PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO El área donde se realizará la prospección sísmica 3D abarca una extensión total de 1.171 Km2, esta zona se encuentra en el área marina ecuatoriana e interseca con el Refugio de Vida Silvestre Isla Santa Clara, sin embargo el presente proyecto no contemplará actividades dentro de este territorio. Las actividades a desarrollar para el presente proyecto son las siguientes: • Movilización de personal y equipos hacia
el área del proyecto y fuera de ellas. • Uso de infraestructura existente de PAM
EP como Bodegas, Planta de tratamiento de agua residual, Abastecimiento de agua, Tanques de combustible, Área de almacenamiento de desechos peligrosos y químicos, SCI, entre otros.
• Ubicación de líneas de sísmica, dentro del presente proyecto se ha contemplado como principal zona sensible el Refugio de Vida Silvestre de la Isla Santa Clara, por lo cual no se realizará las actividades de sísmica 3D dentro de esta zona.
• Exploración sísmica para estimar las propiedades subsuperficiales de la Tierra a partir de la reflexión de ondas, el cual requiere una fuente controlada de energía como un cañón de aire especializado. El método seleccionado se denomina Sísmica del Cable de Fondo marino.
El proyecto tendrá mínimo dos embarcaciones desplegadas la embarcación de registro y la embarcación con la fuente de energía.
La prospección geofísica se realizará mediante el cañoneo de aire comprimido en las líneas de sísmica fuente en el fondo marino, lo cual generara diferentes tipos de vibraciones en función del tipo de formación geológica, las vibraciones serán receptadas en las líneas de sísmica receptoras en donde se procesará la información para determinar la localización de áreas de interés hidrocarburífera.
• Exploración Geoquímica del fondo
marino, la cual permite determinar la presencia de hidrocarburos de forma indirecta. Esto incluye la recolección de muestras de suelo de las formaciones geológicas en aguas someras, y extracción y análisis de los constituyentes individuales de los hidrocarburos.
ÍNDICE Pág. No.
4.1 RECONOCIMIENTO DEL ÁREA ................................................................................................................................................. 1 4.2 INFORMACIÓN SOBRE OBTENCIÓN DE PERMISOS ........................................................................................................................ 2 4.3 CONSTRUCCIÓN DE HELIPUERTOS, UBICACIÓN Y ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS, DIMENSIONES Y DISPOSICIÓN DE DZS .................................. 2 4.4 MOVILIZACIÓN DE PERSONAL Y EQUIPOS .................................................................................................................................. 3 4.5 INSTALACIÓN DE CAMPAMENTOS TEMPORALES ........................................................................................................................... 6 4.6 LOCALIZACIÓN DE LÍNEAS SÍSMICAS Y ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PARA EVITAR ZONAS SENSIBLES ...................................................... 7 4.7 SISTEMAS Y TÉCNICAS PARA PROSPECCIÓN SÍSMICA ................................................................................................................... 8
4.7.1 Tipos de sísmica marina .................................................................................................. 8 4.7.1.1 Técnicas de Sísmica de Fondo Oceánico ................................................................................... 12 4.7.1.2 Metodología de Sísmica Aplicada al Proyecto............................................................................. 13
4.7.2 Actividades de la metodología aplicarse ........................................................................... 14 4.7.2.1 Diseño de la Geometría y Parámetros de Registro...................................................................... 14 4.7.2.2 Recopilación de la Información ............................................................................................... 14 4.7.2.3 Diseño de la Geometría del Registro Sísmico 3D ........................................................................ 16 4.7.2.3.1 Preparativos previos .......................................................................................................... 16 4.7.2.3.2 Pruebas ........................................................................................................................... 16 4.7.2.3.3 Medición .......................................................................................................................... 17 4.7.2.3.4 Excitación ........................................................................................................................ 17 4.7.2.3.5 Recepción ........................................................................................................................ 18 4.7.2.3.6 Operación de los Instrumentos ............................................................................................ 18 4.7.2.4 Selección de los Parámetros de Registro Sísmico 3D .................................................................. 20 4.7.2.5 Fuente de Energía de Sísmica Marina 3D .................................................................................. 20 4.7.2.6 Receptores de Energía Sísmica Marina 3D ................................................................................ 22
4.7.3 Registro de Información Sísmica ..................................................................................... 23 4.7.3.1 Parámetros de Adquisición ..................................................................................................... 23 4.7.3.2 Navegación .......................................................................................................................... 24 4.7.3.3 Posicionamiento del Receptor y la Fuente de Energía ................................................................. 25 4.7.3.4 Control de Calidad de los Datos de Sísmica a Bordo ................................................................... 25 4.7.3.5 Procesamiento de la Información Sísmica ................................................................................. 25 4.7.3.6 Interpretación de la Información Sísmica.................................................................................. 26
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 1
4.1 RECONOCIMIENTO DEL ÁREA
El Bloque 6 ocupa una superficie aproximada de 2.250 Km2, incluyendo facilidades como la
plataforma Amistad y gasoducto offshore; asociado a este bloque fuera del mismo se encuentran
otras facilidades como el gasoducto onshore, la Base Logística de Puerto Bolívar y la Planta de Gas
de Bajo Alto; las coordenadas del bloque se presentan en la siguiente tabla.
COORDENADAS DE UBICACIÓN DEL BLOQUE 6
VÉRTICE ESTE (m) NORTE (m) P 1 560.000 9´680.000 P 2 560.000 9´690.000 P 3 590.000 9´690.000 P 4 590.000 9´680.000 P 5 580.000 9´680.000 P 6 580.000 9´650.000 P 7 570.000 9´650.000 P 8 570.000 9´625.000 P 9 540.000 9´625.000 P 10 540.000 9´680.000
Fuente: Petroamazonas EP, 2014 Coordenadas UTW WGS 84, Z 17 S
El área donde se realizará la prospección sísmica 3D abarca una extensión total de 1.171 Km2,
esta zona se encuentra en el área marina ecuatoriana e interseca con el Refugio de Vida Silvestre
Isla Santa Clara, sin embargo el presente proyecto no contemplará actividades dentro de este
territorio. A continuación se presenta la ubicación del área de estudio.
TABLA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-1 COORDENADAS DE UBICACIÓN DEL ÁREA DEL PROYECTO
VÉRTICE ESTE (m) NORTE (m)
1 540.000 9'680.000
2 560.000 9'680.000
3 560.000 9'654.200
4 571.100 9'654.200
5 571.100 9'658.800
6 580.000 9'658.800
7 580.000 9'650.000
8 570.000 9'650.000
9 570.000 9'625.033
10 540.000 9'625.033
11 540.000 9'626.649
12 549.540 9'626.650
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 2
VÉRTICE ESTE (m) NORTE (m) 13 549.540 9'647.276
14 549.540 9'654.469
15 540.000 9'654.469
16 555.252 9'645.939
17 558.712 9'645.939
18 561.062 9'644.479
19 561.062 9'639.219
20 555.252 9'639.219 Fuente: Petroamazonas EP, 2014 Coordenadas UTW WGS 84, Z 17 S
El territorio marino pertenece al estado ecuatoriano, por lo que no existen asentamientos
poblaciones, comunidades, recintos, dentro del área del proyecto, con excepción del Refugio de
Vida Silvestre Isla Santa Clara.
4.2 INFORMACIÓN SOBRE OBTENCIÓN DE PERMISOS Debido a que el proyecto se ejecutará en territorio marítimo ecuatoriano, no se cuenta con propietarios individuales en el área del proyecto y en ese sentido el permiso que Petroamazonas
EP debe obtener previo a la ejecución de las actividades es la Licencia Ambiental ante el Ministerio
del Ambiente, para lo cual se ha desarrollado el presente Estudio de Impacto Ambiental.
