Un cambio sísmico hacia encuestas más tranquilas

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Desde los primeros días de la exploración de petróleo y gas en alta mar, la necesidad de "disparar" encuestas sísmicas ha ayudado a las empresas a encontrar los hidrocarburos que luego pueden producir.

Los datos sísmicos ayudan a los geofísicos y geólogos a comprender las formaciones rocosas en la tierra, lo que podría estar sucediendo en ellas y, crucialmente, si pudieran contener petróleo y gas. Similar a la adquisición de datos sísmicos en tierra, significa emitir energía sonora (una fuente) y luego detectar su retorno e interpretar esa información para obtener imágenes del subsuelo.

Si bien la industria se alejó del uso de la dinamita como fuente en la década de 1960, la energía del sonido creada, ahora principalmente por pistolas de aire, aún puede afectar la vida marina. Como tal, su uso está altamente regulado. Muchos países utilizan la orientación del Comité Conjunto de Conservación de la Naturaleza con sede en el Reino Unido, que verá la actividad demorada si se detecta un mamífero marino dentro de los 500 m. La Autoridad Nacional Australiana de Seguridad Ambiental y Gestión del Petróleo en alta mar tiene una zona de 1-3 km, mientras que en Brasil e Irlanda es de 1 km. También hay otros organismos con su propia orientación, así como regulaciones específicas de cada país. La mayoría significa tener observadores de mamíferos a bordo y monitoreo acústico pasivo remolcado (con PAM a bordo de buques no tripulados también emergentes). Algunos países incluso han prohibido por completo la exploración sísmica (Italia ha establecido una prohibición temporal en espera de nuevas evaluaciones).

Pero, todavía hay presión para proteger la vida marina, por lo que también hay trabajo para repensar la fuente. Desde 2011, un grupo compuesto por Total, Shell y ExxonMobil ha estado trabajando en alternativas, basadas en la tecnología de vibroseis marina, bajo un proyecto conjunto de la industria administrado por la Universidad de Texas A&M. El vibroseis marino funciona emitiendo una energía continua de nivel inferior. "En lugar de un aplauso, una instancia instantánea de ruido con una alta relación pico a pico de presión, proponemos un zumbido silencioso en el fondo, pero está diseñado para tener la misma energía sísmica que el aplauso", dice Andrew Feltham, Geofísico de Investigación - Adquisición , en Total. “Estamos sustituyendo una gran amplitud con una mayor duración. La idea es tener un nivel de presión pico a pico instantáneo más silencioso y reducir significativamente, si no eliminar, el daño potencial al medio marino ”.

La industria marina ha estado tratando de usar esta tecnología desde la década de 1960, llevando las tecnologías de vibroseis terrestres a la costa, pero con "éxito limitado". Debido a esto, se formó el JIP, contratando con tres compañías diferentes. Algunos no han funcionado, pero uno sí, dice Feltham; Ciencias físicas aplicadas (APS), parte de General Dynamics, que ha desarrollado el vibrador marino - Nodo de proyector integrado (MV-IPN).

"Tiene un pistón que se mueve hacia adentro y hacia afuera, acoplado dinámicamente al agua, creando ondas de sonido desde la fuente hacia el agua circundante y el subsuelo", dice. Esto reduce la relación pico a pico, lo que es más preocupante en términos de impacto en la vida marina y el medio ambiente, pero también elimina las ondas de sonido de alta frecuencia que provienen de fuentes instantáneas y difíciles de controlar. Si esto puede evitarse, significa reducir el impacto en los oyentes en el medio del agua (mamíferos) que escuchan hasta cerca de 100Hz y oyentes de frecuencia más alta.

En las pruebas en Lake Seneca, Nueva York, el sistema se usó con un barrido lineal de 5-100 hz, una banda de frecuencia comúnmente utilizada. Los datos de prueba sugieren que un conjunto de vibradores marinos debería alcanzar una señal máxima de 205 dB y se evitaron las señales de frecuencia más altas emitidas por fuentes instantáneas. "Al eliminar el sonido por encima de 100Hz, no estamos teniendo ningún impacto en los oyentes de frecuencia media y alta y reducimos la presión pico a pico", dice Feltham. "Ahora, solo necesitamos escuchar a los oyentes de baja frecuencia para asegurarnos de que estén bien protegidos".

Según el modelo, este sistema también reduciría en gran medida el área en la que, si los animales ingresan, las operaciones tendrían que detenerse. Para una matriz de armas grande, con una presión de relación pico a pico de 259dB, tendría que estar a unos 2.8 km de la fuente antes de que la presión pico a pico se reduzca a 190dB (un nivel que se considera apropiado según las reglas generales para limitar el impacto en los mamíferos marinos) . Para la tecnología de vibrador marino, la distancia solo necesitaría estar a 67 m del centro de la fuente, para una matriz completa que cubra 18 mx 18 m (con unidades individuales que solo tienen un radio de 4 m), y potencialmente mucho menos.

“Si tuviéramos que usar sistemas de vibroseis marinos, podríamos reducir el nivel de presión pico a pico, que es donde existe mucha preocupación por los mamíferos marinos y el impacto de los estudios sísmicos en su medio ambiente. Si pudiéramos reducir la región de impacto potencialmente al tamaño de la fuente en sí, podríamos mejorar en gran medida los estudios sísmicos en todo el mundo ", dice Feltham.

Los beneficios adicionales incluyen un mayor control sobre la energía del sonido: poder crear firmas específicas, mejorar potencialmente las imágenes y permitir encuestas de múltiples fuentes. Dejar de usar aire comprimido también significa que la fuente no está limitada al estar conectada con umbilicales, lo que permite que las fuentes dispersas cubran áreas más grandes.

Todavía queda trabajo por hacer, trabajar con las regulaciones ambientales en diferentes países y probar la tecnología. Pero, Feltham es positivo. “En términos de ruido antroprogénico de fondo, creemos que podemos reducir significativamente la huella ambiental mediante el uso de vibroseis marina en lugar de un sistema convencional. Hemos diseñado un sistema que creemos que limita el impacto en los oyentes de frecuencia media y alta y reduce significativamente el tamaño de la zona de mitigación que necesitaría estar alrededor de la fuente mientras opera en el medio ambiente ".