СПОСОБ СЕЙСМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ПРОЦЕССА ОСВОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА РФ
METHOD FOR SEISMIC MONITORING OF THE DEVELOPMENT OF OIL AND GAS CONDENSATE FIELDS IN THE NORTH OF THE RUSSIAN FEDERATION

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для уточнения строения нефтегазоконденсатных месторождений, повышения эффективности процесса их освоения, а также для повышения геоэкологической безопасности разработки нефтегазоконденсатных месторождений.
Известен способ сейсмического мониторинга процесса освоения месторождения углеводородов на акваториях, согласно которому проводят трехмерную сейсморазведку и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин и проектирование размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями от искусственных источников и контроль процесса разработки месторождения углеводородов по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс. При этом до начала бурения запроектированного горизонтального участка скважины размещают мобильную расстановку сейсмокос на дно по радиальной разноазимутальной системе наблюдений на объекте исследований с центром, расположенным над горизонтальным участком скважины. В процессе бурения регистрируют микросейсмические колебания, возбуждаемые долотом на забое скважины, при обработке которых по динамическим и кинематическим характеристикам определяют анизотропные свойства среды в зоне бурения, уточняют ориентацию систем субвертикальных трещин и корректируют трехмерные модели резервуара. После завершения бурения скважины расставленные сейсмокосы демонтируют и перемещают на новый объект исследований. Также, в процессе гидроразрыва пласта, регистрируют микросейсмические колебания, определяют трехмерные координаты их источников и дополнительно уточняют трехмерную модель резервуара и ориентацию системы трещин [см. Богоявленский В.И., Максимов Г.А., Гладилин А.В. Способ сейсмического мониторинга процесса освоения месторождения углеводородов на акваториях, Патент РФ №2602735].
Недостатком данного способа является то, что его можно использовать только во время бурения горизонтальных стволов скважин, а также во время проведения операций гидроразрыва пласта. Также способ реализуется лишь на шельфовых месторождениях, а многие крупные нефтегазоконденсатные месторождения, такие как Ямбургское, Ново-Уренгойское и т.д. расположены на самом континенте, т.е. на суще. Известный способ исключает возможность контроля образования техногенных залежей газа в выше лежащих горизонтах в процессе эксплуатации месторождения, например, в сеноне.
Известен способ сейсмического мониторинга процесса разработки месторождения углеводородов на акваториях, согласно которому проводят трехмерную сейсморазведку и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин и проектирование размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями от искусственных источников и контроль процесса разработки месторождения углеводородов по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс. При этом сейсмокосы размещают на дне акватории до начала бурения эксплуатационных скважин. Далее, в процессе бурения скважин регистрируются микросейсмические колебания, возбуждаемые долотом на забое скважины, при обработке которых по динамическим и кинематическим характеристикам определяют анизотропные свойства среды в зоне бурения, уточняют ориентацию систем субвертикальных трещин и корректируют трехмерные модели резервуара, размещение и траекторию бурения эксплуатационных скважин, зон перфорации и гидроразрыва пласта. Также, в процессе гидроразрыва пласта регистрируют микросейсмические колебания, определяют трехмерные координаты их источников и дополнительно уточняют трехмерную модель резервуара и ориентацию системы трещин [см. Богоявленский В.И., Дмитриевский А.Н., Якубсон К.И. Способ сейсмического мониторинга в процессе разработки месторождений углеводородов на акваториях, Патент РФ №2539745].
Недостатком данного способа является то, что его можно использовать только во время бурения горизонтальных стволов скважин, а также во время проведения операций гидроразрыва пласта. Также способ реализуется лишь на шельфовых месторождениях, а многие крупные нефтегазоконденсатные месторождения, такие как Ямбургское, Ново-Уренгойское и т.д. расположены на самом континенте, т.е. на суще. Известный способ исключает возможность контроля образования техногенных залежей газа в выше лежащих горизонтах в процессе эксплуатации месторождения, например, в сеноне.