Por otra parte se deberá obtener y mantener todos los permisos legales necesarios para realizar
las actividades de sísmica marítima, incluyendo los requeridos para el ingreso a la zona marina del
área de estudio, radios y adjudicaciones de frecuencia de radios, permisos de importación y
exportación.
Deben hacerse todos los esfuerzos para evitar un conflicto de frecuencias con otros sistemas de
posicionamiento o de comunicaciones que estén operando en el área del proyecto de sísmica 3D.
La contratista que realice la sísmica procederá con la hoja de zarpe de la embarcación una vez que
haya salido del puerto extranjero y se proporcione el cronograma y la fecha de arribo de la
embarcación a Puerto Bolívar, Provincia de El Oro.
4.3 CONSTRUCCIÓN DE HELIPUERTOS, UBICACIÓN Y ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS, DIMENSIONES Y DISPOSICIÓN DE DZs
Por el tipo de proyecto y el área donde se efectuará el mismo (territorio marítimo), no se
contempla la construcción de helipuertos ni de zonas de descargas (DZs por sus siglas en inglés-
Drop Zone), cuyas obras se realizan generalmente para proyectos de sísmica en tierra.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 3
4.4 MOVILIZACIÓN DE PERSONAL Y EQUIPOS1 Todo el personal que laborará en el proyecto de sísmica 3D, será movilizado vía terrestre hacia el
campamento base localizado en la Base Naval de Puerto Bolívar; desde este punto será
transportado el personal por medio de embarcaciones hacia el barco que efectuará los trabajos de
prospección geofísica.
La primera etapa de las operaciones normales en un proyecto de sísmica marina es comúnmente
la movilización de personal y equipos, por lo cual se suministrará al barco todos los requerimientos necesarios para la ejecución de las actividades del proyecto como combustible, alimentación,
equipamiento sísmico y la tripulación.
La embarcación cubrirá aproximadamente una extensión de 1.171 Km2 y estará equipada con un
sistema digital de adquisición de datos de alta resolución, capaz de adquirir información sísmica
3D para profundidades de agua entre 2 a 65 metros.
Petroamazonas EP suministrará el recorrido de la línea de navegación para el estudio sísmico. La
embarcación deberá proveer todo el equipamiento necesario para el diseño. El navegante tendrá
la información específica del área del proyecto y de cada adquisición de datos en la línea de
navegación desde el inicio hasta el final, así como la localización de los puntos de disparo.
En el puente de mando, el capitán asegurará todas las maniobras bajo el control manual y el gerente del equipo sísmico estará monitoreando vientos, las condiciones climáticas y reportes de
entrada. Los mecánicos arrancarán los compresores, prepararán y chequearán el arreglo de las
fuentes. La tripulación trabajará con los mecánicos y observadores para desplegar el sistema de
boyas.
En el cuarto de instrumentación, la posición de todo el equipamiento en mar será verificada,
probada y chequeada para evitar problemas de operación. Los registros de ruido de fondo serán
efectuados.
La fuente será activada a la primera posición predeterminada y el registro de la adquisición de
datos comenzara a partir de esto. Este proceso es repetido a intervalos de distancia espaciados
sucesivos (con la fuente disparando cada 10 a 12 segundos) dependiendo de la velocidad de la embarcación. Este proceso es repetido hasta que la embarcación haya alcanzado la línea de
navegación definido en el diseño de la geometría del registro sísmico. Los navegantes
1 Información obtenida en base al “Estudio de Impacto Ambiental para la Fase de Prospección Geofísica en el Bloque 6, en el Golfo de Guayaquil”, elaborado por Efficācitas, 2013
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 4
monitorearan el posicionamiento de la trayectoria, chequeando cualquier discrepancia, así como la
relocalización de la embarcación de la próxima línea de navegación.
Cuando la línea de navegación está completa, todos los sistemas paran los registros. El barco
realizará las maniobras necesarias para empezar la próxima línea de navegación. Durante este
periodo, toda la tripulación efectuará un trabajo rápido para resolver cualquier problema y hacer
modificaciones o reparaciones para la próxima línea.
Durante la movilización de la embarcación se deberá considerar los siguientes aspectos que
limitan la operación normal de esta.
• Clima. En general los estudios sísmicos son planificados para ser realizados en condiciones de buen tiempo, de tal manera que se minimice la cantidad de registros de ruido extraños
a lo largo de la línea de navegación propuesta en el diseño. Este ruido se incrementa con
el mal tiempo y muchas compañías especifican el ruido aceptable para poder adquirir datos
sísmicos. Si las condiciones exceden estos niveles de ruido, la adquisición de datos es
parado. En estos casos de mal tiempo, la embarcación se resguardará hacia otro sitio más
calmo.
• Navegación. En áreas de pesca concentradas (cerca del Refugio de Vida Silvestre Santa Clara), las operaciones de sísmica pueden ser difíciles. La sísmica es limitada en su
maniobrabilidad por la longitud del cableado desplegado desde la popa (longitudes
máximas de hasta 12 km).
• Corrientes, Profundidad de Agua y Obstrucciones. El estudio de sísmica requiere operar en áreas con fuertes corrientes. Estos pueden en muchos casos, causar problemas
y afectan la tasa de calidad de la adquisición de datos debido a la limitada maniobrabilidad
de las embarcaciones.
El barco de adquisición sísmica será una embarcación moderna y estará equipada con sistemas de
navegación, comunicaciones y seguridad de tecnología moderna y de última generación. Este
buque cumplirá con la normativa ambiental MARPOL 73/78, los reglamentos de seguridad y
permisos respectivos antes de iniciar los trabajos de levantamiento sísmico. La embarcación
poseerá además un sistema para tratamiento de aguas servidas, producción de agua potable,
separador de aceites y grasas, y un compactador de desechos y almacenajes, sistemas de
detección y extinción de incendios, material de contingencia y sistema de rescate (botes de
salvamento, bote rápido, etc.).
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 5
La embarcación de sísmica contará con elementos claves para el estudio de sísmica marina 3D
que se describen a continuación:
Cuarto de Instrumentación. Este cuarto es donde se encuentra la principal instrumentación sísmica para su operación. La
posición del cuarto de instrumentación varía de una embarcación a otra, pero es localizada
generalmente en la parte central, bajo el puente de mando y hacia la parte de la cubierta.
El cuarto contiene los principales instrumentos sísmicos para el registro de datos y controlar la
activación de la fuente de energía. La electrónica asociada con el principal sistema de navegación
se encuentra en este cuarto y es enlazada con satélite, sistema de radio, compás y varios
controles de posicionamiento y sistemas de monitoreo. En este cuarto se encuentra un área para
reparaciones/ ajustes y calibraciones del equipo de instrumentación. Las computadoras usada para
la sísmica a bordo y el procesamiento y chequeo de la calidad de datos son localizados en esta
área (International Association of GeophysicalContractors, IAGC, 2011).
Cubierta posterior. Aunque los diseños de las embarcaciones varían, la cubierta posterior es usada para almacenar,
desplegar y recuperar el equipo de sísmica. Todo el cableado es alimentado a través de
conexiones impermeables al cuarto de instrumentación.
La cubierta posterior es además la localización del equipo de la fuente de energía. La fuente de
energía usualmente comprende una serie de elementos llamados cañones de aire (air guns), el
cual son suministrados con alta presión de aire. Una fuente de sísmica marina se compone de un
arreglo de varios tamaños de elementos, entrelazados con arneses especiales, líneas de suministro
de aire y cables de control electrónico. Cuando no está en uso, estos cables son almacenados en
carretes en la parte delantera o posterior de la cubierta. Durante el despliegue este cableado entra
al mar a través de una rampa deslizante (slipway) por la parte posterior de la cubierta.
