Pole naftowe Kern Front
Pole naftowe Kern Front to duże pole naftowe i gazowe u podnóża Sierra Nevada w hrabstwie Kern w Kalifornii . Odkryta w 1912 roku, ze skumulowaną produkcją około 210 milionów baryłek (33 000 000 m 3 ) ropy, zajmuje 29. m 3 )), według oficjalnych szacunków Kalifornijskiego Departamentu Ropy, Gazu i Zasobów Geotermalnych (DOGGR). Sąsiaduje ze znacznie większym Pole naftowe rzeki Kern , które znajduje się na południowym wschodzie, oraz pole naftowe Mount Poso na północy.
Ustawienie
Kern Front Field znajduje się około 5 mil (8,0 km) na północ od miasta Oildale i 10 mil (16 km) na północ od Bakersfield , w pierwszym łagodnym wzniesieniu wzgórz nad dnem doliny San Joaquin . Ma około 6 mil (9,7 km) długości i 2,5 mil (4,0 km), przy czym długa oś przebiega w kierunku północ-południe, obejmując powierzchnię produkcyjną 5495 akrów (22,24 km 2 ). Wysokość waha się od około 500 do 1000 stóp (150 do 300 m) nad poziomem morza. Pole jest rozległe, zwłaszcza w porównaniu z niezwykle gęstą zabudową na sąsiednim polu naftowym Kern River, które ma jedno z najgęstszych zabudowań naftowych w Stanach Zjednoczonych, z ponad 9000 szybów naftowych skupionych na zaledwie kilku milach kwadratowych. Kern Front Field jest ograniczony od zachodu przez California State Route 65 , od południowego zachodu przez James Road, a od południowego wschodu przez Bakersfield-Glennville Road. Oilfields Road biegnie z południa na północ przez pole.
Znajdując się w ekologicznej podsekcji Kalifornijskiej Centralnej Doliny, znanej jako Hardpan Terraces, na wysokości mniejszej niż 1000 stóp (300 m), dominującą rodzimą roślinnością jest trawa iglasta . Klimat jest gorący i suchy, a temperatury latem rutynowo przekraczają 100 ° F (38 ° C); średni okres bez zamarzania trwa od około 250 do 300 dni. Średnie roczne opady wynoszą około 10 cali (250 mm), prawie wszystkie w postaci deszczu i prawie wszystkie zimą; lata są charakterystycznie bezdeszczowe.
Geologia
Kern Front Field zawiera dwie główne jednostki produkcyjne, formację Etchegoin i Chanac , obie osadowe, ale pokryte niezgodnie z konformizmem . Etchegoin to plioceński piasek morski, a Chanac to plioceński piasek niemorski. Każdy z nich jest przewarstwiony mułami i glinami, a piaski mają wysoką porowatość, wynoszącą od 25 do 33 procent, co czyni je wyjątkowo odpowiednimi zbiornikami ropy naftowej. Na formacjach Etchegoin i Chanac leży plejstocen Kern River Formation, która jest wysoce produktywna na sąsiednim polu naftowym Kern River. Wszystkie te jednostki mają atak północno-zachodni i niewielki spadek południowo-zachodni. Duży uskok o kierunku północnym po wschodniej stronie pola zapewnia uszczelnienie strukturalne po tej stronie; na północnym wschodzie, po podniesionej stronie pola, piaski przechodzą w stosunkowo nieprzepuszczalne muły i gliny, zapewniając uszczelnienie w tym kierunku. Przez pole przebiega wiele małych uskoków o kierunku południowo-zachodnim. Kalifornijski DOGGR rozpoznaje tylko jedną pulę produkcyjną – Etchegoin-Chanac – i łączy dane produkcyjne.
Pod piaskami roponośnymi leży wiele jednostek osadowych, ale albo nie wyprodukowały one dużo ropy, albo nie zostały w pełni zbadane. Skały piwniczne - kompleks granitowy reprezentujący ogromny batolit Sierra Nevada i prawdopodobnie późnej jury - występują na głębokości około 7000 stóp (2100 m). Najgłębsza studnia na Kern Front Field, Atlantic Richfield Company „Kramer No. 1”, osiągnęła głębokość 7738 stóp (2359 m) przed wpadnięciem na kompleks piwnic.
