BR112014007827B1 - Método e sistema de exploração para detecção de hidrocarbonetos com um veículo submarino - Google Patents

Abstract

método e sistema de exploração para detecção de hidrocarbonetos com um veículo submarino é descrito um método para detecção de hidrocarbonetos com um veículo submarino equipado com um ou mais componentes de medição. o método inclui navegar o uv dentro do corpo d?água; monitorar o corpo d?água com componentes de medição associados com o uv para coletar dados de medição. os dados coletados pelo uv são usados para determinar se hidrocarbonetos estão presentes e a localização.

Description

REFERÊNCIA A PEDIDO RELACIONADO

[0001] Este pedido reivindica o benefício de prioridade do Estágio Nacional de Pedido Internacional No. PCT/US2012/52542, depositado em 27 de Agosto de 2012, que reivindica o benefício de prioridade do Pedido de Patente Provisória U.S. 61/558.822, depositado em 11 de Novembro de 2011, intitulado METHOD FOR DETERMINING THE PRESENCE AND LOCATION OF A SUBSURFACE HYDROCARBON ACCUMULATION AND THE ORIGIN OF THE ASSOCIATED HYDROCARBONS, cuja totalidade é incorporada aqui por referência. Este pedido também reivindica o benefício do Pedido de Patente Provisória U.S. 61/595.394, depositado em 6 de Fevereiro de 2012, intitulado A METHOD TO DETERMINE THE LOCATION, SIZE AND IN SITU CONDITIONS IN A HYDROCARBON RESERVOIR WITH ECOLOGY, GEOCHEMISTRY, AND COLLECTIONS OF BIOMARKERS, cuja totalidade é incorporada aqui por referência. Este pedido também reivindica o benefício do Pedido de Patente Provisória 61/616.813, depositado em 28 de Março de 2012, intitulado METHOD FOR DETERMINING THE PRESENCE AND VOLUME OF A SUBSURFACE HYDROCARBON ACCUMULATION, cuja totalidade é incorporada aqui por referência.

CAMPO DA INVENÇÃO

[0002] Esta invenção refere-se genericamente ao campo de exploração de hidrocarbonetos. Especificamente, a invenção é um método para detectar hidrocarbonetos (p. ex., óleo e/ou gás), que inclui utilizar um veículo submarino (UV) equipado com um ou mais componentes de medição.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[0003] Esta seção é destinada a introduzir vários aspectos da arte, que podem ser associados com as formas de realização exemplares da presente descrição. Esta discussão acredita-se auxiliar em prover uma estrutura para facilitar um melhor entendimento dos aspectos particulares das metodologias e técnicas descritas. Por conseguinte, deve ser entendido que esta seção deve ser lida sob esta luz e não necessariamente como admissões da arte anterior.

[0004] Reservas de hidrocarbonetos estão se tornando mais difíceis para localizar e acessar, uma vez que a demanda por energia cresce globalmente. Tipicamente, várias tecnologias são utilizadas para coletar dados de medição e, em seguida, modelar o local de acúmulos de hidrocarbonetos potencial. A modelagem pode incluir fatores, tais como (1) a geração e expulsão de hidrocarbonetos líquidos e/ou gasosos de uma rocha fonte, (2) migração de hidrocarbonetos para uma acumulação em uma rocha reservatório, (3) um trape e uma selagem para evitar vazamento significativo de hidrocarbonetos do reservatório. A coleta destes dados pode ser benéfica na modelagem de locais potenciais para acúmulos de hidrocarbonetos de subsuperfície.

[0005] Atualmente, reflexão sísmica é a tecnologia dominante para a identificação de acúmulos de hidrocarbonetos. Esta técnica provou-se bem sucedida na identificação de estruturas que possam alojar acúmulos de hidrocarbonetos, e pode também ser utilizada para imagear os fluidos de hidrocarbonetos dentro dos acúmulos de subsuperfície como indicadores de hidrocarbonetos diretos (DHIs). Entretanto, esta tecnologia pode precisar da requerida fidelidade para prover estimativas precisas da presença e volume de acúmulos de hidrocarbonetos de subsuperfície, devido a pobre imageação da subsuperfície, particularmente, com profundidade aumentando onde contrastes de impedância acústica que causam DHIs são muito diminuídos ou ausentes. Adicionalmente, é difícil diferenciar a presença e os tipos de hidrocarbonetos de outros fluidos na subsuperfície por tais medições remotas.

[0006] As atuais tecnologias de detecção de hidrocarboneto não-sísmicas geofísicas, tais como métodos de campos potenciais, como gravidade ou magnéticos ou similares, proveem controles de subsuperfície geológicos grosseiros, medindo-se diferentes propriedades físicas das rochas, porém falta a fidelidade para identificar acúmulos de hidrocarbonetos. Estas ferramentas podem prover liderança sobre onde em uma bacia levantamentos sísmicos devem ser conduzidos, porém não significativamente melhoram a capacidade para confirmar a presença de nascentes de hidrocarbonetos ou acúmulos de hidrocarbonetos de subsuperfície. Outras tecnologias de detecção de hidrocarbonetos não-sísmicas podem incluir extrapolações geológicas de tendências estruturais ou estratigráficas que resultam em acúmulos de hidrocarbonetos prospectivos, porém não podem diretamente detectar estes acúmulos de hidrocarbonetos. Outras técnicas podem incluir monitorar locais de infiltração de hidrocarbonetos como um indicador de acúmulos de hidrocarbonetos de subsuperfície. Entretanto, estas técnicas também são limitadas. Por exemplo, imageação por satélite e aerotransportada de manchas de óleo na superfície do mar e imageação de feixe múltiplo transportada por navio, seguidas por amostragem de núcleo de queda objetivado, têm sido as principais ferramentas de exploração usadas para localizar nascentes de hidrocarbonetos no leito do mar potenciais, como indicadores de um sistema de hidrocarbonetos funcionando em áreas de exploração. Embora muito valiosas, estas tecnologias têm limitações em fidelidade, especificidade, cobertura, e custo.

[0007] Há vários métodos propostos na arte para detectar hidrocarbonetos em um local submarino (p. ex., dentro ou pelo menos parcialmente dentro do corpo d’água). Os sensores típicos estão associados com a detecção de vazamento. Por exemplo, a Patente da Grã-Bretanha No. 2382140 descreve um método que envolve o uso de pulsos acústicos ou de outros sinais para detectar vazamento em oleoduto. Como outro exemplo, a Patente U.S. No. 7728291 descreve um método que utiliza polarização de fluorescência para detectar resíduos de óleo viscosos. Além disso, em Shari Dunn-Norman et al, “Reliability of Pressure Signals in Offshore Pipeline Leak Detection”, Final Report to Dept. of the Interior, MMS TA&R Program SOL 1435-01-00-RP-31077, alarmes de pressão de baixa segurança são descritos como sendo utilizados para detectar vazamento em oleoduto. Também, outros métodos de diferentes tecnologias de detecção de hidrocarbonetos podem incluir o uso de sensores fluorométricos, sensores acústicos, um sensor de metano, ou um sensor de temperatura fixado em um veículo remotamente operado (ROV), para detectar vazamento de tubulação, como indicado por Neptune Oceanographics Ltd (NOL), http://www.offshore-technology.com/contractors/pipeline_inspec/neptune/ 2011 (visitado em 25 de Julho de 2012 ).

[0008] Embora estes vários diferentes sensores possam ser utilizados, o movimento dos sensores tipicamente envolve operadores e outras pessoas para controlar e conduzir a operação, via cabos umbilicais. Por exemplo, certos sistemas utilizam um veículo remotamente operado (ROV) para detecção de vazamento submarino. O ROV é equipado com um sensor para detectar vazamentos. Infelizmente, uma vez que o ROV tem que ser manualmente controlado, um grande número de operadores/hora é requerido para conduzir tal inspeção de tubulação. Outro exemplo inclui a Patente U.S. No. 4.001.764, que descreve o uso de um bote de reboque e de registro para puxar um sensor SONAR para detecção de vazamento de tubulação. Este sistema requer operadores para controlar o bote de reboque e equipamento associado.

[0009] Também, outras tecnologias podem envolver o uso de veículos para inspecionar o leito do mar. Por exemplo, o Pedido de Aplicação U.S. No. 20110004367 descreve um veículo remotamente operado (ROV), que pode ser utilizado para certas missões. Além disso, uma publicação GOSL descreve o uso de um Marport SQX-1 AUV capaz de operar em 500 metros de profundidade de água, que pode utilizar sensores, incluindo SONAR. Vide Geodetic Offshore Service Limited (GOSL) (http://www.goslng.com/marport.asp) (visitado em 25 de Julho de 2012). Entretanto, esta referência parece basear-se somente em um farejador de metano para detecção de vazamento, o que pode resultar em problemas de confiabilidade, devido à falta de informação de sensor adicional. Outra referência é o Pedido de Patente Int. No. 2012052564. Esta referência descreve um AUV para adquirir dados de gravidade e magnéticos próximos ao leito do mar.

[0010] Outros exemplos de pesquisa acadêmica são descritos em Jakuba et al. (2011; Jakuba Michael V, Steinberg D, Pizarro O, Williams SB, Kinsey JC, Yoerger DR, Camilli R. Toward automatic classification of chemical sensor data from autonomous underwater vehicles. AIROS'11 - 2011 IEEE/RSJ International Conference on Intelligent Robots and Systems: Celebrating 50 Years of Robotics. IEEE International Conference on Intelligent Robots and Systems (2011), pág. 4722-4727, arn: 6048757, 23 refs. CODEN: 85RBAH ISBN: 9781612844541 DOI: 10.1109/IROS.2011.6048757 Publicado por: Institute of Electrical and Electronics Engineers Inc., 445 Hoes Lane / P.O. Box 1331, Piscataway, NJ 08855-1331 (US).; Camilli et al. (2010; Camilli, R., Reddy, C. M., Yoerger, D. R., Jakuba, M. V., Kinsey, R. C., McIntyre, C. P., Sylva, S. P., e Maloney, J. V. Tracking Hydrocarbon Plume Transport and Biodegradation at Deepwater Horizon, Ciência 330 (6001): 201-204; Kinsey et al. (2011; Kinsey JC, Yoerger DR, Camilli R, German CR, Jakuba MV, Fisher CR. Assessing the deepwater horizon oil spill with the sentry autonomous underwater vehicle. IROS'11 - 2011 IEEE/RSJ International Conference on Intelligent Robots and Systems: Celebrating 50 Years of Robotics. IEEE International Conference on Intelligent Robots and Systems (2011), pág. 261-267, arn: 6048700, 30 refs. CODEN: 85RBAH ISBN: 9781612844541 DOI: 10.1109/IROS.2011.6048700 Publicado por: Institute of Electrical and Electronics Engineers Inc., 445 Hoes Lane / P.O. Box 1331, Piscataway, NJ 08855-1331 (US)); Zhang et al. (2011; Zhang Y, McEwen RS, Ryan JP, Bellingham JG, Thomas H, Rienecker E, Thompson CH. A peak-capture algorithm used on an autonomous underwater vehicle in the 2010 Gulf of Mexico oil spill response scientific survey. Journal of Field Robotics (Julho de 2011) Volume 28, Número 4, pág. 484-496, 21 refs. ISSN 1556-4959 E-ISSN: 1556-4967 DOI: 10.1002/rob.20399 Publicado por: John Wiley e Sons Inc., P.O.Box 18667, Newark, NJ 07191-8667 (US)) juntamente com Publicação do Pedido Intl. No. 2012/052564. Além disso, outras referências descritas distinguem-se entre fontes de hidrocarbonetos termogênicos e biogênicos. Vide, por exemplo, Sackett WM., Use of Hydrocarbon Sniffing. Offshore Exploration. Journal of Geochemical Exploration, 7:243-254 (1977).

[0011] A respeito destas diferentes tecnologias, muitas especulações de exploração de hidrocarbonetos de fronteira resultam em fracasso. Em particular, estes fracassos são atribuídos a uma incapacidade de totalmente estimar, entender, e apropriadamente arriscar os componentes do sistema de hidrocarbonetos, da fonte para as nascentes (p. ex., presença de fonte e maturidade, migração, acumulação e vazamento). Como resultado, um aumento das técnicas de exploração é necessário. Em particular, um método e sistema são necessários para localizar nascentes de hidrocarbonetos no leito do mar precisamente e com custo eficaz através da escala de bacia-para-play (modelo conceptual de acumulação de hidrocarbonetos), como um meio de aumentar a avaliação da bacia, e para áreas de ótima qualidade para exploração.

RESUMO DA INVENÇÃO

[0012] Em uma forma de realização, é descrito um método para detectar hidrocarbonetos com um veículo submarino equipado com um ou mais componentes de medição. O método inclui posicionar um veículo submarino (UV) dentro do corpo d’água; realizar uma etapa operacional que compreende: navegar o UV dentro do corpo d’água; monitorar o corpo d’água com um ou mais componentes de medição associados com o UV para coletar dados de medição, em que os componentes de medição compreendem um espectrômetro de massa e fluorômetro; e determinar as concentrações dos componentes químicos com o espectrômetro de massa e fluorômetro; resgatar o UV no término da etapa operacional; e coletar dados do UV para determinar se hidrocarbonetos estão presentes e a localização.

[0013] Em uma ou mais formas de realização, o método pode utilizar vários aspectos. Por exemplo, a determinação da concentração pode incluir determinar um ou mais de metano, etano, propano, e butano termogênicos. O método pode incluir obter dados de medição de resistividade de um ou mais sensores de resistividade dispostos em comunicação fluida com o corpo d’água; e processar os dados de medição de resistividade para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos no corpo d’água, o que pode também incluir comparar os dados de medição de resistividade com uma tabela, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo d’água e prover a indicação se a comparação está acima de um limiar. O método pode incluir obter imagens de uma parte do corpo d’água de uma ou mais câmaras dispostas dentro do UV; e processar as imagens para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos na parte de corpo d’água, ou pode incluir imagear uma comunidade microbiana ou biológica no leito do mar que metabolize hidrocarbonetos como um método indireto de indicar a presença e localização de uma nascente de hidrocarbonetos. O método pode incluir navegar o UV com base nos dados de leitura de satélite e/ou aerotransportados que indicam uma mancha de hidrocarboneto, e/ou conduzir uma técnica de amostragem de núcleo de queda e pistão com base nos dados de coleta. Além disso, a etapa do método de monitoramento pode incluir medir um ou mais de uma concentração de pH e um estado de oxidação no corpo d’água; medir anomalias magnéticas sobre ou próximas ao leito do mar, via magnetômetros de multicomponentes; obter amostragem biológica e química de um ou mais de fluidos, gases, e sedimentos, para determinar a profundidade, tipo, qualidade, volume, e localização de um acúmulo de hidrocarboneto dos dados de medição; e/ou medir assinaturas moleculares e isotópicas de gases não-hidrocarbonados e hidrocarbonetos no corpo d’água. Além disso, os dados de medição podem incluir um ou mais de mapas químicos e físicos de anomalias dentro do corpo d’água, para localizar saídas de nascente de hidrocarbonetos.

