esquisto de Conasauga

• Descubrimiento: década de 1980
• Inicio de la producción: 2005

El pozo JJ Young 34-2 #1 en el condado de St. Clair, Alabama (Permiso n.° 4325 de la Junta Estatal de Petróleo y Gas de Alabama) fue perforado como una empresa conjunta entre Amoco y ARCO . La perforación de este pozo comenzó el 30 de octubre de 1984. Inicialmente, el pozo se perforó con aire comprimido hasta aproximadamente 2100 pies (640 m) cuando se encontró una cantidad significativa de gas que, según se informó, requirió el cierre del preventor de reventones . Los ingenieros de Amoco y Arco afirmaron que el JJ Young #1 produciría más de un millón de pies ^cúbicos de gas por día (más de 28 000 m³ ⁾ . El pozo se selló el 16 de febrero de 1985. Se descubrió que Amoco no tenía la titularidad de nueve acres de 40 alrededor del pozo Young #1 porque los minerales habían sido separados en 1888. ^{[ 4 ]}  

A finales de la década de 1980, Michigan Oil Co. adquirió 8000 acres (32 ^km² ) en esta zona. Antes de que Michigan Oil pudiera perforar este yacimiento, fue adquirida por Pan-Oak Corp. en 1991. En 1993, perforaron el pozo Young n.° 2, a 46 m (150 pies) al norte del pozo n.° 1. ^{[ 5 ]} Perforaron hasta una profundidad total de 921 m (3022 pies ) y no pudieron registrar el pozo. El perforador informó que tenían buenas señales de gas. ^{[ 3 ]}     

En julio de 2002, Red Hills Resources comenzó a arrendar terrenos en la zona Young #1. Tras adquirir aproximadamente 9000 acres (36 km² ^{) , conformaron el paquete del prospecto Big Canoe, que se ofreció a numerosos socios potenciales de la industria. A finales} de 2004, Red Hills vendió el 51 % del prospecto a Dominion Black Warrior Basin Inc. 

Dominion se hizo cargo de las operaciones del yacimiento y el 8 de marzo de 2005, inició la perforación del pozo Dawson 34-3 n.° 1 a 300 m (970 pies ) al oeste del pozo Young n.° 1. ^{[ 4 ]} Tras perforar desde debajo de la tubería superficial, encontraron su primer buen influjo de gas a 770 m (2510 pies ) , que fue quemado en la fosa. El segundo gran influjo de gas se encontró a 1070 m (3510 pies ) , cuando el pozo explotó con una enorme bola de fuego. ^{[ 3 ]}      

Al día siguiente, mientras perforaba a 1540 m (5053 pies ) , la plataforma se averió y estuvo fuera de servicio durante aproximadamente 30 horas. Durante este tiempo, el pozo se quemó hacia el foso, con una producción estimada de entre 750 y 1000 millones de pies ^cúbicos de gas por día, sin una aparente disminución de la presión. Cuando se reanudó la perforación, comenzó a llover, y en tres horas la llamarada de gas rugiente se redujo a una llamarada lenta de 4,6 m (15 pies) . A las 4:30 p. m. del 19 de marzo, el pozo experimentó su tercer gran espectáculo de gas cuando explotó a 1803 m (5915 pies ) . La explosión de una bola de fuego de más de 30 m (100 pies) fue presenciada por numerosos residentes del valle. ^{[ 3 ]}     

En enero de 2006, Energen perforó el pozo Williams 29-12 n.° 1 a 16 km (10 millas) al suroeste del pozo Dawson n.° 1. ^{[ 4 ]} Inmediatamente después de la perforación, Energen y Dominion iniciaron una guerra de ofertas por los arrendamientos restantes en el norte del condado de St. Clair. ^{[ 3 ]}  