El equipo de remolque es una compleja combinación de equipos especiales que permite a las
fuentes de energía, ser posicionados exactamente detrás de la embarcación y dependiendo del
diseño de la sísmica, permite colocar diferentes fuentes de energía. El mantenimiento de la fuente
y equipo de remolque son responsabilidad del departamento de mecánica del equipo sísmico.
El equipo de navegación o equipamiento de posicionamiento en mar es además almacenado en la
cubierta posterior. Este involucra sistemas de boyas para la ayuda del equipo de navegación y
visualizar el cableado de fondo o en superficie (International Association of Geophysical
Contractors, IAGC, 2011).
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 6
Cuarto de Compresores. Este contiene los compresores y sus motores, los cuales suministra una alta presión de aire al
arreglo de las fuentes. Los compresores son capaces de recargar los elementos de las fuentes
individuales rápidamente y repetidamente, el cual permite al arreglo de la fuente ser activada,
típicamente cada 10 segundos o durante la adquisición de datos y por periodos de hasta 12 horas
o más, dependiendo la longitud de la línea de navegación. Este cuarto está bajo el control del
departamento mecánico y es usualmente situado cerca de la cubierta posterior.
4.5 INSTALACIÓN DE CAMPAMENTOS TEMPORALES No se contempla instalación de campamentos
temporales para el presente proyecto, se utilizará
la Base Logística de Puerto Bolívar ubicada dentro
de los terrenos de la Armada Nacional en Puerto
Bolívar, en esta instalación Petroamazonas EP
almacenará el equipo de sísmica, el combustible,
los materiales y productos utilizados en la
operación de la sísmica.
En la siguiente tabla, se presenta la descripción de las instalaciones en la Base Logística de
Petroamazonas EP.
TABLA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-2 INSTALACIONES EN LA BASE LOGÍSTICA DE PUERTO BOLÍVAR
INSTALACIÓN DESCRIPCIÓN
Departamento de logística y operaciones
Infraestructura de cemento localizada al noroeste de la Base, cuenta con la siguiente instalación. • Departamento de logística • Área de Comedor, cuenta con trampa de grasa y se cuenta con cuatro colectores
ciegos los cuales se dan mantenimiento cada dos semanas.
Bodegas
Existencia de contenedores para almacenamiento de equipos y repuestos. • Equipo de contingencia (1 contenedor) • Repuestos y partes (2 contenedores)
Planta de tratamiento de agua residual
Las aguas negras y grises son llevadas a un pozo, tipo cisterna con paredes de cemento, las cuales posteriormente son tratadas en el sistema de empaquetado Red Fox. El agua tratada es descargada por medio de una tubería de 2 pulgadas hacia el muelle de la Base, cumpliendo con los límites de descarga establecidos en la Tabla 13 de Anexo 1, Libro VI TULSMA.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 7
INSTALACIÓN DESCRIPCIÓN
Bodega Dentro de esta bodega existe almacenamiento de herramientas utilizadas en las actividades hidrocarburíferas del Bloque 6. También existe un cuarto frío donde se almacenan partes eléctricas.
Taller de soldadura
Es un área adyacente a la bodega y aquí se encuentra la maquinaría para soldar y un generador móvil al aire libre.
Área de generación
Se cuenta con un generador de emergencia con transferencia automática, impulsados con un motor a diesel. Existe un generador de plataforma contiguo al generador de emergencia de la Base.
Caseta de equipos de contención de derrame
Existe una caseta de cemento localizado junto al área de generación, el cual almacena los equipos de contención de derrames en caso de suscitarse algún derrame de combustible en la Base.
Abastecimiento de agua
Existen (3) tres tanques metálicos de almacenamiento de agua los cuales distribuyen el agua tanto a la base como a las embarcaciones de sísmica para entrega del líquido vital a las facilidades Off-shore. La capacidad de cada tanque es de 30.000 galones. La captación del agua potable se realiza con la compañía Triple Oro de la ciudad de Machala.
Tanques de combustible
Se dispone de dos tanques de combustible diesel con capacidad de 37,85 m3 cada uno. El área de almacenamiento de combustible dispone de un sumidero en caso de derrame.
Área de almacenamiento de desechos peligrosos
Se cuenta con un área de 9 x 4 m2 techada y semiabierta, con cubeto y con sumidero para colección de posibles derrames. Junto a esta área se encuentra un lavador de ojos.
Área de almacenamiento de químicos
Se dispone de un área techada y cementada para el almacenamiento de productos químicos.
Sistema contra incendio portátil
La Base dispone de 14 hidrantes que operan a una presión de 150 psi y otros a 300 psi, dispuestos adecuadamente en la Base Logística.
Fuente: Efficācitas, 2013.
4.6 LOCALIZACIÓN DE LÍNEAS SÍSMICAS Y ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PARA EVITAR ZONAS SENSIBLES
Para el presente proyecto se ha establecido la localización de las líneas sísmicas 3D en base a los requerimientos de esta actividad. En el Anexo 1. Mapa 13, se puede apreciar la localización
tentativa de las líneas sísmicas de este proyecto. Sin embargo se debe mencionar que
Petroamazonas EP, podría variar dicha distribución en base a un análisis técnico, pero dicha
distribución deberá respetar las zonas sensibles identificadas en el presente estudio.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 8
Dentro del presente proyecto se ha contemplado como principal zona sensible el Refugio de Vida
Silvestre de la Isla Santa Clara, por lo cual no se realizará las actividades de sísmica 3D dentro de
esta zona, además se deberá considerar las áreas establecidas en el capítulo 5 del presente EsIA.
4.7 SISTEMAS Y TÉCNICAS PARA PROSPECCIÓN SÍSMICA2 4.7.1 TIPOS DE SÍSMICA MARINA
La sísmica de reflexión es un método de exploración geofísica que se usa para estimar las
propiedades subsuperficiales de la Tierra a partir de la reflexión de ondas. El método requiere una fuente controlada de energía, como la dinamita o el tovex, un cañón de aire especializado o un
vibrador sísmico.
Las ondas sísmicas son perturbaciones mecánicas que se propagan por el suelo a una velocidad
determinada por la impedancia acústica3 del medio en el que viajan.
Cuando una onda sísmica viaja a través del suelo se encuentra con la interfase de dos materiales
con distintas impedancias acústicas, parte de la energía se refleja y otra parte se refracta a través
de esta interfase.
Es decir, la técnica de la sísmica de reflexión consiste en generar ondas sísmicas y medir el tiempo
que tardan en viajar de la fuente, reflejarse en una interfase y ser detectada por los sensores de
registro (hidrófonos, geófonos, nodos). Sabiendo el tiempo que tardan las ondas en llegar a los distintos receptores y su velocidad, un geofísico reconstruirá la forma de las ondas de manera que
se pueda obtener una imagen subsuperficial. De esta manera, los especialistas en geología usan
estudios sísmicos para obtener un cuadro de la estructura y naturaleza de las capas de roca
indirectamente (International Association of GeophysicalContractors, 2011).
Existen varios tipos de adquisición tecnológica utilizada en la sísmica para ambientes marinos de
aguas someras y transicionales, esta tecnología puede ser diferenciada en base a la geometría de
los receptores, la densidad de mediciones hechas sobre un área dada y el tipo de sensores
usados. Además cada tipo de tecnología aplicada se basa en los requerimientos específicos y los
objetivos que se establezcan en cada proyecto, en ese sentido a continuación se presentan
algunos tipos de sísmica aplicables.
2 Información obtenida en base al “Estudio de Impacto Ambiental para la Fase de Prospección Geofísica en el Bloque 6, en el Golfo de Guayaquil”, elaborado por Efficācitas, 2013 3Resistencia que opone un medio a que las ondas se propaguen sobre este.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 9
FIGURA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-1
TIPOS DE SÍSMICA APLICABLES
A B
1. Streamer (cable de arrastre)
2. Geometría del cable de fondo marino (OBC, Ocean Bottom Cable) 3. Arreglo de cables enterrados en lecho marino (BSA, Buried Seafloor Array).