[0014] Em outra forma de realização, um sistema para monitorar um corpo d’água é descrito. O sistema pode incluir um veículo submarino (UV) configurado para operar dentro de um corpo d’água e incluir: um ou mais componentes de navegação configurados para (i) prover propulsão para o AUV movimentar-se dentro do corpo d’água; e (ii) navegar o UV dentro do corpo d’água; e um ou mais componentes de medição configurados para monitorar o corpo d’água para obtenção de dados de medição, em que os componentes de medição compreendem um espectrômetro de massa e fluorômetro; e são configurados para determinar as concentrações dos componentes químicos dentro do corpo d’água. O um ou mais componentes de medição podem incluir um componente de resistividade configurado para: obter dados de medição de resistividade de um ou mais sensores de resistividade dispostos em comunicação fluida com fluido externo ao UV; e processar os dados de medição de resistividade para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos externos ao UV; um componente de câmara configurado para: obter imagens externas do UV de uma ou mais câmaras dispostas dentro do UV; e processar as imagens para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos externos ao UV.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0015] A precedente e outras vantagens da presente descrição podem tornar-se evidentes na revisão da seguinte descrição detalhada e desenhos de exemplos não- limitantes das formas de realização.

[0016] A Figura 1 é uma vista em elevação lateral de um leito do mar.

[0017] A Figura 2 é um fluxograma empregando leitura remota juntamente com um(ns) veículo(s) subaquático(s), para realizar exploração de hidrocarbonetos de acordo com uma forma de realização exemplar das presentes técnicas.

[0018] A Figura 3 é um fluxograma empregando leitura remota juntamente com veículo submarino (UV), para realizar exploração de hidrocarbonetos de acordo com outra forma de realização exemplar das presentes técnicas.

[0019] A Figura 4 é um diagrama de um AUV de acordo com uma forma de realização exemplar das presentes técnicas.

[0020] A Figura 5 é um diagrama em blocos de um sistema de computador que pode ser usado para realizar qualquer um dos métodos descritos aqui.

[0021] DESCRIÇÃO DETALHADA DAS FORMAS DE REALIZAÇÃO PREFERIDAS

[0022] Na seguinte seção de descrição detalhada, as formas de realização específicas da presente descrição são descritas em combinação com as formas de realização preferidas. Entretanto, na medida em que a seguinte descrição é específica a uma forma de realização particular ou a um uso particular da presente descrição, esta se destina a ser para fins exemplares somente, e simplesmente provê uma descrição das formas de realização exemplares. Portanto, a descrição não é limitada às formas de realização específicas descritas abaixo, porém, sem dúvida, inclui todas as alternativas, modificações, e equivalentes situando-se dentro do verdadeiro espírito e escopo das reivindicações anexadas.

[0023] Vários termos como aqui usados são definidos abaixo. Na medida em que um termo usado em uma reivindicação não é definido abaixo, deve ser dada a mais ampla definição que as pessoas na arte pertinente deram àquele termo, como refletido em pelo menos uma publicação impressa ou patente emitida.

[0024] Para começar, uma nascente é um vazamento de superfície natural de gás e/ou óleo. O hidrocarboneto (p. ex., petróleo) alcança a superfície da crosta da Terra ao longo de fraturas, falhas, inconformidades, ou planos de estratificação, ou é exposto por erosão de superfície em rocha porosa. A presença de uma nascente de óleo ou gás no leito do mar ou superfície do mar indica que três condições geológicas básicas críticas à exploração de petróleo foram satisfeitas. Primeira, rochas ricas em orgânicos foram depositadas e preservadas (presença de fonte). Segunda, a fonte foi aquecida e maturada (p. ex., maturidade de fonte). Terceira, ocorreu migração secundária (p. ex., migração de hidrocarbonetos do local de fonte). Embora uma nascente de superfície de hidrocarbonetos termogênicos não garanta que acúmulos de óleo e gás de subsuperfície do material existam, as nascentes não proveem um mecanismo para retirar o risco dos elementos de um play de exploração. Isto é, a nascente pode ser utilizada para remover a incerteza da modelagem da subsuperfície.

[0025] Na presente descrição, uma intensificação das técnicas de exploração que utilizam um veículo submarino é descrita. O veículo submarino pode incluir veículos submarinos não tripulados (p. ex., veículos submarinos autônomos (AUVs) e/ou veículos remotamente operados (ROVs)), com sensores capazes de localizar anomalias químicas ou físicas que são indicativas de nascentes de hidrocarbonetos. Através do uso destes sensores, o veículo submarino pode prover informações disponíveis para detecção de hidrocarbonetos, que podem ser utilizadas para integrar dados com os dados de leitura remota. Como exemplo, a especificidade química dos sensores aplicados (p. ex., espectrometria de massa subaquática) provê um mecanismo para diferenciar nascentes não-hidrocarbonadas (p. ex., CO2 indesejável) das nascentes de hidrocarbonetos. Outro exemplo permite diferenciar hidrocarbonetos termogênicos que são geralmente, mas nem sempre, mais preferíveis de uma perspectiva de exploração, de hidrocarbonetos biogênicos. Estas técnicas de diferenciação proveem um mecanismo para localizar e diferenciar nascentes e para determinar se a nascente está associada com gás, óleo, ou com a combinação de gás e óleo. Além disso, o mapeamento de anomalias químicas e físicas em torno das nascentes de hidrocarbonetos também provê outras informações com respeito à localização precisa das áreas onde fluidos estão saindo da subsuperfície sobre o leito do mar. Esta especificidade de localização acentua outras operações de medição, tais como técnicas de núcleo de queda ou pistão ou amostragem de sedimentos, fluidos, ou gases associados com hidrocarbonetos acima, no, ou sob o leito do mar. Este método supera falhas convencionais em exploração de hidrocarbonetos fronteiriços, que estão associados com a incapacidade de totalmente avaliar, entender, e apropriadamente arriscar os componentes do sistema de hidrocarbonetos.

[0026] Em uma ou mais formas de realização, o veículo submarino pode incluir veículos submarinos autônomos (AUVs). O AUV pode incluir cargas úteis de sensor integradas para operar através de uma grande região ou pode incluir um ou mais AUVs adicionais, que podem se comunicar entre si para aumentar operações que são utilizadas para operar através de uma região menor. Além disso, o AUV pode incluir inteligência artificial, que é usada para automaticamente detectar e mapear gradientes químicos de compostos alvejados, tais como etano e propano. Nestes sistemas, o relatório de dados pode ser realizado periodicamente para uma pequena embarcação de superfície ou para a costa, empregando-se ligações de satélite.

[0027] Em uma ou mais formas de realização, diferentes sensores químicos, físicos, e biológicos podem ser utilizados para monitorar mudanças que ocorrem como aproximações de hidrocarbonetos de subsuperfície migrando, flutuantes, e saída do leito do mar para dentro da coluna de água como nascentes de macroescala ou nascentes de microescala. Estas mudanças, relativas à água do mar circundante e sedimentos próximos à superfície, podem incluir adições de hidrocarbonetos gasosos e líquidos, gases não-hidrocarbonados (p. ex., N2, H2S, CO2), bolhas, atividade biológica, incluindo esteiras microbianas, reações de oxidação/redução, fluxo de fluido aumentado e diferenças de salinidade/condutividade, temperatura, minerais magnéticos locais, e mudanças de cor dos sedimentos. Destes indicadores de nascentes, a presença de bolhas, a dispersão de espécies de hidrocarbonetos químicos na água do mar, e a presença de esteiras microbianas parecem ser mecanismos eficazes para identificar nascentes de hidrocarbonetos. O veículo submarino pode incluir, mas não é limitado aos sensores de metano, sensores de espectrometria de massa, sensores de infravermelho, sensores Raman, sensores de fluorometria, sensores de redox/oxigênio, sensores de temperatura, sensores de condutividade, sensores magnéticos, sensores de gravidade, e equipamento fotográfico. O sensor de espectrometria de massa (MS) tem um limite de detecção de cerca de 1 parte por bilhão (ppb) de hidrocarbonetos no fluido medido variando para valores saturados de hidrocarbonetos com respeito à água do mar. Este tipo de sensor pode também ser utilizado para diferenciar gases termogênicos de biogênicos, e gás de óleo, e a qualidade do óleo na coluna de água.

[0028] Beneficamente, o veículo submarino tendo sensores pode ser útil em aumentar a exploração de hidrocarbonetos. O veículo submarino pode verificar a presença de hidrocarbonetos termogênicos nas bacias onde nenhuma tal verificação tinha previamente sido notada, reduzindo muito o risco de sucesso de exploração naquela bacia. Uma vez que hidrocarbonetos termogênicos são notados, as capacidades adicionais para indicar se gás e/ou óleo estão presentes, a umidade de gás, quantidades de gases não-hidrocarbonados presentes, e possível gravidade API (densidade ou “qualidade”) do óleo observada ainda aumentam a modelagem de tais regiões. Vários aspectos das presentes técnicas são ainda descritos nas Figuras 1 a 5.

[0029] A Figura 1 é um diagrama ilustrando as numerosas fontes de subsuperfície e trajetos de migração dos hidrocarbonetos presentes nas, ou escapando de, nascentes no fundo do oceano 100. Os hidrocarbonetos 102 gerados na rocha fonte (não mostrada) migram ascendentes através de falhas e fraturas 104. Os hidrocarbonetos migrando podem ser aprisionados em rocha reservatório e formar um acúmulo de hidrocarbonetos, tal como um gás 106, óleo e gás 108, ou um acúmulo de hidrato de gás 110. As infiltrações de hidrocarbonetos do acúmulo de hidrato de gás podem se dissolver em metano e hidrocarbonetos superiores (p. ex., etano, propano) dentro do oceano 112, como mostrado em 114, ou podem permanecer como um hidrato de gás no fundo do oceano 100, como mostrado em 116. Alternativamente, óleo ou gás do reservatório de óleo/gás 108 pode infiltrar-se dentro do oceano, como mostrado em 118, e formar uma mancha de óleo 120 sobre a superfície do oceano 122. Uma esteira bacteriana 124 forma-se em um local de nascente de gás, vazando do reservatório de gás 106, e pode gerar gases hidrocarbonetos biogênicos enquanto degradando gás úmido termogênico. Ainda outro processo de infiltração de hidrocarbonetos é, via um vulcão de lama 126, que pode formar uma mancha de óleo 128 na superfície do oceano. As manchas de óleo 120 e 128 ou gás metano (e, por exemplo, etano, propano, etc.) 130 emitido dali, são sinais de infiltração de hidrocarbonetos que são, por sua vez, sinais de possíveis acúmulos de hidrocarbonetos de subsuperfície. As assinaturas medidas de cada uma destas nascentes podem ser analisadas de acordo com as metodologias e técnicas descritas aqui, para distinguir entre as diferentes origens de hidrocarbonetos encontrados nestas nascentes. Em particular, metodologias e técnicas descritas aqui podem diferenciar-se entre hidrocarbonetos que migraram diretamente para a superfície sem encontrar um trape dentro do qual pudessem ser acumulados (p. ex., uma primeira fonte) e hidrocarbonetos que vazaram de um acúmulo de subsuperfície (p. ex., uma segunda fonte). Se a presença e volume de tal acúmulo de hidrocarboneto puderem ser identificados, é possível que os hidrocarbonetos de um tal acúmulo possam ser extraídos.

[0030] A Figura 2 é um fluxograma 200 para usar leitura remota juntamente com um veiculo subaquático (UV), para realizar exploração de hidrocarbonetos de acordo com uma forma de realização exemplar das presentes técnicas. Neste fluxograma 200, vários blocos referem-se à realização de leitura remota em um local de levantamento, tal como os blocos 202 a 206, o que pode ser referido como uma etapa de leitura remota. Outros blocos envolvem as medições mais diretas, que envolvem a operação de um veículo submarino, tal como os blocos 208 a 216, o que pode ser referido como uma etapa de medição direta. Finalmente, o bloco 218 refere-se ao uso dos dados medidos para descoberta de hidrocarboneto, o que pode ser referido como uma etapa de descobrimento.

[0031] A etapa de leitura remota é descrita nos blocos 202 a 206. No bloco 202, é determinado um local de levantamento regional. No processo de exploração, regiões offshore ou grandes áreas que podem ter potenciais de hidrocarbonetos, são às vezes oferecidas ou concedidas por vários governos para companhias para fins de exploração. Dentro destas regiões, que podem incluir tamanhos excedendo 100.000 km2, é útil para as companhias rapidamente e com custo eficaz determinar se a região tem potencial para produzir acúmulos de hidrocarbonetos (isto é, evidência dentro da região para um sistema de hidrocarboneto ativo) e, sendo assim, localizar e focar em áreas dentro da região que tenham o melhor potencial de exploração. Uma vez que a localização do levantamento regional é identificada, a leitura remota pode ser realizada no local de levantamento identificado, como mostrado no bloco 204. O levantamento de leitura remota pode incluir imagem de satélite e levantamentos aerotransportados juntamente com levantamentos de coluna de água também. As técnicas de leitura remota podem incluir guia de onda acústica oceânico; sísmica da coluna de água; medição acústica ativa (ecobatímetro de feixe múltiplo, sísmica bidimensional (2D), sísmica tridimensional (3D), perfilador de subfundo, sonar de varredura lateral, etc.); imagem e espectroscopia das manchas de óleo e nuvens de gás atmosférico (p. ex., infravermelho (IR), para detectar gases atmosféricos, refletividade de radar, etc.); sensores químicos rebocados (espectrômetro de massa, etc.); medição acústica passiva; amostragem distinta de embarcação de superfície de ar, água, ou solo, em vários locais; núcleos de queda e pistão; levantamentos magnético e gravitacional; leitura óptica; detecção de anomalias térmicas; e/ou qualquer outra técnica de leitura remota. Estas técnicas de leitura remota podem ser realizadas via satélites, navios aerotransportados, e/ou embarcações marinhas. Simultaneamente com a coleta dos dados de leitura remota ou após os dados de medição de leitura remota serem coletados, os dados medidos pelas técnicas de leitura remota podem ser analisados para determinação de locais objetivados, como mostrado no bloco 206. Um exemplo pode incluir interpretar ecobatímetro de feixe múltiplo e dados do perfilador de subfundo adquiridos via uma embarcação marinha. Os dados de retrodifusão de feixe múltiplo podem ser examinados quanto à dureza, aspereza anômalas no fundo do mar, e/ou heterogeneidade volumétrica no subfundo pouco profundo, e examinando-se os dados de batimetria coletados para locais altos, baixos, com linhas de falha, e outros indicadores geológicos, que podem ser consistentes com trajetos permeáveis para migração de hidrocarbonetos para o leito do mar. Em outras palavras, estes métodos de leitura remota proveem alvos para possíveis locais de nascente de hidrocarbonetos. Similarmente, se quaisquer dados de mancha de óleo de interpretações de imagem de satélite anteriores estiverem disponíveis, ou dados sísmicos, etc, estiverem disponíveis, aquela informação pode ser integrada com o feixe múltiplo e dados do perfilador de subfundo, para melhorar ou “otimizar” os melhores lugares para possíveis nascentes de hidrocarbonetos. Adicionalmente, interpretações feitas destes resultados, preferivelmente com a disponibilidade da informação sísmica, podem permitir que interpretações ou modelos geológicos sejam construídos em torno de possíveis “plays” ou prospectos de hidrocarboneto, com base nesta informação inicial. Estas áreas potenciais podem novamente ser alvos úteis para determinar se hidrocarbonetos termogênicos estão presentes como nascentes.

