BR102017026692B1

BR102017026692B1 - MARINE GEOPHYSICAL SOURCE TRACKING SYSTEM AND GUIDANCE METHOD

Info

Publication number: BR102017026692B1
Application number: BR102017026692-3A
Authority: BR
Inventors: Anders Goran Mattsson; Stig Rune Lennart Tenghamn
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2016-12-13
Filing date: 2017-12-11
Publication date: 2023-07-25

Abstract

"FONTE GEOFÍSICA MARINHA ORIENTÁ- VEL". A presente invenção refere-se a um método para orientar fonte geofísica, que inclui rebocar uma primeira fonte geofísica através de um corpo de água, e ajustar um primeiro parâmetro de direção da primeira fonte geofísica enquanto do reboque da primeira fonte geofí- sica. Um aparelho para orientar uma fonte geofísica inclui uma primeira fonte de vibrador marinho apresentando uma primeira estrutura de alojamento; uma primeira superfície de vibração funcionalmente acoplada à primeira estrutura de alojamento de tal modo que pelo menos uma porção da primeira superfície de vibração possa vibrar com rela- ção à primeira estrutura de alojamento; e um primeiro equipamento de controle de direção."ORIENTABLE MARINE GEOPHYSICAL SOURCE". The present invention relates to a method for steering a geophysical source, which includes towing a first geophysical source through a body of water, and adjusting a first steering parameter of the first geophysical source while towing the first geophysical source. An apparatus for guiding a geophysical source includes a first marine vibrator source having a first housing structure; a first vibrating surface functionally coupled to the first housing structure such that at least a portion of the first vibrating surface can vibrate with respect to the first housing structure; and a first steering control equipment.

Description

BACKGROUND OF THE INVENTION

[001] Esta descrição refere-se, de modo geral, ao campo de pesquisas marinhas. As pesquisas marinhas podem incluir, por exemplo, pesquisas sísmicas e/ou eletromagnéticas, entre outras. Por exemplo, esta descrição pode ter aplicações em pesquisas marinhas nas quais uma ou mais fontes geofísicas são usadas para gerar energia (por exemplo, campos de onda, pulsos, sinais), e sensores geofísicos - rebocados ou no fundo do oceano - recebem energia gerada pelas fontes e possivelmente afetada pela interação com formações de subsuperfície. Sensores rebocados podem ser dispostos em cabos referidos como cabos sísmicos flutuantes. Algumas pesquisas marinhas localizam sensores geofísicos em cabos ou nós no fundo do oceano além ou no lugar de cabos sísmicos flutuantes. Os sensores geofísicos coletam assim dados de pesquisa que podem ser úteis na descoberta e/ou extração de hidrocarbonetos de formações de subsuperfície.[001] This description refers, in general, to the field of marine research. Marine surveys may include, for example, seismic and/or electromagnetic surveys, among others. For example, this description may have applications in marine research in which one or more geophysical sources are used to generate energy (e.g., wave fields, pulses, signals), and geophysical sensors - towed or on the ocean floor - receive generated energy. by sources and possibly affected by interaction with subsurface formations. Towed sensors can be arranged on cables referred to as floating seismic cables. Some marine surveys locate geophysical sensors on cables or nodes on the ocean floor in addition to or in place of floating seismic cables. Geophysical sensors thus collect research data that can be useful in discovering and/or extracting hydrocarbons from subsurface formations.

