El yacimiento petrolífero de South Cuyama es un gran yacimiento de petróleo y gas en el valle de Cuyama y las estribaciones adyacentes del norte de las montañas de 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 principales yacimientos petrolíferos terrestres de California, es el más reciente en ser descubierto, pero a fines de 2008 solo 87 pozos permanecían en producción. [1]
El campo petrolífero se encuentra al sur de la ciudad de New Cuyama , en la parte del valle de Cuyama que desciende suavemente hacia las estribaciones del norte de las montañas de Sierra Madre. Algunas partes del campo se encuentran en terreno montañoso y algunas se encuentran 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 la 166 en la ciudad de New Cuyama. Si bien estas carreteras corren aproximadamente de norte a sur, Foothill Road cruza el campo de este a oeste, llegando finalmente 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 tiene 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 2650 acres (10,7 km 2 ). [2]
El clima es semiárido, con influencia marina ocasional, ya que el valle de Cuyama está abierto al mar, aunque a través de una estrecha brecha. Los veranos son calurosos con temperaturas que comúnmente superan los 100 °F (38 °C); los inviernos son frescos, con un período medio sin heladas de unos 250 días. La precipitación media anual es de unos 12 pulgadas, y casi toda cae en invierno en forma de lluvia, aunque ha habido nevadas ocasionales. Todos los arroyos están secos en verano, e incluso el río Cuyama se seca a finales del verano en la mayoría de los años. La zona es propensa a incendios forestales en verano y otoño; de hecho, un incendio en 1994 causó una pérdida de 76.000 dólares 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 Sierra Madre. [3] [4]
La vegetación nativa en las inmediaciones del campo varía desde pastizales hasta chaparrales y bosques de robles . El drenaje se encuentra al norte, hacia el río Cuyama , a lo largo de Bitter Creek, Branch Canyon Wash y varios drenajes efímeros. [5]
El petróleo en la Cuenca del Sur de Cuyama proviene de dos yacimientos primarios, la Arena Dibblee de la era 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 Monterey, a menudo compensados por fallas. La profundidad promedio del petróleo en el campo es de aproximadamente 4200 pies (1300 m) 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 separada del sureste del campo, donde la arena Colgrove está a 5840 pies (1780 m) debajo de la superficie del suelo, la roca que contiene petróleo tiene solo 50 pies (15 m) de espesor. [6] La roca fuente para el petróleo del Sur de Cuyama es muy probablemente el miembro Soda Lake Shale de la Formación Vaqueros. [7]
Sobre las rocas fracturadas y falladas del Mioceno, que incluyen las formaciones Monterey , Branch Canyon y Santa Margarita , y separadas por una discordancia , se encuentran entre 2000 y 2500 pies (760 m) de la Formación Morales del Plioceno . Ninguna de estas rocas superiores contiene petróleo, aunque se ha producido gas en la Formación Santa Margarita. [8]
El petróleo del yacimiento South Cuyama es, en general, de gravedad API media a alta , que va de 28 a 36 API, por lo que fluye fácilmente. Un pequeño depósito en Dibblee Sand, en la zona sureste del yacimiento, ahora abandonada, tenía petróleo de gravedad aún mayor y viscosidad menor; un pozo perforado allí en 1975 fue abandonado en 1978 después de producir 42.000 barriles (6.700 m 3 ).
Richfield Oil Co., posteriormente parte de Atlantic Richfield Company ( ARCO ), perforó el primer pozo en el área en el que se encontró 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 previamente descartada por no tener potencial petrolero. El descubrimiento de petróleo aquí y en el cercano campo petrolífero Russell Ranch transformó el valle de Cuyama de una región casi deshabitada con unos pocos ranchos de ganado en una zona 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 proporcionar servicios asociados.
ARCO fue sólo la primera de varias empresas que trabajaron en el campo New Cuyama. En 1990, vendieron su participación en el campo a Stream Energy. [10] La siguiente empresa en operar el campo fue Hallador Petroleum, que continuó las operaciones hasta 2005, momento en el que vendió su participación a E&B Natural Resources Management Corporation, el operador actual, que también opera el campo Russell Ranch a cuatro millas (6 km) al noroeste. [11] [12]
El pico de producción del yacimiento se produjo en 1951, poco después del descubrimiento, cuando se extrajeron más de 14 millones de barriles (2.200.000 m3) de petróleo de los yacimientos de Dibblee y Colgrove. La producción ha disminuido de forma constante desde entonces, con alrededor de 820.000 barriles (130.000 m3 ) extraídos en 1977, 500.000 en 1987, 390.000 en 1997 y 270.000 en 2007. [13] A finales de 2008, sólo había 87 pozos petrolíferos todavía en producción. [14]
Se han llevado a cabo algunos proyectos de recuperación mejorada en el campo. Dado que el petróleo en el campo South Cuyama no es pesado, no ha sido necesaria la inyección de vapor 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 Dibblee. Los operadores del 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 al flujo de petróleo a los pozos de bombeo; otros pozos están designados para 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 en un 98,4 por ciento, lo que indica que el campo está muy cerca del final de su vida útil. Los pozos en el campo estaban produciendo un promedio de 7,9 barriles de petróleo por día, y los operadores han estado reinyectando las enormes cantidades de agua producidas con el petróleo en la formación a través de aproximadamente 50 pozos de eliminación de agua e inundación de agua dispersos por todo el campo. [1]
E&B también mantiene una planta de procesamiento de gas, conocida como Planta de Gas 10, en el lado este del yacimiento petrolífero; toda la producción de gas natural de los pozos petrolíferos va allí. El propósito de la planta de gas es extraer sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, dióxido de carbono, agua y líquidos de gas natural (NGL) del gas, haciéndolo aceptable para uso comercial. Después de procesarlo en la planta, se envía para la venta, se reinyecta en el yacimiento para mejorar la recuperación o se usa como combustible para operaciones en el yacimiento petrolífero. Los NGL se envían a un patio de tanques donde se mezclan con el petróleo. [17] El condado de Santa Bárbara le dio a la planta su primer permiso para operar en 1988. [11]
34°53′52″N 119°42′20″O / 34.8977°N 119.7055°W / 34.8977; -119.7055