[0032] As medições diretas, na etapa de leitura direta, que envolvem a operação de um veículo submarino, são ainda descritas nos blocos 208 a 216. No bloco 208, o veículo submarino é disposto no local alvo. A disposição pode incluir transportar o veículo submarino para o local alvo, que pode ser um de vários locais alvo identificados pelo levantamento de leitura remota. O veículo submarino pode ser transportado, via outra embarcação marinha e/ou navio aerotransportado, para o local alvo desejado. O posicionamento pode também incluir configurar o veículo submarino para obter-se certas medições e/ou para seguir um certo padrão de busca. Como pode ser observada, a configuração do veículo submarino pode ser realizada antes do transporte do veículo submarino para o local alvo, pelo menos parcialmente durante o transporte do veículo submarino, e/ou pelo menos parcialmente no local alvo. De qualquer maneira, a configuração do veículo submarino pode incluir determinar uma sequência de operações a serem realizadas pelo veículo submarino, para realizar o levantamento de medição direta no local alvo. Por exemplo, esta configuração do veículo submarino pode incluir programar os componentes de navegação para seguir um trajeto geral, ajustando parâmetros e/ou posicionamentos operacionais, ajustando a configuração dos componentes de monitoramento, e/ou outros ajustes operacionais adequados. Isto pode também incluir inserir certos equipamentos (p. ex., certos componentes de monitoramento) dentro do veículo submarino para uso no monitoramento. Uma vez configurado, o veículo submarino pode ser posicionado dentro do corpo d’água, o que pode incluir lançar o veículo submarino, e iniciar operações de medição no veículo submarino. Como um exemplo, o posicionamento pode incluir abaixar o veículo submarino do deck de uma embarcação marinha para dentro do corpo d’água, ou deixa-lo cair dentro do corpo d’água. A iniciação da medição pode ser realizada no navio ou, uma vez que o veículo submarino esteja posicionado, no corpo d’água.

[0033] A operação do veículo submarino é descrita nos blocos 210. Como pode ser observado, a operação do veículo submarino, que pode ser um AUV, pode incluir vários processos que se repetem durante um período operacional (p. ex., período de tempo em que o veículo submarino está medindo dados). Durante este período operacional, o veículo submarino pode navegar para locais alvejados ou pode obter medições ao longo de um padrão de busca específico. Para navegar, o veículo submarino pode utilizar componentes de navegação, que podem incluir um ou mais componentes de propulsão, um ou mais componentes de condução, e similares. O um ou mais componentes de propulsão podem incluir um motor acoplado a uma ou mais baterias e acoplado a uma unidade de hélice, via um eixo, por exemplo, como é conhecido na arte. A unidade de hélice pode ser utilizada para movimentar o fluido de uma maneira a mover o veículo submarino em relação ao corpo d’água. Os componentes de navegação podem utilizar sensores ou outros dispositivos de monitoramento para obtenção de dados de navegação. Os dados de navegação podem incluir diferentes tipos de informações de navegação, tais como unidade de movimento inercial (IMU), informação do sistema de posicionamento global, informação de limite, informação de sensor de profundidade, informação de detecção de obstáculo, informação de SONAR, informação de velocidade da hélice, informação do mapa do leito do mar, e/ou outras informações associadas com a navegação do veículo submarino.

[0034] O veículo submarino pode obter medições dentro do local alvo. Por exemplo, o veículo submarino pode utilizar os componentes de medição, tais como um ou mais módulos, para receber dados de medição, e uma unidade de controle de processo para guiar os dados recebidos, calcular parâmetros operacionais e de medição dos dados recebidos, determinar ajustes para a operação do veículo submarino, e determinar se informações de medição adicionais devem ser obtidas. Os componentes de medição podem incluir componentes de polarização de fluorescência, componentes fluorométricos, componentes sem fio (p. ex., componentes acústicos e/ou componentes de SONAR), componentes de detecção de metano ou outro composto químico, componentes de temperatura, componentes de câmera e/ou outros componentes de medição. Os dados de medição podem incluir imagens de câmera, dados e/ou imagens de SONAR, dados acústicos, dados de temperatura, dados espectrométricos de massa, dados de condutividade, dados fluorométricos, e/ou dados de polarização, por exemplo. Os dados podem ser no formato de imagens, dados brutos com formato específico para o componente, arquivos de texto, e/ou qualquer combinação dos diferentes tipos. O veículo submarino pode incluir cargas úteis de sensor integradas que são utilizadas para monitorar uma grande área, enquanto dois ou mais AUVs, que podem se comunicar entre si, podem também ser utilizados em outras aplicações para monitorar outras áreas que podem ser de menor extensão. Outros sensores podem incluir funcionalidade para prover especificidade química de sensores aplicados (p. ex., espectrometria de massa subaquática). Estes sensores podem discriminar hidrocarbonetos termogênicos, que podem ser preferidos, de hidrocarbonetos biogênicos, e podem determinar se a nascente é associada com gás, óleo, ou uma combinação de gás e óleo. Como um exemplo, o veículo submarino pode ser um AUV. O AUV pode incluir inteligência artificial, que é configurada para detectar e navegar para concentrações de pico das substâncias químicas alvejadas, tais como propano, e o relatório de dados é feito periodicamente para uma pequena embarcação de superfície ou para a costa, empregando-se ligações de satélite.

[0035] Uma vez que os dados de medição são obtidos, podem ser analisados para determinar se hidrocarbonetos estão presentes e sua localização, como mostrado no bloco 212. Uma vez que os dados de medição podem incluir várias formas, os dados de medição podem ser analisados no veículo submarino, via o respectivo equipamento de medição, e/ou transmitidos para outro local para processamento. Certos destes aspectos são discutidos abaixo.

[0036] No bloco 214, as amostras de sedimento, biológicas e químicas, podem ser obtidas e analisadas para melhorar mais o processo. As amostras de sedimento podem ser adquiridas por levantamentos de núcleo de queda ou pistão baseados em navio, com base na integração da leitura remota e informação de medição direta (p. ex., perfil de subfundo e dados sísmicos ligados a localizações de nascente), que podem melhorar muito a capacidade de coletar significativas amostras de sedimento que contenham hidrocarbonetos. Estas amostras são então analisadas (o que pode ser em um laboratório ou a bordo de um veículo) empregando-se fluorometria, cromatografia gasosa (GC), e GC-MS mais sofisticada (espectrometria de massa)- MS ou espectrometria de massa de tempo de vôo GC-GC, ou técnicas adicionais, para obterem-se biomarcadores e outros indicadores de fácies de fonte de hidrocarbonetos e maturidade térmica. As amostras podem também ser obtidas via veículo submarino. Em particular, este método pode incluir determinar a presença e estimar informações, tais como profundidade, tipo, qualidade, volume, e localização, a cerca de um acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície dos dados medidos das amostras adquiridas pelo veículo submarino. As amostras podem ser submetidas a três tecnologias de análise independentes, tais como geoquímica de isótopo agrupado, geoquímica de gás nobre, e microbiologia. Estes podem ser utilizados para prover informações adicionais sobre a profundidade, tipo (óleo vs. gás) e qualidade de fluido, e volume dos acúmulos de hidrocarbonetos de subsuperfície. Isto é, o método pode integrar existentes e novos indicadores biológicos e geoquímicos, para prover percepções na identificação de oportunidade. Além disso, a integração destes indicadores biológicos e geoquímicos com conhecimento contextual geológico/geofísico com os outros dados geológicos e de medição ainda provê melhorias para identificação de oportunidade de hidrocarboneto. Estas técnicas de análise são descritas na Patente U.S. No. 61/595.394; Patente U.S. 61/616.813; e Patente U.S. No.61/558.822.

[0037] Os dados de medição de leitura remota podem ser integrados com os dados de leitura direta, para melhorar o modelo de subsuperfície, como mostrado no bloco 216. Como um exemplo, os dados medidos podem ser organizados com a localização do veículo submarino ou com uma localização para correlacionar os dados medidos com outros levantamentos da geologia de subsuperfície. Como um exemplo específico, dados de eco-sondador de multifeixes podem ser associados com a localização de um veiculo de superfície e usados para detectar a topografia, textura, e densidade do fundo do mar, e SBP (traçar o perfil do subfundo) para localizar anomalias de gás de subsuperfície pouco profunda e camadas de hidrato associadas com refletores de simulação de fundo. Os dados medidos dos sensores químicos associados com um veículo submarino podem ser usados para localizar substâncias químicas anômalas associadas com nascentes e passagens de nascente, para mapear estas anomalias relativas a aspectos geológicos, e para distinguir gás termogênico de biogênico, e gás de óleo. Estes diferentes tipos de dados podem ser integrados com base na informação de localização associada com os respectivos dados para prover informação adicional. Os resultados químicos dos levantamentos de núcleo de queda ou pistão são ainda integrados com dados sísmicos, gravitacionais, e magnéticos que foram combinados para criar modelos de subsuperfície do sistema de geologia e de hidrocarboneto em uma região. Os modelos de subsuperfície são ainda acentuados pelos resultados das assinaturas de ecologia microbiana, isótopos agrupados, e gás nobre, das amostras adquiridas por um veículo submarino.

[0038] Finalmente, o bloco 218 refere-se à designação de um local de perfuração para descoberta de hidrocarbonetos com base nos dados medidos. A descoberta de hidrocarbonetos é baseada em uma determinação que é feita para acessar hidrocarbonetos a partir de locais alvos com base, pelo menos parcialmente, nos dados medidos ou nos dados integrados. A determinação pode incluir analisar os dados medidos para um ou mais de tipo, qualidade, profundidade, e volume de acúmulo de hidrocarboneto obtido pelas assinaturas de ecologia microbiana, isótopo agrupado, e gás nobre, e/ou destes dados integrados com os dados geológicos e geofísicos. A descoberta dos hidrocarbonetos envolve perfurar um poço para prover acesso ao acúmulo de hidrocarbonetos. Além disso, a produção pode incluir instalar uma instalação de produção configurada para monitorar e produzir hidrocarbonetos pelos intervalos de produção que proveem acesso à formação de subsuperfície. A instalação de produção pode incluir uma ou mais unidades para processar e controlar o fluxo dos fluidos de produção, tais como hidrocarbonetos e/ou água, da formação. Para acessar os intervalos de produção, a instalação de produção pode ser acoplada a uma árvore e várias válvulas de controle, via umbilical de controle, tubulação de produção para passar fluidos da árvore para a instalação de produção, tubulação de controle para dispositivos hidráulicos ou elétricos, e um cabo de controle para comunicação com outros dispositivos dentro do poço.

[0039] Beneficamente, este método integrado provê um aumento na exploração de hidrocarbonetos. Em particular, o método pode ser utilizado antes das operações de perfuração, para reduzir o risco de exploração, provendo mais informações sobre a presença e localização de infiltrações de hidrocarboneto termogênico no leito do mar. Como resultado, este método provê uma técnica com custo eficaz para aumentar a avaliação da bacia e para áreas de ótima qualidade para exploração. A análise de dados sísmicos, gravitacionais, magnéticos, e acústicos dos levantamentos de superfície, mais a interpretação integrada de dados físicos e químicos dos veículos submarinos, proveem um método melhorado para localizar nascentes no leito do mar de hidrocarbonetos termogênicos com custo eficaz através de grandes áreas.

[0040] Além disso, o mapeamento de anomalias em torno das nascentes de hidrocarbonetos pode ser útil para localizar áreas onde fluidos estão saindo da subsuperfície sobre o leito do mar. Esta abordagem pode ser utilizada para aprimorar outras tecnologias, tais como amostragem de núcleo de queda de sedimentos associada com hidrocarboneto, ou a aquisição de fluidos ou gases acima, no, ou sob o leito do mar. Portanto, este método integrado pode ser utilizado para ainda aumentar as atividades de exploração.

[0041] Como outra forma de realização específica, a Figura 3 é um fluxograma 300 para empregar leitura remota juntamente com um veículo submarino (UV), para realizar exploração de hidrocarbonetos de acordo com outra forma de realização exemplar das presentes técnicas. Neste fluxograma 300, vários blocos referem-se à etapa de leitura remota, etapa de leitura direta, e etapa de descoberta, como citado acima na Figura 2, e são utilizados para determinar a localização de uma nascente de hidrocarbonetos. Neste fluxograma 300, a etapa de leitura remota pode incluir os blocos 302 a 310, a etapa de leitura direta pode incluir os blocos 312 a 318, e a etapa de descoberta pode incluir os blocos 320 a 322.

[0042] A etapa de leitura remota é descrita nos blocos 302 a 310. No bloco 302, são realizadas imagem e espectroscopia das manchas de óleo e nuvens de gás atmosférico. Por exemplo, estas ferramentas podem incluir satélite de alta resolução, radar (p. ex., radar de abertura sintética) e imageadores de ultravioletas, que podem detectar a presença e extensão geográfica das manchas de óleo. Dados de imageação multiespectrais podem também ser usados para mapear grandes manchas de óleo que ocorrem offshore. Como outro exemplo, sensor de infravermelho pode ser utilizado para detectar gases atmosféricos, refletividade de radar; e/ou levantamentos aerotransportados. Então, no bloco 304, uma localização de levantamento regional pode ser utilizada para identificar um ou mais locais alvo dentro da região. Esta determinação pode inclui identificar uma região que tem potencial para incluir uma ou mais nascentes de hidrocarbonetos com base nos dados de imagem e espectroscopia.

[0043] Uma vez que a localização do levantamento regional é identificada, a leitura remota pode ser realizada via uma embarcação marinha, como mostrado no bloco 306, e via veículo submarino, como mostrado no bloco 308. No bloco 306, os dados de leitura remota são obtidos de um veículo marinho de superfície, tal como uma embarcação de superfície. Os dados de leitura remota da embarcação de superfície podem incluir realizar medição acústica ativa (p. ex., eco-sondador de multifeixes, sísmica 2D, sísmica 3D, perfilador de subfundo, sonar de varredura lateral, etc.), análise química (p. ex., rebocando sensores químicos in situ (espectrômetro de massa, etc.)); distinta amostragem in situ de embarcação de superfície do ar, água, ou solo em vários locais; núcleos de queda ou pistão, sistema de amostragem; bombeamento de líquido para local de leitura; técnicas acústicas passivas; levantamentos magnético e gravitacional; leitura óptica (remota ou in situ); análise de anomalias térmicas; qualquer outra técnica de leitura remota ou in situ. No bloco 308, dados de leitura remota do veículo submarino (p. ex., dispositivo de posicionamento subaquático (AUV, ROV, boias, qualquer outro dispositivo de posicionamento subaquático)) podem incluir análise de amostras de sedimento ou água. Então, no bloco 310, os locais específicos para amostragem de sedimento, biológica e química (p. ex., local alvo) são determinados para intensificar mais a análise. Esta determinação pode incluir identificar locais alvo para investigações focalizadas de pontos de interesse para confirmar a presença de infiltração de hidrocarbonetos termogênicos (p. ex., geoquímica molecular de sedimentos no leito do mar, coluna de água, etc.).