[002] Historicamente, fontes geofísicas foram rebocadas na superfície da água ou perto desta. Sistemas de flutuação e de reboque posicionavam as fontes verticalmente (isto é, na profundidade da água), lateralmente (isto é, na direção da linha transversal; horizontal e perpendicular à direção de reboque local), e axialmente (isto é, na direção em linha; horizontal e paralela à direção de reboque local). O reboque perto da superfície provia um fácil acesso para alimentação e transferência de dados. Entretanto, o reboque profundo de fontes pode prover uma melhor qualidade de dados em muitos casos. Em alguns casos, obstruções de superfície impedem o reboque raso de fontes. Por vezes, podem ser desejados dados provenientes de fontes em mais de uma profundidade e/ou posição horizontal. Os sistemas de reboque podem, às vezes, sofrer com vibração ou outras fontes de ruído. Seria benéfico orientar fontes e/ou arranjos de fontes em conjunção com sistemas de flutuação e de reboque existentes e/ou independentemente dos mesmos.[002] Historically, geophysical sources have been towed at or near the surface of the water. Flotation and towing systems positioned sources vertically (i.e., at water depth), laterally (i.e., in the direction of the transverse line; horizontal and perpendicular to the local towing direction), and axially (i.e., in the direction toward line; horizontal and parallel to the local towing direction). Towing near the surface provided easy access for power and data transfer. However, deep towing of sources can provide better data quality in many cases. In some cases, surface obstructions prevent shallow towing of fountains. Sometimes data from sources at more than one depth and/or horizontal position may be desired. Towing systems can sometimes suffer from vibration or other noise sources. It would be beneficial to orient sources and/or source arrangements in conjunction with and/or independently of existing flotation and towing systems.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[003] A fim de que as características acima relatadas da presente invenção possam ser entendidas em detalhes, uma descrição mais específica da invenção, brevemente resumida acima, pode ser feita com referência às concretizações, algumas das quais são ilustradas nos desenhos anexos. Será notado, contudo, que os desenhos anexos ilustram apenas concretizações típicas desta invenção e não devem ser, portanto, considerados como limitando seu escopo, para que a invenção possa ser admitida em outras concretizações igualmente eficazes.[003] In order that the above-reported characteristics of the present invention can be understood in detail, a more specific description of the invention, briefly summarized above, can be made with reference to the embodiments, some of which are illustrated in the attached drawings. It will be noted, however, that the attached drawings illustrate only typical embodiments of this invention and should not, therefore, be considered as limiting its scope, so that the invention may be admitted in other equally effective embodiments.

[004] As Figuras 1A e 1B ilustram fontes geofísicas exemplificativas.[004] Figures 1A and 1B illustrate exemplary geophysical sources.

[005] A Figura 2 ilustra arranjos de fontes geofísicas.[005] Figure 2 illustrates geophysical source arrangements.

[006] As Figuras 3A-D ilustram componentes orientáveis exemplificativos para uma fonte geofísica.[006] Figures 3A-D illustrate exemplary steerable components for a geophysical source.

[007] A Figura 4 ilustra um arranjo de fontes geofísicas exemplificativo com componentes orientáveis.[007] Figure 4 illustrates an exemplary geophysical source arrangement with steerable components.

[008] As Figuras 5A - 5C ilustram arranjos de fontes geofísicas exemplificativos adicionais com componentes orientáveis.[008] Figures 5A - 5C illustrate additional exemplary geophysical source arrangements with steerable components.

[009] A Figura 6 ilustra um método de orientar uma fonte geofísica.[009] Figure 6 illustrates a method of orienting a geophysical source.

DETAILED DESCRIPTION

[0010] Será entendido que a presente descrição não é limitada a dispositivos ou métodos específicos, os quais podem, naturalmente, variar. Será também entendido que a terminologia aqui usada se dá para fins de descrever concretizações específicas apenas e, não se destina a ser limitativa. Conforme usado aqui, as formas singulares "um/uma" e "o/a" incluem referentes no singular e plural, a menos que o conteúdo dite o contrário. Além disso, a palavra "pode" é usada por todo este pedido em um sentido permissivo (isto é, tendo potencial para, sendo capaz de), não em um sentido de obrigação (isto é, "tem que"). O termo "inclui", e derivativos do mesmo, indica "incluindo, mas não limitado a". O termo "acoplado" indica conectado direta ou indiretamente. A palavra "exemplificativo" é aqui usada para indicar "servindo como um exemplo, caso, ou ilustração". Qualquer aspecto aqui descrito como "exemplificativo" não deve ser necessariamente construído como preferido ou vantajoso sobre outros aspectos. O termo "uniforme" indica substancialmente igual para cada subelemento, dentro de cerca de +- 10% de variação. O termo "nominal" indica conforme planejado ou projetado na ausência de variáveis, tais como vento, ondas, correntes, ou outros fenômenos não planejados. O termo "nominal" pode estar implícito como comumente usado no campo de pesquisa marinha.[0010] It will be understood that the present description is not limited to specific devices or methods, which may, of course, vary. It will also be understood that the terminology used herein is for the purpose of describing specific embodiments only and is not intended to be limiting. As used herein, the singular forms "a" and "the" include singular and plural referents unless the content dictates otherwise. Furthermore, the word "may" is used throughout this order in a permissive sense (i.e., having potential to, being able to), not in an obligatory sense (i.e., "has to"). The term "includes", and derivatives thereof, indicates "including, but not limited to". The term "coupled" indicates connected directly or indirectly. The word "exemplary" is used here to indicate "serving as an example, case, or illustration." Any aspect described herein as "exemplary" should not necessarily be construed as preferred or advantageous over other aspects. The term "uniform" indicates substantially the same for each subelement, within about +- 10% variation. The term "nominal" indicates as planned or designed in the absence of variables such as wind, waves, currents, or other unplanned phenomena. The term "nominal" may be implied as commonly used in the field of marine research.

