BRPI0618185A2

BRPI0618185A2 - método para mapeamento de reservatório de hidrocarboneto e equipamento para uso na execução do método

Info

Publication number: BRPI0618185A2
Application number: BRPI0618185-6A
Authority: BR
Inventors: Pavel Barsukov; Eduard B Fainberg; Bension Sh Singer
Original assignee: Advanced Hydrocarbon Mapping As
Priority date: 2005-11-03
Filing date: 2006-10-26
Publication date: 2011-08-23
Also published as: NO20055168D0; BRPI0618185B1; NO323889B3; RU2428719C2; EP1949137A1; CN101351726B; CA2628111A1; RU2008119375A; US8030934B2; JP4996615B2; EP1949137A4; MY143172A; CN101351726A; NO323889B1; US20090219029A1; JP2009515163A; WO2007053025A1; AU2006309416A1; EP1949137B1; AU2006309416B2

Abstract

<B>MéTODO PARA MAPEAMENTO DE RESERVATóRIO DE HIDROCARBONETO E EQUIPAMENTO PARA USO NA EXECUçAO DO MéTODO<D>é proposto um método para uma pesquisa eletromagnética marinha com base no modo TM, para fins de prospecção e detecção de reservatórios de hidrocarboneto abaixo da superfície. O método inclui uma fonte de campo eletromagnético (1113) que, em uma antena transmissora essencialmente vertical, submersa, gera e injeta pulsos de corrente elétrica (81, 82) com uma terminação precisamentedefinida. Um campo eletromagnético gerado por esses pulsos (81, 82) é medido por pelo menos um receptor (1109) provido com uma antena receptora essencialmente vertical (1111) submersa em água, durante o intervalo quando a corrente na antena transmissora (1108) da fonte de campo eletromagnético (1113) é desligada. A distância entre a fonte de campo eletromagnético (1113) e o pelo menos um receptor (1109) é menor do que a profundidade do objeto alvo. Um equipamento também é descrito, para implementação do método.

Description

"MÉTODO PARA MAPEAMENTO DE RESERVATÓRIO DE HIDROCARBONETO EEQUIPAMENTO PARA USO NA EXECUÇÃO DO MÉTODO"

A invenção refere-se a um método e um equipamentopara mapeamento de reservatórios de hidrocarbonetosubmarinos, mais particularmente, pelo uso de um modomagnético transverso (modo TM) de uma fonte de campoeletromagnético para registrar uma resposta TM que é medidapor um ou mais receptores submersos em água, pelotransmissor submerso essencialmente orientado verticalmentegerando pulsos de corrente elétrica intermitentes comterminações precisamente definidas, e onde um campoeletromagnético gerado por esses pulsos é medido peloreceptor submerso e essencialmente orientado verticalmente,no intervalo quando a corrente na fonte de campoeletromagnético é desligada. A distância entre a antena dafonte de campo eletromagnético e a antena receptora é menordo que a profundidade do objeto alvo.

Sismologia é uma técnica comumente utilizada aomapear áreas em potencial para prospecção de petróleo.Dados sísmicos fornecem informações sobre a existência, alocalização e o formato de uma estrutura de hidrocarbonetolocalizada em sedimentos no solo. Entretanto, uma pesquisasísmica provê :informações sobre a estrutura através doregistro da velocidade de ondas elásticas responsivas àspropriedades mecânicas das rochas abaixo da superfície,porém os dados sísmicos não revelam muito sobre a naturezados fluidos de poro presentes na estrutura.

Com relação a referências, por favor, consulte abibliografia completa que segue a descrição da invenção.

Poços de prospecção marítima são perfurados paradeterminar se há hidrocarbonetos presentes na forma depetróleo ou gás, porém os custos associados a isso sãomuito elevados e não há garantias de descoberta dehidrocarbonetos nas estruturas perfuradas. Nessa situação,informações adicionais essenciais sobre o conteúdo doreservatório podem ser obtidas por métodos eletromagnéticos(EM) .

O modelo geoelétrico mais simples e típico de umaestrutura sedimentar marítima (offshore) contendo umreservatório de hidrocarbonetos pode ser representado comomeio-espaços condutivos tendo uma resistividade típica de1-2 Ωm, onde uma camada contendo petróleo ou gás resistivadelgada, encapsulada, com uma espessura de 10-100 m tem umaresistividade de 20-100 Qm. A profundidade típica dacamada resistiva é de aproximadamente 500-5000 m. Ossedimentos são cobertos por água do mar mais condutivatendo uma resistividade de 0,25-0,3 Qm, bem como ar nãocondutivo. A maior resistividade dos reservatórios contendohidrocarboneto' é utilizada em todos os métodoseletromagnéticos de prospecção para hidrocarbonetos como oprincipal indicador da presença de petróleo e gás.

A pesquisa magnetotelúrica (MT) é um método bemconhecido utilizado extensamente em aplicações EM nolitoral. Às vezes, o método MT é utilizado para aplicaçõesmarinhas. O método MT utiliza as variações geomagnéticasnaturais excitadas através da interação entre o vento solare o campo geomagnético principal.