[0044] A amostragem biológica e química na etapa de leitura direta é realizada nos blocos 312 a 318. A amostra é obtida no bloco 312. O local da amostra de hidrocarbonetos pode ser baseado em um local de nascente conhecido, ou determinando-se um local de nascente através de técnicas conhecidas. A uma ou mais amostras são obtidas do local da amostra de hidrocarboneto. Se a localização de hidrocarboneto for uma nascente, a amostragem dos locais de nascente pode incluir: (i) confirmar a presença de hidrocarbonetos (p. ex., biogênico, termogênico, abiogênico) no local de nascente, e (ii) conduzir avançada análise biológica e geoquímica após amostragem apropriada. Os métodos de amostragem usados para coletar as amostras de interesse podem incluir amostragem de núcleo gravitacional ou de queda de pistão, o uso de submersíveis tripulados, veículos submarinos autônomos (AUV), ou veículos remotamente operados (ROV) com dispositivos de amostragem de núcleo, e aparelho de amostragem de gás. A amostragem pode também incluir coleta de sedimentos de superfície circundando o local de nascente e coleta de fluidos de dentro do conduto de nascente. Uma amostra pode compreender: (i) qualquer amostra de superfície, tal como uma amostra de sedimento tomada do leito do mar ou uma amostra de fluidos infiltrados, (ii) qualquer amostra tomada da coluna de água acima de um local de nascente, ou (iii) qualquer amostra tomada de dentro dos condutos de nascente abaixo da superfície. A identificação da presença de hidrocarbonetos pode ser determinada por análise geoquímica padrão. Isto pode incluir, mas não é restrito a técnicas geoquímicas de intensidade de fluorescência máxima e moleculares padrão, tais como cromatografia gasosa (GC). Quanto às amostras biológicas, apropriada preservação deve ser tomada, como é conhecido na arte. Similarmente, amostras de gás e/ou óleo, que são submetidas à análise de isótopo agrupado e de gás nobre, podem ser coletadas usando-se funis ou inserindo-se na nascente condutos conectados a cilindros de amostragem.

[0045] Após a etapa de obtenção de amostra, são medidas as assinaturas moleculares e isotópicas de gases não-hidrocarbonados e hidrocarbonetos na amostra, como mostrado no bloco 314. Em particular, são medidas as assinaturas moleculares e isotópicas de gases não-hidrocarbonados (p. ex., H2S, CO2, N2) e hidrocarbonetos, o que inclui a análise de assinaturas de gases nobres (He, Ne, Ar, Kr, e Xe) e a assinatura de isotopólogo ou isótopo agrupado tanto de moléculas não- hidrocarbonadas como de hidrocarbonetos (em gases, água, e/ou óleos). Os isotopólogos são moléculas que diferem somente em sua composição isotópica. Os isótopos agrupados são isotopólogos que contém dois ou mais isótopos raros. A amostra de interesse pode compreender água, óleo, gás natural, sedimentos, ou outros tipos de rochas, ou fluidos presentes em sedimentos, rochas, água, ou ar. A medição da abundância de cada isótopo de gás nobre pode ser conduzida seguindo- se técnicas de extração padrão, empregando-se espectrometria de massa. A medição da abundância de cada isótopo agrupado ou isotopólogo pode ser conduzida empregando-se múltiplas técnicas, tais como espectrometria de massa e/ou espectrometria baseada em leiser. A ecologia de amostras (p. ex., sedimento, água do mar, fluidos infiltrados, e similares) pode ser caracterizada através de numerosas diferentes técnicas. Estas podem incluir, mas não são restritas à análise do ácido desoxirribonucleico (DNA), análise do ácido ribonucleico (RNA), (meta) genômicas, (meta) proteômicas, (meta) transcriptômicas, análise de lipídio, e métodos baseados em cultura. A análise pode incluir avaliações tanto (semi) quantitativas (p. ex., qPCR (reação em cadeia de polimerase quantitativa), sequenciação de próxima-geração) como qualitativas (p. ex., sequenciação, microscopia, testes de fenótipo). A análise molecular padrão é conduzida para caracterizar a assinatura orgânica de hidrocarbonetos extraídos da amostra. A análise pode incluir o uso de cromatografia gasosa-espectrometria de massa (GC/MS), GC/GC/MS, e cromatografia líquida. A análise inorgânica de amostras pode também ser conduzida. A análise pode incluir, mas não é restrita à espectrometria de massa de plasma indutivamente acoplada (ICP-MS) e espectroscopia de emissão óptica-ICP. A análise química gasosa pode também ser conduzida e pode incluir relação de isótopo-espectroscopia de massa e GC.

[0046] No bloco 316, é realizada a interpretação de assinaturas moleculares e isotópicas avançadas, incluindo assinaturas de gás nobre e assinaturas de isótopo agrupado de moléculas de hidrocarboneto e não-hidrocarbonadas. Esta interpretação envolve determinar o tipo e a qualidade dos hidrocarbonetos, e/ou a profundidade de um acúmulo de hidrocarbonetos e/ou volume de um acúmulo de hidrocarbonetos. Como exemplo, os gases nobres podem ser utilizados para determinar o volume de acúmulo de hidrocarbonetos, tipo de hidrocarboneto, e qualidade do óleo, e é provido na Patente U.S. No. 61/616.813. Uma vez que gases e óleos naturais são inicialmente destituídos de gases nobres, a adição destes através da interação com formação de água provê informações sobre as amostras. O impacto desta interação nas relações isotópicas e concentrações absolutas de gases nobres presentes na fase de hidrocarboneto é uma função de três variáveis: (i) a concentração inicial e assinatura isotópica dos gases nobres na fase de água, (ii) a solubilidade dos gases nobres em água e óleo (a solubilidade dos gases nobres em óleo é controlada pela qualidade do óleo), e (iii) a relação dos volumes de óleo/água, gás/água ou gás/óleo/água.

[0047] A concentração inicial de gases nobres na fase de água, antes da interação com quaisquer hidrocarbonetos, pode ser precisamente medida ou estimada. Os gases nobres se dissolvem em água durante recarga de águas meteóricas ou no limite de ar/água quanto à água do mar. Esta assinatura inicial é, portanto, dominada por gases nobres atmosféricos, isto é, 20Ne, 36Ar, 84Kr, e 132Xe. A quantidade de gases nobres que se dissolvem dentro da fase de água obedece a Lei de Henry, que afirma que a quantidade de gases nobres dissolvidos em água é proporcional à pressão dos gases nobres na atmosfera (que varia como uma função de altitude para recarga de água meteórica). A constante de Henry é diretamente relacionada com a salinidade da fase de água e da temperatura ambiente durante a transferência de gases nobres para a água. As águas de formação recarregadas de águas meteóricas na interface de ar/solo podem ter um componente adicional de gases nobres derivados atmosféricos, daquele que é esperado puramente do “ar em excesso” de equilíbrio. Estas influências podem ser submetidas a ajustes (p. ex., esquemas de correção, tais como aqueles citados em Aeschbach-Hertig, W., Peeters, F., Beyerle, U., Kipfer, R. Palaeotemperature reconstruction from noble gases in ground water taking into account equilibrium with entrapped air. Nature, 405, 1040-1044, 2000, por exemplo). A assinatura de gás nobre resultante, portanto, situa-se entre água saturada de ar (ASW), água do mar saturada de ar (ASS), e salmoura saturada de ar (ASB) para qualquer temperatura fornecida). Os gases nobres radiogênicos são então introduzidos em seguida à recarga através de decaimento radioativo de minerais dentro da subsuperfície. A concentração dos gases nobres radiogênicos tipicamente aumenta com o tempo de permanência de água de formação aumentando (ou envelhecimento). Esta assinatura de gás nobre evoluindo na fase de água é mudada como resultado da mistura e interação com outros fluidos.

[0048] As solubilidades dos gases nobres em água foi determinada por uma faixa de diferentes temperaturas, como é conhecida na arte (p. ex., Crovetto, R., Fernandez-Prini, R., Japas, M.L. Solubilities of inert gases and methane in H2O and D2O in the temperature range of 300 to 600K, Journal of Chemical Physics 76(2), 1077-1086, 1982; Smith, S.P. Noble gas solubilities in water at high temperature. EOS Transactions of the American Geophysical Union, 66, 397, 1985.). Similarmente, a solubilidade dos gases nobres em óleo medida aumenta com a diminuição da densidade do óleo (Kharaka, Y.K. e Specht, D.K. The solubility of noble gases in crude oil at 25-100oC. Applied Geochemistry, 3, 137-144, 1988.).

[0049] A troca de gases nobres atmosféricos entre a água de formação e ambas as fases de óleo e/ou hidrocarboneto gasoso pode ocorrer através de vários processos, e a extensão de fracionamento induzido por cada um destes processos dá origem a diferentes assinaturas nas diferentes fases. Estes processos podem ser modelados e podem compreender solubilidade de equilíbrio, fracionamento de estilo Rayleigh, e extração de gás. A troca de gases nobres entre óleo e água pode resultar na fase de óleo desenvolvendo um enriquecimento nos gases nobres pesados (Kr e Xe), e uma depleção associada nos gases nobres leves (He e Ne) em relação à fase de água. Isto é devido à maior solubilidade dos gases nobres pesados em óleo do que em água. Ao contrário, a interação de uma fase de gás com água pode resultar na fase gasosa tornando-se relativamente enriquecida nos gases nobres mais leves e exaurida nos gases nobres pesados em relação a uma fase aquosa. A magnitude deste fracionamento pode mudar, dependendo do processo de troca envolvido e na densidade da fase de óleo.

[0050] Admitindo-se que uma assinatura de subsuperfície é preservada durante migração para a superfície, podem ser determinadas as fases que interagem (p. ex., óleo-água, gás-água, ou gás-óleo-água) com um hidrocarboneto infiltrado, medindose a concentração de gases nobres na amostra de hidrocarboneto. Os gases nobres proveem um traçador conservativo do tipo hidrocarboneto presente dentro da subsuperfície (óleo vs. gás). O conhecimento da solubilidade dos gases nobres como uma função de densidade de óleo provê outra informação sobre a estimativa da qualidade de óleo quando os hidrocarbonetos presentes são determinados serem óleo. Finalmente, dado que duas das três variáveis que controlam a troca de gases nobres entre água e hidrocarbonetos são conhecidas ou podem ser modeladas, a relação em volume de hidrocarboneto/água dentro de um acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície pode ser determinada. Disto, é possível quantitativamente predizer o volume de hidrocarboneto presente dentro de um acúmulo de subsuperfície.

[0051] Além da utilização de gases nobres para determinar o volume de acúmulo de hidrocarbonetos, o tipo de hidrocarboneto e a qualidade do óleo, a geoquímica do isótopo agrupado pode ser utilizada para determinar a profundidade de um acúmulo de hidrocarbonetos. Como exemplo, a Patente U.S. No. 61/558.822 descreve um processo para determinar a assinatura de isótopo agrupado de qualquer molécula. A assinatura de isótopo agrupado de qualquer molécula é uma função de: (i) processos aleatoriamente populados independentes de temperatura (p. ex., distribuição estocástica), e (ii) troca isotópica de equilíbrio térmico. O último processo é controlado ou dependente da temperatura circundante. A distribuição estocástica de qualquer isotopólogo pode ser determinada pelas assinaturas de isótopo de massa da espécie da qual ele deriva. Por exemplo, a determinação da distribuição estocástica de isotopólogos para metano requer conhecimento das assinaturas 13C e D de metano. A assinatura isotópica dos gases hidrocarbonetos que estão armazenados em um acúmulo de subsuperfície ou que estão presentes em nascentes pode refletir na assinatura isotópica do gás gerado da rocha fonte. Como tal, esta assinatura pode ser concomitantemente determinada durante a caracterização dos hidrocarbonetos presentes em uma nascente e diretamente substituída no cálculo da distribuição estocástica. Pode haver ocasiões, entretanto, quando a assinatura isotópica de gases é alterada por processos como mistura com gás biogênico. Em tais exemplos, esquemas de correção conhecidos na arte podem ser considerados, tais como Chung et al., (1988; H.M. Chung, J.R. Gormly, R.M. Squires. Origin of gaseous hydrocarbons in subsurface environments: theoretical considerations of carbon isotope distribution in M. Schoell (Ed.), Origins of Methane in the Earth. Chem. Geol., 71 (1988), pág. 97-103 (edição especial)). O esquema de correção pode ser usado para desenvolver tais contribuições e alcançar a assinatura de isótopo primário inicial, que deve ser usada no cálculo da distribuição estocástica.

[0052] A abundância aumentada esperada, ou enriquecimento, de qualquer dado isotopólogo ou isótopo agrupado pode ser modelada ou empiricamente determinada por qualquer dada temperatura. Medindo-se as assinaturas de isótopo agrupado e isotopólogo de uma dada molécula, e através do conhecimento da distribuição estocástica, o enriquecimento das concentrações medidas relativas à distribuição estocástica pode ser usado para determinar a temperatura na subsuperfície da qual esta molécula é derivada.

[0053] Os hidrocarbonetos que derivam de um acúmulo de subsuperfície podem conter uma assinatura de isótopo agrupado, que reflete mais a temperatura em que os hidrocarbonetos foram armazenados na subsuperfície. Este controle não-cinético, das reações de troca isotópicas em isotopólogos de hidrocarbonetos que se originam de um acúmulo de subsuperfície, surge como resultado dos tempos de permanência inerentemente longos de hidrocarbonetos na subsuperfície. Através da aplicação de gradiente geotérmico adequado para a temperatura de armazenagem derivada da assinatura de isótopo agrupado, pode ser estimado o local (profundidade) dentro da subsuperfície em que acúmulos de hidrocarboneto associados à nascente residem.

[0054] Como outra técnica independente útil para a detecção de acúmulos de hidrocarbonetos e sua localização ou profundidade, a ecologia microbiana e assinatura de biomarcador em nascentes de hidrocarbonetos podem ser empregadas para determinar a profundidade de um acúmulo de hidrocarbonetos, e/ou o volume de acúmulo de hidrocarbonetos, e/ou o tipo de hidrocarboneto e a qualidade do óleo, como descrito na Patente U.S. No. 61/595.394. A ecologia é o estudo das interações entre organismos vivos e o ambiente circundante não-vivo. A ecologia microbiana refere-se à ecologia de pequenos organismos como bactérias e archaea. A ecologia inclui parâmetros bióticos como a composição da comunidade (p. ex., quais organismos estão presentes), função de comunidade (p. ex., o que aqueles organismos estão fazendo), comportamento do organismo, quantidade e produção metabólica do organismo. Adicionalmente, a ecologia inclui parâmetros abióticos como pH, temperatura, pressão e concentrações aquosas de diferentes espécies químicas. Podemos medir todos ou alguns destes parâmetros para descrever a ecologia de uma nascente de hidrocarboneto. As nascentes que são conectadas aos acúmulos de hidrocarbonetos podem ter diferentes ecologias do que as nascentes que não estão conectadas aos acúmulos de hidrocarbonetos.

[0055] A ecologia microbiana envolve empregar técnicas baseadas em genômicas e cultura para descrever a composição de comunidade. As medições (Meta) Genômicas, (meta) transcriptômicas, (meta) proteômicas e de lipídios podem ser combinadas com medições químicas para determinar a função de comunidade. Mudanças de temperatura acionam mudanças na estrutura e função da comunidade. As mudanças no tipo e volume de hidrocarbonetos presentes na acumulação mudam a estrutura e a função de comunidade. Se uma nascente estiver conectada a um acúmulo de hidrocarbonetos, estas diferenças ecológicas podem ser refletidas em amostras adquiridas da nascente.

[0056] As amostras de sedimento e fluido de dentro e em torno de uma nascente de hidrocarboneto podem ser coletadas e apropriadamente preservadas. Mudanças na ecologia destas amostras podem refletir as condições dos acúmulos de subsuperfície alimentando as nascentes. Amostras de uma nascente não conectada com uma acumulação de hidrocarboneto podem não conter parâmetros ecológicos associados com um ambiente de hidrocarbonetos quentes profundos.

