Campo petrolífero Kern Front

El campo petrolífero Kern Front es un gran yacimiento de petróleo y gas en las estribaciones inferiores de Sierra Nevada en el condado de Kern, California . Descubierto en 1912, y con una producción acumulada de alrededor de 210 millones de barriles (33.000.000 m ³ ) de petróleo, ocupa el puesto 29 en tamaño en el estado, y se cree que retiene aproximadamente el diez por ciento de su petróleo original (aproximadamente 22 millones de barriles (3.500.000 m ³ )), según las estimaciones oficiales del Departamento de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos de California (DOGGR). ^[1] Es adyacente al mucho más grande campo petrolífero Kern River , que está al sureste, y al campo petrolífero Mount Poso al norte.

El campo Kern Front se encuentra aproximadamente a 8 km al norte de la ciudad de Oildale y a 16 km al norte de Bakersfield , en la primera suave elevación de las colinas sobre el suelo del valle de San Joaquín . Tiene unas 9,7 km de largo por 4,0 km, con el eje longitudinal en dirección norte-sur, y comprende una superficie productiva de 22,24 km² ^. Las elevaciones varían de aproximadamente 150 a 300 m sobre el nivel del mar. El campo está muy extendido, especialmente en comparación con el desarrollo extremadamente denso del adyacente campo petrolífero Kern River, que tiene uno de los desarrollos petrolíferos más densos de los Estados Unidos, con más de 9000 pozos petrolíferos agrupados en apenas unas pocas millas cuadradas. El yacimiento Kern Front está delimitado al oeste por la Ruta Estatal 65 de California , al suroeste por James Road y al sureste por Bakersfield-Glennville Road. Oilfields Road atraviesa el yacimiento de sur a norte.

Al estar dentro de la subsección ecológica del Valle Central de California conocida como Hardpan Terraces, a una altura de menos de 1000 pies (300 m), la vegetación nativa predominante es la hierba aguja . El clima es cálido y árido, con temperaturas estivales que superan habitualmente los 100 °F (38 °C); el período medio sin heladas oscila entre unos 250 y 300 días. La precipitación media anual es de alrededor de 10 pulgadas (250 mm), casi toda en forma de lluvia y casi toda en invierno; los veranos son característicamente sin lluvia. ^[2]

El campo Kern Front contiene dos unidades productoras importantes, la Formación Etchegoin y la Chanac , ambas sedimentarias, pero superpuestas de manera discordante . La Etchegoin es una arena marina del Plioceno , y la Chanac es una arena no marina del Plioceno. Cada una está intercalada con limos y arcillas, y las arenas tienen una alta porosidad, que varía entre el 25 y el 33 por ciento, lo que las hace singularmente adecuadas como depósitos de petróleo. Sobre las formaciones Etchegoin y Chanac se encuentra la Formación Kern River del Pleistoceno , que es altamente productiva en el campo petrolífero Kern River adyacente. Todas estas unidades tienen un rumbo noroeste y una pequeña inclinación suroeste. Una gran falla con tendencia norte en el lado este del campo proporciona un sello estructural en ese lado; en el noreste, el lado de inclinación ascendente del campo, las arenas se degradan en limos y arcillas relativamente impermeables, proporcionando un sello en esa dirección. Muchas fallas pequeñas con tendencia suroeste atraviesan el campo. El DOGGR de California reconoce solo un grupo de producción (Etchegoin-Chanac) y combina los datos de producción. ^{[3] [4]}

Debajo de estas arenas petrolíferas se encuentran muchas unidades sedimentarias, pero no han producido mucho petróleo o no han sido completamente exploradas. Las rocas del basamento (el complejo granítico que representa el enorme batolito de Sierra Nevada , y probablemente de la era jurásica tardía ) se encuentran a una profundidad de aproximadamente 7000 pies (2100 m). El pozo más profundo del yacimiento Kern Front, el "Kramer No. 1" de Atlantic Richfield Company , alcanzó una profundidad de 7738 pies (2359 m) antes de chocar con el complejo del basamento. ^[5]

El petróleo del yacimiento es crudo pesado, con una gravedad API promedio de 14 y un contenido de azufre de 0,9 por ciento en peso. Como este petróleo es pesado, es viscoso y fluye fácilmente solo con la ayuda de inyección de vapor u otras técnicas de recuperación mejorada.

