Campo petrolero Buena Vista
El campo petrolero Buena Vista , anteriormente la Reserva Naval de Petróleo No. 2 ( NPR-2 ), es un gran campo petrolero en el condado de Kern , Valle de San Joaquín , California , en los Estados Unidos . Descubierto en 1909, y con una producción acumulada de aproximadamente 667 millones de barriles (106.000.000 m 3 ), es el décimo campo petrolero más grande de California. A fines del año 2006, el campo tenía una reserva total de solo alrededor del uno por ciento de su petróleo original y había producido apenas 713 000 barriles (113 400 m 3 ). [1] Desde entonces, el campo ha pasado por una revitalización. Crimson Resources inició una inyección de agua en la Formación Etchegoin , obtuvo una buena respuesta y vendió el activo a Occidental Petroleum (ahora California Resources Corporation, CRC). CRC continuó el desarrollo de la inyección de agua, pero también probó la viabilidad de la Formación Monterey . La Formación Monterey en Buena Vista ha demostrado ser un objetivo viable y actualmente se está desarrollando.
El campo petrolero se divide en dos partes, el área de Buena Vista Hills y el área frontal de Buena Vista, ambas características aproximadamente lineales de aproximadamente 19 km (12 millas) de largo, paralelas a una distancia de aproximadamente 3,2 km (2 millas), y cada una tiene 1 a 2 millas (1,6 a 3,2 km) de ancho y tendencia de sureste a noroeste. La ciudad de Taft está adyacente al suroeste, aproximadamente a la mitad del campo. El campo petrolero subyace en Buena Vista Hills, una cadena baja con una elevación máxima de 1300 pies (400 m), en su totalidad, y el área frontal de Buena Vista se encuentra principalmente en Buena Vista Valley, que separa Buena Vista Hills de la rango más grande de Elk Hills al norte. La ruta estatal 33 es paralela al campo Buena Vista a unas 2 millas (3,2 km) al suroeste, yLa ruta estatal 119 atraviesa el campo hacia el noreste, hacia Bakersfield.
Muchos campos petroleros subyacen en la parte suroeste del condado de Kern. Adyacente al campo Buena Vista, al suroeste, se encuentra el enorme campo petrolífero Midway-Sunset , el más grande de California y el tercero más grande de los Estados Unidos, y justo al norte del campo Buena Vista se encuentra el campo petrolífero Elk Hills , famoso por la Tetera . Escándalo de Dome como uno de los arrendamientos ilícitos que trajo cargos de corrupción sobre la administración de Warren G. Harding .
Hasta el 1 de enero de 1958, el campo Buena Vista se consideraba parte del campo Midway-Sunset más grande hacia el suroeste; ahora, sin embargo, los dos se consideran geológicamente separados. [2]
Al igual que muchos de los campos en el Valle de San Joaquín, el campo Buena Vista es predominantemente un anticlinal , con depósitos de petróleo atrapados en unidades de roca debajo de capas impermeables. Algunas de las piscinas de petróleo se encuentran en domos y formaciones anticlinales, y otras están atrapadas en unidades rocosas debido al movimiento de fallas . La edad de la mayoría de las unidades rocosas que contienen petróleo varía desde el Plioceno ( Formación Etchegoin ), la más reciente, hasta el Mioceno ( Formaciones Monterey y Santa Margarita ).), el más antiguo, y se ha recuperado petróleo a profundidades de aproximadamente 2300 pies (700 m) a 5300 pies (1600 m). El pozo más profundo en el campo fue perforado por Honolulu Oil Corp. a una profundidad de 14,622 pies (4,457 m), llegando a la unidad Santos de edad Oligoceno . No se encontró petróleo económicamente recuperable a esta profundidad. [2]
En el Área Frontal, la parte menos productiva del campo petrolero, la mayor parte del petróleo proviene de profundidades de alrededor de 4000 pies (1200 m), de las formaciones San Joaquín y Etchegoin . Estas piscinas se descubrieron en 1912, la producción máxima fue en 1925, se intentó la inundación con agua en la década de 1960 y, una vez que se eliminó la mayor parte del petróleo, hoy en día la mayoría de las operaciones han cesado. El Área Principal del Campo Petrolífero de Buena Vista todavía está activa, con tecnologías de recuperación mejorada, como la inyección de gas, que aún continúan. La producción máxima en el área principal fue en 1947 y ha disminuido constantemente desde entonces. [3]
