El campo petrolero de South Mountain es un campo petrolero grande y productivo en el condado de Ventura, California , en los Estados Unidos, en y adyacente a la ciudad de Santa Paula . Descubierto en 1916, y con una producción acumulada de más de 158 millones de barriles (25,100,000 m 3 ) de petróleo, es el 37º campo petrolero más grande de California y el segundo más grande del condado de Ventura (después del campo Ventura ). [1] A principios de 2009, conserva 316 pozos activos y tiene un estimado de 1.4 millones de barriles (220,000 m 3 ) de petróleo remanente recuperable con la tecnología actual. Vintage Production, una subsidiaria de Occidental Petroleum, fue el mayor operador en 2009. [1]
Entorno geográfico
El campo petrolero cubre la mayor parte de la vertiente norte, la cumbre y parte de la vertiente sur de la montaña Sur topográficamente prominente, al sureste de Santa Paula. Adyacente al oeste y suroeste se encuentra el pequeño campo petrolero West Mountain y el campo petrolero Saticoy , que sigue la orilla norte del río Santa Clara . El uso de la tierra está relativamente poco mezclado, ya que toda la montaña es inaccesible para el público; las áreas no desarrolladas para la producción de petróleo y gas se dejan en su estado natural, excepto un área de huertos en Richardson Canyon Road, cerca de la entrada norte del campo. La vegetación nativa de la montaña consiste en chaparral, matorrales de salvia costera y bosques de robles. [2]
Las elevaciones en el campo petrolero varían desde alrededor de 230 pies (70 m) en la orilla del río Santa Clara hasta 2,308 pies (703 m) en el punto más alto de South Mountain. El drenaje de la montaña hacia el norte es hacia el río Santa Clara y luego hacia el Océano Pacífico. La ladera sur de la montaña se desagua a través de varios cañones que desembocan en Calleguas Creek, que desemboca en el Pacífico a través de la laguna Mugu en el pie occidental de las montañas de Santa Mónica .
El clima de la región es mediterráneo , con inviernos frescos y lluviosos y veranos cálidos y sin lluvia, en los que el calor es moderado por frecuentes nubes bajas costeras matutinas y neblina. La precipitación anual es de alrededor de 15 pulgadas (380 mm), casi todas en invierno, y todas en forma de lluvia, con espolvoreadas ocasionales de nieve en la cima de la montaña en tormentas invernales excepcionalmente frías. La temperatura media anual es de 56 a 60 grados Fahrenheit; las heladas ocurren raramente. [2]
Debido a que el terreno es casi uniformemente empinado y difícil, la perforación de pozos se ha realizado en plataformas niveladas planas en áreas adecuadamente estables, y muchos pozos se agrupan y perforan direccionalmente desde estas ubicaciones de plataformas. Estos grupos contienen de 2 a 12 pozos, especialmente en las partes más empinadas de la montaña cerca de la cima de la cresta. La perforación direccional es necesaria para que las terminaciones de los pozos, a gran profundidad, estén espaciadas de manera óptima, en lugar de agrupadas, ya que están en la superficie. El área productiva total del campo petrolero es de 2.670 acres (1.081 ha). [3]
Geología
El campo de South Mountain es uno de varios campos petroleros dentro de Oak Ridge Anticline, una gran estructura anticlinal que se eleva sobre la falla inversa de Oak Ridge . Las fuerzas tectónicas causadas por la colisión y el movimiento lateral de las placas de América del Norte y el Pacífico han comprimido el área de las cuencas de Oxnard y Ventura de norte a sur, lo que ha provocado pliegues estructurales; el aceite se ha acumulado en esos pliegues que forman un mecanismo de atrapamiento anticlinal. Las fallas extensas son un mecanismo de atrapamiento secundario, ya que las compensaciones de fallas han traído rocas impermeables adyacentes a las formaciones que contienen petróleo, evitando una mayor migración hacia arriba de los hidrocarburos. [4] [5]
El petróleo en el campo de South Mountain se encuentra en dos horizontes de producción, uno a cada lado de la falla de Oak Ridge. El estanque más grande, y el primero en ser descubierto, está en la Formación Sespe del Oligoceno - era , atrapado en el enorme anticlinal del cual South Mountain es la expresión superficial. La piscina al norte de la falla de Oak Ridge, conocida como la piscina "Puente", se encuentra en la Formación Pico del Plioceno .
