El campo petrolero South Cuyama es un gran campo de petróleo y gas en el valle de Cuyama y las estribaciones adyacentes del norte de las montañas de la Sierra Madre en el noreste del condado de Santa Bárbara, California . Descubierto en 1949, y con una producción acumulada de alrededor de 225 millones de barriles (35,800,000 m 3 ) de petróleo, ocupa el puesto 27 en tamaño en el estado, pero se cree que retiene solo aproximadamente el dos por ciento de su petróleo original (aproximadamente 4.6 millones de barriles ( 730.000 m 3)), según las estimaciones oficiales del Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos de California (DOGGR). De los cuarenta campos petrolíferos terrestres más importantes de California, es el más reciente que se ha descubierto, pero a finales de 2008 solo quedaban en producción 87 pozos. [1]
Configuración
El campo petrolero está al sur de la ciudad de New Cuyama en la porción del Valle de Cuyama que se inclina suavemente hacia las estribaciones del norte de las montañas de la Sierra Madre. Partes del campo están en terreno montañoso y algunas están dentro del Bosque Nacional Los Padres . Se puede llegar al campo desde la ruta estatal 166 de California a través de Aliso Canyon Road en el noroeste y Perkins Road en el noreste; Perkins Road se une a 166 en la ciudad de New Cuyama. Si bien estos caminos corren aproximadamente de norte a sur, Foothill Road cruza el campo de este a oeste, y finalmente llega a Santa Barbara Canyon Road en el este y la ruta estatal 33 . Las elevaciones en el campo varían de aproximadamente 2200 a 3000 pies (670 a 910 metros). El área productiva del campo es de aproximadamente 4 millas (6,4 km) de largo por dos de ancho, con el eje largo que corre de noroeste a sureste; el área productiva total según lo informado por DOGGR es de 2.650 acres (10,7 km 2 ). [2]
El clima es semiárido, con alguna influencia marina, ya que el Valle de Cuyama está abierto al mar, aunque a través de un estrecho desfiladero. Los veranos son calurosos con temperaturas que comúnmente exceden los 100 ° F (38 ° C); los inviernos son fríos, con un período medio libre de congelación de unos 250 días. La precipitación anual promedio es de aproximadamente 12 pulgadas, y casi todas caen en el invierno en forma de lluvia, aunque se han producido nevadas ocasionales. Todos los arroyos están secos en el verano, e incluso el río Cuyama se seca a fines del verano en la mayoría de los años. El área es propensa a incendios forestales en verano y otoño; de hecho, un incendio en 1994 causó una pérdida de $ 76,000 a los operadores, y en julio de 2006 un accidente en el campo petrolífero que involucró una placa de metal que cruzaba líneas eléctricas inició el incendio Perkins, que quemó 15,000 acres (61 km 2 ) en el lado norte de las montañas de la Sierra Madre. [3] [4]
La vegetación nativa en las cercanías del campo varía desde pastizales hasta chaparrales y bosques de robles . El drenaje es hacia el norte, hacia el río Cuyama , a lo largo de Bitter Creek, Branch Canyon Wash y varios drenajes efímeros. [5]
Geología
El petróleo en la Cuenca del Sur Cuyama proviene de dos piscinas primarias, la Arena Dibblee del Mioceno y la Arena Colgrove, unidades porosas en la Formación Vaqueros debajo de la Formación Monterey, en gran parte impermeable . La cuenca sedimentaria de Cuyama está cortada por muchas fallas pequeñas, y el petróleo existe en una serie de trampas estratigráficas , donde en la mayoría de los casos está bloqueado en su movimiento ascendente por bloques impermeables de Monterrey, a menudo compensados por fallas. La profundidad promedio del petróleo en el campo es de aproximadamente 4200 pies (1300 m) por debajo de la superficie del suelo, y el espesor de las unidades que contienen petróleo rara vez excede los 200 pies (61 m); en el área sudeste separada del campo, donde la arena de Colgrove está a 5,840 pies (1,780 m) debajo de la superficie del suelo, la roca que contiene petróleo tiene solo 50 pies (15 m) de espesor. [6] La roca generadora del petróleo South Cuyama es muy probablemente el miembro de la Formación Vaqueros de Soda Lake Shale. [7]
Sobre las rocas del Mioceno con fallas y rotas, que incluyen las formaciones Monterey, Branch Canyon y Santa Margarita, y separadas por una discordancia , se encuentran aproximadamente 2,000 a 2,500 pies (760 m) de la Formación Plioceno Morales. Ninguna de estas rocas superiores contiene petróleo, aunque se ha producido gas de la Formación Santa Margarita. [8]
El petróleo del campo South Cuyama es generalmente de gravedad API media a alta , que varía de 28 a 36 API, por lo que fluye fácilmente. Un pequeño charco en la arena de Dibblee en el área sureste del campo ahora abandonada tenía petróleo de mayor gravedad y menor viscosidad; un pozo perforado allí en 1975 fue abandonado en 1978 después de producir 42.000 barriles (6.700 m 3 ).
