Campo de petróleo Kern Front - Kern Front Oil Field
O campo de petróleo Kern Front é um grande campo de petróleo e gás no sopé da baixa Sierra Nevada, no condado de Kern, Califórnia . Descoberto em 1912 e com uma produção acumulada de cerca de 210 milhões de barris (33.000.000 m 3 ) de petróleo, ocupa o 29º lugar no estado e acredita-se que retenha aproximadamente dez por cento de seu petróleo original (aproximadamente 22 milhões de barris (3.500.000 m 3 )), de acordo com as estimativas oficiais do Departamento de Petróleo, Gás e Recursos Geotérmicos da Califórnia (DOGGR). É adjacente ao muito maior Campo de Petróleo do Rio Kern , que fica ao sudeste, e ao Campo de Petróleo do Monte Poso, ao norte.
Configuração
O Kern Front Field fica a aproximadamente 5 milhas (8,0 km) ao norte da cidade de Oildale e 10 milhas (16 km) ao norte de Bakersfield , na primeira subida suave das colinas acima do fundo do vale de San Joaquin . Tem cerca de 6 milhas (9,7 km) de comprimento por 2,5 milhas (4,0 km), com o eixo longo sendo na direção norte-sul, compreendendo uma área de superfície produtiva de 5,495 acres (22,24 km 2 ). As elevações variam de aproximadamente 500 a 1.000 pés (150 a 300 m) acima do nível do mar. O campo é espalhado, especialmente em comparação com o desenvolvimento extremamente denso no adjacente Campo de Petróleo do Rio Kern, que tem um dos desenvolvimentos de petróleo mais densos nos Estados Unidos, com mais de 9.000 poços de petróleo agrupados em apenas alguns quilômetros quadrados. O Kern Front Field é delimitado no oeste pela California State Route 65 , no sudoeste pela James Road e no sudeste pela Bakersfield-Glennville Road. A estrada dos campos petrolíferos segue de sul a norte através do campo.
Por estar dentro da subseção ecológica do Vale Central da Califórnia, conhecida como Hardpan Terraces, a uma altitude de menos de 300 m, a vegetação nativa predominante é o capim - agulha . O clima é quente e árido, com temperaturas de verão rotineiramente excedendo 100 ° F (38 ° C); o período de congelamento médio varia de cerca de 250 a 300 dias. A precipitação média anual é de cerca de 10 polegadas (250 mm), quase toda como chuva e quase toda no inverno; os verões são caracteristicamente sem chuva.
Geologia
O Kern Front Field contém duas unidades principais de produção, a Formação Etchegoin e a Chanac , ambas sedimentares, mas inconformadas sobrepostas. O Etchegoin é uma areia marinha do Plioceno , e o Chanac é uma areia não marinha do Plioceno. Cada um está intercalado com sedimentos e argilas, e as areias têm uma alta porosidade, variando de 25 a 33 por cento, tornando-as particularmente adequadas como reservatórios de petróleo. Cobrindo as formações Etchegoin e Chanac está a Formação do Rio Pleistoceno Kern, que é altamente produtiva no adjacente Campo de Petróleo do Rio Kern. Todas essas unidades têm um ataque noroeste e um pequeno mergulho sudoeste. Uma grande falha com tendência ao norte no lado leste do campo fornece um selo estrutural naquele lado; no nordeste, o lado mais inclinado do campo, as areias se transformam em sedimentos e argilas relativamente impermeáveis, fornecendo uma vedação nessa direção. Muitas pequenas falhas de tendência sudoeste percorrem o campo. O California DOGGR reconhece apenas um pool de produção - o Etchegoin-Chanac - e mistura os dados de produção.
Muitas unidades sedimentares são a base dessas areias contendo petróleo, mas elas ou não produziram muito petróleo ou não foram completamente exploradas. As rochas do embasamento - o complexo granítico que representa o enorme batólito de Sierra Nevada , e provavelmente do final do período jurássico - ocorrem a uma profundidade de aproximadamente 7.000 pés (2.100 m). O poço mais profundo no Kern Front Field, a Atlantic Richfield Company "Kramer No. 1", atingiu uma profundidade de 7.738 pés (2.359 m) antes de esbarrar no complexo do porão.