4. Perfiles de sísmica vertical (VSP, Vertical Seismic Profile), receptores son posicionados. 5. Fuente de energía (S)
Nodos Sísmicos sin cables, colocados en el lecho marino.
Fuente: International Association of Geophysical Contractors, IAGC, 2011 / Efficācitas, 2013
Para el presente proyecto se ha contemplado ejecutar el tipo de sísmica con nodos sísmicos sin cables (B), el cual proporciona una mejor calidad de datos y por ende una mejor información de las capas subsuperficiales del lecho marino.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 10
De los diferentes tipos de sísmica, la geometría del cable de arrastre superficial (streamer) es la
más comercial, seguido por la sísmica del cable de fondo marino (OBC, Ocean Bottom Cable),
sistemas de Nodos sin cables colocados en el suelo marino y los perfiles sísmicos verticales-VSP,
estos últimos son una categoría adicional de los estudios sísmicos donde los receptores son
localizados en uno o más agujeros del pozo.
FIGURA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-2 TIPOS DE SÍSMICA MARINA
Fuente: Efficācitas, 2013
Los estudios sísmicos pueden además ser diferenciados por la densidad de la medición hecha
sobre un área dada; los estudios 3D tienen mucha densidad numérica de mediciones en relación a
los estudios 2D. Existen estudios que son adquiridos repetidamente sobre la misma área, la duración entre estudios puede ser en meses o años. En el caso de las sísmicas conocidas como 4D
o estudios temporales, la densidad de datos es mucho más alta sobre la misma área, sobre un
período de tiempo. En general la densidad de datos 4D por unidad de área es mucho más alta que
los 3D, el cual es más alto que la 2D.
Finalmente, los estudios pueden ser diferenciados por el tipo de sensor que es usado. En muchos
trabajos marinos, el sensor es un hidrófono que detecta la fluctuación de presión causada por la
onda sonora reflectada. En los estudios del fondo oceánico, típicamente los sistemas receptores
tendrán un hidrófono y un geófono o nodo de 3-4 componentes en cada estación receptora.
Dentro de una zona de exploración, los detalles de las operaciones sísmicas pueden variar
enormemente. Sin embargo, existen dos principales categorías de estudios sísmicos: sísmica 2D y sísmica 3D. La sísmica 2D puede ser descrita como un estudio completamente básico, y simple, ha
sido y todavía es usada muy efectivamente para encontrar petróleo y gas. La sísmica 3D es más
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 11
compleja que la sísmica 2D e involucra más inversiones y mucho más equipamiento sofisticado.
Hasta inicios de la década de 1980, la sísmica 2D dominó en la exploración de gas y petróleo, pero
la sísmica 3D llegó a ser el estudio que dominó la exploración de gas y petróleo. Los estudios de
sísmica 4D (o lapso de tiempo 3D) son simplemente estudios de sísmica 3D que son repeticiones
de sondeo sobre la misma área, algunos periodos de tiempo enlazando los estudios iniciales y los
subsecuentes estudios. En este caso puede ser repetido varias veces, dependiendo de las reservas
de petróleo y gas de interés. El propósito de este tipo de estudio es obtener imágenes de cómo
los reservorios de hidrocarburos están cambiando con el tiempo debido a la producción de las reservas.
En el Bloque 6, el área sísmica del presente proyecto es de aproximadamente 1.098,5 km2. Debido
a que este proyecto se realizará en aguas someras y transicionales, es posible la aplicación de una
sísmica con nodos sísmicos sin cable.
El equipo para aguas someras consiste de una fuente de energía operada con aire comprimido
que es desplegada en una embarcación aparte, un grupo de nodos sísmicos colocados en el fondo
marino, que sirven como receptores de la señales sísmicas, un sistema registro y equipos
auxiliares relacionados con la posición, entre otros.
El proyecto tendrá mínimo dos embarcaciones desplegadas (dependiendo de la profundidad y
condiciones del mar), la embarcación de registro es una pequeña lancha con excelente maniobrabilidad, mientras la embarcación con la fuente de energía tiene múltiples compresores de
aire y opera independiente de la embarcación de registro.
FIGURA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-3 PATRONES DE LÍNEAS SÍSMICAS PARA ÁREAS PROPUESTAS
Embarcación de registro en aguas someras. Embarcación de fuente de energía (air guns)
Fuente: Efficācitas, 2013
Las embarcaciones de la figura anterior son desplegadas en la adquisición de datos de la sísmica 3D.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 12
Los tipos de sísmica que podrán ser utilizados en las áreas sísmicas del Bloque 6 son la sísmica
con cable de fondo marino OBC (Ocean Bottom Cable) y sísmica con nodos sísmicos sin cable. A
continuación se describen las configuraciones de la sísmica a ser aplicadas:
4.7.1.1 Técnicas de Sísmica de Fondo Oceánico
Existen dos principales tipos de sistemas de registros en el lecho marino usados en sísmica
marina:
• Los sismógrafos de fondo oceánicos (OBS, Ocean Bottom Seismometers) de dos componentes (2C) o cuatro componentes (4C), conectados por cables sísmicos dejados en el fondo marino.
• Los sistemas de nodos sísmicos independientes de 2-4 componentes sin utilizar cable, colocados en el fondo marino, con autonomía para varios días.
Se usan vehículos operados remotamente (ROVs, Remotely Operated Vehicles) para empleo y
recuperación de OBS/nodos (los cuales puede o no puede ser conectados por cables) localizados
en el suelo marino. Un geófono mide la velocidad del desplazamiento de la partícula, un
acelerómetro, como su nombre implica, detecta la variación de la aceleración de la partícula y un hidrófono detecta los cambios de presión.
Los datos 2C son adquiridos usando un sensor de movimiento de suelo – históricamente un
geófono, pero más recientemente un acelerómetro – y un hidrófono en cada estación receptora.
Los datos 4C usan un sensor de movimiento en 3 componentes en adición a un hidrófono. El uso
de sensores de tres componentes, el cual detecta movimientos de partículas a lo largo de tres ejes
perpendiculares, permite a los geofísicos inferir más información de las capas geológicas
subsuperficiales del cual las reflexiones, y modos de conversión ocurren. Actualmente, este ha
sido más útil en la producción de reservorios, más que la exploración, donde técnicas de multi-
componentes tienen el potencial de mejorar la restauración de hidrocarburos.
Los sistemas OBS históricamente han sido usados por centros de investigación de universidades
para proveer información de gran escala para estudios e investigaciones de la corteza y litósfera.
Una embarcación adicional se requiere para este tipo de sísmica, el cual claramente incrementa el
costo de los estudios comparado con el cable de arrastre (streamers). Sin embargo existe dos
objetivos principales para los estudios de 4 componentes: mejoran la imagen de la subsuperficie y
existe mayor comprensión en la litología del reservorio.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 13
La separación física de la fuente y receptores permite dos alternativas de geometría para la
operación: “swath” donde las líneas sísmicas son paralelas a las líneas parecidas al cable de
arrastre (streamer), o “patch” donde las fuentes de línea son ortogonales a las líneas receptoras.