[0057] Em seguida, no bloco 318, o tipo e qualidade, profundidade e volume do acúmulo de hidrocarbonetos obtidos pelas assinaturas de ecologia microbiana, isótopos agrupados e gás nobre podem ser integrados com dados de leitura remota, obtidos de leitura remota, como citado nos blocos 302 a 310, para confirmar a materialidade da acumulação. Esta etapa de integração inclui incorporação de todos os aspectos do modelo de sistema de hidrocarboneto juntamente com dados geológicos e geofísicos, tais como estimativas de risco de modelagem de bacia, e/ou probabilístico ou estatístico. Incluídos nesta estimativa estão os riscos de fonte, maturação, migração, presença de reservatório e qualidade adequados, tamanho e adequação de trape, e selagem. Se aspectos da estimativa de risco, incluindo os resultados dos blocos 312 a 318, forem suficientemente favoráveis, uma decisão quanto a parar ou continuar o processo permanece.

[0058] O estágio de descoberta inclui os blocos 320 a 322. No bloco 320, é feita uma determinação para acessar os hidrocarbonetos baseada nos dados medidos e nos dados integrados. Esta determinação pode incluir uma variedade de fatores econômicos que incluem os custos associados de perfurar um poço, versus os benefícios econômicos de descobrir uma acumulação do tamanho esperado na profundidade esperada incorporando-se os riscos apropriados. Se o custo-benefício for julgado suficiente, então, no bloco 322, um poço é perfurado e hidrocarbonetos são descobertos com base na determinação. Esta descoberta de hidrocarbonetos pode ser similar ao bloco 218 da Figura 2.

[0059] Como citado acima, estas medições de leitura remota e direta podem ser realizadas por um veículo submarino e/ou um embarcação marinha. As medições podem incluir detectar localizações de nascentes via um levantamento de multi- feixes de alta-resolução, como descrito em Valentine et al. (2010; Valentine DL, Reddy CM, Farwell, Hill TM, Pizarro O, Yoerger DR, Camilli R, Nelson RK, Peacock EE, Bagby SC, Clarke BA, Roman CN, Soloway M. Asphalt Volcanoes as a Potential Source of Methane to Late Pleistocene Coastal Waters. Nature Geoscience Letters. DOI: 10.1038/NGEO848)) in the Santa Barbara basin. Embora certas medições possam ser realizadas via uma embarcação de superfície, os custos de se fazer levantamentos regionais com ferramentas rebocadas, especialmente em profundidades maiores do que algumas centenas de metros, são muito elevados, devido às velocidades limitadas que podem ser conseguidas enquanto mantendo-se o dispositivo próximo do leito do mar com cargas de tensão manejáveis no cabo de suporte. A resolução espacial típica conseguida com estes sistemas rebocados é também baixa (p. ex., da ordem de centenas de metros), em comparação com a resolução espacial de aproximadamente 10 metros, obtida utilizando-se um espectrômetro e fluorômetro de massa incorporados dentro de um veículo submarino (p. ex., AUV). Há também a complexidade e fonte potencial de erro adicionadas, que podem ocorrer se amostras de água forem coletadas para análise a bordo do navio e não tiverem mantido suas propriedades in situ.

[0060] Para aumentar os dados de medição, um veículo submarino pode ser usado para obterem-se certos dados. O veículo submarino pode incluir um AUV, ROV, towfish ou submersíveis tripulados. As diferentes configurações destes AUVs e método de operação podem incluir várias diferentes combinações de componentes, para prover os dados de medição para um levantamento específico. As diferentes configurações podem ser utilizadas para realizar as medições diretas dos locais alvo, como citado acima. Estas medições podem incluir análise de gases ou hidrocarbonetos solúveis em água dissolvidos em água, bem como bolsas separadas em fase de hidrocarbonetos na água. Além disso, as medições diretas podem incluir informações acerca dos detalhes geológicos associados com locais de nascentes de hidrocarbonetos ativas. Estes veículos submarinos são conhecidos na arte, como citado acima com respeito à detecção de vazamento de oleoduto. Vide, p. ex., R. Camilli and Duryea 2007, em Proc. IEEE/MTS OCEANS (IEEE/MTS, Vancouver, Canada, pág. 1-7 (10.1109/OCEANS.2007.4449412). xxx

[0061] Como um exemplo, os veículos submarinos podem incluir vários diferentes sensores químicos. Especificamente, espectrometria e fluorometria de massa podem ser utilizadas para conduzir levantamentos para localizar hidrocarbonetos no ambiente marinho. Para intensificar as técnicas de levantamento de hidrocarboneto, um AUV pode ser utilizado em um sistema que pode ser programado para conduzir missões autônomas a qualquer profundidade de interesse de exploração. Isto é, o sistema pode obter dados de medição próximos ao leito do mar, que resultam em insuperável resolução química de água de leito do mar, subfundo e in situ em tempo real próximo. Esta aquisição de tempo real pode prover esclarecimento adicional quanto à localização dos hidrocarbonetos.

[0062] Em outro exemplo, o veículo submarino pode incluir um sensor de metano, para detectar a presença de hidrocarbonetos próximo do leito do mar. Este veículo submarino pode também incluir sensores de gravidade e magnéticos, para realizar dados adicionais que possam ser correlacionados com os dados de sensor de metano. Para prover intensificações adicionais, os dados medidos podem ser organizados com a localização do veículo submarino, para correlacionar os dados medidos com outros levantamentos da geologia de subsuperfície. Sensores químicos podem ser usados para localizar químicas anômalas associadas com nascentes e saídas de nascentes, para mapear estas anomalias relativas a detalhes geológicos e para distinguir gás termogênico de biogênico, e gás de óleo. Além disso, sensores podem também ser utilizados para prover análise química e isotópica de hidrocarbonetos, para determinar se uma fonte de nascente é termogênica ou biogênica. Cada um destes diferentes sensores pode ser incluído no veículo submarino, para prover aprimoramentos aos dados medidos coletados e analisados.

[0063] Por conseguinte, em certas formas de realização, os veículos submarinos (p. ex., veículo submarino não-tripulado) podem incluir sensores capazes de detectar anomalias químicas ou físicas, que são indicativas de nascentes de hidrocarbonetos e correlacioná-las com um local específico. A especificidade química dos sensores aplicados, particularmente espectrometria de massa submarina, suplementada por um fluorômetro, pode também prover a discriminação das nascentes termogênicas das nascentes biogênicas e determinar se a nascente é associada com um gás, óleo, ou gás e óleo. Os sensores podem incluir um espectrômetro de massa, um detector de metano, fluorômetro, eco-sondador de multifeixes (MBES), perfilador de subfundo (SBP), sonar de varredura lateral (SSS) e câmera [isto foi feito até certo ponto em pesquisa oceanográfica]. De qualquer maneira, os sensores podem ser utilizados para mapear os tipos e concentrações de hidrocarboneto, que podem ser utilizados para indicar a presença e ligações de superfície-subsuperfície para um sistema de hidrocarbonetos. Além disso, os sensores podem diferenciar hidrocarbonetos biogênicos de hidrocarbonetos termogênicos, óleo de gás, e prover informações adicionais referentes a localizações para núcleos de queda ou núcleos de pistão, e mais amostragem.

[0064] O veículo submarino provê um aumento da capacidade de localizar nascentes de hidrocarbonetos eficientemente e em uma maneira de custo-eficaz para uma grande região. Isto é conseguido através de uma combinação de medições diretas com os instrumentos de leitura remota. Desta maneira, os modelos de subsuperfície podem ser aprimorados e reduzir o risco da exploração. Além disso, esta aquisição destes dados de medição direta pode ser realizada de forma barata e eficientemente em escalas regionais. Como resultado, o processo de exploração pode ser intensificado para melhorar a capacidade de encontrar e priorizar extensões de play.

[0065] Como um exemplo de um AUV, a Figura 4 é um digrama de um AUV de acordo com uma forma de realização exemplar das presentes técnicas. Neste AUV 400, uma unidade de controle de processo 402 é utilizada para controlar os componentes de navegação e os componentes de medição. A unidade de controle de processo 402 inclui um processador 403, memória 404 e conjuntos de instruções (p. ex., módulo de navegação mestre 410 e módulo de medição mestre 420), que são armazenados na memória 404 e executáveis pela unidade de controle de processo 402. A energia para a unidade de controle de processo 402 pode ser suprida por uma ou mais baterias 406. Também a unidade de controle de processo 402 pode incluir um componente de comunicação 408, que pode incluir uma antena e outro equipamento para controlar as comunicações com outros sistemas, tais como embarcação marinha e/ou GPS.

[0066] Os componentes de navegação do AUV 400 podem incluir o módulo de navegação mestre 410, um componente de mapeamento, tal como componente SONAR 412, componente de sensor de movimento 416 e componente de propulsão 418. O módulo de navegação mestre pode operar pelo processador executando os conjuntos de instruções configurados para: controlar os diferentes componentes de navegação, calcular o trajeto do AUV, obter sinais (p. ex., sinais GPS e/ou sinais de orientação sem/fio), comunicação com os sistemas de propulsão para ajustar a direção e/ou velocidade do AUV, obter dados de sensor de movimento, e/ou calcular a localização do AUV com base em diferentes dados (p. ex., dados GPS, dados de orientação sem-fio, dados de sensor de movimento e dados de componente de mapeamento). O componente SONAR 412 pode incluir equipamento sensor SONAR para remeter e receber sinais de SONAR e prover dados de SONAR associados para o módulo de navegação mestre. O componente SONAR 412 pode também ser utilizado para a detecção de hidrocarbonetos externos ao AUV (p. ex., em fluido disposto externo ao AUV, tal como um corpo d’água dentro do qual o AUV está disposto). O componente sensor de movimento 416 pode incluir vários sensores e outro equipamento para obter dados de sensor de movimento acerca das forças aplicadas ao AUV 400 (p. ex., correntes e fluxos de fluido). O componente sensor de movimento 416 pode incluir um processador que se comunica com um giroscópio, sensor de profundidade, medidor de velocidade juntamente com vários outros medidores, para medir a orientação ou outros parâmetros do AUV. Também o componente de propulsão 418 pode incluir duas unidades de hélice incluídas em um membro de suporte de hélice, um motor acoplado às baterias 406.

[0067] Os componentes de medição do AUV 400 podem incluir o módulo de medição mestre 420, componentes de resistividade 422a - 422c, componente de câmera 424a - 424c, e/ou outro componente de detecção de hidrocarboneto 426, juntamente com o componente SONAR 412. O módulo de medição mestre pode operar pelo processador executando os conjuntos de instruções configurados para: controlar os diferentes componentes de medição, determinar se hidrocarbonetos estão presentes externos ao AUV (p. ex., em fluido disposto externo ao AUV, tal como um corpo d’água dentro do qual o AUV está disposto), comunicar-se com os sistemas de propulsão para ajustar a direção e/ou velocidade do AUV se hidrocarbonetos forem detectados, obter dados de medição e a localização do AUV com base em diferentes indicações de hidrocarbonetos, e armazenar certos dados de medição e dados de localização de AUV. Os componentes de resistividade 422a - 422c podem incluir vários sensores que são configurados para detectar resistividade, via contato com o fluido adjacente ao AUV, e prover estas medições para um processador, que é configurado para remeter e receber comandos, processar os dados de resistividade e transmitir dados de resistividade e/ou certas notificações para o módulo de medição mestre 420. Os componentes de câmera 424a - 424c incluem várias câmeras que são configuradas para obter imagens (p. ex., as imagens podem ser submetidas a diferentes filtros) de fluidos, detalhes batimétricos, comunidades biológicas, bolhas etc. adjacentes ao trajeto do AUV e prover estas imagens para um processador, que é configurado para remeter e receber comandos, processar as imagens, e transmitir dados de câmera e/ou certas notificações para o módulo de medição mestre 420. Os outros componentes de detecção de hidrocarboneto 426 podem incluir várias tubulações e equipamento que é utilizado para obter dados de medição próximo do AUV. Os outros componentes de detecção de hidrocarbonetos podem incluir componente de polarização de fluorescência, componente fluorométrico, componente sem-fio (p. ex., componente acústico e/ou componente SONAR 412), componente metano, componente de temperatura, componente espectrômetro de massa e/ou outros componentes de medição adequados. Por exemplo, um componente de temperatura tipicamente tem um par térmico ou dispositivo de temperatura de resistência (RTD). Os dados de medição podem incluir imagens acústicas, dados acústicos, dados de temperatura, dados fluorométricos, e/ou dados de polarização, por exemplo. Os outros componentes de detecção de hidrocarbonetos 426 podem também incluir um processador configurado para remeter e receber comandos, para processar os dados medidos e para transmitir os dados medidos e/ou certas notificações para o módulo de medição mestre 420.

[0068] O equipamento dentro do AUV 400 pode ser acoplado junto através de cabos físicos, para controlar a distribuição de força pelas baterias 406 e para controlar as trocas de comunicação entre os equipamentos. Como um exemplo, a distribuição de força é provida entre a unidade de controle de processo 402, a uma ou mais baterias 406, e o componente de comunicação 408, via linhas 409, enquanto a distribuição de comunicação é provida entre a unidade de controle de processo 402 e o componente de comunicação 408, via linha 407. Outras linhas de comunicação e distribuição de força não são mostradas por simplicidade neste diagrama. A comunicação entre certos dispositivos pode ser via comunicações sem- fio também. Portanto, a configuração específica com o AUV provê flexibilidade na obtenção de diferentes tipos de dados, que podem ser controlados em certos locais.

[0069] Múltiplos diferentes sensores podem ser preferidos para verificar mais os dados medidos de um dos sensores. Por exemplo, a presença de metano apenas não provê a indicação clara de um gás biogênico de gás termogênico e se gás úmido e/ou óleo estão presentes. O gás biogênico não é geralmente um alvo de exploração convencional, embora ele possa ser explorado em alguns ambientes. A formação de gás biogênico é relacionada com bactérias metanogênicas que, em alguns casos, reduzem o CO2 e oxidam a matéria orgânica para produzir somente metano em ambientes rasos. Como tal, é mais comum encontrar pequenas quantidades de metano (C1) em sedimentos marinhos rasos que são insignificantes para fins de exploração, eficazmente atuando como um “contaminante” na ausência de outros indicadores de hidrocarboneto. Contrariamente, o gás termogênico é gerado de uma rocha fonte rica em orgânicos em profundidade, que produz um hospedeiro de gases hidrocarbonados (C1-C5) e líquidos mais pesados (óleo). O espectrômetro de massa é capaz de analisar metano, etano, propano e hidrocarbonetos superiores (até 200, unidades de massa atômica), que proveem uma distinção entre gás biogênico e termogênico, umidade de gás e se uma nascente é relacionada principalmente com óleo, gás, ou tanto uma combinação de óleo e gás. O fluorômetro suplementa o espectrômetro de massa, indicando a presença de compostos aromáticos consistentes com hidrocarbonetos ricos em líquido.

