Canadian Overseas Petroleum Limited sta avviando un programma di capitale per migliorare i suoi livelli di produzione, risolvendo i vincoli e le strozzature che hanno limitato la produzione di petrolio nelle BFSU gestite dalla Società dal 2022 ad oggi. Questo programma consentirà di aumentare la produzione di petrolio, attualmente limitata principalmente a causa del gas associato/iniettante prodotto ad alta pressione. Inoltre, le modifiche alle configurazioni dei pozzi di produzione ad alta produttività dovrebbero ridurre le interruzioni di produzione indotte dalla paraffina in questi pozzi, aumentando così la produzione complessiva e riducendo significativamente i costi operativi del campo.

La costruzione dell'aggiornamento del sistema di raccolta del gas BFSU inizierà il 29 aprile, a seconda del tempo. La costruzione e la messa in servizio dovrebbero durare circa 2-3 mesi, con possibili ritardi dovuti ai vincoli della catena di approvvigionamento per quanto riguarda le attrezzature specializzate associate all'aggiornamento dei pozzi. Il progetto consiste in 5 miglia di tubi in acciaio ad alta pressione che attraversano l'area centrale del giacimento.

Inizialmente, otto (8) dei 34 pozzi di produzione saranno collegati al sistema ad alta pressione, mentre l'attuale sistema di raccolta del gas a bassa pressione servirà i pozzi rimanenti. Il sistema è progettato per catturare in modo ottimale ulteriori pozzi con pressioni maggiori, man mano che l'alluvione miscibile del campo matura. Questo aspetto ridurrà i costi iniziali, poiché questi allacciamenti saranno scaglionati nel tempo.

In concomitanza, saranno effettuati aggiornamenti alle strutture del sito dei pozzi da collegare al sistema aggiornato. Questi aggiornamenti includeranno l'aggiunta di separatori ad alta pressione e di trattatori a pressione più elevata. Il costo totale dell'aggiornamento del sistema è stimato in 4,5 milioni di dollari.

La produzione di petrolio da quattro pozzi di flusso ad alta produttività è stata ostacolata dal 2022 ad oggi a causa dell'intasamento di paraffina in alto nelle stringhe di tubo. Sebbene la progettazione delle configurazioni dei pozzi permettesse di effettuare trattamenti per mitigare i problemi di paraffina, i problemi riscontrati e la loro frequenza non erano stati previsti. Per aumentare la produzione media giornaliera di petrolio da questi pozzi, saranno convertiti in pozzi di pompaggio con attrezzature di pozzo a pressione potenziata, per consentire operazioni sicure ed efficienti.

Anche i costi operativi del campo si ridurranno in modo misurabile, grazie alla riduzione degli interventi sui pozzi per rimuovere i blocchi di paraffina. Dopo la messa in funzione del sistema di raccolta del gas aggiornato e dei miglioramenti delle strutture del sito pozzi, il gas flaring temporaneo cesserà con tutto il gas recuperato per la reiniezione miscibile. Inoltre, la Società intende aumentare l'iniezione di gas miscibile dagli attuali circa 3,5 MMCF/d a un massimo di 8,5 MMCF/d attraverso l'acquisto di gas naturale e GPL aggiuntivi.

Ciò farà sì che lo schema di inondazione di miscibile si rimetta in moto, con conseguente aumento dei volumi di produzione, dopo che i volumi di iniezione erano stati ridotti nel 2022 a causa delle alte pressioni registrate in alcuni pozzi di produzione. I costi di questo iniettore miscibile aggiuntivo sono sostanzialmente più bassi attualmente rispetto al 2022, ma la Società non è comunque in grado di prevedere questi costi futuri.