Los hidrófonos pueden ser usados si la profundidad del agua permite operar apropiadamente, sin
embargo tales operaciones no pueden ser muy eficientes en áreas expuestas a las variaciones de
la profundidad del agua por mareas. Un problema adicional involucra colocar cables a una
profundidad razonable del fondo marino. En estos ambientes, el uso del cable de arrastre (streamers) no es aplicable. El personal es frecuentemente requerido para llevar el cable al fondo
marino con sistemas de anclaje y bloques. En la zona de rompiente (surf) o condiciones de
corriente, es probable que los cables se muevan y luego subsecuentemente tengan que ser
manipulados a su posición. La alternativa es que el cable que puede ser usado muy
satisfactoriamente en áreas de transición es llamado cable de bahía (bay cable). Este es
esencialmente un cable de tierra sellada con geófonos sobre cardanes tal que estos se mantienen
verticales. Algunas variantes de estos cables pueden contener hidrófonos. Este cable es más fácil
manipularlo que un cable tipo marino, pero no es todavía fácil ni sencillo usarlo.
Otro método de registro de datos en estas zonas es integrar los sensores con registro de datos
electrónicos, creando estaciones de sensores resistentes que al radio transmite la señal en tierra,
esto de manera continua o a través de un comando del observador. En algunas áreas esto es
frecuentemente el único equipo que puede ser efectivamente usado, pero estas unidades todavía necesitan ser posicionadas y ancladas apropiadamente y esto no es fácil porque el
posicionamiento de los equipos es complicado. Las áreas cerca de las zonas costeras son
usualmente menos problemáticas.
Las áreas cerca de la zona costera son usualmente menos problemáticas, pero la variabilidad en la
zona media completa con corrientes rápidas, cables a la deriva, diferentes variantes en las
localizaciones, grandes rangos de mareas, áreas fangosas intermareales pueden hacer que el
trabajo en la embarcación sea extremadamente complejo.
4.7.1.2 Metodología de Sísmica Aplicada al Proyecto
La adquisición de datos sísmicos de este Proyecto se realizará utilizando nodos sísmicos sin
utilización de cables conectores. Dadas las características particulares del área, no se emplearán streamers, OBS ni OBC. PETROAMAZONAS EP, a través de contratación pública dará la opción de
aplicar nuevas tecnologías que tiendan a obtener mejores productos a fin de conseguir los
objetivos propuestos.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 14
El método de adquisición sísmica que se propone utilizar en el área propuesta es adquisición 3D
4C usando nodos sísmicos sin cable y sin uso de explosivos. El estudio de sísmica comprenderá las
siguientes etapas:
• Diseño de la geometría y parámetros de registro. • Movilización y Permisos. • Registro de la información sísmica. • Procesamiento de la información sísmica. • Interpretación de la información sísmica
De acuerdo a las actividades necesarias para la ejecución del proyecto se estima que el tiempo efectivo del proyecto será de 15 meses aproximadamente, con una operación de 24 horas de la
embarcación por día.
TABLA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-3 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES DEL PROYECTO
ACTIVIDAD MESES
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Diseño - geometría y parámetros Movilización y permisos Registro sísmico marino 3D Procesamiento de datos sísmicos 3D Interpretación geológica - geofísica Fuente: Efficācitas, 2013
4.7.2 ACTIVIDADES DE LA METODOLOGÍA APLICARSE
4.7.2.1 Diseño de la Geometría y Parámetros de Registro
Se define la geometría del tendido de las líneas fuentes para los futuros registros de sísmica
marina 3D 4C con nodos sísmicos sin cable, en aguas someras y zona de transición en el Bloque 6.
Se usará como fuente de energía sísmica cañones de aire comprimido que efectuarán disparos a
diferentes distancias.
El diseño de la geometría y parámetros de registro comprende las siguientes actividades:
4.7.2.2 Recopilación de la Información
Para poder efectuar el diseño de la sísmica se procederá con la revisión cartográfica y documental
de los estudios efectuados en el Bloque 6. Esto involucra la revisión de estudios sísmicos 2D y 3D,
mapas estructurales, estructuras geológicas y reservorios de interés del Bloque 6.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 15
Un aspecto importante para establecer las áreas sísmicas es la geología. En el Bloque 6 se
identifican arenas de gas del depósito que son de edad del Mioceno Medio y están situadas dentro
de la Formación Subibaja. Su ambiente de depósito va de estuarino a marino somero. Su
profundidad varía dentro del Bloque 6, encontrándose en el centro del Bloque profundidades entre
7.500 pies a 10.500 pies. Las arenas productivas de la Formación Progreso más someras se
encuentran también a profundidades entre 4.550 pies y 5.550 pies al norte del Campo Amistad.
En base al análisis de la información existente se procederá con el diseño definitivo de la geometría de la sísmica marina 3D en el Bloque 6.
TABLA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-4 ESTUDIOS AMBIENTALES EN EL BLOQUE 6
ESTUDIO PERIODO/ AÑO
Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para las fases de Exploración, Perforación, Desarrollo, Industrialización y Transporte de Gas Natural, Bloque 3 (actual Bloque 6). 1998
Adendum EIA de cambio de ruta en el gasoducto submarino y su punto geográfico llegada a tierra. 1999
Anexo de Adendum EIA por cambio en el punto geográfico de llegada a tierra del gasoducto marino. 2000
Instalación de plataforma Amistad A, inicio de perforación en Mayo 2000 y finalización de trabajos de perforación en Diciembre 2001. Se perforó cinco pozos direccionales desde la plataforma Amistad A. 3 pozos productivos
Mayo 2000 – Diciembre 2001
Programa de Monitoreo Ambiental alrededor de plataforma de extracción. El programa de monitoreo fue establecido dentro del PMA existente, aprobado por la antigua Subsecretaría de Protección Ambiental y ejecutado durante las actividades y operaciones de perforación y desarrollo, manteniéndose en vigencia el programa actual para la fase de producción y transporte de gas.
2000 – En vigencia
Auditoría Ambiental de Cumplimiento de las operaciones de EDC en el Bloque 3 (actual Bloque 6). 2002
Implementación de programa de perforación direccional denominado “SideTrack”, la anterior operadora EDC utilizó una plataforma móvil autoelevable (jack-up) con una auto plataforma (cantiléver).
Febrero – Marzo 2004
Auditoría Ambiental de Cumplimiento al Bloque 3 (actual Bloque 6), Campo Amistad, Planta de Gas y Base Logística Puerto Bolívar, preparado por Auditoria Ambiental Diciembre 2004
Auditoría Ambiental de Cumplimiento de las Actividades Hidrocarburíferas, Campo Amistad Bloque 3 (actual Bloque 6), preparada por ABRUS. Noviembre 2006
Auditoría Ambiental Interna de las Actividades Hidrocarburíferas, Campo Amistad Bloque 3 (actual Bloque 6), preparada por Auditoría Ambiental Septiembre 2007
Estudio de Impacto Ambiental del Programa de Prospección Geofísica (líneas sísmicas) en el área del Golfo de Guayaquil para el Bloque 3 (actual Bloque 6) elaborado por ABRUS.
Mayo 2008
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 16
ESTUDIO PERIODO/ AÑO
Auditoría Ambiental de Cumplimiento, Campo Amistad Bloque 3 (actual Bloque 6), Planta de Gas y Base Logística Puerto Bolívar, preparada por Efficācitas. Abril 2009
Auditoría Ambiental Integral – Traspaso de las operaciones y actividades hidrocarburíferas en el Bloque 3 (actual Bloque 6) elaborada para EDC Ecuador Ltd. – EP PETROECUADOR, preparado por Efficācitas
2011
Reevaluación del Estudio de Impacto Ambiental para la Explotación, Perforación, Desarrollo y Producción, Industrialización y Transporte de Gas natural en el Bloque 3 (actual Bloque 6) elaborado para operador EP PETROECUADOR, preparado por Ecuambiente Consulting Group.
2011
Estudio de Impacto Ambiental para prospección geofísica del Bloque 6, preparado por Efficācitas 2013
Fuente: Efficācitas, 2013
4.7.2.3 Diseño de la Geometría del Registro Sísmico 3D
Petroamazonas EP, realizará en conjunto con la contratista el diseño de la geometría del registro
sísmico para determinar las áreas sísmicas y el tipo de sísmica a efectuarse en cada área,
tomando en consideración las estructuras geológicas y el buzamiento de los estratos de las áreas
de interés.