La gravedad del petróleo en la piscina de Sespe es media, con un promedio de 22 API , y tiene un contenido de azufre relativamente alto, con un 2,79% en peso. El petróleo en la piscina del Puente es más liviano con menos azufre, con una gravedad API promedio de 33. [3] El petróleo en el campo es relativamente joven, con una edad estimada de aproximadamente 2 millones de años, y probablemente se originó en la Formación Monterey subyacente . La falta de gas libre en el campo se utiliza como evidencia de la juventud del petróleo; la misma condición prevalece en otros campos petrolíferos adyacentes a la Cuenca Ventura. Además, los biomarcadores y el modelado de fuentes de hidrocarburos sugieren un origen reciente del petróleo: la Formación Monterey es una roca fuente fértil para los hidrocarburos y continúa produciendo petróleo, que migra hacia arriba, llenando los reservorios disponibles en períodos de tiempo medidos en cientos de miles a millones de años. [4]
Historia, producción y operaciones
El campo fue descubierto en abril de 1916 por la ahora desaparecida Oak Ridge Oil Co., que completó el descubrimiento en la Formación Sespe y encontró petróleo a unos 3.000 pies (910 m) debajo de la superficie del suelo. [5] Si bien el primer pozo no fue un gran productor, con solo 25 barriles por día (4.0 m 3 / d), fue suficiente para alentar una mayor exploración, y en el próximo año Oak Ridge Oil instaló dos pozos más en profundidades menores que produjeron aproximadamente la misma cantidad. Otras compañías intentaron explotar el campo y, en julio de 1917, la Santa Paula Oil Company trajo un pozo de 100 barriles (16 m 3 ) por día a una profundidad de alrededor de 2,000 pies. [5]
Gradualmente, el campo comenzó a brotar equipos de perforación donde las condiciones de estabilidad lo permitían. En promedio, se abrieron alrededor de ocho nuevos pozos por año entre 1917 y 1929. [5] La ingeniería del campo fue un desafío, porque el terreno escarpado era propenso a deslizamientos de tierra y deslizamientos de tierra durante la temporada de lluvias. [6] Después de 1929, debido a las condiciones económicas durante la Gran Depresión (incluida una fuerte caída en el precio del petróleo), el ritmo de desarrollo de los pozos disminuyó; sólo se perforaron 11 pozos entre 1930 y 1942, menos de uno por año. [5]
A medida que se desarrolló el campo, la presión del gas disminuyó gradualmente, reduciendo el peligro de reventones , un hecho que había sido común en los primeros días del desarrollo del campo y que era relativamente común antes del advenimiento de la tecnología moderna de prevención de reventones . Muchos de los cañones en el lado norte de la montaña fueron represados con bermas de tierra para formar sumideros improvisados o cuencas de captación para pozos que explotaron en la década de 1920. Para 1941, la presión del gas dentro del reservorio había disminuido hasta el punto que el último pozo que fluía libremente dejó de producir por sí solo y necesitaba instalar una bomba, por lo que todos los pozos del campo estaban en la bomba. A fines de 1943, el campo contenía 93 pozos que producían petróleo. [5]
En diciembre de 1955, se descubrió el horizonte productor del Puente, a unos 7,500 pies (2,300 m) bajo la superficie del suelo en la Formación Pico del Plioceno , y el pozo de descubrimiento fluyó más de 200 barriles (32 m 3 ) en el primer día. Este resultó ser otro reservorio productivo, con un espesor promedio de 600 pies (180 m) para la formación productora. [3]
