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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


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



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.



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



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.).



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).



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.



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.



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.



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.



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



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)


Las embarcaciones de la figura anterior son desplegadas en la adquisición de datos de la sísmica 3D.



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.



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.



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.



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



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


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.



• 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.



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.



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.



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.



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


83,0 258

Arreglo (24 cañones) 3797 in3 10,7 241


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.



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.



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.



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.



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



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.

descripciÓn del proyecto - … · probada y chequeada para evitar problemas de operación. los...

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