De acuerdo a información existente como parte del diseño con cañón de aire se efectuará lo
siguiente.
4.7.2.3.1 Preparativos previos
• Organización en el área de trabajo, llevando a cabo cuidadosamente el estudio de campo y la preparación del informe de reconocimiento.
• En base a la zona de trabajo, considerar los requisitos geológicos de cada zona para la preparación del diseño.
• Completar los instrumentos sísmicos digitales de inspección y mantenimiento anual de los trabajos de medición y de calibración de instrumentos.
• Completar la inspección anual de la fuente de aire comprimido y la detección de parámetros sincronizados con instrumentos sísmicos.
4.7.2.3.2 Pruebas
• Según la base de las necesidades o condiciones de excitación de los objetivos geológicos profundos, seleccione algunos puntos de ensayo representativos.
• Con base en el análisis de datos previos del área de trabajo de las condiciones sísmicas, se preparará el programa piloto de la zona de trabajo.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 17
• Cuando se utiliza pistola de aire en el trabajo, se requerirá probar el origen de la operación para determinar los parámetros de excitación de la forma de combinación y la profundidad
de hundimiento de las pistolas de aire.
4.7.2.3.3 Medición
• Se aplicará forma RTK, RTD en la zona de la interacción de agua y tierra. La repetición de prueba del punto físico en todas las zonas de trabajo es mayor de 1%, la diferencia del
punto central del punto físico es mx=±0.06m; my=±0.06m; mh=±0.08m.
• Las coordenadas del punto físico, la prueba real de elevación. La zona de excitación y recepción en la tierra, la playa y zona de depósito de agua no deberán ser afectados por
las corrientes y mareas, la diferencia de la posición horizontal entre el punto real de prueba
y el punto de diseño tiene que ser no mayor de 5m.
• Datos de elevación en la parte que tenga más de 1m de diferencia relativa de la altura de la playa.
• Profundidad y hora para cada punto de excitación.
• Análisis de resultados de medidas en la forma SPS.
4.7.2.3.4 Excitación
• Se cumplirá con la siguiente estandarización proporcionada por el Departamento de Exploración de EP PETROAMAZONAS.
o Después de meter presión necesaria para el trabajo en el sistema de origen de la
pistola de aire, se cerrará el circuito de aire y se mantendrá 5 minutos la presión de
trabajo, y la baja de la presión de aire tiene que ser menor o igual que 5%.
o La diferencia del volumen y la presión real, la capacidad y la presión de chispa no
debe exceder el 5% de la identificación de indicadores.
o Para cada excitación, la diferencia de cada excitación entre la supervisión de la
matriz de pistola de aire y el punto de referencia (la diferencia de tiempo de sincronización de la consistencia de matriz) tiene que ser entre +1ms. Antes de
iniciar la producción diaria, se hace inspección 5 veces consecutivas para estimular
la detección simultánea de la velocidad de sincronización y debe alcanzar el 100%.
o La diferencia del tiempo de excitación de la fuente sonora de pistola de aire y el
instrumento sísmico debe ser menos o igual que un intervalo de muestreo.
o Introducir las coordenadas teóricas de cada excitación en el sistema de navegación.
La diferencia de la posición del punto de excitación y las coordenadas teóricas debe
satisfacer a los requisitos del diseño, los puntos de excitación excedidas no debe
exceder el 10% sobre todos los puntos de excitación de cada línea individual del
arma, y no debe tener consecutivamente 5 puntos excedidos.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 18
o La intención del punto de excitación real y la diferencia de profundidad de la
prueba debe ser entre +0,5m.
o Cuando se apaga la pistola durante la recolección, el total del volumen de aire de la
pistola no debe exceder el 10% del volumen total del diseño de la pistola. La cifra
entre pico a pico no tiene que ser inferior al 90% de la capacidad nominal del pico
a pico.
o Al cambiar el tipo de fuente o parámetros, se deberá efectuar la comparación
experimental con el objeto de cumplir los requisitos de las tareas geológicas. o Se procederá a efectuar un informe específico del uso de la pistola.
4.7.2.3.5 Recepción
• Cuando la profundidad es superior de 3 m, se usa el sistema de digitación de puntos para medir la posición del detector piezoeléctrico en el agua.
• Inspección de la cadena del detector por lo menos una vez al mes, la aprobación del detector debe ser el 100%, los que no están aprobados deberán rehacer la inspección
después de la reparación y antes del uso nuevo.
4.7.2.3.6 Operación de los Instrumentos
• Cumplir las inspecciones de los instrumentos y las estaciones de recolección por mes. Antes de empezar los trabajos se deberá garantizar la operación correcta de los
instrumentos al 100%.
• Chequear el suministro de energía de los instrumentos, modelo de los receptores y formas de inspección, confirmando posibles averías o desviaciones de los instrumentos.
• Antes de empezar los trabajos diarios, se deberá proceder con un reporte de monitoreo de ruido del entorno marino y evitar posibles afectaciones a la fauna marina.
De esta manera se determinarán la orientación de las líneas en donde se colocarán los receptores,
el espaciamiento entre receptores para obtener la iluminación deseada del reservorio, el
espaciamiento entre las líneas de receptores, y todas las demás características de la geometría del
registro.
El resultado del diseño de la geometría y parámetros de registro es determinar la cantidad y
características de los equipos y de la embarcación. En las siguientes Tablas se presenta las
características del estudio de sísmica, equipamiento y datos de los equipos de adquisición, propuestos para el proyecto.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 19
TABLA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-5 EMBARCACIONES PARA SÍSMICA EN AGUAS SOMERAS
ESPECIFICACIÓN EMBARCACIÓN FUENTE DE ENERGÍA BARCAZAS PARA MANIOBRAS Nombre n/d n/d Tipo n/d n/d Longitud 60 – 80 m 14 – 18 m Eslora 12 – 18 m 4 – 9 m Calado 6 – 8 m 1 – 2 m Tonelada 2 400 – 2 700 m n/d n/d: no determinado, en función de la contratista.
Fuente: Gerencia de Gas Natural de EP PETROECUADOR, 2012.
TABLA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-6 EQUIPAMIENTO PARA SÍSMICA EN AGUAS SOMERAS
ESPECIFICACIONES DE LA FUENTE SONORA Número de fuentes-cañones Se obtendrá del diseño Profundidad de la fuente 1,5 – 2 m Volumen total por fuente Se obtendrá del diseño Presión 2 000 – 2 500 PSI Velocidad de embarcación Fija, en el momento del disparo
RECEPTORES Tipo de receptores Nodos sísmicos Profundidad de sensores Entre 2 y 70 m Tamaño Bin 25 x 25 m Offset 200 a 300 m
CARACTERÍSTICAS MALLA SÍSMICA Tipo de malla Malla sísmica Simétrica Ortogonal (en cruz) Sentido de líneas receptoras (registro) Norte – Sur Distancia entre líneas receptoras 400 m Distancia entre receptores (nodos) 100 m Largo de línea receptora 7,9 Km Sentido de líneas fuente Este – Oeste Distancia entre líneas fuente 400 m Distancia entre puntos de energía (“disparo”) 25 m Largo de línea fuente 7,6 Km Fuente: Gerencia de Gas Natural de EP PETROECUADOR, 2012 y PETROAMAZONAS, 2013.
La forma de operación a considerarse para el diseño de la geometría del registro sísmico 3D es la
siguiente:
• Las embarcaciones se moverán a lo largo de las líneas fuente, en dirección Norte –Sur, colocando los nodos en el fondo marino y los recogerán cada 26 días, tiempo que
corresponde a la autonomía de los nodos de registro.