[0070] Embora o espectrômetro de massa tenha a capacidade de analisar massas até 200 amu, a sensibilidade para massas atômicas menores (p. ex., <70 amu) é maior. Como resultado, certas massas mais leves (na verdade relação de massa/carga ou m/z), que são geralmente distintivas de um composto de interesse para exploração de hidrocarbonetos, podem ser úteis na exploração de hidrocarbonetos. Estas massas, ou suas relações relativas a uma massa que permanece geralmente constante em água, são utilizadas. Por exemplo, água com massa 17, representada por 16O1H+, é comumente escolhida para esta finalidade. Há também a complexidade adicionada de certas massas não sendo unicamente distintivas para um único composto. Um exemplo é a massa 16, que é tanto um indicador de massa primário para metano (12C1H4) como para oxigênio (16O). Para evitar contribuições significativas de compostos interferentes, o metano é medido em massa 15 em vez de 16, e comumente comparado com a massa 17, ou relação amu 15/17 é usada para indicar a quantidade de metano para uma medição particular. Esta relação presume que qualquer flutuação no pico de íon de água é devida a variabilidade da resposta do instrumento (p. ex., tendência do instrumento) porque a concentração de água na água é bem conhecida. Algumas massas comumente usadas (ou relações relativas à massa 17) de importância são listadas abaixo na Tabela 1. Tabela 1. Massas comumente usadas (relação de massa/carga) para localizar e caracterizar nascentes de hidrocarbonetos

[0071] O espectrômetro de massa alojado dentro de um AUV pode prover a rápida medição de massas na faixa de 1 amu a 200 amu para uma amostra de água perto de cada cinco segundos, dependendo da profundidade da água. A presença de C1, C2, C3+ parafinas, naftenos e os aromáticos benzeno e tolueno (às vezes xileno), bem como os gases não-hidrocarbonados CO2, H2S, N2, Ar e He, ou suas relações, provê interpretações benéficas a serem feitas referentes à localização e caracterização de nascentes de hidrocarboneto. Um gás biogênico consiste somente de metano (ocasionalmente quantidades muito pequenas de etano) e é chamado um gás “seco”. O gás termogênico usualmente tem quantidades variáveis de hidrocarbonetos mais pesados ou mais leves de C2-C5 e é chamado um gás “úmido”.

[0072] Tabela 2. Relações usadas para determinar se uma fonte contém gás seco ou úmido com MS.

[0073] A Tabela 2 mostra normas para distinguir gás seco de gás úmido com medições espectrométricas de massa. O gás seco pode também ser termogênico, derivado de rochas fonte muito maduras. Os dados espectrométricos de massa podem permitir a distinção entre um gás biogênico seco, que é caracterizado por uma maior quantidade relativa de 12C, e um gás termogênico, caracterizado por uma quantidade relativamente maior de 13C. Os gases úmidos podem ser associados com os óleos. Maiores quantidades dos compostos de massa mais elevadas, tais como amu 55 (naftenos) e 57 (parafinas) e dos aromáticos solúveis em água benzeno, tolueno e xileno, são mais indicativas de nascentes de óleo. Também a relação 57/55 pode ser usada para determinar se acúmulos de hidrocarboneto vazando contêm óleo, gás úmido ou gás seco. As relações de parafina/nafteno (57/55) de <0,5 são indicativas de óleos pesados biodegradados, relações de 0,5 - 2,0 são características de óleos normais, relações de 2 a 4 são típicas de gás úmido ou condensado, e ralações >4 indicam gás seco. O fluorômetro suplementa o espectrômetro de massa detectando compostos aromáticos, que localizam predominantemente nascentes de óleo. Contrariamente, o espectrômetro de massa complementa o fluorômetro pelo fato de que matéria orgânica recente (p. ex., desassociada com hidrocarbonetos termogênicos) fluoresce fortemente e é um contaminante comum detectada pelo fluorômetro. Entretanto, nenhuma resposta de hidrocarboneto significativa pode ser detectada por espectrometria de massa associada com matéria orgânica recente. Grandes respostas de espectrômetro de massa para os gases não-hidrocarbonados CO2, H2S ou N2, com ou sem hidrocarbonetos, podem indicar fluidos vazando, associados com acúmulos aprisionados dominados por estes gases geralmente não-econômicos,que compete por espaço e trape com hidrocarbonetos migrando. Estas medições químicas proveem os riscos de os gases não-hidrocarbonados associados serem avaliados em um programa de exploração.

[0074] Portanto, em uma ou mais formas de realização, um veículo submarino não- tripulado pode ser equipado com sensores, para detectar e localizar hidrocarbonetos infiltrando-se do leito do mar para dentro da coluna de água. A localização das nascentes de hidrocarboneto termogênicas indica um sistema de hidrocarboneto ativo. Os sensores químicos, que podem especificamente incluir um espectrômetro de massa e fluorômetro, podem ser utilizados para distinguir entre fontes de hidrocarboneto termogênicas e biogênicas.

[0075] Como um exemplo específico, o veículo não-tripulado pode ser um AUV. O AUV pode pesquisar uma área regional (p. ex., uma área de interesse) coletando perfis de sub-fundo, batimetria e retrodifusão ao longo da linha de deslocamento, e utilizando os dados para resolver detalhes menores do que 1 m de lado a lado. Simultaneamente, o AUV pode analisar a química da água com espectrômetro de massa a bordo aproximadamente a cada 5 segundos para resolução espacial de cerca de 10m. O AUV pode também medir a sensibilidade acústica relativa à acústica de navio de superfície, o que pode ser benéfico em levantamentos de águas profundas. Em seguida, a química, geologia próxima da superfície e interpretações sísmicas podem ser combinadas, mapeadas e integradas em um modelo de subsuperfície. Com este modelo de subsuperfície, os dados medidos podem ser utilizados para rastrear áreas de interesse geológico potencial (p. ex., falhas, acunhamentos estratigráficos, detalhes de escape de fluido), localizar locais de saídas de infiltrações de gás/óleo, que podem ser ainda amostrados para dados de medição direta adicionais. Este processo pode prover informações para correlacionar nascentes com trajetos de migração de subsuperfície.

[0076] Em uma ou mais formas de realização, diferentes sensores podem ser utilizados para detectar bolhas próximas e dentro do corpo de água. Por exemplo, expressões de retrodifusão batimétrica ou acústica podem ser utilizadas para detectar nascentes potenciais através da detecção de bolhas escapando do leito do mar. Similarmente, as bolhas relacionadas com hidrocarbonetos de nascentes ativas podem ser detectadas via as propriedades sísmicas ou acústicas das bolhas em relação à água do mar circundante.

[0077] Em certas formas de realização, os dados de retrodifusão acústica podem também revelar refletividade de leito do mar anômala, que pode localizar solos duros de carbonato, esteiras microbianas ou sulfetos de ferro preto que são consistentes com processos biológicos em que os hidrocarbonetos são consumidos ou produzidos em nascentes.

[0078] Em outras formas de realização, as expressões batimétricas podem incluir depressões circulares, vulcões de lama, falhas etc. Estes dados medidos podem indicar trajetos potenciais de migração de hidrocarbonetos da subsuperfície para o leito do mar.

[0079] Em uma ou mais formas de realização, o espectrômetro de massa pode ser utilizado para prover detecção química in situ, usando-se o espectrômetro de massa de entrada de membrana (MIMS). Neste sistema, fluido é passado através de uma membrana em um lado, enquanto um vácuo é puxado no outro lado. Os hidrocarbonetos e outros gases passam através da membrana para dentro do instrumento devido ao gradiente de pressão, onde eles são ionizados e separados por sua relação de massa-para-carga. Os sistemas MIMS podem ser sensíveis a espécies químicas até 200 amu de massa, a sensibilidade sendo geralmente melhor para compostos mais leves. Vide, p. ex., (Camilli RC, Duryea AN. 2009. Characterizing Spatial and Temporal Variability of Dissolved Gases in Aquatic Environments with in situ Mass Spectrometry. Environmental Science and Technology 43(13):5014-5021.) e SRI (Bell, R. J., R. T. Short, F. H. W. van Amerom, e R. H. Byrne. 2007. Calibration of an in situ membrane inlet mass spectrometer for measurements of dissolved gases and volatile organics in seawater. Environ. Sci. Technol. 41:8123-8128 [doi:10.1021/es070905d]). O metano e hidrocarbonetos de mais elevada ordem são detectáveis até o nível ppb, que pode ser coletado continuamente durante intervalos de cinco segundos. Este intervalo define a resolução espacial do sensor, que é determinada em conjunto com a velocidade do veículo submarino. Detecção simultânea de múltiplas espécies de hidrocarbonetos é útil na determinação de se a fonte é termogênica ou biogênica. O limite de detecção para estes sistemas é listado entre 20 nM e 56 nM para metano. Estes instrumentos analisam espécies dissolvidas na água e não a composição das bolhas. Espera-se que a concentração de hidrocarbonetos dissolvidos pode ser maior próximo das nascentes ou plumas de bolhas contendo hidrocarbonetos. É também esperado que os hidrocarbonetos termogênicos possam ser distinguíveis de hidrocarbonetos biogênicos, com base no espectro de massa. Uma relação C1:(C2+C3), combinada com a proporção de 13C, foi ligada à natureza da fonte como descrito na referência Sackett WM. (1977). O sistema MIMS pode aumentar a taxa de sucesso de quaisquer levantamentos de núcleo de queda, testes sísmicos ou outros em locais em que hidrocarbonetos termogênicos são detectados.

[0080] Em uma ou mais formas de realização, um ou mais sensores de metano podem ser utilizados. Os sensores de metano são baseados em condutividade ou espectroscopia infravermelha. Certos sensores de metano passam fluido através de uma membrana de silicone suportada para dentro de uma câmera que contém oxigênio e um elemento de óxido de estanho. Quando o metano adsorve sobre uma camada de óxido de estanho, ele interage com oxigênio presente na cavidade de leitura. Esta interação muda a resistência medida através do dispositivo. O sensor responde lentamente e pode não alcançar o equilíbrio se sendo rebocado. Entretanto, a concentração acima de uma nascente faz com que o sinal fique pontudo em menos do que um minuto (Lamontagne RA, Rose-Pehrsson SL, Grabowski KE, Knies DL. 2001. Response of METS Sensor to Methane Concentrations Found on the Texas-Louisiana Shelf in the Gulf of Mexico. Naval Research Laboratory report NRL/MR/6110—01-8584.). Na medida em que o gás difunde-se via a lei de Henry, a diferença na pressão parcial do metano através da membrana aciona o fluxo de metano através do sensor em ambas as direções. A confiança na difusão torna lento o tempo de equilíbrio do sensor, o que resulta em menos resolução espacial, em comparação com um espectrômetro de massa. Pode ser que somente os pulsos pontudos observados nos dados sejam usados como confirmações de localizações de nascentes. Como outro exemplo, o sensor de metano pode ser baseado em espectroscopia infravermelha (IR). Neste sistema, um leiser é sintonizado na faixa de absorção próxima do infravermelho, específica para metano. O tempo de resposta do sensor é similar ao sensor de metano descrito acima. Outros sensores de metano podem utilizar um vácuo para passar metano através de uma membrana. A separação através da membrana reduz a interferência do fluido durante a análise e pode prover mais resolução, porém deixa de distinguir entre fontes termogênicas e biogênicas.

[0081] Em uma ou mais formas de realização, um ou mais sensores de fluorometria podem ser utilizados. Estes sensores utilizam hidrocarbonetos aromáticos que emitem fluorescência quando excitados no UV (geralmente devido a uma absorção eletrônica π-π*) com certas regiões sendo significativamente “mais brilhantes” do que regiões que não contêm aromáticos. Como certos hidrocarbonetos saturados não emitem fótons fluorescentes quando excitados com luz UV (p. ex., metano, etano, propano), este sensor é útil para nascentes contendo benzeno, tolueno e xileno, por exemplo. Embora a fluorometria não proveja identificação específica dos hidrocarbonetos presentes, ela pode ser utilizada com outros sensores, para indicar uma fonte termogênica. Como a fluorescência é um processo químico eficiente, os limites de detecção podem ser da ordem de diversos pM (isto é, 0,004 nM).

[0082] Além disso, os sensores podem ser utilizados para diferenciar nascentes de hidrocarbonetos baseadas em uma diferença com valores de segundo plano e/ou diferenciar os níveis de nascentes. Isto é, as presentes técnicas podem confiavelmente distinguir segundo plano de químicas de hidrocarboneto anômalas em água e podem também prover um nível de infiltração da fonte. Por exemplo, uma vez nascentes potenciais tenham sido identificadas em um local alvo, o veículo submarino autônomo, contendo apropriados sensores (p. ex., espectrômetro de massa, fluorômetro etc.) podem distinguir quantidades anômalas de hidrocarboneto de valores de segundo plano e, assim, confiavelmente detectar infiltrações de hidrocarbonetos. Também em áreas sem infiltrações, as presentes técnicas podem reduzir ou eliminar positivos falsos por detecção de marcadores químicos específicos. Por exemplo, a detecção de eteno e propeno pode ser indicativa de contaminação da água por hidrocarbonetos refinados e queimados, ou detecção de aromáticos de matéria orgânica recente. Em áreas de baixa infiltração, as características sutis de nascente podem ser confiavelmente detectadas. Estas anomalias químicas sutis podem basear-se nos parâmetros de aquisição e condições químicas de segundo plano, para diferenciar os hidrocarbonetos para detecção. Desta maneira, infiltrações potenciais que não produzem anomalias químicas podem ser eliminadas de uma lista de locais de nascentes potenciais. Isto pode reduzir as operações de acompanhamento adicionais para estas áreas (p. ex., núcleos de queda ou de pistão, amostras de gás e fluido), que aumenta ainda a eficiência do processo.

[0083] Com estas anomalias detectadas, um mapa ou modelo pode ser formado em uma base de grade ou mapeado autonomamente através de inteligência artificial codificada dentro do veículo submarino. As anomalias mapeadas podem ser usadas para localizar a zona de descarga da nascente e para relacionar vazamento de hidrocarboneto com detalhes geológicos areais, tais como ao longo de zonas de falha ou em acunhamentos estratigráficos adjacente a uma margem de bacia. O mapeamento pode também incluir as características geoquímicas da anomalia para distinguir nascentes biogênicas de termogênicas, gás de óleo, umidade degás e qualidade de óleo (p. ex., a aproximada escala API).

[0084] Em uma ou mais formas de realização, as nascentes de hidrocarbonetos potenciais podem ser projetadas (por detectores montados em navio ou por detectores dentro do AUV) usando-se uma combinação de sondadores por eco multifeixes (MBES) para detectar topografia, textura e densidade de fundo do mar, enquanto o perfilador de sub-fundo pode localizar anomalias de gás de subsuperfície rasa e camadas de hidrato associadas com refletores de simulação de fundo. Sugerimos que sensores químicos possam ser usados para localizar químicas anômalas associadas com as nascentes e saídas de nascente, para mapear estas anomalias em relação a detalhes geológicos, e para distinguir gás termogênico de gás biogênico, e gás de óleo.

