El campo petrolífero Cat Canyon es un gran campo petrolero en las colinas Solomon del centro del condado de Santa Bárbara , California, a unas 10 millas al sureste de Santa María . Es el campo petrolero más grande del condado de Santa Bárbara y, en 2010, es el vigésimo más grande de California por producción acumulada. [1]
El campo fue descubierto en 1908, sólo siete años después del cercano campo Orcutt . Al principio se desarrolló lentamente, debido a las dificultades para perforar y mantener productivos los pozos, pero a medida que se revelaron yacimientos cada vez más ricos en las siguientes dos décadas, gradualmente se convirtió en uno de los campos más productivos del estado. Un campo maduro en declive, las 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 campo iniciado por ERG Resources en 2011 pretende extender la vida útil del campo mediante la extracción de reservas que antes se consideraban irrecuperables. [2] Los mayores operadores actualmente activos en el campo son Greka Energy con 168 pozos activos, y ERG, que planea volver a poner en producción más de 300 pozos cerrados. [3] [4]
El campo petrolero se extiende desde el extremo sureste del llano Valle de Santa María hacia el sur y sureste hasta las Colinas Salomón. 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/Central, Oeste y Sisquoc. Además de estas áreas principales, el campo 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 campo separado. El área productiva total del campo petrolero es de 8,970 acres. [5]
La vegetación en el área es predominantemente bosques de chaparral y robles ( chaparral y bosques montanos de California ), con áreas ribereñas a lo largo de los arroyos y pastizales en muchas laderas. Algunas de las zonas planas son agrícolas, y gran parte de la superficie que no se cultiva ni se utiliza directamente para la producción de petróleo 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 autopista US 101. El terreno es inclinado y 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 noroeste en el límite del Valle de Santa María. La mayor parte de Solomon Hills al este de la autopista 101 de EE. UU. están incluidas dentro de los límites 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 provenientes de las frías aguas del Océano Pacífico , 20 millas al oeste. En un invierno típico caen aproximadamente 15 pulgadas (38 cm) de lluvia, y la temporada de lluvias dura aproximadamente de noviembre a abril. El drenaje para las partes central y oriental del campo se encuentra al norte y noreste a lo largo de Cat Canyon hasta el río Sisquoc . Al oeste y suroeste, el agua desemboca en 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 el Mioceno, hace aproximadamente entre 6 y 16 millones de años, la roca es rica en carbono orgánico (con un promedio de 3,5%, pero oscilando entre 1 y 20%) y ha envejecido lo suficiente como para permitir que los detritos orgánicos se conviertan en petróleo, en su mayoría pesado y pesado. con alto contenido de azufre. Otra posible roca generadora además de Monterey es la Formación Rincón , que subyace a Monterey en algunas partes del campo petrolero. [6] El petróleo producido a partir de estas rocas generadoras ha migrado hacia arriba, formando yacimientos en trampas tanto estructurales como estratigráficas. El campo Cat Canyon muestra ambos tipos de mecanismos de captura. 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 de Las Flores, dentro de la lutita fracturada. de la Formación Monterey. [7]
Las porciones más productivas del campo Cat Canyon se encuentran a lo largo y al noreste del anticlinal de Las Flores con tendencia de sureste a noroeste, cuya expresión superficial es la cresta de Solomon Hills. El anticlinal de Gato Ridge al sureste tiene una función similar con respecto a esa parte separada del campo petrolero. Superpuestas a las rocas petrolíferas de las formaciones Sisquoc y Monterey, en todo el campo, hay varias capas de rocas no petrolíferas menos permeables, incluidas las formaciones Foxen, Careaga y Paso Robles . [8]
El petróleo en el campo es generalmente pesado, con una gravedad API que oscila entre 6 y 18, excepto en el área oeste donde el rango es de 11 a 23. [9] En los rangos bajos, especialmente cuando están por debajo de 10 grados API, el petróleo tiene dificultad para fluir y Por lo general, requiere la ayuda de un diluyente, vapor, inundación de agua u otro mecanismo. En el campo Cat Canyon se han utilizado diluyentes, vapor e inundación con agua. 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 fueron rápidamente 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 por parte de Rice Ranch Oil Co. para encontrar petróleo o gas. Ambos pozos fallaron debido a cantos rodados y arena suelta que obstruyeron los pozos. Palmer Oil Company tuvo éxito en 1908, perforando hasta 3200 pies con un pozo que produjo 150 barriles por día. En comparación con los gigantescos chorros del campo de Orcutt, al principio fue un éxito modesto. [11] Sin embargo, después de varios meses comenzó a fluir y luego a chorrear, convirtiéndose en un inmenso chorro 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 No. 1 a una profundidad de 2,615 pies. [14]