A baixa sensibilidade do método MT com relação acamadas de hidrocarboneto resistivas é explicada pelaspropriedades do campo MT. Um campo magnetotelúrico é umaonda plana que cai da atmosfera e se propaga verticalmenteatravés da terra como campos TE (TE = elétrico transverso).É bem sabido que o campo TE é insensível a uma camadaresistiva horizontal delgada encapsulada em uma estruturamais condutiva. Isso é ilustrado abaixo. Desse modo, ométodo MT é de uso limitado em prospecção EM marinha parahidrocarbonetos.

Ao contrário do método MT, métodos baseados emCSEM (Método Eletromagnético de Fonte Controlada) utilizamtanto campos TE (ocasionalmente denominado modo indutivo)como campos TM (magnético transverso) (ocasionalmentedenominado modo galvânico) . Os métodos CSEM são os maisfreqüentemente utilizados em prospecção EM marinha, vistoque são mais sensíveis a uma camada resistiva encapsuladadelgada. Formas diferentes (montagens) de métodos CSEM sãoutilizadas, dependendo dos tipos de transmissor e receptor.A seguir, os termos transmissor e receptor especificam afonte e o detector de campos eletromagnéticos. Algumas dasmontagens existentes são ilustradas a seguir.

Os sistemas CSEM mais comuns em uso consistem emum cabo horizontal que recebe uma corrente elétrica intensa(transmissor), o cabo sendo disposto em ou através do leitodo mar, e receptores elétricos horizontais instalados em ouatravés do leito do mar em diferentes distâncias a partirdo transmissor. Tais sistemas podem ser permanentementeinstalados no leito do mar durante um período de medição,ou podem ser rebocados atrás de uma embarcação. Em algumasmontagens, eles são acompanhados por medições decomponentes magnéticas do campo EM. Esses sistemasconsistem em um transmissor que monta uma correntealternada intensa em um cabo submarino, e. um conjunto dereceptores que executam medições de campos eletromagnéticosno domínio de freqüência ou tempo.

A característica mais importante de tais sistemasé a exigência de um grande afastamento (offset) entre otransmissor e os receptores, 5-10 vezes a profundidade deum alvo, isto é, 5-10 km. Somente sob essas condições podeo efeito de blindagem da água do mar ser suprimido e umsinal apropriado medido.

Além disso, como será ilustrado abaixo, naprática, nenhuma das montagens existentes que empregam asmontagens CSEM acima pode fornecer a resolução necessáriapara descobrir e examinar as áreas alvo contendohidrocarboneto encapsuladas em profundidades superiores a3000 m, nem a resolução necessária naqueles casos onde aespessura e a resistividade da camada de hidrocarboneto sãoinsuficientes. Essa limitação é a principal desvantagem detodas as invenções existentes baseadas em uma montagemCSEM.

O objetivo da invenção é remediar ou reduzir pelomenos uma das desvantagens da técnica anterior.

O objetivo é alcançado através de característicasmencionadas na descrição abaixo e nas reivindicações aseguir.

A invenção descreve um sistema novo que consisteem um método e um equipamento para prospecçãoeletromagnética para fins de localizar um reservatório,examinar sua geometria e determinar se há hidrocarbonetosou água no reservatório. O método também pode ser empregadose a área e sua geometria forem conhecidas a partir dedados sísmicos ou outros dados.

O objetivo da invenção proposta é registrar reservatórios, também em profundidades que excedam 3000 m,aumentar a resolução dos resultados· produzidos por ummétodo eletromagnético de prospecção para alvos contendohidrocarboneto, e aumentar a eficiência da pesquisa. Paraobter sucesso, é sugerido que os campos eletromagnéticossejam utilizados somente no modo galvânico (modo TM) , quetem a sensibilidade máxima com relação a alvos resistivosencapsulados em um estrato mais condutivo. Os exemplosabaixo ilustram a vantagem da invenção proposta.De acordo com um primeiro aspecto da invenção, éprovido um método novo para expor um reservatório e suanatureza. Esse método consiste em excitar e medir camposeletromagnéticos exclusivamente no modo TM induzido em estratos submarinos, processar e analisar dados para finsde determinar as propriedades elétricas da seção e aresistência da camada contendo o reservatório e, dessemodo, sua natureza.

De acordo com um segundo aspecto, a invenção descreve um equipamento disposto para expor um reservatórioe sua natureza, que consiste em gerar e medir camposeletromagnéticos exclusivamente no modo TM nos estratossubmarinos e processar subseqüentemente dados para fins dedeterminar as propriedades elétricas da seção e a resistência da camada contendo o reservatório e, dessemodo, sua natureza.

Um terceiro aspecto da invenção propõe o uso deuma fonte de campo eletromagnético essencialmente orientadaverticalmente, alongada, também denominada transmissor, para excitar campos eletromagnéticos exclusivamente no modoTM, pelo menos um par de eletrodos transmissores dispostosum acima do outro sendo abastecidos com corrente intensa apartir de uma fonte de energia, através de cabos isolados,os eletrodos transmissores permitindo que corrente passe para a água do mar em volta. Tal transmissor excita oscampos eletromagnéticos exclusivamente no modo TM, emestruturas estratifiçadas, horizontalmente uniformes.