Ropa z pola jest ciężką ropą o średniej gęstości API 14 i zawartości siarki 0,9 procent wagowych. Ponieważ olej ten jest ciężki, jest lepki i łatwo przepływa tylko wtedy, gdy jest wspomagany wtryskiem pary lub innymi ulepszonymi technikami odzyskiwania.
Średnia głębokość jednostek roponośnych wynosi około 2300 stóp (700 m), a grubość warstw roponośnych waha się od 100 do 700 stóp (30 do 213 m). Ponieważ głębokość ropy jest stosunkowo niewielka, temperatura jest stosunkowo niska i wynosi zaledwie 100 ° F (38 ° C) (wiele głębszych stref pól naftowych w Dolinie Centralnej produkuje ropę o temperaturze przekraczającej 200 ° F (93 ° C), a większe zagrożenie bezpieczeństwa pracowników). W 1983 r., Data kompilacji danych DOGGR, poziom wód gruntowych w terenie znajdował się na głębokości 2500 stóp (760 m) pod powierzchnią gruntu.
Historia, produkcja i operacje
Standard Oil Company of California odkryła złoże w 1912 roku, wiercąc odwiert nr 1 w basenie Etchegoin na głębokość 2836 stóp (864 m). Odwiert istnieje do dziś, jako firmy Chevron Corp. Szczyt wydobycia dla tego złoża przypadł na rok 1929, kiedy to z ziemi wypompowano 4 535 029 baryłek (721 012,0 m 3 ) ropy.
Produkcja stale spadała od tego szczytu aż do wynalezienia metody wtrysku pary w latach 60. Cykliczne wtryskiwanie pary (metoda „huff and puff” rozpoczęła się w 1964 r., A produkcja ponownie wzrosła, ponieważ ciężki olej płynął swobodniej do studni pompowych. W 1978 r. Były operator Chevron Corp. rozpoczął zalewanie parą w południowej części pola , i Century Oil Management zrobiły to samo w północnej części Petro-Lewis Corporation przetestowała roztwór pianki parowej i piankę parową zamkniętą w żelu polimerowym, aby sprawdzić, czy można poprawić wydajność zalewu parą.
Produkcja gazu na polu osiągnęła szczyt w 1980 roku.
Jeden z obecnych operatorów, Tearlach Resources, twierdzi, że złoże może faktycznie zawierać potencjalne rezerwy w wysokości 500 milionów baryłek (79 000 000 m 3 ). Szacunek ten opiera się na pracy wykonanej przez operatorów złoża w 1990 r., Mobil , ARCO i Occidental , i obejmuje zarówno wydobycie wcześniej nieopłacalnych złóż, jak i eksplorację głębszych, wcześniej niezbadanych stref, które według niektórych geologów mogą być ropopochodne. łożysko.
Na początku 2009 roku na złożu znajdowało się 838 szybów naftowych. Jeśli niektóre z obecnych propozycji dalszych poszukiwań i zagospodarowania zostaną uchwalone, na przykład Tearlach, liczba ta może znacznie wzrosnąć.
Obecni operatorzy to Bellaire, Vintage, E&B Natural Resource Management, West American Energy Corp. i kilku innych. Operatorzy pól dostarczają część ścieków z produkcji ropy do Valley Waste Disposal, a część ścieków jest filtrowana i zmiękczana w celu wytworzenia wody zasilającej kotły parowe. Firma Valley Waste usuwa z wody pozostałości oleju i smaru, a woda jest transportowana do Cawelo Water District, gdzie jest ponownie wykorzystywana do nawadniania.
- Kalifornijskie pola naftowe i gazowe, tomy I, II i III . Tom. I (1998), tom. II (1992), tom. III (1982). Kalifornijski Departament Ochrony, Oddział Ropy, Gazu i Zasobów Geotermalnych (DOGGR). 1472 s. Informacje o polach naftowych McKittrick, s. 268-272. Plik PDF dostępny na CD z www.consrv.ca.gov.
- California Department of Conservation, Oil and Gas Statistics, raport roczny, 31 grudnia 2006 r.
- Bellaire Oil Company: opis geologii, produkcji i operacji na polu Kern Front