El yacimiento petrolífero Cat Canyon es un gran yacimiento petrolífero situado en Solomon Hills , en el centro del condado de Santa Bárbara (California), a unos 16 kilómetros al sureste de Santa María . Es el yacimiento petrolífero más grande del condado de Santa Bárbara y, en 2010, el vigésimo más grande de California en términos de producción acumulada. [1]
El yacimiento fue descubierto en 1908, sólo siete años después del cercano yacimiento Orcutt . Al principio, se desarrolló lentamente, debido a las dificultades para perforar y mantener la productividad de los pozos, pero a medida que se revelaron depósitos cada vez más ricos en las siguientes dos décadas, gradualmente se convirtió en uno de los yacimientos más productivos del estado. Es un yacimiento maduro en declive, cuyas reservas estimadas se han reducido a 2,3 millones de barriles, menos del uno por ciento del total producido en el siglo anterior. Un total de 243 pozos permanecieron activos, aunque un programa de revitalización del yacimiento iniciado por ERG Resources en 2011 pretende extender la vida útil del yacimiento extrayendo reservas que anteriormente se consideraban irrecuperables. [2] Los mayores operadores actualmente activos en el yacimiento son Greka Energy con 168 pozos activos, y ERG, que planea volver a poner en producción más de 300 pozos cerrados. [3] [4]
El yacimiento petrolífero se extiende desde el extremo sureste del valle llano de Santa María hacia el sur y el sureste hasta las colinas Solomon. Tiene aproximadamente diez millas de largo en el eje noroeste a sureste, y cuatro millas de ancho en su punto más ancho. Está dividido en tres áreas principales: Este/Centro, Oeste y Sisquoc. Además de estas áreas principales, el yacimiento tiene tres áreas periféricas más pequeñas: Olivera Canyon, Tinaquaic y Gato Ridge. El área de Gato Ridge en el extremo sureste alguna vez se consideró un yacimiento separado. El área productiva total del yacimiento petrolífero es de 8,970 acres. [5]
La vegetación de la zona es predominantemente chaparral y bosques de robles ( chaparral y bosques de montaña de California ), con zonas ribereñas a lo largo de los arroyos y pastizales en muchas laderas. Algunas de las zonas planas son agrícolas, y gran parte del área que no se cultiva ni se utiliza directamente para la producción de aceite también se utiliza para pastoreo. También se cultivan uvas para vino en la zona: Sutter Home Winery posee un viñedo adyacente al campo petrolífero en Cat Canyon Road, cerca de la carretera estadounidense 101. El terreno es ondulado a empinado, con algunas tierras bajas planas a lo largo de los cursos de agua más importantes, como el río Sisquoc, y el terreno también se aplana hacia el norte-noroeste en el límite del valle de Santa María. La mayoría de las colinas Solomon al este de la carretera estadounidense 101 están incluidas dentro del límite del campo petrolífero.
La región tiene un clima mediterráneo , con inviernos frescos y lluviosos, y veranos secos durante los cuales el calor es moderado por los vientos predominantes de las frías aguas del Océano Pacífico , a 20 millas al oeste. Aproximadamente 15 pulgadas (38 cm) de lluvia caen en un invierno típico, y la temporada de lluvias dura desde alrededor de noviembre hasta abril. El drenaje de las partes central y oriental del campo está al norte y noreste a lo largo del Cañón Cat hacia el río Sisquoc . Al oeste y suroeste, el agua fluye hacia el mar a través del arroyo San Antonio .