[0085] Uma abordagem de duas camadas pode ser utilizada onde, por exemplo, uma área de 100.000 km2 é avaliada quanto à infiltração de hidrocarbonetos, usando-se técnicas geofísicas aperfeiçoadas, seguido por AUVs totalmente autônomos, equipados com sensores químicos e acústicos de baixa potência. Estes AUVs autônomos poderiam também ser lançados da praia ou lançados de navio à medida que as tecnologias de propulsão e sensoras melhoram. Poderia mesmo ser possível posicionar os AUVs pelo ar. Ferramentas acústicas de mais elevada resolução (MBES) para imageação por batimetria, textura de superfície de leito do mar e detecção de bolhas na coluna de água são possivelmente requeridas para avaliação de nascentes em ambientes de águas mais profundas. Um vez que a avaliação de nascente seja conseguida, um grupo coordenado de AUVs de baixa potência, equipados com um espectrômetro de massa, fluorômetro e sensores acústicos (SBP, SSS) seguir-se-iam com missões para detectar e mapear anomalias HC, coordenados com todos os dados geológicos anteriores. Esta abordagem poderia ser usada para responder questões básicas acerca dos sistemas HC ativos, seletividade em acres, e extensões de play. Aplicações mais específicas também incluem localizações de saídas do leito do mar para amostragem de acompanhamento para isótopos agrupados, gás nobre e ligações de ecologia de zonas de infiltrações ao longo dos locais de detalhes geológicos (p. ex., falhas, acunhamentos estratigráficos) para trajetos de migração de subsuperfície, ou para uso em ambientes especiais, tais como sob gelo, em áreas com oportunidades sazonais limitadas para levantamentos por navio de superfície. Este método requer AUVs de baixa potência, capazes de missões coordenadas operando autonomamente com capacidade de posicionamento precisa, imensa capacidade de registro/transmissão de dados e com o desafio adicional de utilizar sensores acústicos de alta potência. Dada a grande extensão de areal, sensores físicos que podem pesquisar diversos milhares de quilômetros quadrados relativamente rápido parecem ter uma melhor chance de sucesso do que sensores puramente químicos (uma técnica tal como leitura remota de guia de ondas acústica de oceano (OAWRS), por exemplo).

[0086] Além disso, para certas configurações, múltiplos componentes de medição (p. ex., diferentes sensores de detecção de hidrocarbonetos) podem ainda aumentar a confiança de medição da detecção de hidrocarboneto. Por exemplo, alguns dos componentes (p. ex., sensores) podem não detectar hidrocarbonetos em certos ambientes. Como um exemplo específico, uma câmera pode não detectar hidrocarbonetos se as gotículas de hidrocarboneto forem demasiado pequenas e dispersas, visto que isso pode indicar outros detritos flutuando. Entretanto, a câmera pode facilmente identificar esteiras microbianas associadas com hidrocarbonetos que comumente exibem grandes contrastes de cor com o leito de mar circundante. Similarmente, sensores sem-fio (p. ex., sensores acústicos ou SONAR) podem registrar sinais (p. ex., eletromagnéticos, acústicos ou outros) que não são gerados por nascentes, porém resultam de equipamento submarino ou animais. Entretanto, se um sensor acústico detectar certos sinais ou sons que indiquem uma nascente de hidrocarbonetos, então um espectrômetro de massa, detector de metano ou câmera etc. podem ser utilizados para confirmar o vazamento (p. ex., presença de hidrocarbonetos). Assim, o uso de múltiplos sensores pode reduzir a probabilidade de detecção de nascente errônea.

[0087] Como um outro aprimoramento, os AUVs podem ser utilizados para acelerar o levantamento de uma região com locais de nascente potenciais. Como um exemplo, dois ou mais AUVs podem ser posicionados por um único navio dentro de uma área para cobrir seções ou segmentos distintos da área com base em detalhes geológicos que possam prover trajetos de migração (p. ex., traços de falha nas interfaces do leito do mar entre traços de sal e sedimentos circundantes). Distribuindo-se os AUVs ao longo destes locais de nascente potenciais, que podem se sobrepor, os AUVs podem ser utilizados para pesquisar a região em menos tempo do que as técnicas de levantamento anteriores. Isto é, a região pode ser divida em várias seções, com base em áreas mais favoráveis para locais de nascente de por conclusão geológica, para cada um dos AUVS. Como resultado, diferentes seções podem ser monitoradas simultaneamente.

[0088] Como um exemplo, a Figura 5 é um diagrama de blocos de um sistema de computador 500, que pode ser usado para realizar qualquer um dos métodos descritos aqui. Uma unidade de processamento central (CPU) 502 é acoplada ao barramento do sistema 504. A CPU 502 pode ser qualquer CPU para fins gerais, embora outros tipos de arquiteturas de CPU 502 (ou outros componentes do sistema exemplar 500) possam ser usados, contanto que a CPU 502 (e outros componentes do sistema 500) suporte as operações inventivas como descrito aqui. A CPU 502 pode executar as várias instruções lógicas de acordo com aspectos e metodologias descritos. Por exemplo, a CPU 502 pode executar instruções de nível de máquina para realizar processamento de acordo com aspectos e metodologias descritos aqui.

[0089] O sistema de computador 500 pode também incluir componentes de computador, tais como uma memória de acesso aleatório (RAM) 506, que pode ser SRAM, DRAM, SDRAM ou similar. O sistema de computador 500 pode também incluir memória de somente leitura (ROM) 508, que pode ser PROM, EPROM, EEPROM ou similar. As RAM 506 e ROM 508 mantêm os dados e programas do usuário e sistema, como é sabido na arte. O sistema de computador 500 pode também incluir um adaptador de entrada/saída (I/O) 510, um adaptador de comunicações 522, um adaptador de interface de usuário 524 e um adaptador de vídeo 518. O adaptador I/O 510, o adaptador de interface de usuário 52 e/ou adaptador de comunicações 522 podem, em certos aspectos e técnicas, possibilitar a um usuário interagir com o sistema de computador 500 para introduzir informações.

[0090] O adaptador I/O 510 preferivelmente conecta dispositivo(s) de armazenagem 512, tal como um ou mais discos rígidos, unidade de disco compacto (CD), unidade de disquete, unidade de fita etc. ao sistema de computador 500. O(s) dispositivo(s) podem ser usados quando a RAM 506 é insuficiente para os requisitos de memória associados com dados de armazenagem para operações de formas de realização das presentes técnicas. A armazenagem de dados do sistema de computador 500 pode ser usada para armazenar informações e/ou outros dados usados ou gerados como descrito aqui. O adaptador de comunicações 522 pode acoplar o sistema de computador 500 a uma rede (não mostrada), o que pode possibilitar que informações sejam introduzidas no e/ou retiradas do sistema 500 via a rede (por exemplo, uma rede de grande área, uma rede de área-local, uma rede sem-fio, qualquer combinação das precedentes). O adaptador de interface de usuário 524 acopla dispositivos de entrada de usuário, tais como um teclado 528, um dispositivo de apontamento 526 e similares, ao sistema de computador 500. O adaptador de vídeo 518 é acionado pela CPU 502 para controlar, através de um driver de vídeo 516, o vídeo ou um dispositivo de vídeo 520. Informações e/ou representações de um ou mais de telas 2D e uma ou mais janelas 3D podem ser exibidas, de acordo com aspectos e metodologias descritos.

[0091] A arquitetura do sistema 500 pode ser variada como desejado. Por exemplo, qualquer dispositivo adequado baseado em processador pode ser usado, incluindo, sem limitação, computadores pessoais, computadores laptop, estações de trabalho e servidores multi-processadores. Além disso, as formas de realização podem ser implementadas em circuitos integrados específicos de aplicação (ASICs) ou circuitos integrados de escala muito grande (VLSI). De fato, pessoas de habilidade comum na arte podem usar qualquer número de estruturas adequadas, capazes de executar operações lógicas, de acordo com as formas de realização.

[0092] Em uma ou mais formas de realização, o método pode ser implementado em lógica legível por máquina, conjunto de instruções ou código que, quando executados, realize um método para determinar e/ou estimar a presença e informações, tais como profundidade, tipo, qualidade, volume e localização do acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície de uma amostra relacionada com eles. O código pode ser usado ou executado com um sistema de computação, tal como sistema de computação 500. O sistema de computador pode ser utilizado para armazenar o conjunto de instruções que são utilizadas para controlar os dados, as diferentes técnicas de medição, a operação do veículo submarino não-tripulado e outros aspectos das presentes técnicas.

[0093] Como um exemplo, as presentes técnicas podem incluir a utilização de uma câmera para obter imagens. A lógica legível por máquina pode incluir um método talvez configurado para obter uma pluralidade de primeiras imagens e uma pluralidade de segundas imagens; e processar as imagens pode incluir passar uma da pluralidade de primeiras imagens e a pluralidade de segundas imagens através de um filtro, e comparar pelo menos uma da pluralidade das primeiras imagens ou pelo menos uma da pluralidade das segundas imagens com a imagem filtrada, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo de água e prover a indicação de se a comparação está acima de um limiar. O componente de câmera pode ser configurado para obter-se uma pluralidade de primeiras imagens de um primeiro detector e uma pluralidade de segundas imagens de um segundo detector; passar uma da pluralidade de primeiras imagens e da pluralidade das segundas imagens através de um filtro, e comparar pelo menos uma da pluralidade de primeiras imagens ou pelo menos uma da pluralidade das segundas imagens com a imagem filtrada, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo de água e prover a indicação de se a comparação está acima de um limiar.

[0094] Como outro exemplo, as presentes técnicas podem incluir lógica legível por máquina, que é configurada para controlar dados de dois ou mais componentes de medição, em que os dados de cada um dos respectivos componentes de medição tem um peso aplicado àqueles dados com base no respectivo componente de medição. Os dois ou mais componentes de medição podem ser controlados por um componente de medição mestre, de modo que os dados de cada um dos respectivos pelo menos dois componentes de medição são providos para um módulo de medição mestre e o módulo de medição mestre é configurado para aplicar um peso aos dados recebidos dos respectivos componentes de medição. Em particular, a lógica pode utilizar diferentes dados de medição, para ativar certos componentes de medição, que estão dormentes até ativados para obter dados de medição. Como um exemplo específico, a lógica pode ser configurada para obter dados de cada um dos respectivos componentes de medição em uma maneira organizada, tal como uma ordem sequencial baseada no respectivo componente de medição.

[0095] Em ainda outro exemplo, o sistema pode incluir lógica para monitorar o corpo de água, para obter dados de medição configurados para medir um ou mais de uma concentração de pH e um estado de oxidação no corpo de água; para medir anomalias magnéticas via magnetômetros de multicomponentes; obter amostragem biológica e química de um ou mais fluidos, gases e sedimentos, para determinar a profundidade, tipo, qualidade, volume e localização de um acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície pelos dados de medição; para medir assinaturas moleculares e isotópicas dos gases não-hidrocarbonados e hidrocarbonetos do corpo de água e para obter dados de medição configurados para criar mapas químicos e físicos de anomalias dentro do corpo de água, para localizar saídas de nascentes de hidrocarbonetos.

[0096] Outras formas de realização são descritas nos seguintes parágrafos:

[0097] Um método para detectar hidrocarbonetos com um veículo submarino equipado com um ou mais componentes de medição, compreendendo: dispor um veículo submarino (UV) dentro do corpo de água; realizar um estágio de operação que compreende: navegar o UV dentro do corpo de água; monitorar o corpo de água com um ou mais componentes de medição associados com o UV, para coletar dados de medição, em que os componentes de medição compreendem um espectrômetro de massa e um fluorômetro; e determinar as concentrações de componentes químicos com o espectrômetro de massa e fluorômetro; recuperar o UV após término do estágio de operação; e coletar dados do UV para determinar se hidrocarbonetos estão presentes e a localização.

[0098] O método do parágrafo 1, em que determinar a concentração compreende determinar um ou mais de termogênicos metano, etano, propeno, butano, outros alcanos ou aromáticos. O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 2, compreendendo ainda: receber sinais do sistema de posicionamento global (GPS); e processar os sinais GPS para prover dados de GPS que são utilizados na navegação do UV.

[0099] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 2, compreendendo ainda: obter dados de medição de resistividade de um ou mais sensores de resistividade dispostos em comunicação fluida com o corpo de água; e processar os dados de medição de resistividade, para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos no corpo de água.

[00100] O método do parágrafo 3, em que processamento compreende comparar os dados de medição de resistividade com uma tabela, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo de água e prover a indicação de se a comparação está acima de um limiar.

[00101] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 4, compreendendo ainda: obter imagens de uma parte do corpo de água ou leito de mar de uma ou mais câmeras dispostas dentro do UV; e processar as imagens para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos direta ou indiretamente na parte do corpo de água.

[00102] O método do parágrafo 5, em que obter compreende obter uma pluralidade primeiras imagens e uma pluralidade de segundas imagens; e em que processar compreende passar uma da pluralidade das primeiras imagens e da pluralidade de segundas imagens através de um filtro, e comparar pelo menos uma da pluralidade de primeiras imagens ou pelo menos uma da pluralidade das segundas imagens com a imagem filtrada, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo de água e prover a indicação de se a comparação está acima de um limiar.

[00103] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 6, compreendendo ainda controlar dados de dois ou mais componentes de medição, em que os dados de cada um dos respectivos componentes de medição têm um peso aplicado àqueles dados, com base no respectivo componente de medição.

[00104] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 6, compreendendo ainda dados de controle de dois ou mais componentes de medição, em que os dados de cada um dos respectivos componentes de medição são organizados em uma ordem sequencial baseada no respectivo componente de medição.

[00105] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 8, compreendendo navegar o UV baseado em satélite e/ou dados de leitura aerotransportados, que indicam uma mancha de hidrocarboneto.

[00106] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 9, compreendendo conduzir uma técnica de amostragem de núcleo de queda e pistão, com base nos dados de coleta.

[00107] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 10, em que monitorar o corpo de água com um ou mais componentes de medição associados com o UV compreende medir um ou mais de uma concentração de pH e um estado de oxidação no corpo d’água.

[00108] Método de acordo com qualquer um dos parágrafos 1 a 11, em que monitorar o corpo d’água com um ou mais componentes de medição associados com o UV compreende medir anomalias magnéticas via magnetômetros de multicomponentes ou anomalias na gravidade com um gravímetro.

[00109] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 12, em que monitorar o corpo de água com um ou mais componentes de medição associados com o UV compreende obter amostragem biológica e química de um ou mais dos fluidos, gases e sedimentos, para determinar profundidade, tipo, qualidade, volume e localização de um acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície pelos dados de medição.

[00110] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 13, em que o monitoramento do corpo d’água com um ou mais componentes de medição, associados com o UV, compreende medir as assinaturas moleculares e isotópicas de gases não- hidrocarbonados no corpo d’água.

[00111] O método de acordo com qualquer um dos parágrafos 1 a 14, em que os dados de medição compreendem um ou mais de mapas químicos e físicos de anomalias dentro do corpo de água, para localizar saídas de nascentes de hidrocarboneto.

[00112] Um sistema para monitorar um corpo d’água compreendendo: um veículo submarino (UV), configurado para operar dentro de um corpo d’água e incluindo: um ou mais componentes de navegação, configurados para (i) prover propulsão para o UV para movimento do AUV dentro do corpo d’água; e (ii) navegar o UV dentro do corpo d’água; e um ou mais componentes de medição configurados para monitorar o corpo d’água para obter dados de medição, em que os componentes de medição compreendem um espectrômetro de massa e fluorômetro; e são configurados para determinar as concentrações de componentes químicos dentro do corpo d’água.

[00113] O sistema do parágrafo 16, compreendendo ainda um navio de posicionamento, configurado para transportar o UV a um local predeterminado; para posicionar o UV dentro do corpo d’água e para recuperar o UV do corpo d’água.

[00114] O sistema de qualquer um dos parágrafos 16 a 17, em que o um ou mais componentes de medição compreendem um componente de resistividade configurado para: obter dados de medição de resistividade de um ou mais sensores de resistividade dispostos em comunicação fluida com fluido externo ao UV; e processar os dados de medição de resistividade para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos externos ao UV.