[0011] O termo "direção axial" indica a direção de reboque em linha de um objeto ou sistema.[0011] The term "axial direction" indicates the in-line towing direction of an object or system.

[0012] O termo "cabo" indica um membro de transporte de carga axial flexível que também compreende condutores elétricos e/ou condutores ópticos para o transporte de potência e/ou sinais elétricos entre os componentes.[0012] The term "cable" indicates a flexible axial load-carrying member that also comprises electrical conductors and/or optical conductors for transporting power and/or electrical signals between components.

[0013] O termo "corda" indica um membro de transporte de carga axial flexível que não inclui condutores elétricos e/ou ópticos. Tal corda pode ser feita de fibra, aço, outro material de alta resistência, corrente, ou combinações de tais materiais.[0013] The term "rope" indicates a flexible axial load-carrying member that does not include electrical and/or optical conductors. Such rope may be made of fiber, steel, other high-strength material, chain, or combinations of such materials.

[0014] O termo "linha" indica uma corda ou um cabo.[0014] The term "line" indicates a rope or cable.

[0015] O termo "flutuabilidade" de um objeto refere-se à flutuabilidade do objeto levando em conta qualquer peso sustentado pelo objeto.[0015] The term "buoyancy" of an object refers to the buoyancy of the object taking into account any weight supported by the object.

[0016] Os termos "dianteiro" ou "frontal" indicam a direção ou a extremidade de um objeto ou sistema que corresponde à direção de deslocamento principal pretendida do objeto ou sistema.[0016] The terms "front" or "frontal" indicate the direction or end of an object or system that corresponds to the intended primary direction of travel of the object or system.

[0017] Os termos "posterior" ou "traseiro" indicam a direção ou a extremidade de um objeto ou sistema que corresponde ao inverso da direção de deslocamento principal pretendida do objeto ou sistema.[0017] The terms "back" or "rear" indicate the direction or end of an object or system that corresponds to the inverse of the object or system's intended main direction of travel.

[0018] Os termos "bombordo" e "estibordo" indicam a direção ou a extremidade esquerda e direita, respectivamente, de um objeto ou sistema, quando voltado para a direção de deslocamento principal pretendida do objeto ou sistema.[0018] The terms "port" and "starboard" indicate the left and right direction or end, respectively, of an object or system, when facing the object or system's intended primary direction of travel.

[0019] Se houver qualquer conflito nos usos de uma palavra ou um termo neste relatório e em uma ou mais patentes ou em outros documentos que possam ser incorporados aqui para referência, as definições que são consistentes com esta especificação devem ser adotadas para fins de entendimento desta invenção.[0019] If there is any conflict in the uses of a word or term in this report and in one or more patents or other documents that may be incorporated herein by reference, definitions that are consistent with this specification should be adopted for purposes of understanding of this invention.

[0020] A presente invenção refere-se, de modo geral, a métodos e a aparelhos de pesquisa marinha, e, pelo menos em algumas concretizações, a novas fontes geofísicas marinhas orientáveis e a métodos associados de uso. Uma das muitas vantagens potenciais das concretizações da presente descrição é a de que a direção da fonte geofísica pode ser independente dos sistemas de flutuação e de reboque existentes. Outra vantagem potencial inclui o potencial de menos ruído gerado no sinal de fonte devido ao melhor controle de direção. Outra vantagem potencial inclui o potencial de reboque profundo de fontes, e/ou o reboque de fontes em diversas profundidades. Concretizações da presente descrição podem ser assim úteis na descoberta e/ou extração de hidrocarbonetos provenientes de formações de subsuperfície.[0020] The present invention generally relates to marine research methods and apparatus, and, at least in some embodiments, to new steerable marine geophysical sources and associated methods of use. One of the many potential advantages of embodiments of the present disclosure is that the direction of the geophysical source may be independent of existing buoyancy and towing systems. Another potential advantage includes the potential for less noise generated in the source signal due to better direction control. Another potential advantage includes the potential for deep towing of sources, and/or towing of sources at various depths. Embodiments of the present description may thus be useful in the discovery and/or extraction of hydrocarbons from subsurface formations.