Известен способ проведения сейсморазведочных работ на суше для составления карты подземных структур, необходимых для разработки нефтяных и газовых коллекторов [см. патент US 2008080311]. Способ включает сейсмические исследования проводимые для оценки местоположения и количества нефти и/или газа в месторождении до разработки, а также для определения изменений в пласте с течением времени после бурения скважин. Сейсморазведочные работы проводятся путем развертывания массива сейсмических датчиков, от 2000 до 5000 штук, размещая их в виде сетки, покрывающей 75-125 кв. км или более.
Существенным недостатком способа является то, что он требует присутствия специально подготовленной команды геологов по сейсморазведке и дорогостоящей аппаратуры по сбору, передаче и обработке собираемых данных в процессе сейсморазведки, что ограничивает его использование в процессе эксплуатации месторождений единичными случаями, вызываемыми крайней необходимостью корректировки проекта его разработки.
Известен способ проведения сейсморазведочных работ на суше и акватории для составления карты подземных структур, необходимых для разработки нефтяных и газовых коллекторов [см. патент US 2011125407]. Способ включает сейсмические исследования проводимые для оценки местоположения и количества нефти и/или газа в месторождении до разработки, а также для определения изменений в пласте с течением времени после бурения скважин. Сейсморазведочные работы проводятся путем развертывания массива сейсмических датчиков, от 2000 до 5000 штук, размещая их в виде сетки, покрывающей 75-125 кв. км или более.
Существенным недостатком способа является то, что он требует присутствия специально подготовленной команды геологов по сейсморазведке и дорогостоящей аппаратуры по сбору, передаче и обработке собираемых данных в процессе сейсморазведки, что ограничивает его использование в процессе эксплуатации месторождений единичными случаями, вызываемыми крайней необходимостью корректировки проекта его разработки.
Известен способ сейсмического мониторинга с полевой аппаратурой, согласно которому последовательно осуществляется прием сейсмических сигналов от сейсмических датчиков, аналого-цифровое преобразование принятых сигналов, запись и временное хранение данных в промежуточной памяти, из которой информация периодически передается в пункт сбора и обработки, где после интерпретации представляется в виде графического или текстового отчета. После аналого-цифрового преобразования в отчет дополнительно вводится операция вычисления энергии сейсмического сигнала с последующей записью выборок вычисленной энергии в память для временного хранения, причем вычисление энергии производится в некотором, заранее установленном окне, с учетом полосы частот регистрируемых сигналов и длительности затухания сейсмической волны до фонового уровня при импульсном воздействии. При этом использованная полевая аппаратура сейсмического мониторинга, содержащая последовательно соединенные сейсмические датчики, блок усиления и фильтрации, аналого-цифровой преобразователь, а также последовательно соединенные блок памяти и блок передачи цифровых данных, контроллер управления, управляющие выходы которого соединены с соответствующими входами блока усиления и фильтрации, аналого-цифрового преобразователя, блока памяти и блока передачи цифровых данных, блок вычисления энергии, вход которого соединен с выходом аналого-цифрового преобразователя, а выход подключен ко входу блока памяти, при этом управляющий вход блока вычисления энергии соединен с соответствующим выходом контроллера управления [см. Уткин В.И., Сенин Л.Н., Сенина Т.Е. Полевая аппаратура и способ сейсмического мониторинга, Патент РФ №2265867].
Существенным недостатком данного способа является то, что для осуществления сейсмического мониторинга используют отдельную сейсмическую аппаратуру, что существенно удорожает стоимость сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений и исключает его применение в условиях акваториальных (офшорных) месторождений. Также известный способ исключает возможность контроля образования техногенных залежей газа в вышележащих горизонтах в процессе эксплуатации месторождения, например, в сеноне.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ сейсмического мониторинга образования техногенных залежей углеводородов при разведке и разработке месторождений углеводородов на акваториях [см. патент РФ №2691630]. Способ включает проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин, размещение на дне акватории над месторождением одной или нескольких стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников с буровых или эксплуатационных платформ, а также искусственных островов или из специально пробуренных неглубоких скважин, контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени, определение пространственной миграции углеводородных флюидов и положения формирующихся техногенных залежей. При этом сейсмокосы размещают с заглублением ниже уровня дна на глубину, превышающую максимально возможный уровень экзарации ледовыми торосами и стамухами, а их удаление от источников упругих колебаний задают из условия регистрации в первых вступлениях преломленных волн от сейсмического горизонта, расположенного ниже потенциальной техногенной залежи.