[00115] O sistema de qualquer um dos parágrafos 16 a 18, em que o componente de medição de resistividade é configurado para comparar os dados de medição de resistividade com uma tabela armazenada na memória, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo d’água e prover a indicação de se a comparação está acima de um limiar.

[00116] Sistema de qualquer um dos parágrafos 16 a 19, em que o um ou mais componentes de medição compreende um componente de câmera configurado para: obter imagens externas ao UV por uma ou mais câmeras dispostas dentro do UV; e processar as imagens para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos externos ao UV.

[00117] Sistema do parágrafo 20, em que o componente de câmera é configurado para obter uma pluralidade de primeiras imagens de um primeiro detector e uma pluralidade de segundas imagens de um segundo detector; passar uma da pluralidade de primeiras imagens e da pluralidade de segundas imagens através de um filtro, e comparar pelo menos uma da pluralidade das primeiras imagens ou pelo menos uma da pluralidade das segundas imagens com a imagem filtrada, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo d’água e prover a indicação de se a comparação está acima de um limiar.

[00118] Sistema de qualquer um dos parágrafos 16 a 21, em que o um ou mais componentes de medição incluem pelo menos dois componentes de medição, em que os dados de cada um dos respectivos pelo menos dois componentes de medição é provido para um módulo de medição mestre e o módulo de medição mestre é configurado para aplicar um peso aos dados recebidos dos respectivos componentes de medição.

[00119] Sistema de qualquer um dos parágrafos 16 a 21, em que o um ou mais componentes de medição incluem pelo menos dois componentes de medição, em que os dados de cada um dos respectivos pelo menos dois componentes de medição são providos para um módulo de medição mestre, e o módulo de medição mestre é configurado para basear-se nos dados dos respectivos pelo menos dois componentes de medição, com base em uma ordem sequencial.

[00120] O sistema de qualquer um dos parágrafos 16 a 23, em que o um ou mais componentes de medição, configurados para monitorar o corpo d’água para obter dados de medição, são configurados para medir um ou mais de uma concentração de pH e um estado de oxidação no corpo d’água.

[00121] O sistema de qualquer um dos parágrafos 16 a 24, em que o um ou mais componentes de medição, configurados para monitorar o corpo d’água, para obter dados de medição, são configurados para medir anomalias magnéticas via magnetômetros de multicomponentes, ou anomalias na gravidade, via um gravímetro.

[00122] O sistema de qualquer um dos parágrafos 16 a 25, em que o um ou mais componentes de medição, configurados para monitorar o corpo d’água, para obter dados de medição, são configurados para obter amostragem biológica e química do um ou mais de fluidos, gases e sedimentos, para determinar a profundidade, tipo, qualidade, volume e localização de um acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície pelos dados de medição.

[00123] O sistema de qualquer um dos parágrafos 16 a 26, em que o um ou mais componentes de medição, configurados para monitorar o corpo de água para obter dados de medição, são configurados para medir assinaturas moleculares e isotópicas de gases não-hidrocarbonados e hidrocarbonetos do corpo d’água.

[00124] O sistema de qualquer um dos parágrafos 16 a 27, em que o um ou mais componentes de medição, configurados para monitorar o corpo d’água para obter dados de medição, são configurados para criar mapas químicos e físicos de anomalias dentro do corpo d’água para localizar saídas de nascente de hidrocarbonetos.

[00125] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 28, compreendendo obter uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície; e determinar a assinatura do gás nobre da amostra, em que determinar a assinatura do gás nobre compreende: medir ou modelar a concentração inicial dos gases nobres atmosféricos, presentes na água de formação, em contato com o acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície; modificar a concentração inicial medida/modelada responsabilizando-se pelo crescimento para dentro de gases nobres radiogênicos durante o tempo de permanência da água de formação; medir as concentrações e as relações isotópicas dos gases nobres atmosféricos e gases nobre radiogênicos presentes na amostra; comparar as concentrações medidas e as relações isotópicas dos gases nobres atmosféricos e dos gases nobres radiogênicos presentes na amostra com as concentrações modeladas medidas/modificadas da água de formação para uma pluralidade de processos de troca; determinar uma fonte de hidrocarbonetos presentes na amostra; comparar uma assinatura do gás nobre atmosférico medido na fase de hidrocarboneto com a concentração modelada medida/modificada dos gases nobres atmosféricos na água de formação, para a pluralidade de processos de troca; e determinar pelo menos um de um tipo de hidrocarbonetos no acúmulo de subsuperfície, uma qualidade dos hidrocarbonetos no acúmulo de subsuperfície, uma relação de volume de hidrocarboneto/água no acúmulo de subsuperfície, antes de escapar para a superfície, e um volume da acumulação de subsuperfície.

[00126] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 28, compreendendo obter uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície; e determinar a assinatura de isótopos agrupados da amostra, em que determinar a assinatura de isótopos agrupados da amostra compreende: determinar uma concentração esperada de isotopólogos de uma espécie de hidrocarboneto; modelar, usando cálculos ab initio de alto nível, uma dependência de temperatura esperada dos isotopólogos presentes na amostra; medir uma assinatura de isótopos agrupados dos isotopólogos presentes na amostra; comparar a assinatura isotópica agrupada com a concentração esperada de isotopólogos; determinar, empregando dita comparação, se os hidrocarbonetos presentes na amostra originam-se diretamente de uma rocha fonte ou se os hidrocarbonetos presentes na amostra escaparam de um acúmulo de subsuperfície; determinar a temperatura de armazenagem de equilíbrio atual da espécie de hidrocarboneto no acúmulo de subsuperfície antes do escape para a superfície; e determinar um local do acúmulo de subsuperfície.

[00127] O método do parágrafo 30, em que determinar uma concentração esperada de isotopólogos inclui determinar uma distribuição estocástica de isotopólogos da espécie de hidrocarboneto para uma dada assinatura isotópica de massa para a espécie.

[00128] O método de qualquer um dos parágrafos 1 a 28, obtendo uma amostra associada com um acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície; e caracterizando a assinatura ecológica da amostra, em que caracterizar a assinatura ecológica da amostra compreende: utilizar uma primeira pluralidade de análises, para determinar uma estrutura comunitária de uma ecologia da amostra; utilizar uma segunda pluralidade de análises, para determinar uma função comunitária da ecologia da amostra; utilizar a estrutura comunitária e a função comunitária para determinar se a ecologia da amostra corresponde a uma ecologia característica de um sistema de hidrocarbonetos; e quando a ecologia da amostra corresponder à ecologia característica, identificar a amostra como parte de um sistema de hidrocarbonetos associado com o acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície.

[00129] Deve ser entendido que o precedente é meramente uma descrição detalhada de formas de realização específicas da invenção e que numerosas mudanças, modificações e alternativas das formas de realização descritas podem ser feitas de acordo com a descrição aqui, sem desvio do escopo da invenção. A descrição precedente, portanto, não pretende limitar o escopo da invenção. Sem dúvida, o escopo da invenção é para ser determinado somente pelas reivindicações anexas e seus equivalentes. É também contemplado que as estruturas e detalhes incorporados nos presentes exemplos podem ser alterados, rearranjados, substituídos, deletados, duplicados, combinados ou adicionados entre si. Os artigos “o”, “a”, e “um”, “uma” não são necessariamente limitados para significar somente um, porém, mais exatamente, são inclusive e não limitados, a fim de incluírem, opcionalmente, múltiplos de tais elementos.

Claims (31)

1. Método (200) para detectar hidrocarbonetos com um veículo submarino equipado com componentes de medição, o método compreendendo: posicionar (208) um veículo submarino (UV) (400) dentro do corpo d’água; realizar um estágio de operação, que compreende: navegar o UV dentro do corpo d’água com base nos dados de detecção de satélite e/ou aerotransportados, que indicam uma mancha de hidrocarbonetos; monitorar o corpo d’água com componentes de medição associados com o UV, para coletar dados de medição (210), recuperar o UV após término do estágio de operação; coletar dados do UV, para determinar se hidrocarbonetos estão presentes e a sua localização; e caracterizado pelo fato de que os componentes de medição compreendem um espectrômetro de massa e um fluorímetro e em que determinar se os hidrocarbonetos estão presentes compreende determinar as concentrações dos componentes químicos com o espectrômetro de massa e fluorímetro.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que monitorar o corpo d’água com componentes de medição compreende ainda a medição de assinaturas moleculares e isotópicas de gases não-hidrocarbonatos e hidrocarbonetos do corpo d’água.

3. Método de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que determinar a concentração compreende determinar um ou mais dos termogênicos de metano, etano, propano, butano, outros alcanos ou aromáticos ou gases não-hidrocarbonados.

4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda: receber sinais de sistema de posicionamento global (GPS); e processar os sinais GPS para prover dados GPS que são utilizados na navegação do UV.

5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda: obter dados de medição de resistividade de um ou mais sensores de resistividade dispostos em comunicação fluida com o corpo d’água; e processar os dados de medição de resistividade, para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos no corpo d’água.

6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que processar compreende comparar os dados de medição de resistividade com uma tabela, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo d’água e prover a indicação de se a comparação está acima de um limiar.

7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda: obter imagens de uma parte do corpo d’água por uma ou mais câmeras dispostas dentro do UV; e processar as imagens para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos na parte do corpo d’água.

8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que obter compreende obter uma pluralidade de primeiras imagens e uma pluralidade de segundas imagens; e em que processar compreende passar uma da pluralidade de primeiras imagens e da pluralidade das segundas imagens através de um filtro, e comparar pelo menos uma da pluralidade das primeiras imagens ou pelo menos uma da pluralidade das segundas imagens com a imagem filtrada, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo de água e prover a indicação de se a comparação está acima de um limiar.

9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda controlar dados de componentes de medição, em que os dados de cada um dos respectivos componentes de medição têm um peso aplicado àqueles dados baseados no respectivo componente de medição.

10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que o método compreende ainda controlar dados componentes de medição, em que os dados de cada um dos respectivos componentes de medição são organizados em uma ordem sequencial baseada no respectivo componente de medição.

11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 10, caracterizado pelo fato de o método compreende ainda conduzir uma técnica de amostragem de núcleo de queda e pistão baseada nos dados de coleta.

12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizado pelo fato de que monitorar o corpo d’água com os componentes de medição associados com o UV, compreende medir um ou mais de uma concentração de pH e um estado de oxidação no corpo d’água.

13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizado pelo fato de que monitorar o corpo de água com os componentes de medição associados com o UV compreende medir anomalias magnéticas via um magnetômetro de multicomponentes.

14. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 13, caracterizado pelo fato de que monitorar o corpo d’água com os componentes de medição associados com o UV compreende obter amostragem biológica e química de um ou mais de fluidos, gases e sedimentos, para determinar a profundidade, tipo, qualidade, volume e localização de um acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície pelos dados de medição.

15. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 14, caracterizado pelo fato de que os dados de medição compreendem um ou mais mapas químicos e físicos de anomalias dentro do corpo d’água, para localizar saídas de nascentes de hidrocarboneto.

16. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que monitorar o corpo d’água com os componentes de medição associados com o UV compreende medir as assinaturas moleculares e isotópicas de gases não- hidrocarbonatos e hidrocarbonetos do corpo d’água.

17. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que os dados de medição compreendem um ou mais mapas químicos e físicos de anomalias dentro do corpo d’água, para localizar saídas de nascentes de hidrocarboneto.

18. Sistema (500) para monitorar um corpo d’água, caracterizado pelo fato de que o sistema compreende: um veículo submarino (UV) (400), configurado para operar dentro de um corpo d’água e incluindo: um ou mais componentes de navegação (410, 412, 416, 418), configurados para (i) prover propulsão para o UV para movimento do UV dentro do corpo d’água e (ii) navegar o UV dentro do corpo d’água; e componentes de medição (420, 422a-422c, 424a-424c, 426) configurados para monitorar o corpo d’água para obter dados de medição, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição compreendem um espectrômetro de massa e fluorímetro; e em que os componentes de medição são configurados para determinar as concentrações dos componentes químicos dentro do corpo d’água e medir assinaturas moleculares e isotópicas de gases não-hidrocarbonatos e hidrocarbonetos do corpo d’água.

19. Sistema de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que compreende ainda um navio de posicionamento, configurado para transportar o UV para um local predeterminado, posicionar o UV dentro do corpo d’água e recuperar o UV do corpo d’água.

20. Sistema de acordo com a reivindicação 18 ou 19, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição compreendem um componente de resistividade configurado para: obter dados de medição de resistividade de um ou mais sensores de resistividade dispostos em comunicação fluida com fluido externo ao UV; e processar os dados de medição de resistividade para prover uma indicação referente à presença de hidrocarbonetos externos ao UV.

21. Sistema de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que o componente de medição de resistividade é configurado para comparar os dados de medição de resistividade com uma tabela armazenada na memória, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo de água e prover a indicação de se a comparação está acima de um limiar.

22. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 18 a 21, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição compreendem um componente de câmara (424a-424c) configurado para: obter imagens externas do UV por uma ou mais câmeras dispostas dentro do UV; e processar as imagens para prover uma indicação referente a presença de hidrocarbonetos externos ao UV.

23. Sistema de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que o componente de câmera é configurado para obter uma pluralidade de primeiras imagens de um primeiro detector e uma pluralidade de segundas imagens de um segundo detector; passar uma da pluralidade de primeiras imagens e da pluralidade de segundas imagens através de um filtro, e comparar pelo menos uma da pluralidade das primeiras imagens ou pelo menos uma da pluralidade das segundas imagens com a imagem filtrada, para determinar a presença de hidrocarbonetos no corpo d’água e prover a indicação de se a comparação está acima de um limiar.

24. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 18 a 23, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição incluem pelo menos dois componentes de medição, em que os dados de cada um dos respectivos pelo menos dois componentes de medição são providos para um módulo de medição mestre e o módulo de medição mestre é configurado para aplicar um peso aos dados recebidos dos respectivos componentes de medição.

25. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 18 a 23, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição incluem pelo menos dois componentes de medição, em que os dados de cada um dos respectivos pelo menos dois componentes de medição são providos para um módulo de medição mestre e o módulo de medição mestre é configurado para basear-se nos dados dos respectivos pelo menos dois componentes de medição com base em uma ordem sequencial.

26. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 18 a 25, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição, configurados para monitorar o corpo d’água para obter dados de medição, são configurados para medir um ou mais de uma concentração de pH e um estado de oxidação no corpo d’água.

27. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 18 a 26, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição, configurados para monitorar o corpo d’água para obter dados de medição, são configurados para medir anomalias magnéticas via um magnetômetro de multicomponentes.

28. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 18 a 27, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição, configurados para monitorar o corpo d’água para obter dados de medição, são configurados para obter amostragem biológica e química de um ou mais de fluidos, gases e sedimentos, para determinar a profundidade, tipo, qualidade, volume e localização de um acúmulo de hidrocarbonetos de subsuperfície pelos dados de medição.

29. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 18 a 28, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição, configurados para monitorar o corpo d’água para obter dados de medição, são configurados para criar mapas químicos e físicos de anomalias dentro do corpo d’água, para localizar saídas de nascentes de hidrocarbonetos.

30. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 18 a 29, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição compreendem um ou mais de um sonar de varredura lateral e um eco-sondador de multifeixes, que é configurado para imagear bolhas dentro da coluna d’água.

31. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 18 a 30, caracterizado pelo fato de que os componentes de medição compreendem um perfilador de sub-fundo, que é configurado para imagear hidrocarbonetos embaixo do leito do mar.

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