De acordo com um quarto aspecto da invenção, otransmissor gera pulsos de campo eletromagnético com terminações precisamente definidas e com intervalos onde aenergia é desligada, o pulso transmissor exibindo o tempode subida mais curto possível a partir de um valor base atéum valor máximo exigido, uma estabilidade máxima próxima dovalor máximo e então o tempo de descida mais curto possívelde volta ao valor base. Desse modo, uma referência éprovida para um sinal interceptado pelo receptor, os pulsostransmissores formando a base para processamento 'einterpretação de sinais retornando da estrutura pesquisada.O receptor realiza medições de resposta do campoeletromagnético na ausência do campo primário.

De acordo com um quinto aspecto da invenção, éfeito uso de um ou mais receptores alongados,essencialmente orientados verticalmente, submersos,compreendendo meios dispostos para registrar uma diferençade potencial de campo através do comprimento do receptor,para medir um campo secundário no modo TM. Vantajosamente,o receptor é provido com pelo menos um par de eletrodosreceptores dispostos um acima do outro.

De acordo com um sexto aspecto da invenção, umadistância R (afastamento) entre o transmissor e o receptoré pequena o bastante para produzir uma condição de zona deindução. Uma zona de indução é caracterizada pelo fato deque a condição ^^ se aplica. Aqui, t é oretardo de tempo a partir do momento em que a energia édesligada no transmissor, μ0 = 4Π10"7 H/m é apermeabilidade magnética de vácuo, pa é a resistividademédia (aparente) de um substrato que, no tempo t, exibe a mesma resposta que a seção transversal pesquisada, R é adistância horizontal (afastamento).

De acordo com um sétimo aspecto da invenção,vários receptores podem ser utilizados para as medições,opcionalmente medições síncronas, . para aumentar aeficiência da pesquisa.

De acordo com um oitavo aspecto da invenção, otransmissor gera uma seqüência especial de pulsos quadradospara suprimir ruido externo, a seqüência de pulso sendoincoerente com o ruído. As respostas medidas são entãoacumuladas e o valor médio calculado.

De acordo com um nono aspecto da invenção, uma oumais estações inferiores autônomas marítimas fixasmonitoram as . variações do campo magnetotelúrico parareduzir o ruído MT nas medições CSEM.

De acordo com um décimo aspecto da invenção,sensores de pressão são utilizados em combinação comeletrodos para. reduzir a onda e o ruído de interferêncianas medições CSEM.

De acordo com um décimo primeiro aspecto dainvenção, as funções de resposta são submetidas a uma sériede transformações e inversões com construção subseqüente deimagens 1D, 2D, 2 1/2D e 3D, T(x,y) e σ(x,y,z) do estrato.

De acordo com um décimo segundo aspecto dainvenção, todas as outras informações geológicas egeofísicas disponíveis são utilizadas durante o estágio deplanejamento e o estágio de inversão de dados etransformação de dados da análise e interpretação, paraaumentar a resolução e a não ambigüidade da estrutura deuma seção.

De acordo com um décimo terceiro aspecto dainvenção, todas as etapas da pesquisa, isto é, planejamentode pesquisa, análise de dados, análise e influência dalinha de litoral, relevos de terreno no leito do mar, aheterogeneidadé, dos sedimentos e reservatórios de petróleo,etc. incluirão,, em grande parte, a utilização de modelagem1D, 2D, 2 1/2D e 3D.

As idéias principais da presente invenção, suasvantagens e as desvantagens da técnica anterior utilizadasem prospecção eletromagnética marinha para hidrocarbonetostornar-se-ão eyidentes a partir da seguinte descrição dainvenção, que se refere aos desenhos anexos, nos quais:

A figura 1 representa as curvas MT para aresistividade aparente na superfície do mar, para um modelotípico dos estratos com e sem uma camada alvo delgada,resistiva;

A figura 2 representa as curvas de fase-MT nasuperfície do mar, para um modelo típico dos estratos com esem uma camada alvo delgada, resistiva;

A figura 3 representa as curvas MT para aresistividade aparente no leito do mar, para um modelotípico dos estratos com e sem uma camada alvo delgada,resistiva;

A figura 4 representa as curvas de fase-MT noleito do mar, para um modelo típico dos estratos com e semuma camada alvo delgada, resistiva;

A figura 5 representa os desenhos de CSEM típicosutilizados para prospecção EM marinha;

A figura 6 representa a resolução de curvas detensão para montagens PxEx(f) - e PxEx(t) em domínios defreqüência (f=Q,l Hz) e tempo;

A figura 7 representa a resolução de curvas pararesistividade aparente para montagens PxEx(f) - e PxEx(t)nos domínios de freqüência (f=0,l Hz) e tempo;

A figura 8 representa um diagrama de formatos deondas de corrente presentes em locais diferentes no sistemade acordo com a invenção;

A figura 9 representa a resolução de curvas pararesistividade aparente para um sistema de acordo com apresente invenção para pesquisas eletromagnéticasmarítimas;

A figura 10 representa a resolução das curvas detensão para um sistema de acordo com a presente invençãopara pesquisas eletromagnéticas marítimas;A figura 11 representa uma vista lateralesquemática de uma disposição de transmissor e receptoresem um sistema de acordo com a presente invenção parapesquisas eletromagnéticas marítimas;

A figura 12 representa um diagrama de blocosesquemático de uma unidade de abastecimento de energia;

A figura 13 representa um diagrama de blocosesquemático de uma unidade receptora; e

A figura 14 representa uma vista planaesquemática de uma disposição de transmissor e receptoresem um sistema de acordo com a presente invenção parapesquisas eletromagnéticas marítimas.