Существенным недостатком известного способа является то, что требуется установка специальной аппаратуры для сбора, передачи и обработки сейсмологической информации с организацией соответствующей геологической службы на предприятии и ее штатным расписанием.
Целью изобретения является: повышение качества контроля за разработкой месторождения и реализация оперативной оценки момента начала образования техногенных залежей и их развития в процессе эксплуатации месторождения; снижение рисков геоэкологических инцидентов путем обоснования и реализации методов управления ими в процессе эксплуатации месторождения, связанных с образованием техногенных залежей.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является перманентный сейсмический мониторинг процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений, в том числе акваториальных, обеспечивающий своевременное выявление момента начала образования и динамику формирования техногенных залежей газа в вышележащих горизонтах, например, в сеноне. Это достигается путем использования инфраструктуры существующих систем телеметрии кустов газовых скважин (СТ КГС) и информационно-управляющей системы диспетчерского управления (ИУС ДУ) газодобывающего предприятия для сбора информации от сейсмодатчиков стационарно установленных сейсмокос, предварительной обработки и передачи ее в сейсмостанцию для дальнейшей обработки и анализа, а также для принятия решений по корректировке планов дальнейшей оптимальной разработки нефтегазоконденсатного месторождения по результатам проведенного анализа и своевременного купирования выявляемых нежелательных процессов, связанных с миграцией углеводородов вдоль стволов скважин.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений севера РФ включает проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара с прогнозированием ориентации систем субвертикальных трещин. Для этого размещают на дне акватории над месторождением или на территории месторождения комплект стационарных сейсмокос. Реализуют регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственным источником или группой источников. Осуществляют контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке информации, поступающей от сейсмодатчиков сейсмотрасс в реальном масштабе времени. По результатам анализа полученных данных определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей.
Для этого сейсмокосы размещают стационарно у каждого куста добывающих скважин по направлениям и с шагом расстановки сейсмодатчиков, заданными по данным геологической модели месторождения, построенной на основании результатов трехмерной сейсморазведки, геофизическим исследованиям и исследованиям имеющихся наблюдательных и добывающих скважин. Одновременно обосновывают минимальное число устанавливаемых сейсмодатчиков и их шаг в каждой сейсмокосе, гарантирующие выявление пространственной миграции углеводородных флюидов вдоль стволов добывающих и наблюдательных скважин куста в вышележащие горизонты в объемах, достаточных для аккумулирования их в техногенные залежи. Установленные сейсмокосы подключают к контролируемому пункту (КП) системы телеметрии куста газовых скважин (СТ КГС), входящей в автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП) газодобывающего промысла, и установленному на этом кусте добывающих скважин. После запуска куста добывающих скважин в эксплуатацию контроллер КП с заданной дискретностью и периодичностью, достаточной для выявления значимой миграции углеводородных флюидов и управления технологическими процессами, опрашивает все датчики куста скважин, контролирующие параметры технологических процессов промысла, и сейсмодатчики, подключенного к нему комплекта сейсмокос. Во время опроса контроллер КП записывает в свою память получаемую информацию, которую передает по каналу радиосвязи АСУ ТП во время сеанса передачи данных в пункт управления (ПУ) СТ КГС. Далее, по каналам связи информационно-управляющей системы диспетчерского управления (ИУС ДУ) газодобывающего предприятия полученную информацию с сейсмокос передают для предварительной обработки и анализа в Геологическую службу предприятия, которая реализует программу сейсмомониторинга территории месторождения на предмет выявления значимых перетоков углеводородных флюидов и образования техногенных залежей. При выявлении признаков начала этого процесса Геологическая служба предприятия отправляет полученные данные по каналам радиосвязи или интернет в научно-исследовательский институт, занимающийся проблемами нефти и газа, для детального анализа и предложения управляющих решений по снижению рисков потенциальных последствий образования техногенных залежей.