La profundidad media de las unidades petrolíferas es de unos 700 m (2300 pies) y el espesor de los estratos petrolíferos oscila entre 30 y 213 m (100 y 700 pies). Como la profundidad del petróleo es relativamente baja, la temperatura es relativamente baja, de tan sólo 38 °C (100 °F) (muchas de las zonas más profundas de los yacimientos petrolíferos del Valle Central producen petróleo a temperaturas superiores a los 93 °C (200 °F), lo que supone un mayor riesgo para la seguridad de los trabajadores). En 1983, fecha de la recopilación de datos del DOGGR, el nivel freático del yacimiento se encontraba a 760 m (2500 pies) por debajo de la superficie del suelo. ^[6]

La Standard Oil Company de California descubrió el yacimiento en 1912 con la perforación de su pozo n.° 1 en la cuenca de Etchegoin, a una profundidad de 864 m (2836 pies). El pozo todavía existe, como pozo n.° 1 de Chevron Corp. La producción máxima del yacimiento se produjo en 1929, cuando se extrajeron del suelo 4 535 029 barriles (721 012,0 m ³ ) de petróleo. ^[7]

La producción disminuyó de manera constante desde ese pico hasta la invención del método de inyección de vapor en la década de 1960. La inyección cíclica de vapor (el "método de soplo y soplido") comenzó en 1964, y la producción aumentó nuevamente, ya que el petróleo pesado fluía más libremente a los pozos de bombeo. En 1978, el ex operador Chevron Corp. comenzó a realizar inyecciones de vapor en la parte sur del campo, y Century Oil Management hizo lo mismo en la parte norte. Petro-Lewis Corporation probó una solución de espuma de vapor y una espuma de vapor encapsulada en un gel de polímero para ver si se podía mejorar el rendimiento de la inyección de vapor. ^[8]

La producción de gas en el yacimiento alcanzó su punto máximo en 1980. ^[9]

Uno de los operadores actuales, Tearlach Resources, ha afirmado que el campo puede contener en realidad una reserva potencial de 500 millones de barriles (79.000.000 m3 ⁾ . Esta estimación se basa en el trabajo realizado por los operadores del campo en 1990, Mobil , ARCO y Occidental , e implica tanto la recuperación de depósitos que antes no eran rentables como la exploración de zonas más profundas, inexploradas previamente, que algunos de los geólogos creían que podrían contener petróleo. ^[10]

A principios de 2009, había 838 pozos petrolíferos en producción en el yacimiento. ^[11] Si se implementan algunas de las propuestas actuales para una mayor exploración y desarrollo, como las de Tearlach, este número podría aumentar considerablemente.

Los operadores actuales incluyen a Bellaire, Vintage, E&B Natural Resource Management, West American Energy Corp. y algunos otros. ^[12] Los operadores de campo entregan algunas aguas residuales de la producción de petróleo a Valley Waste Disposal, y algunas de ellas se filtran y ablandan para producir agua de alimentación para calderas de vapor. ^[13] Valley Waste extrae el aceite y la grasa residuales del agua, y el agua se transporta al Distrito de Agua de Cawelo, donde se reutiliza para riego. ^[14]

• Campos petrolíferos y de gas de California, volúmenes I, II y III . Vol. I (1998), Vol. II (1992), Vol. III (1982). Departamento de Conservación de California, División de Petróleo, Gas y Recursos Geotérmicos (DOGGR). 1.472 páginas. Información sobre el campo petrolífero McKittrick, páginas 268-272. Archivo PDF disponible en CD en www.consrv.ca.gov.
• Departamento de Conservación de California, Estadísticas de petróleo y gas, Informe anual, 31 de diciembre de 2006.
• Bellaire Oil Company: descripción de la geología, producción y operaciones en el campo Kern Front

35°29′04″N 119°02′25″O / 35.4844°N 119.0403°W / 35.4844; -119.0403