O método de pesquisa magnetotelúrico (MT) bemconhecido é utilizado extensivamente em pesquisaseletromagnéticas no litoral (on shore) , e às vezesmarítimas (offshore) . Os resultados de uma pesquisa MT sãonormalmente apresentados na forma de resistividade aparentePa e fase de impedância.

As figuras 1 a 4 nos desenhos anexos, queilustram a resolução do método magnetotelúrico, mostramcurvas tanto para resistividade aparente como fase deimpedância para dois modelos básicos dos estratos:

1) Ii1= 1 km, P1= 0.3 Ωm1 h2 = lkm, p2 = 1 Ωm, h3 = 40 m, p3 = 1Ωm, P4 = 1 Ωm

e

2) hi= 1 km, pi= 0.3 Ωm, h2 = lkm, p2 = 1 Ωm, h3 = 40 m, p3 =50 Ωm, ρ4 = 1 Ωm.

Os primeiro e segundo modelos descrevem a seçãosem uma camada alvo resistiva (denominada "modelo dereferência") e com uma camada resistiva, delgada (h3 = 40m, P3 = 50 Ωm) e alvo de hidrocarboneto emulado,respectivamente. A resistividade de água do mar e desedimentos é aceita como igual a 0,3 Ωm e 1 Ωm,respectivamente. As curvas tracejadas e cheias correspondema seções sem e com camadas contendo hidrocarboneto,respectivamente.

As figuras 1 e 2 mostram curvas que representam aresistividade aparente e fase de impedância na superfíciedo mar, para os modelos descritos acima. Como pode servisto, o efeito da camada de hidrocarboneto é tão pequeno(menor do que 1%) de modo a ser raramente detectável contrao ruído do fundo. A resolução de curvas MT pode seraperfeiçoada pela execução das medições MT no leito do mar.As figuras 3 e 4 mostram curvas que representam aresistividade aparente e fase de impedância no leito domar, para os mesmos modelos. Realmente, as curvas MT noleito do mar são mais sensíveis a um alvo resistivo (daordem de 3%), porém sua resolução é ainda bem baixa. Alémdisso, o campo EM primário, nesse caso, será blindado pelaágua do mar condutiva, de tal modo que a precisão aodeterminar curvas de teste MT é muito mais baixa no leitodo mar, em comparação com a superfície do mar.

Durante várias décadas, vários sistemas foramapresentados, os quais se basearam em métodos que incluemfontes eletromagnéticas (CSEM) para aplicações marinhas. Ossistemas mais populares que podem ser utilizados parapesquisas marinhas são mostrados na figura 5 (Cheesman eoutros, 1987). Aqui, as colunas Tx e Rx indicam transmissore receptor. As primeira e segunda letras, E ou H, naslinhas indicam componente de campo elétrico ou magnéticoexcitado por um transmissor, e a terceira e quarta letrasdas linhas indicam componente de campo elétrico oumagnético medido por um receptor. Ocasionalmente, amontagem EzHcp (Edwards e outros, 1985) também é utilizada.(Aqui, z e φ indicam a componente vertical e a componenteazimute do campo magnético horizontal, respectivamente.Esse sistema não é adequado para pesquisas em grandesprofundidades). Uma visão geral completa dos métodos CSEMbem como MT pode ser encontrada em Chave e outros, 1991.

As figuras 6 e 7 mostram a resolução da montagemExEx mais popular (Eidesmo e outros, 2002; MacGregor eoutros, 2004; Johansen e outros, 2005 e outros) para ummétodo CSEM em. domínios de freqüência e tempo. Os modelosem seção transversal utilizados para os cálculos são osmesmos modelos 1 e 2 como utilizados para a modelagem MT.Evidentemente, esse método CSEM tem uma resolução mais altaem comparação com o método MT: 25% e 15% para os domíniosde freqüência e tempo, respectivamente. Entretanto, comopode ser visto a partir da figura 6, o sinal medido é muitopequeno, e ele pode ser menor do que frações de microvolts,mesmo em casos onde a corrente na linha transmissora é tãogrande quanto 1000 Aea antena transmissora tem váriascentenas de metros. Com tais sinais pequenos, ruído geradopelas fontes naturais e artificiais causam problemas naanálise e na interpretação dos dados de pesquisa. No casoem que a resistência transversal da camada dehidrocarboneto não é alta o bastante, métodos CSEMexistentes podem produzir nenhum resultado, podem produzirresultados ambíguos ou podem produzir resultados errôneos.