Для проведения плановых или специальных исследований, в том числе 4-D сейсмометрии, Геологическая служба предприятия назначает место и время включения, выбранного стационарного и/или мобильного источника или источников упругих волн. Необходимые для этого данные вводят в ИУС ДУ газодобывающего предприятия. ИУС ДУ через ПУ СТ КГС при очередном сеансе связи с соответствующими КП СТ КГС приводит систему в готовность к проведению соответствующих испытаний. Кроме этого, ИУС ДУ заблаговременно доводит информацию о планируемых испытаниях операторам промыслов, на территории которых будут проводиться эти испытания. Получив эту информацию, операторы отслеживают в установленном порядке выполнение необходимых мероприятий по обеспечению выполнения требований по безопасному проведению испытаний. Если все готово к проведению испытаний, операторы вводят в систему сигнал подтверждения обеспечения безопасного проведения испытаний.
Если готовность к проведению испытаний не соответствует требованиям, операторы вводят в систему сигнал коррекции времени начала проведения испытаний.
После получения сигнала подтверждения готовности к проведению испытаний система выдает задание контрольным пунктам о моменте начала и порядке записи информации, поступающей от сейсмодатчиков в память контроллера КП, и в этот же момент подает сигнал задания момента запуска соответствующего источника/источников упругих волн.
В случае выявления значимых отклонений параметров разработки месторождения от утвержденной модели научно-исследовательский институт, занимающимся проблемами нефти и газа, обосновывает проведение дополнительной полномасштабной 3D сейсморазведки. Эти исследования институт организует совместно с Геологической службой предприятия для уточнения геологической модели разрабатываемого месторождения.
На время проведения исследований стационарно установленные сейсмокосы отключают от системы телеметрии АСУ ТП газодобывающего предприятия на кустах газовых скважин и подключают их к системе, привлеченной для полномасштабной 3D сейсморазведки станции. В результате сейсмодатчики этих сейсмокос с известными координатами установки и техническими характеристиками выполняют в этих исследованиях роль реперных сейсмодатчиков с известными характеристиками и историей наблюдений, повышая качество и точность проводимых исследований.
На фиг. приведена укрупненная структурная схема системы для сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатного месторождения и в ней использованы следующие обозначения:
1 - ПУ СТ КГС;
2 - автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора систем телемеханики;
3 - ИУС ДУ газодобывающего предприятия;
4 - сейсмосистема или сейсмостанция;
5 - контроллер ПУ СТ КГС;
6 - радиоантенна;
7 - КП СТ КГС;
8 - контроллер КП;
9 - коса сейсмодатчиков;
10 - скважины;
11 - датчик давления;
12 - датчик температуры;
13 - датчик расхода;
14 - датчик-сигнализатор для обнаружения пескопроявления в скважине.
Способ сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений реализуют следующим образом.
В целях повышения эффективности разработки, обеспечения безопасности эксплуатации и сокращения капитальных затрат на разбуривание в районах Крайнего Севера, в том числе на платформах и блок-кондукторах офшорных месторождений, используется кустовой способ расположения скважин (2-10 и более скважин в кусте, причем с наклонно-направленным бурением, а также с горизонтальным завершением ствола). В процессе освоения и эксплуатации месторождения ведется контроль за состоянием залежи различными методами, включая геофизические. Для простоты изложения сути заявки на фиг. указаны четыре скважины 10 в каждом кусте. Каждая скважина 10 оснащена установленными на ее устье датчиками давления 11, температуры 12, расхода 13 и датчиком-сигнализатором 14 обнаружения пескопроявления в скважине (на фиг. они представлены для одной скважины на каждом кусте). Все они входят в комплекс устройств телемеханики кустов газовых скважин [см. Комплекс энергонезависимых устройств телемеханики кустов газовых скважин УКПГ-9 Харвутинской площади Ямбургского ГКМ «Ямбург-ГиперФлоу-ТМ». Руководство по эксплуатации КРАУ 1.456.010-01 РЭ. НПФ «Вымпел», 2005 г., стр. 12], который обеспечивает сбор данных о режимах работы газовых скважин не реже одного раза в два часа и осуществляет управление их работой, в том числе и при проведении газодинамических испытаний.