Historia, producción y operaciones
Richfield Oil Co., más tarde parte de Atlantic Richfield Company ( ARCO ), perforó el primer pozo en el área en encontrar petróleo, siguiendo el consejo de Thomas Dibblee , en mayo de 1949. Richfield nombró a la unidad petrolera, Dibblee Sand, en su honor. [9] Este único pozo produjo inicialmente 525 barriles por día (83,5 m 3 / d), un gran hallazgo para una región que anteriormente se consideró sin potencial petrolero. El descubrimiento de petróleo aquí y en el cercano campo petrolero Russell Ranch transformó el valle de Cuyama de una región casi deshabitada con algunos ranchos ganaderos en un área de mini-boom; ARCO construyó la ciudad de New Cuyama en los años posteriores al descubrimiento de petróleo para albergar a los trabajadores petroleros y brindar servicios asociados.
ARCO fue solo la primera de varias empresas en trabajar en el Campo Nuevo Cuyama. En 1990, vendieron su participación en el campo a Stream Energy. [10] La siguiente compañía en operar el campo fue Hallador Petroleum, que continuó sus operaciones hasta 2005, momento en el cual vendió su participación a E&B Natural Resources Management Corporation, el operador actual, que también opera el campo Russell Ranch cuatro millas (6 km ) al noroeste. [11] [12]
La producción máxima del campo fue en 1951, poco después del descubrimiento, durante el cual se bombearon más de 14 millones de barriles (2.200.000 m 3 ) de petróleo de las piscinas de Dibblee y Colgrove. La producción ha disminuido constantemente desde entonces, con alrededor de 820.000 barriles (130.000 m 3 ) bombeados en 1977, 500.000 en 1987, 390.000 en 1997 y 270.000 en 2007. [13] A finales de 2008, solo había 87 pozos de petróleo todavía en producción. . [14]
Se han llevado a cabo sobre el terreno algunos proyectos de recuperación mejorada . Dado que el petróleo en el campo South Cuyama no es pesado, la inyección de vapor no ha sido necesaria para reducir la viscosidad y mejorar el flujo; sin embargo, se han utilizado tanto la inyección de gas como la inyección de agua, tanto en las formaciones Colgrove como en Dibblee. Los operadores de campo utilizaron la inyección de agua entre 1956 y 1973 en Colgrove, con cierto éxito, y tanto la inyección de gas como la inyección de agua se han utilizado en la Formación Dibblee a partir de 1964 y 1955, respectivamente. [15] A partir de 2008, E&B Resources todavía utiliza la inyección de agua para ayudar en el flujo de petróleo a los pozos de bombeo; otros pozos están destinados a la eliminación de agua. [16] A fines de 2008, el corte de agua promedio - el porcentaje de líquido bombeado de los pozos de petróleo que era agua - estaba funcionando al 98,4 por ciento, lo que indica un campo muy cerca del final de su vida útil. Los pozos en el campo producían un promedio de 7,9 barriles de petróleo por día, y los operadores han estado reinyectando las enormes cantidades de agua producida con el petróleo a la formación a través de aproximadamente 50 pozos de eliminación de agua e inundación de agua esparcidos por todo el campo. [1]