[0021] Fontes geofísicas marinhas geralmente incluem fontes sísmicas e fontes eletromagnéticas. As fontes sísmicas geralmente incluem fontes de impulso (por exemplo, pistolas de ar) e fontes acústicas sustentadas (por exemplo, vibradores marinhos). As fontes eletromagnéticas geralmente incluem pares de eletrodos e laços magnéticos. Para fins de simplicidade, a seguinte descrição irá endereçar fontes de vibrador marinho, mas vários tipos de fontes geofísicas marinhas podem ser considerados com o equipamento e os métodos descritos.[0021] Marine geophysical sources generally include seismic sources and electromagnetic sources. Seismic sources generally include impulse sources (e.g., air guns) and sustained acoustic sources (e.g., marine vibrators). Electromagnetic sources usually include pairs of electrodes and magnetic loops. For simplicity, the following description will address marine vibrator sources, but several types of marine geophysical sources can be considered with the equipment and methods described.

[0022] Fontes de vibrador marinho podem ser rebocadas individualmente ou em um arranjo. Pode ser benéfico rebocar uma fonte de vibrador marinho e/ou um arranjo de fontes de vibrador marinho de tal modo que uma ou mais possam girar individualmente em torno de seu próprio eixo. Em algumas concretizações, uma superfície externa de uma ou mais fontes de vibrador marinho pode atuar como uma asa. Por exemplo, uma superfície de vibração de uma fonte de vibrador marinho pode atuar como uma asa. Com o controle da rotação de uma fonte de vibrador marinho em torno de seu próprio eixo, a fonte de vibrador marinho pode então atuar como uma asa controlável como parte de um sistema de direção. Por exemplo, ângulos de ataque e/ou grau de rotação de rolagem, arfagem e/ou guinada podem ser selecionados para prover uma força de levantamento para alcançar e/ou manter uma posição desejada da fonte de vibrador marinho na água. Com diversas fontes de vibrador marinho em um arranjo, tanto o controle lateral como o controle vertical podem ser obtidos ao mesmo tempo.[0022] Marine vibrator sources can be towed individually or in an arrangement. It may be beneficial to tow a marine vibrator source and/or an arrangement of marine vibrator sources such that one or more can individually rotate about its own axis. In some embodiments, an outer surface of one or more marine vibrator sources may act as a wing. For example, a vibrating surface of a marine vibrator source can act as a wing. By controlling the rotation of a marine vibrator source around its own axis, the marine vibrator source can then act as a controllable wing as part of a steering system. For example, angles of attack and/or degree of roll, pitch and/or yaw rotation may be selected to provide a lifting force to achieve and/or maintain a desired position of the marine vibrator source in the water. With several marine vibrator sources in one arrangement, both lateral control and vertical control can be achieved at the same time.