Um método novo proposto na presente invençãodifere de todos os métodos conhecidos devido ao fato de queele apresenta uma sensibilidade e uma resolução mais altascom relação a uma camada delgada, resistiva, que é umindicador direto da presença de alvos de hidrocarboneto.Além disso, esse método, em combinação com o equipamentoproposto, provê eficiência de pesquisa mais elevada.

Primeiramente, somente o modo TM é utilizado,tanto para excitação do campo eletromagnético primário,gerado pelo transmissor, como para medições pelo receptor.Isso é alcançado utilizando uma antena de fonte de campoeletromagnético essencialmente disposta verticalmente,submersa, longa, ou antena transmissora, por exemplo, doiseletrodos transmissores verticalmente espaçados 1108,dispostos um acima do outro, doravante também denominadacabo transmissor, que é conectado a uma fonte de energiaatravés de cabos, um eletrodo transmissor atuando como umanodo e o outro como um catodo, e a antena transmissorarecebendo pulsos quadrados para excitação de campos EM emestratos, e uma antena receptora essencialmente orientadaverticalmente, longa, submersa, doravante também denominadacabo receptor, por exemplo, dois eletrodos receptoresverticalmente espaçados dispostos um acima do outro, paraas medições do receptor de diferenças de potencial em umacomponente vertical do campo elétrico. A intensidade docampo transmissor será dada pela amplitude do pulso decorrente (Ampère) e o espaçamento entre os eletrodos detransmissão. Em uma seção horizontalmente uniforme, talfonte excitará somente campos EM no modo TM. Os modos TMque são insensíveis a camadas resistivas, delgadas, emseções são totalmente ausentes, e não reduzirão um nível desinal apropriado.

Em segundo lugar, o cabo transmissor é supridocom corrente pulsada como mostrado na figura 8, curva 81.Observe que um sinal real (curva 82) desvia do formatoideal descrito pela curva 81 devido à influência delimitações técnicas do sistema real. As medições deresposta são exibidas pelo cabo receptor no domínio detempo após a corrente no transmissor ter sido desligada.Esse tipo de disposição fornecerá medições somente do campoEM, induzido nos estratos pelas correntes em diminuição apartir do segundo plano quando a corrente transmissoraestiver ausente, isto é, somente um sinal aceitável nãomascarado por um campo primário.

Em terceiro lugar, a distância R (afastamento)entre o transmissor e o receptor é selecionada para sermenor do que a profundidade de pesquisa, isto é, quando acondição 0 ≤ R ≤ (tpa(t)/μ0)1/2 se aplica. Essa distância,conhecida como a "zona de indução", melhora ascaracterísticas do método de forma considerável, visto quetorna possível medir a função de transferência com pequenasdistâncias onde o sinal é forte, intenso o suficiente parafornecer uma relação sinal/ruído aceitável.

Por simplicidade, o método e o equipamento deacordo com a invenção são denominados "TEMP-VEL" (TransientElectroMagnetic Marine Prospecting with Vertical ElectricLines - Prospecção Marítima Eletromagnética Transiente comLinhas Elétricas Verticais).

A figura 9 (que mostra resistividade aparente) ea figura 10 (que mostra tensão) ilustram a resolução dométodo TEMP-VEL com relação ao modelo de referência acimadeterminado, e não contém camada de hidrocarbonetoresistiva (curvas 96 nas figuras). Os cálculos foramrealizados para várias profundidades da camada dehidrocarboneto - resistiva: 1, 2, 3, 4, 5 e oo km - curvas91, 92, 93, 94, 95 e 96, respectivamente. 0 afastamentopara todas as curvas é de 500 m. A tensão na figura 10 foinormalizada em ambos os comprimentos de cabo, para seaplicar a um comprimento de 1 m e um valor de corrente de 1 A.

Como pode ser visto, a posição da ramificaçãoesquerda 90 das curvas é determinada pela espessura e pelaresistividade de água do mar, bem como pelo comprimento epela geometria do cabo de energia. 0 alvo é determinadomesmo em uma profundidade de 5000 m.

O desafio é como promover as medições de sinal,visto que o sinal pode ser fraco em situações onde o alvoestá localizado em uma grande profundidade e temresistividade insuficiente. A montagem TEMP-VEL apresentaquatro parâmetros para melhorar a amplitude de sinal;comprimento de linha transmissora, amplitude de correntetransmissora, comprimento de linha receptora e valor deafastamento. Em situações reais, uma manipulação dessesparâmetros fornecerá o valor de sinal na faixa de centenasde nanovolts a dezenas de microvolts.

A resposta medida é então convertida emresistividade relativa à profundidade através de váriosmétodos que serão discutidos abaixo.

O método TEMP-VEL descrito na seção anterior érealizado através do equipamento TEMP-VEL.

A figura 11 mostra uma seção transversalesquemática através da água do mar 1102. Os números dereferência 1101 e 1103 indicam uma superfície do mar e umleito do mar. Uma embarcação 1104 é provida com uma fontede campo eletromagnético 1113, também denominadatransmissor. Um ou mais receptores 1109 são dispostos emdistância (s) definida(s) a partir da embarcação 1104.