A pesar del metódico desarrollo temprano del campo, la producción máxima no se produjo hasta 1959, después de que la inundación en la zona de Sespe había estado funcionando durante tres años, y cuatro años después del descubrimiento de la zona productiva del Puente al norte de Oak Ridge. Culpa. En 1959, el campo produjo más de 7,4 millones de barriles (1,180,000 m 3 ) de petróleo y en 1960 15,6 mil millones de pies cúbicos (440,000,000 m 3 ) de gas natural. [3]
En la década de 1990, las principales compañías petroleras se retiraron del campo y vendieron sus propiedades a operadores independientes y más pequeños. Este evento reflejó una tendencia en toda la costa y la costa de California, ya que las empresas con grandes recursos financieros y participaciones internacionales decidieron centrarse en campos petroleros más fáciles de explotar en otras partes del mundo. Texaco , anteriormente Texas Company, que había sido uno de los principales operadores del campo en la década de 1940, vendió sus propiedades a Vintage Production ; Union Oil vendió muchas de sus participaciones a Torch Operating Company, que las vendió a Mirada Petroleum; Shell Oil vendió sus participaciones a una subsidiaria de Vintage Petroleum. Cuando Occidental Petroleum adquirió Vintage en 2006, efectivamente se hizo cargo de la producción de la mayor parte del campo, aunque todavía funciona bajo la marca Vintage.
En 2010, quedaban 316 pozos activos en el campo y 8 operadores, de los cuales Vintage Petroleum fue, con mucho, el más grande, con 266 pozos. Mirada Petroleum tenía 21 y The Termo Co. tenía 18; varios otros pequeños operadores poseían entre 1 y 3 pozos cada uno. [7] Como campo maduro, la producción estaba en una disminución constante, con sólo 454.000 barriles (72.200 m 3 ) bombeados del campo en 2008. [8] La producción diaria promedio había caído a aproximadamente 4 barriles por día (0,64 m 3 / d) para los pozos Vintage, y aún menos para algunos de los otros operadores. [9]
Notas
- ^ 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 22 de enero de 2010 .pag. 63, 166
- ^ a b "Ecorregiones de California: descripción de la subregión de Oxnard-Ventura" . Servicio Forestal de los Estados Unidos. Archivado desde el original el 5 de junio de 2011 . Consultado el 22 de febrero de 2014 .
- ^ a b c d DOGGR, pág. 532.
- ^ a b Davis, Thomas; Jay Namson (14 de agosto de 2004). "Papel de las fallas en los campos petrolíferos de California" (PDF) . Davis and Namson Consulting Geologists . Consultado el 15 de febrero de 2010 . págs. 24-32
- ^ a b c d e f Bailey, William C. (julio-diciembre de 1943). "Campo petrolero de South Mountain" (pdf) . Resumen de operaciones: Campos petrolíferos de California: Vigésimo noveno informe anual . Departamento de Recursos Naturales de California, División de Petróleo y Gas . Consultado el 28 de febrero de 2010 . págs. 12-16
- ^ Hamilton, Fletcher; et al. (Julio de 1921). Resumen de operaciones: Informe anual del supervisor estatal de petróleo y gas . Oficina Estatal de Minería de California . Consultado el 15 de febrero de 2010 . págs. 5-9
- ^ DOGGR 2009, págs. 109-168
- ^ DOGGR 2009, p. 102
- ^ DOGGR 2009, p. 166
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 Mountain págs. 530–532. 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 2008.
- Keller, Margaret. Provincia de la Cuenca de Ventura , Servicio Geológico de EE. UU. Serie de datos digitales DDS-30, versión 2, un CD-ROM, 19 p. + mapas, figuras y tablas de apoyo. Disponible aquí
Coordenadas :34 ° 19′58 ″ N 119 ° 01′47 ″ O / 34.3329 ° N 119.0297 ° W / 34,3329; -119.0297