[0023] Conforme ilustrado na Figura 1A, a fonte de vibrador marinho 100 geralmente apresenta um par de superfícies de vibração opostas 110 (apenas uma sendo mostrada na Figura 1A) funcionalmente acoplado a uma estrutura de alojamento 115 (por exemplo, um par de placas de extremidade ou uma gaiola). Por exemplo, uma ou mais bordas de superfícies de vibração 110 podem ser fixadas com relação à estrutura de alojamento 115, enquanto que a área central da superfície de vibração 110 pode ser flexionada e/ou vibrar com relação à estrutura de alojamento 115. Como outro exemplo, um ou mais pontos centrais da superfície de vibração 110 podem ser fixados com relação à estrutura de alojamento 115, enquanto que as bordas da superfície de vibração 110 podem ser flexionadas e/ou vibrar com relação à estrutura de alojamento 115. Em algumas concretizações, a superfície de vibração 110 é rotativamente fixada em uma, duas ou três dimensões com relação à estrutura de alojamento 115. Em algumas concretizações, uma porção dianteira 117 de fonte de vibrador marinho 100 é hidrodinamicamente formada para reduzir o arrasto, enquanto a fonte de vibrador marinho 100 é rebocada através da água. Em algumas concretizações, a porção frontal 117 inclui equipamento, tal como eletrônica de controle de vibração. A área em seção transversal da superfície de vibração 110 geralmente apresenta uma largura 102 (medida geralmente ao longo da direção axial) e uma altura 104 (medida geralmente perpendicular à direção axial). A fonte de vibrador marinho 100 apresenta geralmente uma profundidade 106 que abrange a amplitude de vibração de ambas as superfícies de vibração 110. Em algumas concretizações, a profundidade 106 da fonte de vibrador marinho 100 pode ser equivalente à profundidade da estrutura de alojamento 115. Conforme ilustrado, a largura 102 e a altura 104 são, cada qual, pelo menos duas vezes tão grandes quanto a profundidade 106. Outras dimensões relativas das fontes de vibrador marinho podem ser consideradas para acomodar condições de fabricação e de operação.[0023] As illustrated in Figure 1A, the marine vibrator source 100 generally features a pair of opposing vibrating surfaces 110 (only one being shown in Figure 1A) functionally coupled to a housing structure 115 (e.g., a pair of plates end or a cage). For example, one or more edges of vibrating surfaces 110 may be fixed with respect to the housing structure 115, while the central area of the vibrating surface 110 may be flexed and/or vibrate with respect to the housing structure 115. As another For example, one or more center points of the vibrating surface 110 may be fixed with respect to the housing structure 115, while the edges of the vibrating surface 110 may be flexed and/or vibrate with respect to the housing structure 115. In some embodiments , the vibration surface 110 is rotationally fixed in one, two, or three dimensions with respect to the housing structure 115. In some embodiments, a front portion 117 of marine vibrator source 100 is hydrodynamically formed to reduce drag, while the source of marine vibrator 100 is towed through the water. In some embodiments, the front portion 117 includes equipment, such as vibration control electronics. The cross-sectional area of the vibrating surface 110 generally has a width 102 (measured generally along the axial direction) and a height 104 (measured generally perpendicular to the axial direction). The marine vibrator source 100 generally has a depth 106 that encompasses the vibration amplitude of both vibrating surfaces 110. In some embodiments, the depth 106 of the marine vibrator source 100 may be equivalent to the depth of the housing structure 115. According illustrated, the width 102 and the height 104 are each at least twice as large as the depth 106. Other relative dimensions of the marine vibrator sources may be considered to accommodate manufacturing and operating conditions.