Para um período de medição, a embarcação 1104 eo(s) receptor/receptores 1109 são estacionários durante otempo que demora coletar os dados na qualidade que provê arelação sinal/ruído exigida. Após verificar que a qualidadedos dados é apropriada para processamento adicional, aembarcação 1104 muda sua posição com todos os conjuntos dereceptores 1109. Esse é o método de pesquisa principal.

Ocasionalmente, quando uma pesquisa é executadaao longo de perfis e não há necessidade de acumular dados(se a profundidade da camada de hidrocarboneto forsuficientemente pequena), esse método pode ser alteradopara um movimento constante lento da embarcação 1104 com otransmissor 1113 e receptores 1109 rebocados atrás.

A embarcação 1104 é provida com uma antena 1105para comunicação, bem como uma unidade de abastecimento deenergia, também denominada gerador 121 (vide figura 12). Acorrente intensa é gerada pela unidade de abastecimento deenergia 121 e passada através de cabos 1107 e eletrodostransmissores 1108a, 1108b que são dispostos emprofundidades diferentes no mar 1102 e formam uma antenatransmissora 1108. O momento de energia Pz de umtransmissor 1113 é igual a IjTr x If onde Lxr é a distanciavertical entre os eletrodos transmissores 1108a, 1108b e Ié a amperagem. Quanto maior Pz, melhor, visto que essemomento é de grande importância para o valor de sinalregistrado.

A mesma condição se aplica aos receptores 1109. Acomponente vertical de campos eletromagnéticos induzidos emestratos por corrente no transmissor 1113 é medida por umaou mais antenas receptoras essencialmente verticais 1111,cada uma das quais é composta de pelo menos um par qleeletrodos receptores 1111a, Illlb conectados ao receptor1109 por cabos 1110, e onde a distância vertical entre oseletrodos receptores 1111a, Illlb é igual a Lrc- 0 valor deum sinal recebido Vz é igual a Lrc χ Ez, onde Ez é igual àcomponente elétrica do sinal recebido na direção ζ. Atensão do sinal medido é proporcional a L4 se tanto a linhatransmissora como a linha receptora tiverem o mesmocomprimento L igual à profundidade do mar. Desse modo, ascondições gerais para o sistema TEMP-VEL são altamentefavoráveis quando a profundidade do reservatório é grande eLTr e Lrc apresentam um comprimento de 500-1000 m e aamperagem I = 1-5 kA.

São providas unidades acústicas nos eletrodos1108a, 1108b, 1111a, Illlb para determinação exata daposição dos eletrodos 1108a, 1108b, 1111a, 1111b, e tambémsensores de pressão (não mostrados). Obviamente, não épossível instalar os eletrodos transmissores 1108a, 1108b e1111a, 1111b, respectivamente,, absolutamente de formavertical um acima do outro. Além disso, a embarcação 1104se move levemente durante as medições devido ao vento e àscorrentes. As posições reais dos eletrodos transmissores1108a, '1108b são registradas, e os dados de correçãonecessários são calculados e levados em consideração noprocessamento e na interpretação de dados. Os dados apartir dos sensores de pressão são utilizados para reduziro ruído EM causado por ondas na superfície do mar.

A comunicação entre a embarcação 1104 e todos osreceptores 1109 ocorre através das antenas 1105, 1112 eunidades de comunicação descritas abaixo.

A figura 12 mostra um diagrama de blocos dotransmissor 1113. Um gerador de energia potente 121 gerauma corrente alternada que é convertida por um gerador depulso 122 em série de pulsos de corrente quadrados comoaqueles traçados na figura 8. A duração dos estágios ligadoe desligado dos pulsos cobre a faixa de 0,01-100 segundos.

Na prática, as séries de pulsos são formuladaspelo controlador 123 de um modo que suprima ruído.Incoerência entre pulsos e ruído é determinada no estado deespera quando a corrente transmissora é desligada. Umcontrolador de transmissor 123 controla o gerador deenergia 121, o gerador de pulso 122, o processo de entregade energia aos eletrodos transmissores 1108a, 1108b, acalibragem do sistema, o processo de aquisição de dados, ocontrole de tempo real do sistema inteiro, etc. Os cabos1107 são terminados nos eletrodos transmissores 1108a,1108b, que têm a capacidade de transferir eficientemente ospulsos de corrente para a água do mar e permanecer em umaposição estável submersa na água 1102.

A disposição principal para as pesquisas TEMP-VELé "registro- estacionário", a embarcação 1104 e osreceptores 1109 sendo estacionários pelo tempo necessáriopara fornecer a qualidade necessária de dados de medição. 0bloco de comunicação 124 cuida dos processos de comunicaçãoentre o transmissor 1113 e todos os receptores 1109 atravésde uma antena 1105, e participa no processo de aquisição dedados por toda a pesquisa.

A calibragem do sistema é executadaperiodicamente durante o processo de registro. De tempos emtempos, o operador, com base em uma verificação de dados-,determinará a ramificação esquerda da curva deresistividade aparente 90 (com um pequeno retardo detempo), em seguida, comparará essa com a respostateoricamente calculada para uma geometria de montagem TEMP-VEL real e a condutividade de água do mar, e comparará amesma com o valor efetivo da condutividade de água do mardeterminada nas condições efetivas em consideração detemperatura, salinidade e pressão.

