Prospezioni geofisiche - Treccani

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ESPLORAZIONE PETROLIFERA geofoni convertitore A/D amplificatore variabile unità remota ••• registratore fig. 14. Schema delle strumentazioni di acquisizione e registrazione dati. monitor scrittura dati eventuali filtri, analogici o digitali, imposti dal passo di campionamento adottato, un amplificatore a guadagno variabile per controllare ampiezze troppo grandi o troppo piccole in modo da mantenere il livello di uscita entro limiti determinati e accuratamente monitorati, un convertitore AD, una memoria di transito per i dati digitalizzati. Il segnale registrato viene inviato, generalmente via cavo, a un registratore, ove è installato un modulo di controllo di tutte le operazioni da effettuare in campagna e in particolare delle sequenze dei punti di energizzazione e di ascolto, con gli strumenti per le calibrazioni, i dispositivi per la trasmissione dei comandi alle unità remote e la raccolta sequenziale dei dati digitalizzati. Vi sono poi installate unità periferiche per il monitoraggio di ogni energizzazione e per l’immagazzinamento finale delle registrazioni. I collegamenti e la trasmissione dei dati sono effettuati via cavo, oppure via radio, con fibra ottica, con sistemi laser, via satellite. riflessioni fig. 15. Monitoraggio in acquisizione. modulo di controllo energizzazione linea d’ascolto R 1,2 R 2,3 In fig. 14 è mostrato lo schema della strumentazione di acquisizione con un’unità remota. In fig. 15 è illustrato un esempio di restituzione per il controllo di uno scoppio registrato da 120 canali con lo schema della propagazione dell’energia e degli eventi riflessi da interfacce di assegnati coefficienti di riflessione (R 1,2 ; R 2,3 ). All’aumentare della distanza dalla sorgente (offset) i tempi di riflessione (tempi di andata, dalla sorgente, e di ritorno, ai geofoni) si allungano in funzione dell’aumento del percorso dell’onda. Le curvature, osservabili nelle correlazioni laterali degli eventi riflessi, seguono l’andamento di iperboli controllate dai tempi di riflessione, dalle distanze dalla sorgente e dalla velocità di propagazione nel mezzo. In fase di elaborazione, tali curvature devono essere corrette una volta definite le velocità di propagazione del disturbo sismico. In fig. 16 è riportata la stessa registrazione di fig. 15, con l’indicazione dei primi arrivi rifratti comprensivi delle loro riverberazioni in corrispondenza dello strato più superficiale, della traccia del disturbo riferibile alla propagazione di energia acustica in aria, del cono delle onde superficiali e dell’effetto di maschera sui riflettori R 1 … R 5 di tutti questi rumori. Le operazioni da effettuare in campagna richiedono inoltre l’impiego di mezzi speciali di perforazione e per il trasporto delle persone e della strumentazione. In situazioni di topografia accidentata, o comunque con difficoltà di accesso, si possono anche impiegare elicotteri per movimentare persone, materiali e perforatrici elitrasportabili, al fine di salvaguardare la regolarità del rilevamento. Durante la fase di acquisizione, è essenziale un continuo e preciso controllo di qualità, con l’approntamento 258 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI t (s) strato 1 strato 2 strato 3 R 1,2 R 2,3 registrazione sismica offset 0,0 0,4 0,8
0,0 0,4 0,8 registrazione sismica fig. 16. Riconoscimento nel monitor di riflettori e di rumori generati dalla sorgente. di un ufficio in loco, provvisto di calcolatori e di programmi in grado di effettuare anche l’elaborazione preliminare delle sezioni sismiche. L’impiego di macchinari e strumentazioni costosi e la complessità sempre maggiore delle operazioni da effettuare richiedono personale tecnicamente ben preparato e il controllo continuo dell’efficienza delle apparecchiature e delle procedure adottate. Fra il progetto e la sua realizzazione effettiva si sovrappongono spesso vincoli ambientali, problemi di accesso alle proprietà private e di sicurezza. Per non rinunciare alla qualità, ogni modifica rilevata in campagna deve essere confrontata con la necessità di mantenere un buon rapporto segnalerumore. Il controllo è di importanza essenziale nei rilevamenti 3D in cui sono interessate aree ampie decine di km 2 e in cui le variazioni rispetto al piano teorico iniziale sono all’ordine del giorno. Lo sviluppo delle tecniche 3D è stato favorito dal numero dei canali che un sistema di acquisizione può gestire, grandemente aumentato con il progresso delle tecnologie elettroniche. Possono essere impiegati vari dispositivi di distribuzione in campagna dei punti di registrazione e dei punti di scoppio (Cordsen et al., 2000). Considerando i notevoli costi e la complessità delle operazioni, ogni rilievo sismico viene preceduto da un accurato studio di fattibilità volto, fra l’altro, a definire le distribuzioni ottimali delle linee dei geofoni e di energizzazione (controllo degli offset massimi e minimi, degli azimut, delle coperture e delle dimensioni di ogni areola illuminata dai fronti d’onda in sottosuperficie, chiamata bin e correlata al grado di risoluzione che si può ritenere ottimale per il rilevamento, ecc.). I dati ottenuti costituiscono alla fine un volume che può essere analizzato (sezionato) al calcolatore nei più svariati modi, secondo qualsiasi VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO t (s) R 1 PROSPEZIONI GEOFISICHE primi arrivi (1.600 m/s) onda in aria (340 m/s) ground roll (250-330 m/s) riverberazioni direzione nello spazio (sezioni verticali) e qualsiasi livello lungo l’asse dei tempi di riflessione (sezioni orizzontali) (Bertelli et al., 1993) . Gli sviluppi più recenti nel settore riguardano la sismica quadridimensionale (4D), l’acquisizione a quattro componenti (4C) e gli studi sull’anisotropia. Il metodo 4D richiede la ripetizione del rilevamento 3D dopo qualche anno (l’intervallo di tempo rappresenta la quarta dimensione) per controllare eventuali cambiamenti subiti da un campo a gas o a olio, come la variazione dei fluidi che saturano i pori (per esempio, la variazione del contatto acqua-olio) e la pressione nei pori. Questi indici si osservano nella variazione delle ampiezze degli eventi riflessi dalle stesse interfacce. Nella prima indagine si perviene alla conoscenza dell’assetto del sottosuolo, nella seconda si possono osservare le variazioni conseguenti agli interventi sui fluidi che saturano i pori. Alcuni giacimenti possono essere meglio identificati e monitorati registrando anche le onde S. Le onde S possono essere, infatti, più sensibili al contrasto di impedenza per certe interfacce, che così risulteranno meglio risolte rispetto alle immagini ottenute dalle onde P. In pratica si possono acquisire segnali secondo due componenti orizzontali e una verticale, riproducendo anche l’intensità del vettore risultante. Si parla in tal caso di acquisizione 4C (Tatham e McCormack, 1991). Questa acquisizione si può effettuare anche in ambiente marino, utilizzando cavi con i sensori adagiati sul fondo. Usualmente si tratta il sottosuolo come un mezzo eterogeneo ma isotropo. Il passo verso l’anisotropia nei rilevamenti 4D e 4C è legato alla necessità di tenere conto delle variazioni della velocità con la direzione (variazione azimutale), oppure con la stratificazione secondo R 2 R 3 R 4 R 5 259
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