[0024] A fonte de vibrador marinho 100 pode ser rebocada em uma variedade de orientações. Conforme usado aqui, o ângulo de "rolagem" da fonte de vibrador marinho 100 pode ser entendido como sendo um ângulo 112 em torno de um eixo através do centro de massa da fonte de vibrador marinho 100 e paralelo à medição da largura 102. O ângulo de rolagem 112 será zero ou neutro quando a altura 104 das superfícies de vibração 110 for geralmente paralela à superfície da água. Conforme aqui usado, o ângulo de "arfagem" da fonte de vibrador marinho 100 pode ser entendido como sendo um ângulo 114 em torno de um eixo através do centro de massa da fonte de vibrador marinho 100 e paralelo à medição da altura 104. O ângulo de arfagem 114 será zero ou neutro quando a largura 102 das superfícies de vibração 110 for geralmente paralela à superfície da água. É notado que, quando o ângulo de rolagem 112 for neutro, o rumo vertical da fonte de vibrador marinho 100 mudará, à medida que seu ângulo de arfagem 114 muda. Conforme usado aqui, o ângulo de "guinada" da fonte de vibrador marinho 100 pode ser entendido como sendo um ângulo 116 em torno de um eixo através do centro de massa da fonte de vibrador marinho 100 e paralelo à medição da profundidade 106. O ângulo de guinada será zero ou neutro quando a largura 102 das superfícies de vibração 110 for geralmente paralela à linha de centro de reboque. É notado que, quando o ângulo de rolagem 112 for neutro, o rumo lateral da fonte de vibrador marinho 100 mudará, à medida que seu ângulo de guinada 116 muda. Algumas orientações de reboque possíveis incluem em pé (isto é, com a altura posicionada geralmente perpendicular à superfície da água; ângulo de rolagem 112 = 90° ou 270°), deitada (isto é, com a altura posicionada geralmente paralela à superfície da água; ângulo de rolagem 112 = 0° ou 180°), com um ângulo não zero de ataque (isto é, com a porção dianteira angulada com relação ao restante da fonte de vibrador marinho; por exemplo, ângulo de rolagem 112 = 0° e ângulo de arfagem 114 = 10°), lateralmente giratória (isto é, angulada na direção ou longe da linha de centro de reboque; por exemplo, o ângulo de rolagem 112 = 0° e ângulo de guinada = 15°), ou, em qualquer combinação dos mesmos. Desse modo, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser orientável com o ajuste de um ou mais parâmetros de direção, que podem incluir o ângulo de rolagem 112, o ângulo de arfagem 114, e/ou o ângulo de guinada 116 da fonte de vibrador marinho 100.[0024] The marine vibrator source 100 can be towed in a variety of orientations. As used herein, the "roll" angle of the marine vibrator source 100 may be understood to be an angle 112 about an axis through the center of mass of the marine vibrator source 100 and parallel to the width measurement 102. The angle roll 112 will be zero or neutral when the height 104 of the vibrating surfaces 110 is generally parallel to the water surface. As used herein, the "pitch" angle of the marine vibrator source 100 may be understood to be an angle 114 about an axis through the center of mass of the marine vibrator source 100 and parallel to the height measurement 104. The angle pitch 114 will be zero or neutral when the width 102 of the vibration surfaces 110 is generally parallel to the water surface. It is noted that when the roll angle 112 is neutral, the vertical heading of the marine vibrator source 100 will change as its pitch angle 114 changes. As used herein, the "yaw" angle of the marine vibrator source 100 may be understood to be an angle 116 about an axis through the center of mass of the marine vibrator source 100 and parallel to the depth measurement 106. The angle yaw rate will be zero or neutral when the width 102 of the vibration surfaces 110 is generally parallel to the towing centerline. It is noted that when the roll angle 112 is neutral, the lateral heading of the marine vibrator source 100 will change as its yaw angle 116 changes. Some possible towing orientations include upright (i.e., with the height positioned generally perpendicular to the water surface; roll angle 112 = 90° or 270°), lying down (i.e., with the height positioned generally parallel to the water surface ; roll angle 112 = 0° or 180°), with a non-zero angle of attack (i.e., with the front portion angled with respect to the remainder of the marine vibrator source; e.g., roll angle 112 = 0° and pitch angle 114 = 10°), laterally rotating (i.e., angled toward or away from the towing centerline; e.g., roll angle 112 = 0° and yaw angle = 15°), or, in any combination thereof. In this way, the marine vibrator source 100 may be steerable by adjusting one or more steering parameters, which may include the roll angle 112, the pitch angle 114, and/or the yaw angle 116 of the vibrator source. marine 100.

[0025] Em algumas concretizações, um ou mais componentes de fonte de vibrador marinho 100 podem ser configurados para exibir características hidrodinâmicas selecionadas. Por exemplo, a porção dianteira 117 da fonte de vibrador marinho 100 pode ser hidrodinamicamente formada para reduzir o arrasto enquanto a fonte de vibrador marinho 100 é rebocada através da água. Como outro exemplo, as superfícies de vibração 110 podem ter a forma de hidrofólio para prover força hidrodinâmica selecionada enquanto a fonte de vibrador marinho 100 é rebocada através da água. Como outro exemplo, as superfícies de vibração 110 podem vibrar através de uma faixa de formas de superfície, e um subconjunto de formas de superfície pode prover força hidrodinâmica selecionada enquanto a fonte de vibrador marinho 100 é rebocada através da água. Como outro exemplo, as superfícies de vibração opostas 110 da mesma fonte de vibrador marinho 100 podem não refletir uma na outra, mas vibrar através de diferentes faixas de formas de superfície que podem juntas prover uma maior força hidrodinâmica enquanto a fonte de vibrador marinho 100 é rebocada através da água. Por exemplo, o levantamento poderá ser criado quando a fonte de vibrador marinho 100 for rebocada deitada com um ângulo de arfagem neutro ou positivo, e quando a superfície de vibração superior 110 apresentar uma curvatura maior do que a superfície de vibração inferior 110. A fonte de vibrador marinho 100 pode então atuar como um hidrofólio, criando um gradiente de pressão de baixo para cima da fonte de vibrador marinho 100. Desse modo, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser orientável com o ajuste de um ou mais parâmetros de direção, que podem incluir a forma de superfície de pelo menos uma superfície de vibração 110.[0025] In some embodiments, one or more marine vibrator source components 100 may be configured to exhibit selected hydrodynamic characteristics. For example, the front portion 117 of the marine vibrator source 100 may be hydrodynamically formed to reduce drag while the marine vibrator source 100 is towed through the water. As another example, the vibrating surfaces 110 may be hydrofoil-shaped to provide selected hydrodynamic force while the marine vibrator source 100 is towed through the water. As another example, the vibrating surfaces 110 may vibrate through a range of surface shapes, and a subset of surface shapes may provide selected hydrodynamic force while the marine vibrator source 100 is towed through the water. As another example, opposing vibrating surfaces 110 of the same marine vibrator source 100 may not reflect each other, but vibrate through different ranges of surface shapes that can together provide greater hydrodynamic force as the marine vibrator source 100 is towed through the water. For example, lift may be created when the marine vibrator source 100 is towed lying down with a neutral or positive pitch angle, and when the upper vibrating surface 110 has a greater curvature than the lower vibrating surface 110. The source marine vibrator source 100 may then act as a hydrofoil, creating a pressure gradient from below to above the marine vibrator source 100. In this way, the marine vibrator source 100 may be steerable by adjusting one or more steering parameters, which may include the surface shape of at least one vibrating surface 110.