El campo Cat Canyon es uno de varios en la Cuenca de Santa María en los que la Formación Monterey es tanto la roca fuente primaria como la roca reservorio primaria. Depositada en la época del Mioceno, hace aproximadamente de 6 a 16 millones de años, la roca es rica en carbono orgánico (con un promedio de 3,5 %, pero que varía de 1 a 20 %) y ha envejecido lo suficiente como para permitir que los detritos orgánicos evolucionen en petróleo, en su mayoría pesado y con alto contenido de azufre. Otra posible roca fuente distinta de Monterey es la Formación Rincon , que se encuentra debajo de Monterey en algunas partes del campo petrolífero. [6] El petróleo producido a partir de estas rocas fuente ha migrado hacia arriba, formando reservorios en trampas tanto estructurales como estratigráficas. El campo Cat Canyon muestra ambos tipos de mecanismos de atrapamiento. En el Área Oeste, el petróleo está presente en la Formación Sisquoc suprayacente en varias unidades de arena, en trampas estratigráficas – atrapadas dentro de unidades menos permeables – mientras que el petróleo más profundo está atrapado en la trampa estructural del anticlinal fallado Las Flores, dentro de la pizarra fracturada de la Formación Monterey. [7]
Las partes más productivas del campo Cat Canyon se encuentran a lo largo y al noreste del anticlinal Las Flores, que se extiende de sureste a noroeste y cuya expresión superficial es la cresta de Solomon Hills. El anticlinal Gato Ridge, al sureste, tiene una función similar con respecto a esa parte separada del campo petrolífero. Sobre las rocas petrolíferas de las formaciones Sisquoc y Monterey, a lo largo del campo, se encuentran varias capas de rocas menos permeables y no petrolíferas, incluidas las formaciones Foxen, Careaga y Paso Robles . [8]
El petróleo en el campo es generalmente pesado, con una gravedad API que varía de 6 a 18, excepto en el Área Oeste donde el rango es de 11 a 23. [9] En los rangos bajos, especialmente cuando está por debajo de los 10 grados API, el petróleo tiene dificultad para fluir y generalmente requiere la ayuda de un diluyente, vapor, inundación de agua u otro mecanismo. Se han utilizado diluyentes, vapor e inundación de agua en el campo Cat Canyon. El contenido de azufre del petróleo del campo es alto, oscilando entre el 3 y el 6 por ciento en peso. [10]
Los descubrimientos de petróleo en las décadas de 1880 y 1890 en el condado de Los Ángeles y a lo largo de la costa sur del condado de Santa Bárbara alentaron a los perforadores a investigar la parte norte del condado de Santa Bárbara, y rápidamente fueron recompensados, con el descubrimiento del enorme campo Orcutt en 1901 y el campo Lompoc en 1903. Los primeros intentos de encontrar petróleo en el área de Cat Canyon tuvieron lugar en 1904, con dos intentos de Rice Ranch Oil Co. para encontrar petróleo o gas. Ambos pozos fallaron debido a rocas y arena suelta que taponaron los pozos. Palmer Oil Company tuvo éxito en 1908, perforando a 3200 pies con un pozo que produjo 150 barriles por día. Comparado con los gigantescos pozos del campo Orcutt, fue un éxito modesto al principio. [11] Sin embargo, después de varios meses comenzó a fluir y luego a brotar, convirtiéndose en un inmenso manantial que producía más de 10.000 barriles por día antes de obstruirse con arena y cesar por completo. [12] [13] De manera similar, Brooks Oil Company descubrió petróleo en el área este de Cat Canyon en 1909 cuando se perforó el pozo N.° 1 a una profundidad de 2615 pies. [14]
En los primeros años, numerosas compañías petroleras pequeñas perforaron el campo, con poca coordinación. Palmer Oil fue la más exitosa de los primeros productores, junto con Pinal Dome Oil Company, Santa Maria Oil Fields Inc. y Union Oil Company of California , que precedió a Unocal . En 1912, había 35 pozos en el campo, desarrollados por 26 compañías diferentes, pero solo tres de los pozos fueron productores constantes; todos los demás habían fallado en arenas agitadas u otras condiciones desfavorables del subsuelo. [15]
El campo se expandió hasta el final de la Primera Guerra Mundial, momento en el que la perforación se desaceleró, cesando por completo en 1927. El campo era difícil, su petróleo era pesado y difícil de comercializar excepto el asfalto, y la caída de los precios del petróleo durante la Gran Depresión desalentó una mayor exploración. [11]
Con el descubrimiento del yacimiento adyacente del Valle de Santa María en 1934, se renovó el interés en la zona y en 1938 comenzó un nuevo período de perforación y producción, cuando se descubrió el rico yacimiento de Los Flores en un nuevo tipo de yacimiento, la pizarra fracturada de la Formación Monterey. La perforación fue continua durante la Segunda Guerra Mundial y en 1952 había 80 pozos nuevos sólo en la parte oeste del yacimiento. [11]
