A tecnologia mais avançada de monitoramento de
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A tecnologia mais avançada de monitoramento de
Aquisição Acquisition A tecnologia mais avançada de monitoramento de reservatórios em 4D Os planos de desenvolvimento de reservatórios mais ambiciosos do mundo exigem a melhor ferramenta de monitoramento disponível no mercado, a qual, conforme amplamente aceito, é o monitoramento de reservatório sísmico em 4D Optowave PRM system – basic design. Image courtesy of Optoplan The most advanced 4D reservoir monitoring technology The world’s most ambitious reservoir development plans require the best reservoir monitoring tool available in the market, which has been widely accepted as 4D seismic reservoir monitoring A tecnologia de dados sísmicos em 4D é uma solução técnica para realização de repetição de levantamentos sísmicos em 3D ao longo do tempo. Dados 4D gravados (e processados) são usados por engenheiros de reservatório para monitoramento de mudanças de desempenho de reservatórios durante fases de produção e/ou injeção. Os dados sísmicos 4D fornecem informações únicas sobre distribuições de pressão e saturação independentemente dos poços. Uma melhor compreensão do comportamento dinâmico dos reservatórios gera maior produção, melhor estimativa de reservas e menores custos de perfuração. Os levantamentos sísmicos em 4D tem sido usados como uma ferramenta de monitoramento de reservatórios há mais de 25 anos. Recentemente, passou a ser amplamente aceito que os planos de desenvolvimento de reservatórios se beneficiarão bastante se incluírem sísmica 4D. A Statoil, por exemplo, anunciou recentemente que 75% de todos os seus campos de petróleo em produção no Mar do Norte usam sísmica 4D. Os dados 4D são gerados através da subtração de dois levantamentos (separados por tempo) para destacar as mudanças dinâmicas no 44 4 D seismic technology is a technical solution for performing timelapse repeat of 3D seismic surveys. Recorded (and processed) 4D data are used by reservoir engineers for monitoring reservoir performance changes during production and/or injection. 4D seismic provides unique insight into the pressure and saturation distributions away from the wells. Better understanding of the dynamic behaviour of the reservoir will lead to higher production, improved estimate of reserves and reduced drilling cost. 4D seismic surveys have been used as a reservoir monitoring tool for more than 25 years. More recently, it has been widely accepted that reservoir development plans will benefit extensively by containing 4D seismic. Statoil, for instance, has recently announced that 75 per cent of all their producing oil fields in the North Sea are using 4D seismic. 4D data is generated by subtracting two surveys (separated by time) to highlight dynamic changes in the reservoir. The quality of the resulting data is strongly dependent on the seismic acquisition technology used to generate the data. Towed streamer surveys are the far most common technology used to generate 4D data. Even Geoscience Technology Report | www.oilandgastechnology.net Aquisição Acquisition reservatório. A qualidade dos dados resultantes depende bastante da tecnologia de aquisição sísmica usada para gerar os dados. Levantamentos com cabos “streamer” rebocados são a tecnologia mais comum usada para gerar dados 4D. Embora a tecnologia de cabos “streamer” rebocados tenha sido aprimorada significativamente ao longo dos últimos anos, há limitações na qualidade de dados 4D. Ainda assim, a qualidade dos dados pode ser considerada satisfatória para aplicação em muitos campos, embora os dados capturem apenas uma fração da informação disponível. A melhor qualidade de dados 4D exigirá, basicamente: (i) melhor imageamento ; e (ii) melhor repetibilidade e qualidade de dados, minimizando artefatos de levantamento sísmico. Melhor imageamento é obtido através do uso de dados sísmicos do fundo do oceano (OBS), os quais são adquiridos com longos afastamentos, azimutes completos e receptores com múltiplos componentes. Além disso, o fundo oceânico oferece um ambiente com poucos ruídos que em combinação com uma alta densidade de tiros e traços, geram dados com ampla largura de banda e com maior qualidade de imageamento. A alta repetibilidade é conseguida através de posicionamentos mais consistentes de receptor e fonte. Cabos sísmicos de fundo instalados de forma fixa no leito do mar, chamados de monitoramento permanente de reservatório (PRM) , oferecem a maior repetibilidade e, de longe, a maior qualidade de imagens 4D. Com os dados 4D de alta qualidade provenientes dos sistemas PRM, levantamentos mais frequentes podem agregar valor significativo de informações relativos ao reservatório. Levantamentos frequentes são basicamente um problema de custo, e levantamentos 3D PRM são muito mais baratos de realizar do que levantamentos 3D tradicionais com cabos “streamer” rebocados. Statoil has announced that 75 per cent of its producing oil fields in the North Sea are using 4D seismic A repetibilidade nos dados sísmicos 4D é normalmente expressa através de valores NRMS (ou “displays” ) que são definidas como sendo a amplitude rms normalizada de dois traços dentro de uma janela de tempo definida. O NRMS está diretamente relacionado à repetibilidade dos dados sísmicos. Quanto menor for o valor de NRMS, melhor será a repetibilidade entre dois traços. Levantamentos com cabos “streamer” rebocados normalmente fornecem valores de NRMS na faixa acima de 20%, enquanto sistemas PRM oferecem repetibilidades de NRMS Image quality and repeatability of various 4D technologies. Image courtesy of Optoplan though the towed streamer technology has improved significantly over the last years, limitations exist in the 4D data quality. Still, the data quality might be considered satisfactory for application to many fields, although the data captures only a fraction of the available value. Improved quality of the 4D data will basically require: (i) better imaging; and (ii) higher repeatability and data quality, minimising seismic surveying artifacts. Improved imaging is