[0026] Em algumas concretizações, a fonte de vibrador marinho 100 inclui uma asa frontal 217, conforme ilustrado na Figura 1B. As superfícies de vibração 110 e/ou estrutura de alojamento 115 podem girar com relação à asa frontal 217. Por exemplo, se a borda posterior da asa frontal 217 for fixada na estrutura de alojamento 115, a asa frontal 217 poderá girar com relação à estrutura de alojamento 115 em torno do eixo 118. Tal rotação em torno do eixo 118 pela asa frontal 217 pode ajustar o ângulo de arfagem da fonte de vibrador marinho 100. Desse modo, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser orientável ao ajustar um ou mais parâmetros de direção, que podem incluir a rotação entre as superfícies de vibração 110 (e/ou estrutura de alojamento 115) e a asa frontal 217.[0026] In some embodiments, the marine vibrator source 100 includes a front wing 217, as illustrated in Figure 1B. The vibrating surfaces 110 and/or housing structure 115 may rotate with respect to the front wing 217. For example, if the trailing edge of the front wing 217 is secured to the housing structure 115, the front wing 217 may rotate with respect to the structure. of housing 115 about the axis 118. Such rotation about the axis 118 by the front wing 217 can adjust the pitch angle of the marine vibrator source 100. In this way, the marine vibrator source 100 can be steerable by adjusting one or more steering parameters, which may include rotation between the vibration surfaces 110 (and/or housing structure 115) and the front wing 217.

[0027] Em algumas concretizações, a fonte de vibrador marinho 100 pode incluir uma ou mais características de estabilidade 219, tal como um leme traseiro 219-r, uma quilha 219-k, e/ou uma ou mais aletas 219-f para prover uma melhor estabilidade enquanto do reboque. Conforme ilustrado na Figura 1B, as características de estabilidade 219 podem ser dimensionadas, localizadas e/ou construídas para prover uma força de estabilização para a fonte de vibrador marinho 100. Por exemplo, as características de estabilidade 219 poderão prover uma força hidrodinâmica oposta, quando a superfície de vibração 110 atuar como uma asa de direção. Contudo, as características de estabilidade 219 podem ser também dimensionadas, localizadas e/ou construídas para impedir, reduzir e/ou minimizar as forças de arrasto na fonte de vibrador marinho 100. Consequentemente, a área de superfície de cada uma das características de estabilidade 219 pode ser menor do que a área de superfície da superfície de vibração 110. Em algumas concretizações, as características de estabilidade 219 podem ser rotativamente fixadas na estrutura de alojamento 115. Desse modo, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser orientável com o ajuste de um ou mais parâmetros de direção, que podem incluir a rotação entre as superfícies de vibração 110 (e/ou estrutura de alojamento 115) e as características de estabilidade 219.[0027] In some embodiments, the marine vibrator source 100 may include one or more stability features 219, such as a tail rudder 219-r, a keel 219-k, and/or one or more fins 219-f to provide better stability while towing. As illustrated in Figure 1B, the stability features 219 may be sized, located and/or constructed to provide a stabilizing force for the marine vibrator source 100. For example, the stability features 219 may provide an opposing hydrodynamic force when the vibrating surface 110 acts as a steering wing. However, the stability features 219 may also be sized, located and/or constructed to prevent, reduce and/or minimize drag forces on the marine vibrator source 100. Accordingly, the surface area of each of the stability features 219 may be smaller than the surface area of the vibration surface 110. In some embodiments, the stability features 219 may be rotatably fixed to the housing structure 115. In this way, the marine vibrator source 100 may be steerable with adjustment of one or more steering parameters, which may include rotation between vibration surfaces 110 (and/or housing structure 115) and stability characteristics 219.