O petróleo do campo é pesado, com densidade API média de 14 e teor de enxofre de 0,9 por cento em peso. Como esse óleo é pesado, ele é viscoso e flui facilmente apenas quando auxiliado por injeção de vapor ou outras técnicas de recuperação aprimoradas.
A profundidade média das unidades contendo óleo é de cerca de 2.300 pés (700 m), e a espessura dos estratos contendo óleo varia de 100 a 700 pés (30 a 213 m). Uma vez que a profundidade do petróleo é relativamente rasa, a temperatura é relativamente baixa, em apenas 100 ° F (38 ° C) (muitas das zonas mais profundas nos campos de petróleo do Vale Central produzem petróleo acima de 200 ° F (93 ° C), a maior risco de segurança para os trabalhadores). Em 1983, a data da compilação de dados do DOGGR, o lençol freático no campo estava a 2.500 pés (760 m) abaixo da superfície do solo.
História, produção e operações
A Standard Oil Company of California descobriu o campo em 1912 com a perfuração de seu Poço No. 1, na piscina de Etchegoin, a uma profundidade de 2.836 pés (864 m). O poço ainda existe, como Chevron Corp. Poço nº 1. O pico de produção do campo foi em 1929, durante o qual 4.535.029 barris (721.012,0 m 3 ) de óleo foram bombeados do solo.
A produção declinou continuamente a partir desse pico até a invenção do método de injeção de vapor na década de 1960. Injeção cíclica de vapor (o "método huff and puff" começou em 1964, e a produção aumentou novamente, à medida que o óleo pesado fluía mais livremente para os poços de bombeamento. Em 1978, a ex-operadora Chevron Corp. começou a inundar com vapor na porção sul do campo, e Century Oil Management fizeram o mesmo na porção norte.Petro-Lewis Corporation testou a solução de espuma a vapor e uma espuma a vapor encapsulada em um gel de polímero para ver se o desempenho do fluxo de vapor poderia ser melhorado.
A produção de gás no campo atingiu o pico em 1980.
Um dos operadores atuais, a Tearlach Resources, afirmou que o campo pode realmente conter uma reserva potencial de 500 milhões de barris (79.000.000 m 3 ). Esta estimativa é baseada no trabalho feito pelos operadores do campo em 1990, Mobil , ARCO e Occidental , e envolve a recuperação de depósitos anteriormente não econômicos, bem como a exploração de zonas mais profundas, anteriormente inexploradas, que alguns dos geólogos acreditavam ser petróleo- consequência.
No início de 2009, havia 838 poços de petróleo produtores no campo. Se algumas das propostas atuais para exploração e desenvolvimento adicionais forem promulgadas, como as da Tearlach, esse número pode aumentar consideravelmente.
Os operadores atuais incluem Bellaire, Vintage, E&B Natural Resource Management, West American Energy Corp. e alguns outros. Os operadores de campo entregam parte da água residual da produção de óleo para o Valley Waste Disposal, com parte da água residual sendo filtrada e amolecida para fazer água de alimentação para caldeiras a vapor. Valley Waste retira óleo e graxa residuais da água, e a água é transportada para o Distrito Hídrico de Cawelo, onde é reutilizada para irrigação.
Referências
- Campos de petróleo e gás da Califórnia, volumes I, II e III . Vol. I (1998), Vol. II (1992), vol. III (1982). Departamento de Conservação da Califórnia, Divisão de Petróleo, Gás e Recursos Geotérmicos (DOGGR). 1.472 pp. McKittrick Oil Field information pp. 268-272. Arquivo PDF disponível em CD em www.consrv.ca.gov.
- Departamento de Conservação da Califórnia, Estatísticas de Petróleo e Gás, Relatório Anual, 31 de dezembro de 2006.
- Bellaire Oil Company: descrição da geologia, produção e operações no Kern Front Field
Notas
Coordenadas : 35,4844 ° N 119,0403 ° W 35 ° 29′04 ″ N 119 ° 02′25 ″ W /