• La embarcación con los cañones de aire se moverá a lo largo de las líneas fuente, realizando disparos cada 25 m en dirección E-O.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 20
4.7.2.4 Selección de los Parámetros de Registro Sísmico 3D
De acuerdo al tipo de sísmica definido para cada área se procederá con la selección de los
parámetros y valores con los que se realiza el registro sísmico 3D definido por el promotor del
proyecto, Petroamazonas EP. Estos parámetros incluirían la cobertura del registro, de la fuente de
energía utilizada en los cañones de aire, el tiempo y la frecuencia de registro en los receptores, la
profundidad de la investigación del subsuelo, y todos los demás parámetros que se requieran para
un óptimo registro sísmico 3D. La cobertura (fold) mínima dependerá de las condiciones
particulares del tipo de tecnología empleada y las características geológicas del área. De esta manera, se prevé una longitud de registro de 6 segundos y la tasa de muestreo de 2 minutos con
un fold de 4800%.
4.7.2.5 Fuente de Energía de Sísmica Marina 3D
El contratista proporcionará la energía nominal en bar-metro y presentará la forma del pulso y la
amplitud, y el espectro de fase a través de los filtros de producción propuestos para todas las
configuraciones de la fuente de energía propuesta, profundidades y presiones de aire que vayan
desde 90% del valor nominal a ser usado en el proyecto.
En la selección de parámetros se especificará las distancias en línea y transversales del arreglo de
la fuente de energía, así como una indicación de la variación permitida a los valores específicos.
Asimismo, se debe dar una indicación respecto al número máximo de milisegundos de pérdida de sincronización tolerable dentro de las especificaciones. Todos los cañones de los arreglos
completos serán chequeados con el propósito de asegurar su operación.
El arreglo de los cañones usados durante los estudios sísmicos 3D es casi siempre compuesto de
sub arreglos o múltiples cañones; existen las siguientes consideraciones que se aplicará para el
estudio sísmico:
• La salida de un cañón es directamente proporcional a la presión de operación de un cañón (la norma en la industria está entre 2000 y 2500 PSI).
• El arreglo de los cañones no son fuentes puntuales, estos tienen dimensiones de 15 a 30 metros en línea por 15 a 20 metros de líneas cruzadas.
• Para un arreglo de fuente, el máximo nivel de ruido es menor que el modelado o calculado en el diseño, los valores típicamente se encuentran en un rango menor de 15 a 25 dB.
• Muchos arreglos sísmicos convencionales 3D usados para la industria involucran no menos de 15 y no más que 48 cañones.
La siguiente Tabla presenta algunas configuraciones de arreglo de la fuente de energía.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 21
TABLA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-7 CONFIGURACIÓN DE ARREGLOS DE CAÑONES
FUENTE
MEDICIÓN (ANCHO DE BANDA) 0 – PICO
BAR - METROS
dBRE 1µPA 0-PEAK FUENTE
CALCULADO (0-900 HZ)
0-PEAK BAR-METROS
dBRE 1µPA 0-PEAK
Cañón 10 in 3 1,1 221 Arreglo (18 cañones) 5400 in3
55,1 255
Arreglo (28 cañones) 3090 in 3 2,7 229
Arreglo (28 cañones) 3090 in3
57,0 255
Cañón 150 in3 2,8 229 80,0 258
Arreglo (24 cañones) 4450 in3 8,3 238
Arreglo (24 cañones) 4450 in3
83,0 258
Arreglo (24 cañones) 3797 in3 10,7 241
Arreglo (24 cañones) 3797 in3
50,9 254
Los valores medidos y calculados son para profundidades de la fuente de 5 o 6 metros. Estas son dos diferentes fuentes de columna,
uno con valores medidos y otro con valores recalculados.
Fuente: International Association of Geophysical Contractors, IAGC, 2011.
Un tipo de cañón es mostrado en la siguiente Figura. Estos cañones operan típicamente con altas
presiones entre 2000 a 2500 PSI. La fuente es activada enviando un pulso eléctrico a la válvula solenoide el cual se abre permitiendo un flujo de aire de alta presión hacia la cámara de
evacuación.
FIGURA ¡ERROR! NO HAY TEXTO CON EL ESTILO ESPECIFICADO EN EL DOCUMENTO.-4 CAÑÓN DE DISPARO PARA SÍSMICA 3D
Fuente: Credit Sercel, International Association of Geophysical Contractors, IAGC, 2011.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 22
El volumen total de energía varía de un estudio de sísmico a otro y es diseñado para proveer
suficiente energía sísmica para iluminar los objetivos geológicos. El número de cañones en el
arreglo, el tamaño y distribución son seleccionados para reducir los efectos de la burbuja
oscilatoria y proveer directividad.
El suministro de aire comprimido será suficiente para disparar todos los cañones de aire
especificados a no menos del noventa (90) por ciento de la presión nominal especificada, por un
periodo de tiempo correspondiente a un ciclo indefinido.
La presión de aire será mantenida en todo momento dentro del diez (10) por ciento del valor
nominal especificado.
Para determinar y controlar los tiempos de disparo individuales de cada cañón o elemento de la
fuente de energía se utilizarán métodos confiables que sincronicen los cañones en todo momento
dentro de la tolerancia convenida para el arreglo.
Todos los cañones de repuesto estarán programados para efectuar al menos veinte (20) puntos
de disparo, o según lo especifique el fabricante durante la corrida en la línea. Los tiempos de los
conjuntos de cañones y de los cañones individuales aparecerán como una imagen fija en el
osciloscopio o equipo similar. Al final de cada línea se generarán estadísticas con respecto a los
porcentajes de fallas, auto disparos y tiempo para cada cañón.
La profundidad de la fuente de energía será especificada por Petroamazonas EP, la misma que
será mantenida dentro de más o menos un (1) metro del valor nominal especificado. Se colocarán
al menos dos (2) transductores (ubicados en el frente y parte posterior de cada hilera de cañones)
en cada hilera de cañones o sub arreglo. Los transductores de profundidad serán precisos hasta ±
0,25 m. La variación máxima permitida en profundidad de los cañones dentro de la disposición es
un (1) metro entre extremos.
La fuente de energía será activada en forma tal que las hileras de cañones y los sub-arreglos
estén dentro de las especificaciones de locación transversal y perpendicular de la grilla definida.
4.7.2.6 Receptores de Energía Sísmica Marina 3D
Los intervalos de localización de receptores de la señal sísmica, longitud de grupo y la separación
serán especificados en el diseño. Todos los canales sísmicos deberán ser grabados y procesados
con polaridad idéntica. Esta polaridad será chequeada y confirmada inmediatamente después de
efectuar el mantenimiento a cualquier instrumento o receptor.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 23
De esta manera, se efectuarán las correcciones de polaridad necesarias en el punto de inversión
para que exista polaridad correcta en todos los puntos de prueba, en las uniones entre los
receptores y cabezales magnéticos.
Los registros de ruido serán tomados con el receptor a la profundidad operacional, usando un
filtro de producción de grabación. El ruido aleatorio promedio no deberá exceder tres (3)
microbares RMS equivalentes para grupos de veinticinco (25) metros, cinco (5) microbares RMS
equivalentes para grupos de 12,5 metros para compensaciones que se encuentren entre 150 y 300 metros.
Una traza del receptor se califica como mala si el ruido de remolque u otros niveles de ruido
exceden los límites especificados en 6,3; si es intermitente o si cambia continuamente; si está
muerta o la sensibilidad es baja (la sensibilidad promedio está por debajo de tres decibeles – 3
dB); si los picos de ruido exceden 15 microbars; si el instrumento de grabación para ese canal en
particular está fuera de las especificaciones del fabricante; si ha invertido total o parcialmente la
polaridad. Si está desplazada en tiempo por más de 1 milisegundo, si la respuesta en fase o
amplitud están desviados por más de 3 grados o 3 dB, respectivamente de las especificaciones del
fabricante.