E&B también mantiene una planta de procesamiento de gas, conocida como Gas Plant 10, en el lado este del campo petrolero; toda la producción de gas natural de los pozos de petróleo va allí. El propósito de la planta de gas es eliminar el sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, dióxido de carbono, agua y líquidos de gas natural (LGN) del gas, haciéndolo aceptable para uso comercial. Después del procesamiento en la planta, se envía a la venta, se reinyecta en el campo para mejorar la recuperación o se utiliza como combustible para las operaciones del campo petrolífero. Los LGN se envían a un parque de tanques donde se mezclan con el aceite. [17] El condado de Santa Bárbara otorgó a la planta su primer permiso para operar en 1988. [11]
Referencias
- Campos de petróleo y gas de California, volúmenes I, II y III . Vol. Yo (1998), vol. II (1992), vol. III (1982). Departamento de Conservación de California, División de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos (DOGGR). 1.472 págs. Información sobre el campo petrolero de South Cuyama págs. 120–124. Archivo PDF disponible en CD en www.consrv.ca.gov.
- Departamento de Conservación de California, Estadísticas de Petróleo y Gas, Informe anual, 31 de diciembre de 2006.
Referencias
- ^ a b "Informe de 2008 del supervisor estatal de petróleo y gas" (PDF) . Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos . Departamento de Conservación de California ("DOGGR 2009"). 2009 . Consultado el 11 de febrero de 2010 .pag. 63
- ^ DOGGR, pág. 121
- ^ Hallador Petroleum: Informe del tercer trimestre de 1995
- ^ Resumen de incendios forestales del sur de California para 2006
- ^ Subregiones ecológicas de California (la información proviene de varias subsecciones)
- ^ DOGGR, pág. 120-1
- ^ Procedencia del petróleo en la cuenca del sur de Cuyama, California (Resumen de un artículo presentado en una conferencia de la Asociación Estadounidense de Geólogos del Petróleo)
- ^ DOGGR, pág. 120
- ^ Artículo de Geotimes sobre Tom Dibblee, en el Museo de Historia Natural de Santa Bárbara
- ^ Schmitt, RJ, Dugan, JE y MR Adamson. "Actividad industrial y sus impactos socioeconómicos: petróleo y tres condados costeros de California". Estudio MMS OCS 2002-049. Centro de Investigación Costera, Instituto de Ciencias Marinas, Universidad de California, Santa Bárbara, California. Número de acuerdo cooperativo de MMS 14-35-01-00-CA-31603. 244 páginas; pag. 191.
- ^ a b División de energía del condado de Santa Bárbara. Archivado el 30 de agosto de 2008 en la Wayback Machine.
- ^ Perfil de Hoovers de Hallador Petroleum
- ^ Interfaz de consulta DOGGR
- ^ "Informe 2008 del supervisor estatal de petróleo y gas" (PDF) . Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos . Departamento de Conservación de California ("DOGGR 2009"). 2009 . Consultado el 22 de octubre de 2011 .pag. 88.
- ^ DOGGR, pág. 123
- ^ Interfaz de consulta DOGGR . En la columna "tipo de pozo", OG = petróleo y gas; WF = inundación de agua; WD = eliminación de agua. Solo se muestran los pozos activos e inactivos.
- ^ "Permiso para operar 9136-R5 y Permiso de operación Parte 70 9136" (PDF) . Corporación de Gestión de Recursos Naturales de E&B . Distrito de Control de la Contaminación del Aire del Condado de Santa Bárbara. 2011 . Consultado el 22 de octubre de 2011 . p. 7
Coordenadas :34 ° 53′52 ″ N 119 ° 42′20 ″ O / 34.8977 ° N 119.7055 ° W / 34.8977; -119.7055