ПУ 1 СТ КСГ размещается в операторной газового промысла, который состоит из АРМ оператора 2 и контроллера ПУ 5 систем телемеханики. На каждом кусте устанавливается по одному КП 7. Обмен информации между ПУ 1 и КП 7 осуществляется с помощью радиосвязи по радиоантенне 6, причем, в случае отсутствия централизованного энергоснабжения, КП 7 питается от автономного источника в виде комплекса возобновляемых источников электроэнергии (солнечных батарей, термогенератора и ветровой установки в комплекте с аккумулятором).
К каждому КП 7 подключается по одному комплекту сейсмокос 9. Как правило, в комплект входит от одной до нескольких сейсмокос с заданным числом сейсмодатчиков и определенным расстоянием между ними. Шаг расстановки сейсмодатчиков, устанавливаемых стационарно, задают по заранее определенным направлениям, выбранным по данным геологической модели месторождения, построенной на основании результатов трехмерной сейсморазведки, геофизическим исследованиям, исследованиям имеющихся наблюдательных и добывающих скважин, а также по результатам проектно-изыскательских работ, проводимых в рамках разработки проекта обустройства месторождения. Одновременно обосновывают минимально необходимое число устанавливаемых сейсмодатчиков и их шаг в каждой сейсмокосе, гарантирующий выявление пространственной миграции углеводородных флюидов вдоль стволов добывающих и наблюдательных скважин куста в вышележащие горизонты в объемах, достаточных для аккумулирования их в техногенные залежи. Полученные данные используют для включения в проект обустройства месторождения стационарную установку сейсмокос для реализации упрощенного перманентного сейсмического мониторинга разработки месторождения на всех стадиях его жизненного цикла. Фактически заявляемое техническое решение интегрирует идеологию реализации способа сейсмического мониторинга образования техногенных залежей углеводородов при разведке и разработке месторождений углеводородов на акваториях [см. Патент РФ №2691630] в составе АСУ ТП с комплектом телемеханики, обеспечивающем непрерывный энергонезависимый контроль и управление технологическими процессами куста газовых скважин добывающего предприятия.
В процессе эксплуатации месторождения контроллер 8 КП 7 с заданной дискретностью и периодичностью по времени опрашивает все датчики, установленные на скважинах куста, в том числе и сейсмодатчики комплекта сейсмокос 9. Этот опрос контроллер осуществляет с периодичностью, не превышающую двухчасовой интервал, определяемый необходимостью автоматического ведения технологических процессов газового промысла и, соответственно, скважин каждого куста, управляемых АСУ ТП. Такой периодичности опроса сейсмодатчиков вполне достаточно для оперативного выявления значимой миграции углеводородных флюидов. (Для сравнения испытания скважин и большинство геофизических исследований для уточнения модели разработки месторождения проводят один раз в год или раз в два года). Вся поступающая с сейсмодатчиков информация после соответствующей обработки (проверка на достоверность, фильтрация от помех и т.д.) записывается в память контроллера 8. Во время сеанса опроса системой КП 7 передает эту информацию на ПУ 1 СТ КСГ. Телеметрическая информация, относящаяся к скважинам, обрабатывается по соответствующим алгоритмам, и результаты обработки предъявляются оператору и заносятся в базу данных ИУС ПД. Информация, поступившая в КП 7 от сейсмодатчиков комплекта сейсмокос 9, передается в ПУ 1, и далее, через ИУС ПД 3 поступает для дальнейшей обработки в сейсмосистему или сейсмостанцию 4 Геологической службы предприятия.