obtained by using ocean bottom seismic (OBS) data which is acquired with long-offsets, full azimuths and multi-component receivers. In addition, the ocean bottom provides a low noise environment and in combination with a high shot and trace density, broad bandwidth data with improved imaging quality is generated. The high repeatability is addressed by more consistent source and receiver positioning. Permanently installed seismic cables at the seabed, called seabed permanent reservoir monitoring (PRM), offer the highest repeatability and by far the best 4D image quality. With the high quality 4D data from PRM systems, more frequent surveys can add significant value of information pertaining to the reservoir. Frequent surveys are basically a cost issue and PRM 3D surveys are far cheaper to acquire than traditional towed streamer 3D surveys. The repeatability in the 4D seismic data is normally expressed through NRMS values (or displays) which are defined as normalised rms amplitude of two traces within a defined time window. The NRMS is directly related to the seismic data repeatability. The lower the NRMS value, the better the repeatability between the two traces. Towed streamer surveys normally provide NRMS values in the range above 20 per cent, while PRM can provide NRMS repeatabilities of less than 5 per cent. The detection level for 4D time shifts and 4D amplitude changes are significantly lower with PRM than with towed streamer. To establish the knowledge of how to utilise the high www.oilandgastechnology.net | Geoscience Technology Report 45 Aquisição Acquisition com menos de 5%. O nível de detecção de deslocamento de tempo 4D ( “time shift” ) e de mudanças de amplitude (“amplitude changes”) 4D são significativamente inferiores com o sistema PRM do que com os cabos “streamer” rebocados. Definir o conhecimento sobre como utilizar a alta qualidade de dados sísmicos 4D obtidos por um sistema PRM representa um desafio para nosso setor. A tecnologia PRM está começando a ganhar credibilidade. As informações abaixo demonstram que o sistema PRM está se tornando uma tecnologia emergente importante: • Cinco grandes empresas de petróleo agora possuem experiência em primeira mão com sistemas PRM (BP, ConocoPhillips, Petrobras, Shell e a Statoil); • Atualmente, há 5 sistemas PRM “comerciais” instalados no mundo (Valhall, Clair e Ekofisk no Mar do Norte, e Jubarte e Argonauta na região offshore do Brasil). Além disso, dois grandes sistemas PRM foram contratados recentemente para instalação no Mar do Norte (campos Snorre e Grane); • Há um fornecimento de mercado ativo e competitivo, com a oferta de tecnologia e soluções de PRM por várias empresas. O sistema PRM instalado em Ekofisk, em 2010, representou uma revolução tecnológica que introduziu a detecção por fibra ótica dentro do setor da sísmica. Cerca de 200 quilômetros de cabos sísmicos de quatro componentes cobrem uma área de leito do mar de 60 km² na parte sul do Mar do Norte, com 16.000 sensores óticos individuais (que possuem hidrofones s e acelerômetros). Um sistema de fibra ótica (sistema Optowave da Optoplan/Sercel) foi selecionado pela ConocoPhillips “principalmente devido à expectativa de vida de seu projeto”. Cinco campanhas de aquisição de dados sísmicos já foram realizadas no campo de Ekofisk, e a ConocoPhillips recentemente relatou (na Conferência EAGE de 2013, em Londres) excelentes resultados 4D. Deslocamentos de tempo (“time shifts” ) no topo do reservatório tão baixos como 200 μs (e menos de 100 μs para deslocamentos intrareservatórios) e mudanças de amplitude ( “amplitude changes” ) na casa de 2 a 3% foram detectadas e interpretadas. Valores de NRMS extremamente baixos (na casa de 3 a 5%) também foram relatados. Esses dados confirmam a alta repetibilidade e qualidade de imagem que podem ser obtidas com sistemas PRM de fibra ótica. Ekofisk installation. From left to right: 200 km seismic cable (with 3966 4C stations) trenched at the Ekofisk seabed; seismic cables were efficiently installed from containers; topside instrument is located in a dedicated container on the platform deck. Images courtesy of ConocoPhillips quality of 4D seismic data acquired by a PRM system represents a challenge for our industry. PRM technology is now to beginning gain credibility. The following demonstrates that PRM is becoming a significant emerging technology: • Five major oil companies now have first-hand experience with PRM (BP, ConocoPhillips, Petrobras, Shell and Statoil); • There are now 5 “commercial” PRM systems installed worldwide (Valhall, Clair and Ekofisk in the North Sea, and Jubarte and Argonauta offshore Brazil). In addition, two large PRM systems have recently been contracted for installation in the North Sea (Snorre and Grane fields); • There is an active and competitive market supply with several companies offering PRM technology and solutions. The PRM system installed at Ekofisk, in 2010, was a technology breakthrough for fibre optic sensing within the seismic industry. Some 200 kilometers of four-component seismic cable cover a seabed area of 60 sq km in the southern part of the North Sea with 16,000 individual optical sensors (including hydrophones and accelerometers). A fibre optic system (the Optowave system of Optoplan/Sercel) was selected by ConocoPhillips “mainly due to design life expectancy“. Five seismic acquisition campaigns have already been performed at the Ekofisk field, and ConocoPhillips has recently reported (at the 2013 EAGE Conference in London) excellent 4D results. Top reservoir time shifts as low as 200 µs (and less than 100 µs for intra reservoir time shifts), and amplitude changes of the order of 2-3 per cent have been detected and interpreted. Extremely low NRMS values (in the order of 3-5 per cent) were also reported. These data confirm the high repeatability and image quality which can be achieved with fibre optic PRM systems. n Esse artigo foi escrito por Morten Eriksrud, diretor-gerente e CEO da Optoplan 46 Geoscience Technology Report | www.oilandgastechnology.net This article was written by Morten Eriksrud, managing director, CEO, Optoplan.