A figura 13 mostra um diagrama de blocos doreceptor 1109 na figura 1. O campo elétrico induzido émedido por meio da antena receptora formada pelos cabosreceptores 1110. que terminam nos eletrodos receptores nãopolarizados 1111a, 1111b. Após a amplificação através de umamplificador de ruido baixo 132, o sinal é digitalizadoatravés de um conversor analógico/digital (ADC) 133 etransferido através de uma unidade de controle de receptor134, um bloco de comunicações 136 e a antena 1112 para aembarcação 1104 para processamento completo e análisesubseqüente. A unidade de controle de receptor 134 muda adisposição de aquisição de dados de acordo com comandos apartir da embarcação 1104, que aloja o centro principalpara a pesquisa. Os sinais também podem ser transferidospara um centro de controle baseado no litoral onde essasdecisões podem ser tomadas.

A estratégia do trabalho de campo foidesenvolvida com base em informações sobre a área sendopesquisada, recebidas a partir de dados geológicos egeofisicos. A modelagem 1D, 2D, 2 1/2D ou 3D da situaçãoeletromagnética é produzida, e os sinais esperados a partirdo sistema TEMP-VEL são avaliados. Tanto a disposição ótimapara a instalação do sistema como a disposição de mediçãosão planejadas com base nesses sinais e na resoluçãoexigida nas direções vertical e horizontal.

Uma das disposições de pesquisa possíveis émostrada na figura 14. A área de pesquisa inteira édividida em sub-áreas. A embarcação 1104 que porta otransmissor 1113 é colocada no centro de cada sub-área. Osconjuntos de receptores 1109 são empregados em torno daembarcação 1004 na distância que satisfaz a exigência dezona de indução. Além disso, uma rede de estaçõesmagnetotelúricas autônomas 141 é empregada na área. Essasestações 141 são utilizadas para reduzir qualquer ruídoproduzido por variações geomagnéticas. A duração dasmedições em cada sub-área é determinada por muitos fatores,incluindo as características da seção, amperagem,profundidade do oceano, comprimento das antenastransmissora e receptora 1108, 1111, ruído, etc. Aacumulação síncrona ou assíncrona de dados é realizadadurante essas medições. Após a verificação da qualidade dosdados, a embarcação 1104 e todos os conjuntos de receptores1109 são posicionados em um novo local.Após pré-processamento e análise, os dadoscoletados são convertidos em perfis de tensão ou emresistividade aparente versus tempo ou profundidade nacategoria de seções de gradiente, ou são invertidos emresistividade versus profundidade na categoria deestruturas estratifiçadas. Nos dois casos onde asinfluências sobre a estrutura de campo eletromagnético apartir de não homogeneidades laterais não são substanciais,a inversão é executada, em modelos na categoria 1D. Emoutras ocorrências, a inversão e a interpretação de dadossão executadas em modelos na categoria 2D, 2 1/2D ou 3D.

Bibliografia

Patentes US

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utras publicações de patentes

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Outras publicações

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Claims

1. Método para uma pesquisa eletromagnética deobjetos alvo eletricamente resistivos que contêmpotencialmente hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato deque o método compreende:a determinação de características elétricas de umestrato sendo pesquisado pelo uso de um modo magnéticotransverso de pelo menos uma fonte de campo eletromagnético(1113) e de registro da resposta magnética transversa; àmedida quepulsos de corrente de fonte intermitentes (81,82) com uma terminação precisamente definida são gerados napelo menos uma fonte de campo eletromagnético (1113) ;os pulsos de corrente de fonte intermitentes (81,-82) são transferidos para uma antena transmissora (1108),essencialmente vertical, submersa, e transmitidos para osestratos;respostas de meio são interceptadas por pelomenos um receptor (1109) empregado na zona de indução eprovido com pelo menos uma antena receptora (1111),essencialmente vertical, submersa, no tempo entre os pulsosde corrente consecutivos;medições de resposta de estratos em uma zona deindução, isto é, em uma área onde a distância horizontalentre a pelo menos uma antena transmissora (1108) e o pelomenos um receptor (1109) é igual a R, e R < (tpa (t) /[I0)1/z,onde t é o retardo de tempo contado a partir do instanteapós a fonte de campo eletromagnético (1113) ter sidodesligada, μσ = 4Π10"7 H/m, e pa(t) é a resistividadeaparente de um substrato no período t; à medida quea pelo menos uma fonte de campo eletromagnético(1113) e o pelo menos iam receptor (1109) são submersos emuma massa de água (1102).

2. Método para uma pesquisa eletromagnética, deacordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato deque os pulsos de corrente (81, 82) se sucedem uns aosoutros em uma seqüência especial que é incoerente com umruido de sinal presente, e respostas medidas através dopelo menos um receptor (1109) são empilhadas para proveruma relação sinal/ruido que é suficiente para detecção doalvo.

