El campo petrolífero de Oxnard es un campo petrolífero grande y productivo ubicado en la ciudad de Oxnard y sus alrededores , en el condado de Ventura, California, en los Estados Unidos. Sus reservas de petróleo convencionales están cerca de agotarse, y se estima que solo queda un uno por ciento del petróleo original recuperable con la tecnología actual: 434.000 barriles (69.000 m3 ) de los 43,5 millones originales. Sin embargo, el yacimiento incluye un enorme depósito de arenas bituminosas, petróleo ultrapesado clasificado como una reserva de petróleo no convencional, y que potencialmente contiene 600 millones de barriles (95.000.000 m3 ) de petróleo equivalente, si fuera económicamente factible extraerlo. [1] Los operadores actuales en el campo incluyen Tri-Valley Oil & Gas Co., Anterra Energy Services, Inc., Chase Production Co. y Occidental Petroleum a través de su subsidiaria Vintage Production. [2] A principios de 2009, había 34 pozos activos en el campo. [2]
El campo petrolífero de Oxnard es uno de los varios que se encuentran debajo de la llanura de Oxnard , un área principalmente de tierras agrícolas protegidas con las comunidades de Ventura , Oxnard y Camarillo separadas por cinturones verdes. En las cercanías del campo petrolífero, la agricultura sigue siendo el uso predominante de la tierra, y los pozos de petróleo, las instalaciones de procesamiento y la infraestructura asociada se intercalan con campos plantados con cultivos como fresas, brócoli y cebollas. Partes del campo, particularmente en el oeste, se han dedicado al desarrollo industrial y comercial ligero a medida que el área metropolitana de Oxnard se expande hacia el este. La autopista estadounidense 101 limita el campo al norte; la ruta estatal 34 de California (East 5th Street de Oxnard) lo atraviesa de este a oeste, y Rice Avenue lo cruza de norte a sur. La mayoría de los pozos de petróleo actualmente activos se encuentran en la parte oriental del campo, al oeste de la intersección de 5th Street y Pleasant Valley Road. Algunos pozos activos permanecen al oeste de Rice Avenue, y un grupo de pozos que utilizan perforación direccional se agrupan en una isla de perforación cerca de la esquina noreste de la intersección de Rose Avenue y Wooley Road. El área productiva total del campo proyectada a la superficie es de 1.350 acres (546 ha). [3]
El clima en la región es mediterráneo , con inviernos frescos y lluviosos y veranos cálidos y sin lluvias, en los que el calor se modera con frecuentes nubes bajas y nieblas costeras matinales. La precipitación anual es de alrededor de 15 pulgadas (380 mm), casi toda en invierno, y toda en forma de lluvia. La temperatura media anual es de 56 a 60 °F (16 °C); las heladas ocurren raramente. [4] Las elevaciones en el campo varían de aproximadamente 40 a 60 pies (18 m) sobre el nivel del mar. Es mayormente plano, con una pendiente muy suave al sur-sureste; el drenaje es a lo largo de Revolon Slough hasta Calleguas Creek hasta Mugu Lagoon , y luego hasta el Océano Pacífico.
El campo Oxnard se encuentra dentro de la provincia de la cuenca de Ventura, en el sur de California. Geológicamente, esta área es parte de una deformación estructural que ocurrió durante el Plioceno tardío . Las rocas dentro de la región son todas sedimentarias y en su mayoría marinas. Las acumulaciones de petróleo, de las cuales hay muchas en la provincia de Ventura, ocurren principalmente en entornos anticlinales modificados por fallas; la estratigrafía también influye en la creación de trampas para hidrocarburos. Donde las rocas sedimentarias son areniscas con alta porosidad, y la estructura y la estratigrafía permiten que los hidrocarburos queden atrapados en su migración ascendente, se encuentran yacimientos petrolíferos. [5]
Como el yacimiento petrolífero se encuentra en el centro de una gran llanura aluvial plana , no hay expresión superficial de ninguna estructura anticlinal capaz de contener petróleo. Bajo el aluvión superficial , una serie de unidades sedimentarias relativamente impermeables cubren la formación que contiene petróleo. En la parte superior se encuentran las formaciones San Pedro del Pleistoceno y Santa Bárbara del Pleistoceno- Plioceno superior ; debajo de ellas, las Arenas Pico , de la era del Plioceno, que contienen áreas de arenas bituminosas ; debajo de ellas, separadas por una discordancia, la Formación Monterey , de la era del Mioceno , que también contiene arenas bituminosas (las Arenas bituminosas de Vaca); debajo de ellas, nuevamente separadas por una discordancia, la Formación Conejo -Topanga relativamente impermeable, que cubre la estructura anticlinal fallada que contiene petróleo de grado medio a unos 6.500 pies (2.000 m) por debajo de la superficie del suelo. Este horizonte productor se denomina charca "McInnes" y se encuentra en la Formación Sespe de la era del Oligoceno . [6]
El campo Oxnard contiene una gran cantidad de arenas bituminosas , un tipo de bitumen que se clasifica como un depósito de petróleo no convencional . La profundidad promedio debajo de la superficie del suelo de las arenas bituminosas, tanto Vaca Sand como Pico Sand, es de aproximadamente 2500 pies (760 m), y su espesor varía de 0 a 600 pies (180 m), lo que representa un volumen total de 405 000 acres-pies (500 000 000 m 3 ), equivalente a aproximadamente 565 millones de barriles (89 800 000 m 3 ) de petróleo para ambas unidades, si fuera posible recuperar su contenido de petróleo. [1] Solo una pequeña fracción de esto ha sido traída a la superficie hasta la fecha, aunque Tri-Valley Corporation está desarrollando activamente la unidad perforando pozos horizontales a través de las arenas y sometiéndolas al proceso cíclico de vapor . Según Tri-Valley, algunos de los pozos de prueba han mostrado tasas de producción de 1.000 barriles por día (160 m3 / d), y pueden ponerse en funcionamiento tan pronto como los generadores de vapor y la infraestructura de almacenamiento estén instalados en el campo. [7]