Такая организация получения и передачи сейсмоинформации в системе позволяет в рамках одного предприятия использовать всего одну сейсмосистему или сейсмостанцию для всех нефтегазоконденсатных месторождений, эксплуатируемых и осваиваемых газодобывающим предприятием (так как одно нефтегазодобывающее предприятие, как правило, одновременно эксплуатирует несколько месторождений и их сателлитов, находящихся на разных стадиях их жизненного цикла). Как следствие, сейсмосистему или сейсмостанцию можно разместить практически в любом месте, из которого можно организовать доступ по технологиям Internet/Intranet к ИУС ДУ газодобывающего предприятия, благодаря чему значительно снижается стоимость сейсмического мониторинга в процессе эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений и контроля динамики сопутствующих параметров в процессе их разработки. Кроме этого, достаточно высокая частота опроса сейсмодатчиков позволяет оперативно выявлять случаи их отказа и своевременно принимать меры по их парированию.
Такая организация работы сейсмосистемы или сейсмостанции позволяет использовать ее и для 4D сейсморазведки. При этом сообщение о точном времени включения источника упругих волн для проведения испытаний система заблаговременно сообщает операторам промыслов, на территории которых будут проводиться эти испытания. Получив это сообщение, операторы отслеживают выполнение обслуживающим персоналом промысла необходимых мероприятий по обеспечению безопасности при проведении испытаний. При подтверждении операторами обеспеченности безопасного проведения испытаний, система, при очередном сеансе связи через ПУ 1 выдает задание каждому КП 8 на запуск соответствующего источника/источников упругих волн в установленное Геологической службой предприятия время. При наступлении указанного времени КП запускают запись информации, поступающей от сейсмодатчиков, в память своего контроллера. Одновременно с этим система подает сигнал на запуск источника упругих волн и отслеживает синхронность работы всех ее подсистем в процессе проведения испытаний.
Во время очередного сеанса связи внутри системы эта информация передается на ПУ 1 СТ КГС и далее для обработки по описанному выше пути.
В случае, если операторы промысла или промыслов, где запланированы испытания, не могут гарантировать безопасность проведения испытаний, в систему вводится коррекция на время проведения запланированных испытаний. Данная коррекция доводится в виде сообщения системы до Геологической службы предприятия, которая утверждает скорректированное время проведения ранее запланированных испытаний и вводит его в систему. Далее цикл подготовки и проведения испытаний повторяется до реализации запланированных испытаний в скорректированные сроки.
При принятии Геологической службой предприятия решения о проведении полномасштабной 3D сейсморазведки, обоснованной научно-исследовательским институтом, занимающимся проблемами нефти и газа, для уточнения геологической модели разрабатываемого месторождения, осуществляют отключение стационарно установленных сейсмокос от системы телеметрии куста газовых скважин и подключают их к системе, привлеченной для полномасштабной 3D сейсморазведки станции, используя ее штатное оборудование. В результате сейсмодатчики этих сейсмокос с известными координатами установки и историей предыдущих измерений в этих исследованиях выполняют роль реперных сейсмодатчиков.
Способ сейсмического мониторинга процесса освоения нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера частично апробирован и готовится к внедрению при освоении офшорного месторождения Северо-Каменномысское. В дальнейшем планируется реализовать заявляемое изобретение и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях ООО «Газпром добыча Ямбург» с перспективой внедрения на вновь осваиваемых месторождения газодобывающей отрасли.
Применение данного способа позволяет организовать перманентный сейсмический мониторинг процесса освоения и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений с выявлением момента начала и контролем образования потенциальных техногенных месторождений углеводородов, обладающих значительным потенциалом геоэкологических рисков, способных перерасти в техногенные катастрофы. Снижение указанных рисков и минимальная стоимость контроля и управления ими достигается путем использования инфраструктуры существующих систем телеметрии кустов газовых скважин и информационно-управляющих систем газопромысловых объектов для сбора информации из сейсмодатчиков, предварительной обработки и передачи ее в сейсмостанцию или сейсмосистему предприятия для дальнейшего анализа и принятия управляющих решений по коррекции модели разработки нефтегазоконденсатного месторождения, либо обоснования проведения специальных геофизических исследований, либо проведения исследования скважин, либо принятия специальных мер по оперативному парированию и/или ликвидации выявляемых проблем. Все это в конечном итоге сказывается на повышении качества и безопасности разработки месторождения и своевременного купирования выявляемых нежелательных процессов, связанных с миграцией углеводородов вдоль стволов скважин.