En los primeros años, numerosas pequeñas empresas petroleras perforaron el campo, con poca coordinación. Palmer Oil fue el más exitoso de los primeros productores, junto con Pinal Dome Oil Company, Santa Maria Oil Fields Inc. y Union Oil Company of California , que precedieron a Unocal . En 1912, había 35 pozos en el campo, desarrollados por 26 empresas diferentes, pero sólo tres de los pozos eran productores consistentes; todos los demás habían fallado debido a 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 ralentizó y cesó 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 Guerra La depresión desalentó una mayor exploración. [11]
Con el descubrimiento del campo adyacente del Valle de Santa María en 1934, se renovó el interés en el área y en 1938 comenzó un nuevo período de perforación y producción cuando se descubrió la rica piscina Los Flores en un nuevo tipo de yacimiento, el esquisto fracturado de la Formación Monterey. La perforación fue continua durante la Segunda Guerra Mundial y en 1952 había 80 nuevos pozos justo en la parte occidental del campo. [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 desde 1947 en la parte oeste del campo y también se intentaron varias inundaciones con agua. [16] El pico de producción de petróleo de todo el campo Cat Canyon se produjo en 1953, coincidiendo con el desarrollo de yacimientos recién descubiertos y técnicas de recuperación mejoradas en las operaciones de perforación existentes. [17]
La llegada de las técnicas de recuperación terciaria en la década de 1960 hizo posible otro impulso de desarrollo en este campo. En 1963, se iniciaron varios proyectos de vapor cíclico, seguidos de inundaciones con vapor y, en algunos casos, inundaciones por incendio: todas técnicas para movilizar petróleo pesado y viscoso relativamente cerca de la superficie. [18] A finales de 2009, se informó que todos los pozos de vapor cíclico y de inundación de vapor estaban cerrados, mientras que los pozos de inundación de agua y de eliminación de agua permanecían en uso en el campo. [19]
En julio de 2010, ERG Resources, LLC, de Houston, Texas, adquirió los activos de Chevron en el campo, 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 aumentado 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 adquirió 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 de petróleo activos en el campo, con otros 727 cerrados. El área oeste tenía la mayor cantidad de pozos activos, con 99, seguida por el área de Sisquoc con 64 y el área de Gato Ridge con 43. El Área Este tuvo la mayor proporción de pozos cerrados a activos, con 269 y 20 respectivamente. [20] Esta área fue 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, indicativo de un campo maduro.
Greka procesa su petróleo en Bell Lease. La instalación de procesamiento y tratamiento consta de calderas, un separador de agua y petróleo, tanques de almacenamiento y tuberías para recolectar petróleo y gas de los pozos y enviarlos fuera del sitio. El gas del campo se utiliza como combustible en el sitio para calentar el petróleo en los tanques y alimentar las unidades de bombeo, y parte se envía por tubería fuera del sitio. El azufre se elimina del gas antes de su uso. El petróleo sale del campo tanto por oleoducto como por camión. El agua separada del petróleo se elimina mediante 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]
La operación Cat Canyon de Greka ha sido catalogada por el Distrito de Control de la Contaminación del Aire del Condado de Santa Bárbara como una "instalación de riesgo significativo". Se realizaron tres evaluaciones de riesgos 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 no cáncer. De 1991 a 1998, el riesgo de cáncer disminuyó de 63 en un millón a 12 en un millón. [23]
El 7 de diciembre de 2007, Greka derramó más de 58.000 galones estadounidenses (220 m 3 ) de petróleo en su Bell Lease en el campo, a lo largo de Palmer Road. La EPA de EE. UU. tomó el control de los esfuerzos de limpieza de este y otros dos derrames en el mismo contrato de arrendamiento después de que Greka no cumpliera con sus requisitos. Greka afirmó que estaban avanzando en una iniciativa para ser más ecológicos - "Greka Green" - reemplazando la infraestructura corroída por 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