La calidad del petróleo de los yacimientos inferiores es buena y la gravedad media, de 24 a 38 API , mientras que el petróleo de las arenas bituminosas es extremadamente pesado y de mala calidad, con un contenido de azufre extraordinariamente alto: gravedad API de 5-7, viscosidad de 28.000 a 33.000 centipoises y contenido de azufre de entre 5 y 7,5 por ciento en peso. [3]
El yacimiento fue descubierto en enero de 1937 por Vaca Oil Exploration Co., que perforó arenas bituminosas a unos 850 m (2800 pies) por debajo de la superficie del suelo. A pesar de los depósitos de petróleo extremadamente viscosos en la formación productora, a la que bautizaron con el nombre de su empresa (la arena bituminosa del Plioceno "Vaca"), pudieron producir unos 50 barriles por día (7,9 m3 / d). En mayo de ese mismo año descubrieron arenas bituminosas en la Formación Monterey subyacente , de las que pudieron producir unos 90 barriles (14 m3 ) de petróleo por día. [6]
Los perforadores más aventureros encontraron horizontes de producción más profundos con petróleo más ligero. En 1953 y 1954, los yacimientos McInnes, Lucas y Livingston se pusieron en funcionamiento, produciendo petróleo de gravedad API 24, 32 y 25-36 respectivamente. [3] Las operaciones de inyección de agua en estos yacimientos más profundos en la década de 1960 ayudaron a la producción, pero la mayoría de los pozos en estos horizontes fueron abandonados cuando se extrajo el último petróleo económicamente recuperable; unos pocos permanecieron como pozos de eliminación de agua, ya que generalmente es preferible, tanto económica como ambientalmente, reinyectar aguas residuales en un yacimiento agotado que tratarlas y liberarlas en la superficie. En 2008, solo dos pozos permanecieron activos en el profundo yacimiento McInnes; todos los demás estaban en las arenas bituminosas poco profundas. [8]
En virtud de la norma de adopción de pozos del Departamento de Conservación de California, Tri-Valley Oil & Gas Company adquirió 20 pozos que anteriormente operaba la extinta GEO Petroleum, Inc., que se acogió al Capítulo 11 de la Ley de Quiebras en 1998. [9] Los pozos declarados abandonados por el Estado (normalmente debido a la disolución del operador) están abiertos a la adopción y reurbanización en virtud de la norma de "pozo huérfano", con el consentimiento por escrito del propietario de los derechos minerales de la propiedad, así como del Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos del Estado. En 2008, Tri-Valley comenzó a reurbanizar estos pozos y a ponerlos de nuevo en producción. [2]
El petróleo producido en el campo se destina a la pequeña refinería Oxnard (de 2.800 barriles (450 m3 ) por día), propiedad de Tenby, Inc., en un área no incorporada al sur de Fifth Street, cerca del límite oriental de la ciudad de Oxnard. Esta refinería también procesa petróleo del campo West Montalvo en la costa directamente al oeste del campo Oxnard. [10]
Entre 1950 y 1981, Mandalay Bay fue un vertedero autorizado de desechos de yacimientos petrolíferos, lo que provocó la liberación de numerosos productos químicos peligrosos. [11] Los registros de lo que se arrojó se perdieron posteriormente, lo que dio lugar a pedidos de una investigación y millones de dólares en demandas de compradores de viviendas a quienes se les dijo que la zona era segura para ser habitada. [12]
Anterra opera la única instalación comercial que elimina desechos de yacimientos petrolíferos a través de pozos de inyección en el condado. En 1998, Anadime Energy Services Inc. solicitó permiso al condado de Ventura para operar un sitio de eliminación comercial en 1933 E. Wooley Road, cerca de los límites de la ciudad de Oxnard. Esta empresa canadiense aceptaba desechos de otros operadores de yacimientos petrolíferos, principalmente salmuera, y los inyectaba a miles de pies en el suelo. Este permiso en poder de Anterra expirará en 2018 y los sitios de eliminación de petróleo comerciales en tierras agrícolas ya no están permitidos por la ley de zonificación del condado. La Junta de Supervisores del condado eliminó dicho uso en tierras agrícolas dos años después de que se emitiera el permiso de 1998. [13] También denegaron un cambio de zonificación en 2015 que habría permitido la expansión de la instalación citando los muchos lugares de espacio abierto y zonas industriales donde se permiten los sitios de eliminación de yacimientos petrolíferos. No les convenció el testimonio de que el condado de Ventura, como la tercera región productora de petróleo más grande del estado, necesita permitir que las salmueras se eliminen de manera efectiva y económica. Anterra todavía puede solicitar continuar las operaciones al nivel actual cuando expire el permiso. [14] La instalación de aguas residuales de Santa Clara , establecida en 1959 a unas 2 millas (3,2 km) al suroeste de Santa Paula , aceptó dichos desechos pero sin pozos de inyección en el lugar hasta que cerró en 2014. [15]
34°11′53″N 119°08′09″O / 34.1980, -119.1357