Canadian Overseas Petroleum Limited está embarcada en un programa de capital para mejorar sus niveles de producción resolviendo las restricciones y cuellos de botella que han limitado la producción de petróleo en la BFSU operada por la Compañía desde 2022 hasta la actualidad. Este programa permitirá aumentar la producción de petróleo actualmente restringida principalmente debido al gas asociado/inyectante producido a alta presión. Además, las modificaciones en las configuraciones de los pozos productores de flujo de alta productividad deberían reducir las interrupciones de producción inducidas por la parafina en estos pozos, aumentando así la producción global y reduciendo significativamente los costes de explotación del yacimiento.

La construcción de la mejora del sistema de captación de gas de la BFSU comenzará el 29 de abril, en función de las condiciones meteorológicas. Se espera que la construcción hasta la puesta en marcha dure aproximadamente 2-3 meses, con posibles retrasos debidos a las limitaciones de la cadena de suministro en torno a los equipos especializados de pozos actualizados asociados. El proyecto consta de 8 km de tuberías de acero de alta presión tendidas a través de la zona central del yacimiento.

Inicialmente, ocho (8) pozos de los 34 pozos productores se conectarán al sistema de alta presión, mientras que el sistema actual de captación de gas a baja presión dará servicio a los pozos restantes. El sistema está diseñado para captar de forma óptima pozos adicionales con presiones crecientes a medida que madure la inundación miscible del yacimiento. Este aspecto reducirá los costes iniciales, ya que estas conexiones se escalonarán a lo largo del tiempo.

Conjuntamente, se realizarán mejoras en las instalaciones de los pozos que se vincularán al sistema mejorado. Estas mejoras incluirán la adición de separadores de alta presión y tratadores de mayor presión nominal. El coste total de la modernización del sistema se estima en 4,5 millones de dólares.

La producción de petróleo de cuatro pozos fluyentes de alta productividad se vio obstaculizada en 2022 hasta la actualidad debido al taponamiento de parafina en lo alto de las sartas de tuberías. Aunque el diseño de las configuraciones de los pozos para estos pozos permitía tratamientos para mitigar estos problemas de parafina, no se previeron los problemas experimentados ni su frecuencia. Para aumentar la producción media diaria de petróleo de estos pozos, se convertirán en pozos de bombeo con equipos de presión nominal mejorada para permitir operaciones seguras y eficaces.

Los costes de explotación del yacimiento también se reducirán sensiblemente gracias a la disminución de las intervenciones en los pozos para eliminar los bloqueos de parafina. Tras la puesta en marcha del sistema mejorado de recogida de gas y la mejora de las instalaciones de los pozos, cesará la quema temporal de gas, recuperándose todo el gas para su reinyección miscible. Además, la Compañía pretende entonces aumentar la inyección de gas miscible de los aproximadamente 3,5 MMCF/d actuales a un máximo de 8,5 MMCF/d mediante la compra de gas natural y GLP adicionales.

Esto hará que el esquema de inundación miscible vuelva a ponerse en marcha, lo que se traducirá en un aumento de los volúmenes de producción después de que los volúmenes de inyección se redujeran en 2022 debido a las altas presiones experimentadas en ciertos pozos de producción. Los costes de este inyectable miscible adicional son sustancialmente inferiores en la actualidad en comparación con 2022, aunque la empresa no está en condiciones de prever estos costes futuros.