3. Método para uma pesquisa eletromagnética, deacordo com as reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelofato de que uma supressão adicional de ruido de sinal éalcançada pelo processamento de dados geomagnéticoscodificados no tempo e de dados de pulso de fontecodificados no tempo (81, 82).

4. Método para uma pesquisa eletromagnética, deacordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3,caracterizado pelo fato de que uma supressão adicional deruido de sinal é alcançada pelo processamento de registrosde pressão de água codificados no tempo, os quais sãocoletados nas proximidades imediatas da antena receptora(1111) do pelo menos um receptor (1109) e comparados com ospulsos de fonte codificados no tempo (81, 82).

5. Método para uma pesquisa eletromagnética, deacordo com qualquer uma das reivindicações 1 a A,caracterizado pelo fato de que uma decisão para continuaras medições, alterar o modo operacional, alterar locais demedição ou recuperar um ou mais dos meios de geração desinal (141, 1108a, 1108b, 1109, 1111a, 1111b, 1113) étomada após uma avaliação e/ou interpretação total ouparcial dos dados adquiridos.

6. Método para uma pesquisa eletromagnética, deacordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5,caracterizado pelo fato de que pelo menos alguns dos dadoscoletados são transferidos para um processador central eanalisados em tempo real.

7. Método para uma pesquisa eletromagnética, deacordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6,caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma fonte decampo eletromagnético (1113) e o pelo menos um receptor(1109) são estacionários durante um intervalo de registro esão então transferidos para outra posição na área depesquisa para repetir o método como definido nareivindicação 1.

8. Método para uma pesquisa eletromagnética, deacordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6,caracterizado pelo fato de que a pelo menos uma fonte decampo eletromagnético (1113) e o pelo menos um receptor(1109) estão em movimento constante na área de pesquisadurante o registro.

9. Método para uma pesquisa eletromagnética, deacordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8,caracterizado pelo fato de que dois ou mais receptores(1109) registram a componente vertical do campoeletromagnético induzido por uma e a mesma fonte de campoeletromagnético (1113) simultaneamente e em locaisdiferentes dentro da zona de indução.

10. Método para formar imagens de estratos 1D,-2D, 2 1/2D ou 3D, caracterizado pelo fato de que o métodocompreende a etapa de combinar a resistividade aparente coma seção transversal de profundidade aparente calculada paratodos os locais de registro com base no campo elétricovertical medido da zona induzida, excitado por uma fonte decampo eletromagnético vertical (113) pelo uso de umaresposta retardada em um meio-espaço homogêneo para aantena transmissora (1108) da fonte de campoeletromagnético vertical (1113).

11. Equipamento para uma pesquisa eletromagnéticade alvos eletricamente resistivos que contêm potencialmentehidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de que compreende:uma antena transmissora (1108), essencialmentevertical, submersa, que atua como uma fonte (1113) de ummodo magnético transverso de um campo eletromagnético;uma fonte de energia (121) disposta para entregarenergia elétrica, e um gerador de pulso controlável (CSEM)(122) disposto para entregar uma série de pulsos quadradosintermitentes (81, 82) com uma duração de 0,01 a 100segundos, uma amplitude de 0,1 a 10000 A e uma terminaçãoprecisamente definida para os eletrodos transmissores(1108a, 1108b) da fonte de campo eletromagnético (1113);pelo menos um receptor (1109) empregado na zonade indução e provido com pelo menos uma antena receptora(1111), essencialmente vertical, submersa, o receptor(1109) sendo disposto para registrar o campoeletromagnético vertical durante intervalos entre os pulsosde corrente intermitentes (81, 82) .

12. Equipamento de acordo com a reivindicação 11,caracterizado pelo fato de que a antena transmissoraessencialmente vertical (1108) do transmissor (1113) édisposta para registrar o campo eletromagnético verticaldurante intervalos entre os pulsos de correnteintermitentes (81, 82).

13. Equipamento, de acordo com a reivindicação 11,caracterizado pelo fato de que sensores acústicos sãoprovidos nas proximidades imediatas de porções deextremidade superior e inferior (1111a, 1111b) da antenareceptora (1111).

14. Equipamento, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que sensores de pressão sãoprovidos nas proximidades imediatas de porções deextremidade superior e inferior (1111a, 1111b) da antenareceptora (1111).

15. Equipamento, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 11 a 14, caracterizado pelo fato de que apelo menos uma fonte de campo eletromagnético (1113) doequipamento e pelo menos um doS pelo menos um receptor(1109) são dispostos para se moverem sob controle ouautonomamente durante ou entre as medições, as mediçõessendo executadas continua ou seqüencialmente.

16. Equipamento, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 11 a 15, caracterizado pelo fato de que afonte de campo eletromagnético (1113) e/ou pelo menos um do-;pelo menos um receptor (1109) é/são providos com meios(1105, 1112) de transferência em tempo real de pelo menosuma seleção dos dados coletados para um processadorcentral.

17. Equipamento, de acordo com qualquer uma dasreivindicações 11 a 16, caracterizado pelo fato de quesensores adicionais (141) para medir o campo elétrico detrês componentes e/ou o campo magnético de três componentesem variações geomagnéticas são dispostos em um ou maislocais no leito do mar (1103).