El pozo Dominion Andrews 27-14 #3 se inició el 20 de abril de 2006 y se perforó hasta los 1040 m (3412 pies ) , donde la broca se hundió 0,91 m (tres pies ) y luego el pozo explotó. Los preventores de reventones de la plataforma no pudieron soportar la presión. Dominion luchó contra el pozo durante tres días, durante los cuales la plataforma estuvo en riesgo inminente de incendiarse. Su ingeniero jefe testificó en la audiencia de la Junta de Petróleo y Gas de Alabama el 16 de febrero de 2007: "Contratamos a expertos en control de pozos de talla mundial para controlar este pozo", y "El gas encontrado representó un peligro significativo para la plataforma de perforación y el personal, y tuvo que ser controlado". Cuando el abogado de la parte contraria le preguntó qué tan bueno era el pozo, el ingeniero dijo: "Que yo sepa, nunca hicimos pasar ese gas por ningún tipo de medidor". Cuando se le preguntó sobre la información de presión del pozo, respondió falsamente que no tenían ninguna, ^{[ 3 ] [ 4 ]} aunque después de que controlaron el pozo, atornillaron un colector de tres puertos al preventor de reventones. ^{[ 4 ]} La presión de cierre del pozo se informó en 1,835 psi (12,650 kPa) . La tripulación abrió los tres puertos y el pozo reventó durante doce horas a una presión de flujo de 1,755 psi (12,100 kPa) sin caída de presión. Cuando cerraron el pozo, volvió a 1,835 psi (12,650 kPa) . No se informó el tamaño de los puertos, sin embargo, se estimó que el pozo estaba fluyendo a 8 a 10 millones de pies cúbicos (230,000 a 280,000 m ³ ) de gas por día. ^{[ 6 ]} Dominion cementó la sarta de perforación en el pozo tratando de colgar cemento en la parte superior del pozo. El cemento cayó al fondo del agujero sellando la zona de gas bueno. ^{[ 3 ] [ 4 ]}           

El pozo Oakes E23-11 #26 fue autorizado a una profundidad de 10 000 pies (3000 m) . El pozo comenzó a perforarse el 11 de febrero de 2007. ^{[ 4 ]} Instalaron 2032 pies (619 m) de revestimiento superficial de 9 + 5/8 pulgadas (240 mm ) . Encontraron una excelente zona de fractura llena de gas a aproximadamente 7600 pies (2300 m) .       

Este pozo está conectado y vendiendo gas. A última hora de la tarde del 14 de mayo de 2007, este pozo producía 808 millones de pies ^cúbicos de gas por día con una presión de flujo en la tubería de 3000 psi. Todo el equipo de superficie estaba cubierto por varias pulgadas de hielo, lo que indicaba que aún quedaba algo de CO₂ _en el gas. ^{[ 4 ]}

El pozo Burgess E28-11 #58, mientras perforaba (el 12 de abril de ese año) a 3500 pies (1100 m), tuvo una explosión tan fuerte que tuvieron que encender la antorcha . Dominion prefiere ventilar el gas, pero tiene órdenes del estado de quemarlo si supera los 300 millones de pies ^cúbicos de gas por día. Los residentes locales dijeron que tenía una antorcha vertical de 30 pies (9,1 m) y rugía como un tren. El 14 de abril, mientras perforaba a 5000 pies (1500 m) , el pozo explotó con una bola de fuego que se elevó más de 100 pies (30 m) en el aire. Hizo vibrar las ventanas a más de una milla de distancia. Después de que todo se calmó, la antorcha vertical estaba ardiendo entre 50 y 70 pies (15 y 21 m) . Un informe indica que el pozo quemó 500 millones de pies cúbicos de gas durante la primera hora. La perforación se reanudó después de tres horas. Alcanzaron una profundidad total de 8500 pies (2600 m) el 19 de abril de 2007. ^{[ 3 ] [ 4 ]}          

