($)
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Jun. 01, 2018
CAD ($)
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May 09, 2018
USD ($)
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Dec. 31, 2022
CAD ($)
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Dec. 31, 2020
USD ($)
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Dec. 31, 2022
USD ($)
a
MBoe
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Dec. 31, 2021
USD ($)
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Dec. 31, 2021
CAD ($)
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Feb. 12, 2021
USD ($)
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Feb. 28, 2020
USD ($)
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Jan. 02, 2020
USD ($)
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Sep. 30, 2019
USD ($)
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Aug. 15, 2019
USD ($)
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Dec. 31, 2018
USD ($)
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Jun. 29, 2018
a
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Jun. 01, 2018
CAD ($)
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Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Increased working interest | 50.00% | |||||||||||||||||||||||||||||
Estimated cost | $ 5,986,283 | $ 6,348,065 | ||||||||||||||||||||||||||||
Area of land | a | 28,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Increased working interest | 28.00% | |||||||||||||||||||||||||||||
Acquisition Note [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Debt interest rate | 9.00% | |||||||||||||||||||||||||||||
Debt instrument description | extend the maturity date for a period six months with 10 days’ notice to Blue Sky, in the event the Company pays 25% of the principal amount of the Acquisition Note at the time of extension. | |||||||||||||||||||||||||||||
Slick Unit Dutcher Sand (SUDS) Field [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Net revenue interest percent | 76.50% | |||||||||||||||||||||||||||||
Increased working interest | 100.00% | |||||||||||||||||||||||||||||
Area of land | a | 2,530 | |||||||||||||||||||||||||||||
Net proved reserves | MBoe | 346 | |||||||||||||||||||||||||||||
Net probable reserves | MBoe | 153 | |||||||||||||||||||||||||||||
Acquired field description | The SUDS field is currently shut-in while the Company completes a review of the land and lease records currently being conducted by a petroleum landman. PEC has also initiated a detailed reservoir and historical waterflood sweeping pattern analysis. The Company is currently awaiting the outcome of the review of the SUDS subsurface geology. PEC is finalizing a SUDS capital budget with the intent to commence further field development in Q3 2023. | |||||||||||||||||||||||||||||
Slick Unit Dutcher Sand (SUDS) West [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Area of land | a | 1,670 | |||||||||||||||||||||||||||||
Slick Unit Dutcher Sand (SUDS) East [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Area of land | a | 860 | |||||||||||||||||||||||||||||
Twin Lakes San Andres Unit (TLSAU) [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Estimated cost | $ 1,200,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Blue Sky [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Increased working interest | 3.00% | 80.00% | ||||||||||||||||||||||||||||
Purchase price | $ 1,096,216 | $ 1,428,581 | ||||||||||||||||||||||||||||
Cash payment | 782,441 | $ 1,022,400 | ||||||||||||||||||||||||||||
Cash payment for working interest acquired | $ 150,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Business combination, description | The total purchase price of the property was $2,000,000 (CAD), with $1,000,000 of that total due initially. The additional $1,000,000 was contingent on the future price of WTI crude. At the time WTI price exceeded $50/bbl, the Company would pay an additional $750,000 CAD. In addition, at the time WTI price exceeded $57/bbl the Company would pay an additional $250,000 CAD (for a cumulative contingent total of $1,000,000 CAD). The price of WTI crude exceeded $50/bbl on January 6, 2021 and exceeded $57/bbl on February 8, 2021. The additional payments due were netted with the accounts receivable balance from previous Joint Interest Billing statements from BSR. The total USD value of the addition was $787,250, using prevailing exchange rates on the respective dates. Included in the terms of the agreement, the Company also funded their portion of the Alberta Energy Regulator (“AER”) bond fund requirement $763,754 CAD ($563,904 USD), necessary for the wells to continue in production after the acquisition. Additional funds in the amount of $490,624 CAD ($362,245 USD) remain in the other current asset balance for future payments to BSR, related to the acquisition | |||||||||||||||||||||||||||||
Proceeds from secured royalty interest | $ 602,404.84 | |||||||||||||||||||||||||||||
Blue Sky [Member] | Acquisition Note [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Debt instrument face amount | $ 313,775 | $ 406,181 | ||||||||||||||||||||||||||||
Amended and Restated Loan Agreement [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Cash payment for working interest acquired | $ 1,530,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Loan Agreement [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Debt instrument face amount | $ 416,900 | $ 50,000 | $ 1,000,000 | |||||||||||||||||||||||||||
Debt interest rate | 12.00% | 10.00% | 0.00% | 10.00% | 12.00% | |||||||||||||||||||||||||
Debt default percentage | 19.00% | 19.00% | ||||||||||||||||||||||||||||
Letter Agreement [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Area of land | a | 28,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Prospera Energy [Member] | Purchase and Sale Agreement and Debt Settlement Agreement [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Increased working interest | 28.00% | |||||||||||||||||||||||||||||
Debt Instrument, Decrease, Forgiveness | $ 2,061,614 | |||||||||||||||||||||||||||||
Convertible Debt | $ 510,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Repayments of Convertible Debt | 75,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Assets consideration | 1,622,756 | |||||||||||||||||||||||||||||
Additional assets retirement cost recognized | 1,711,142 | |||||||||||||||||||||||||||||
Asset Retirement Obligation | 2,312,897 | |||||||||||||||||||||||||||||
Depletion | 3,333,898 | |||||||||||||||||||||||||||||
Gain on assets acquisition | $ 3,919,323 | $ 4,959,512 | ||||||||||||||||||||||||||||
Petrolia Canada Corporation [Member] | Letter Agreement [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Increased working interest | 50.00% | |||||||||||||||||||||||||||||
Area of land | a | 28,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Assets consideration | $ 5,150,000 | $ 6,500,000 | ||||||||||||||||||||||||||||
Non-refundable deposit | $ 200,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Payments to acquire property | $ 1,000,000 | $ 2,000,000 | ||||||||||||||||||||||||||||
Acquisition liability | $ 3,300,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Other income | $ 200,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Petrolia Canada Corporation [Member] | Letter Agreement [Member] | Blue Sky [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Increased working interest | 28.00% | |||||||||||||||||||||||||||||
NOACK [Member] | Purchase and Sale Agreement [Member] | FlowTex Energy L.L.C. [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Proceeds from 2nd NOACK sale | $ 375,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Deposit | $ 380,000 | $ 20,000 | ||||||||||||||||||||||||||||
Receivable for the sale | $ 25,000 | 25,000 | ||||||||||||||||||||||||||||
Debt payment principal | $ 400,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Gain on sale of properties | $ 400,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Remitted a cash payment | 8,995 | |||||||||||||||||||||||||||||
Outstanding property tax | $ 16,005 | |||||||||||||||||||||||||||||
NOACK [Member] | Crossroads Petroleum L.L.C. [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Net revenue interest percent | 83.00% | |||||||||||||||||||||||||||||
Increased working interest | 100.00% | |||||||||||||||||||||||||||||
Proceeds from 2nd NOACK sale | $ 375,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Deposit | $ 260,000 | $ 115,000 | ||||||||||||||||||||||||||||
Receivable for the sale | $ 120,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Payments for previous acquisitions forfeited | $ 255,000 | |||||||||||||||||||||||||||||
Luseland, Hearts Hill and Cuthbert Fields [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Increased working interest | 25.00% | |||||||||||||||||||||||||||||
Area of land | a | 41,526 | |||||||||||||||||||||||||||||
Vermilion Energy Inc [Member] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Reserve Quantities [Line Items] | ||||||||||||||||||||||||||||||
Increased working interest | 100.00% |