La sísmica no tendrá rutas inexactas previas al comienzo del proyecto, o luego de reiniciar tareas
sísmicas, detenidas por algún motivo. Ninguna línea puede comenzar a registrarse, con más de dos (2) por ciento de las trazas activas malas o más de dos (2) trazas adyacentes malas o más de
tres (3) malas en ocho (8) trazas adyacentes.
Las distancias de los receptores (centro de fuente de energía sísmica al centro del grupo cercano)
serán calculadas para cada receptor, previo al comienzo del estudio y a lo largo de cada línea.
4.7.3 REGISTRO DE INFORMACIÓN SÍSMICA
Para determinar zonas prospectivas se requiere un levantamiento de información del subsuelo a
través de la aplicación del diseño de la geometría sísmica y selección de parámetros para la toma
de registros sísmicos.
4.7.3.1 Parámetros de Adquisición
Los parámetros de diseño de la sísmica 3D serán adoptados tomando en cuenta la mejor
alternativa de Diseño de acuerdo a las características geotectónicas del área de estudio, y en base
al Diseño de la Geometría y Parámetros de Registro con parámetros de diseño propuestos 3D a fin
de minimizar el relleno de datos (infill), y que permitan un fácil acoplamiento (merge) para los
trabajos de Procesamiento e Interpretación entre las diferentes áreas de estudio.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 24
4.7.3.2 Navegación
Para el estudio sísmico 3D se requieren dos sistemas independientes de posicionamiento global (GPS), diferencial en tiempo real (DGPS) que utilicen dos enlaces de datos independientes para el
trabajo (sistemas primario y secundario).
El GPS diferencial (DPGS) es un sistema que proporciona a los receptores de GPS correcciones de
datos recibidos de los satélites GPS, con el fin de proporcionar una mayor precisión en la posición
calculada. El fundamento radica en el hecho de que los errores producidos por el sistema GPS
afectan por igual (o de forma muy similar) a los receptores situados próximos entre sí. Los errores
están fuertemente correlacionados en los receptores próximos.
Por consiguiente, un receptor GPS fijo en tierra (referencia) que conoce exactamente su posición
basándose en otras técnicas, recibe la posición dada por el sistema GPS, y puede calcular los
errores producidos por el sistema GPS, comparándola con la posición de este. Este receptor transmite la corrección de errores a los receptores próximos a este, y así estos pueden, a su vez,
corregir también los errores producidos por el sistema dentro del área de cobertura de transmisión
de señales del equipo GPS de referencia.
Para el proyecto de sísmica los dos sistemas DGPS deberán estar basados en la misma red
Geodésica, esto referente a coordenadas con proyección UTM, zona 17sur WGS 1984.
Todos los sistemas de posicionamiento y navegación continuos, sean éstos para control primario
en el agua, o con fines de soporte, deberán estar integrados dentro del Sistema de Navegación
Integrado (INS) del contratista, de forma tal que se pueda establecer una comparación entre
sistemas en todo momento.
El INS deberá ser capaz de efectuar y registrar una comparación en tiempo real de los datos entre
al menos dos estaciones de referencia DGPS diferentes.
Las diferencias de posición entre los sistemas primario y secundario deberán ser presentadas al
representante de Petroamazonas EP, diariamente o cada vez que se note un problema o variación
significativa. Las diferencias de posición entre los dos sistemas serán calculadas, para el proyecto
completo y ser incluidas en el informe final.
Los girocompases, las ecosondas, y todos los otros sistemas relacionados de navegación o
posicionamiento deberán estar interconectados sin excepción con el INS.
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 25
No deberá haber discrepancias de numeración entre los registros de datos de posición y los
geofísicos, o con cualquier otro dato registrado del proyecto. Mediciones análogas registradas,
tales como registros de ecosondas, serán anotadas a intervalos apropiados y con un número
único.
4.7.3.3 Posicionamiento del Receptor y la Fuente de Energía
Se utilizará sistemas de posicionamiento de acuerdo con los principios universalmente aceptados y
no deberán existir ambigüedades en las posiciones del barco y todas las fuentes de energía y
receptores activados por el mismo. De esta manera, se efectuarán comparaciones de inter
sistemas continuas entre los sistemas primario y secundario. El contratista suministrará y
mantendrá un posicionamiento suficiente de forma tal que las posiciones del barco y la boya en el
agua tengan una precisión de ± 2 m RMS.
El contratista de la sísmica proveerá todos los detalles referentes a la locación, equipos,
programas computacionales y el flujo de procesamiento de los datos propuestos. Se requiere que
el cien por ciento de los datos de navegación sean procesados y validados a bordo del barco dentro de las siete (7) horas en que los mismos sean adquiridos.
4.7.3.4 Control de Calidad de los Datos de Sísmica a Bordo
El estudio de sísmica deberá remitir un análisis detallado de los sistemas de control de calidad de
datos sísmicos a bordo. El sistema propuesto debe estar compuesto de personal suficiente,
equipamiento y programas computacionales para efectuar a bordo las tareas que se especifiquen durante el tiempo de trabajo.
La conducción real de los programas y la forma del desempeño del trabajo en relación al mismo
deberá estar bajo la dirección, supervisión y control del Contratista, pero los resultados deben ser
aceptables para Petroamazonas EP.
Cualquier cambio en los parámetros será notificado de manera inmediata a los representantes de
Petroamazonas EP para cumplir eficientemente con el control de calidad de las operaciones de
sísmica 3D.
4.7.3.5 Procesamiento de la Información Sísmica
El procesamiento optimizará la respuesta sísmica, con la finalidad de obtener los mejores
resultados de los volúmenes de los estratos y capas geológicas, permitiendo una óptima
calibración con la información geológica, geofísica, de reservorios y producción que permita
establecer los distintos modelos geológicos para determinar los posibles reservorios y pozos a ser
PAM EP Sísmica 3D del Campo Amistad, Bloque 6
Abrus Cía. Ltda. (APE-2013-62) 26
perforados en la fase subsiguiente: perforación exploratoria. El propósito del procesamiento de la
información sísmica incluirá:
• Procesamiento de campo- abordo y procesamiento final, 3D y 4C.
• Procesamientos especiales: inversión, descomposición espectral, etc.
El trabajo se desarrollará utilizando la tecnología de punta disponible en el mercado con equipos y
programas computacionales que garanticen un óptimo control de calidad y ejecución de trabajos
que permita obtener resultados confiables para la interpretación.
4.7.3.6 Interpretación de la Información Sísmica
Para el manejo y la interpretación de todos los datos geológicos, geofísicos de reservorios y
producción, la contratista dispondrá de la mejor tecnología y programas computacionales que
definirán el modelo sismo-estratigráfico y estructural integrando los parámetros petrofísicos de los
yacimientos gasíferos.
La información sísmica 3D procesada, integrará todos los datos del área en los aspectos
geológicos, geofísicos, reservorios y producción y comparará con los modelos iniciales. De esta
manera se obtendrá una imagen detallada del área de estudio, creando un modelo estático más preciso, acorde con la tectónica existente.
La interpretación incluye la revisión y validación de datos petrofísicos de núcleos para compararlos
con los obtenidos de los registros de pozos, igualmente con lo relacionado a presiones y
salinidades.
A través de la revisión de los valores registrados y sistematización se definirá la arquitectura
secuencial estratigráfica con definición de máximos de inundación y límites de secuencias, a través
de correlaciones estratigráficas y sismo – estratigráfica, con identificación de secuencias e
integración de datos sedimentológicos y núcleos. En base al estudio de sísmica marina 3D se
definirán las áreas para la perforación de pozos de desarrollo y avanzada.