Energen Resources, con sede en Birmingham, Alabama, comenzó a adquirir concesiones en los condados de St. Clair y Etowah en junio de 2005. En febrero de 2006, Energen perforó el pozo Williams 19-12-101 a 16 km (10 millas) al sureste del pozo Dawson n.° 1. ^{[ 4 ]} En marzo de 2006, Energen perforó el pozo GAA 23-12 n.° 1 a 14 km (9 millas ) al noreste del pozo Dawson n.° 1. Este pozo nunca alcanzó la profundidad total prevista debido a problemas de desviación y fue sellado. ^{[ 3 ] [ 4 ]}    

Chesapeake y Energen tienen una empresa conjunta que abarca 100 000 acres (400 ^km² ) brutos , por los cuales Chesapeake pagó a Energen 750 dólares por acre, además de un compromiso de 30 millones de dólares para perforación y desarrollo conjuntos. Chesapeake y Energen tienen un acuerdo de no competencia , mediante el cual comparten terrenos adicionales adquiridos por cualquiera de las entidades. ^{[ 7 ]} 

Loews Corporation , controlada por la acaudalada familia Tisch, se convirtió en un líder importante en la formación de esquisto de Conasauga en julio de 2007 mediante la compra de activos de gas natural a Dominion. Parte de estos activos adquiridos incluían la totalidad de Dominion Black Warrior Basin, propietaria de todos los activos de Dominion en la formación de esquisto de Conasauga y filial de Dominion. Loews cedió las operaciones de Dominion en Alabama a Highmount Exploration. ^{[ 5 ]}

El territorio del Distrito de Gas del Noreste de Alabama abarca los condados de Talladega, Calhoun y Cleburne, excluyendo las áreas dentro de los límites municipales y una pequeña área en la parte sur del condado de Cleburne que actualmente recibe servicio de otro Distrito de Gas. Los límites territoriales del Distrito de Gas comienzan a 2,4 km (1,5 millas) de cada municipio incorporado en estos tres condados y a 300 m (1000 pies) de cualquier gasoducto municipal que se extienda fuera de los municipios. ^{[ 8 ]}    

El Distrito de Gas es una corporación pública del estado de Alabama. El Distrito ha otorgado una franquicia exclusiva para la perforación, producción y transporte por gasoducto de gas natural dentro de su territorio a un Distrito Especial creado específicamente para este fin. ^{[ 8 ]} Los propietarios de derechos mineros dentro de este territorio que deseen que se desarrollen sus reservas de gas natural tienen la opción de firmar un acuerdo con el Distrito de Gas. Las regalías que proporciona el Distrito equivalen al 20 % de la producción y son superiores a las que, según se informa, ofrecen los operadores con fines de lucro en las áreas circundantes. El Distrito de Gas cuenta con cinco fideicomisos benéficos para educación, atención médica, servicios sociales, atención a largo plazo y desarrollo económico y creación de empleo que reciben una parte de los ingresos del gas natural para proporcionar beneficios adicionales a los residentes de la región. ^{[ 8 ]}

• ^{Distrito de Gas del Noreste de} Alabama: proporcionó una franquicia exclusiva para la perforación, el desarrollo y el transporte de gas natural dentro de su territorio a la organización hermana Distrito Especial: 1.224.960 acres (4.957,2 km² ) brutos. ^{[ 8 ] [ 9 ]} 
• Empresa conjunta Chesapeake–Energen: 100.000 acres (400 ^km² ) brutos . ^{[ 6 ]} 
• Energen (superficie independiente): 126.000 acres (a febrero de 2007) ^{[ 10 ]}
• Exploración de Highmount: desconocido. El terreno de Conasauga forma parte de una compra mayor realizada por Loews Corp., propietaria de Highmount, a Dominion en 2007. ^{[ 5 ]}

• Highmount Exploration (propiedad de Loews Corp. Corporation) adquirida de los activos de Dominion E&P) ^{[ 5 ]}
• Distrito de Gas del Noreste de Alabama (Distrito de Gas de Servicios Públicos)
• Energía de Chesapeake