A medida que la producción comenzó su inevitable declive con el agotamiento del petróleo fácilmente recuperable y la consiguiente caída de la presión del yacimiento, los perforadores comenzaron a probar técnicas de recuperación secundaria. La inyección de gas se utilizó a partir de 1947 en la parte oeste del campo, y también se intentaron varias inyecciones de agua. [16] La producción máxima de petróleo de todo el campo Cat Canyon se produjo en 1953, coincidiendo con el desarrollo de yacimientos recién descubiertos y técnicas de recuperación mejorada en las operaciones de perforación existentes. [17]
La aparición de técnicas de recuperación terciaria en la década de 1960 hizo posible otro impulso al desarrollo del yacimiento. En 1963, comenzaron varios proyectos de vapor cíclico, seguidos de inundaciones con vapor y, en algunos casos, inundaciones con fuego, todas técnicas para movilizar petróleo pesado y viscoso relativamente cerca de la superficie. [18] A fines de 2009, se informó que todos los pozos de vapor cíclico e inundación con vapor estaban cerrados, mientras que los pozos de inundación con agua y de eliminación de agua seguían en uso en el yacimiento. [19]
En julio de 2010, ERG Resources, LLC, de Houston, Texas, adquirió los activos de Chevron en el yacimiento, que consistían en más de 300 pozos, la mayoría de los cuales habían estado fuera de producción durante más de 20 años. La empresa manifestó su intención de volver a poner en producción la mayoría de ellos. Dado que el precio del petróleo había subido a más de 80 dólares por barril en el momento de la compra y que la tecnología de recuperación de petróleo pesado había avanzado mucho desde que Chevron había producido los pozos, la operación sería rentable para ERG. En noviembre de 2011, ERG obtuvo permisos para perforar otros 15 a 20 pozos y estaba preparando solicitudes para aproximadamente el doble de esa cantidad. [3]
A principios de 2010, había 243 pozos petrolíferos activos en el campo, con otros 727 cerrados. El Área Oeste tenía los pozos más activos, con 99, seguida por el Área Sisquoc con 64 y el Área Gato Ridge con 43. El Área Este tenía la mayor proporción de pozos cerrados en relación con los activos, con 269 y 20 respectivamente. [20] Esta área era producida anteriormente por Aera Energy, LLC. En todo el campo, el corte de agua promedio (el porcentaje de líquido extraído de los pozos que es agua) fue del 92,4 por ciento, lo que indica un campo maduro.
Greka procesa su petróleo en el yacimiento de Bell Lease. La instalación de procesamiento y tratamiento consta de calderas, un separador de petróleo y agua, tanques de almacenamiento y tuberías tanto para recolectar petróleo y gas de los pozos como para enviarlo fuera del yacimiento. El gas del yacimiento se utiliza como combustible en el yacimiento para calentar el petróleo en los tanques y alimentar las unidades de bombeo, y una parte se envía por tubería fuera del yacimiento. El azufre se elimina del gas antes de su uso. El petróleo sale del yacimiento tanto por tubería como por camión. El agua separada del petróleo se elimina por reinyección en la formación productora. [21]
A principios de 2012, los cuatro operadores con los pozos más activos en el campo eran Greka Energy, BE Conway, ERG y Vintage Petroleum. [22]
El Distrito de Control de la Contaminación del Aire del Condado de Santa Bárbara ha clasificado la operación Cat Canyon de Greka como una "instalación de riesgo significativo". Se han realizado tres evaluaciones de riesgo para la salud, en 1991, 1994 y 1998, todas antes de que Greka adquiriera las instalaciones, y mostraron una disminución constante de los riesgos de cáncer y otros tipos de cáncer. De 1991 a 1998, el riesgo de cáncer había disminuido de 63 por millón a 12 por millón. [23]
El 7 de diciembre de 2007, Greka derramó más de 58.000 galones estadounidenses (220 m3 ) de petróleo en su concesión Bell en el campo, a lo largo de Palmer Road. La EPA de EE. UU. tomó el control de las tareas de limpieza de este y otros dos derrames en la misma concesión después de que Greka no cumpliera con sus requisitos. Greka afirmó que estaban avanzando en una iniciativa para volverse más ecológica - "Greka Green" - reemplazando la infraestructura corroída con equipos más modernos con menos probabilidades de emitir contaminantes. [24]
34°50′01″N 120°18′15″O / 34,8336°N 120,3042°W / 34,8336; -120.3042