[0028] Em algumas concretizações, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser neutramente flutuante. Em algumas concretizações, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser negativamente flutuante (mais densa do que a água circundante), e o sistema de reboque de fonte pode incluir um dispositivo de flutuabilidade. Em algumas concretizações, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser positivamente flutuante (menos densa do que a água circundante), e o sistema de reboque de fonte pode incluir um dispositivo de pesagem. Em algumas concretizações, a flutuabilidade da fonte de vibrador marinho 100 pode ser ajustável enquanto a fonte de vibrador marinho 100 é rebocada. Será apreciado que o uso de um dispositivo de flutuabilidade na superfície ou perto desta possa facilitar a transferência de dados e/ou de energia entre a fonte de vibrador marinho 100 e uma embarcação de reboque. Desse modo, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser orientável com o ajuste de um ou mais parâmetros de direção, que podem incluir a flutuabilidade da fonte de vibrador marinho 100.[0028] In some embodiments, the marine vibrator source 100 may be neutrally buoyant. In some embodiments, the marine vibrator fountain 100 may be negatively buoyant (denser than the surrounding water), and the fountain towing system may include a buoyancy device. In some embodiments, the marine vibrator source 100 may be positively buoyant (less dense than the surrounding water), and the source towing system may include a weighing device. In some embodiments, the buoyancy of the marine vibrator source 100 may be adjustable while the marine vibrator source 100 is towed. It will be appreciated that the use of a buoyancy device at or near the surface may facilitate the transfer of data and/or power between the marine vibrator source 100 and a towing vessel. In this way, the marine vibrator source 100 may be steerable by adjusting one or more steering parameters, which may include the buoyancy of the marine vibrator source 100.

[0029] Conforme ilustrado na Figura 1A, a fonte de vibrador marinho 100 inclui um equipamento de controle de direção 108. Por exemplo, o equipamento de controle de direção 108 pode incluir atuadores (por exemplo, servomotores à prova d'água, atuadores rotativos, etc.), acopladores, sensores, analisadores, software, e/ou hardware para medir, controlar e/ou ajustar um ou mais parâmetros de direção. Os parâmetros de direção podem incluir o ângulo de rolagem 112 da fonte de vibrador marinho 100, o ângulo de arfagem 114 da fonte de vibrador marinho 100, o ângulo de guinada 116 da fonte de vibrador marinho 100, a forma de superfície de pelo menos uma superfície de vibração 110, a rotação entre as superfícies de vibração 110 (e/ou estrutura de alojamento 115) e a asa frontal 217, a rotação entre as superfícies de vibração 110 (e/ou estrutura de alojamento 115) e as características de estabilidade 219, a flutuabilidade da fonte de vibrador marinho 100, e/ou um ou mais parâmetros de direção de qualquer outra fonte de vibrador marinho em um arranjo de fontes que inclua a fonte de vibrador marinho 100. Como outro exemplo, o equipamento de controle de direção 108 pode incluir equipamento de recebimento, de armazenamento, de transmissão, e/ou de análise de dados de direção. Os dados de direção podem incluir informação de sensores na fonte de vibrador marinho, incluindo sensores de pressão, sensores de fluxo, sensores de salinidade, sensores de temperatura, sensores de orientação, sensores de propriedade de material (por exemplo, alongamento, dobra, torcedura, deformação, forma, carga, curvatura, deformação, temperatura, tensão, torção, forma de perfil), sensores de rede de Bragg em fibra, sensores de posicionamento (por exemplo, GP, posição relativa, velocidade, aceleração), etc. Os dados de direção podem também incluir informação de sensores em outros componentes do sistema de reboque de fonte, incluindo defletores, asas, paravanes, comprimentos e/ou tensões de umbilical, equipamento de controle de flutuabilidade, e outras fontes de vibrador marinho. Os dados de direção podem ser transmitidos, recebidos, armazenados, e/ou analisados pelo equipamento de controle de direção 108 em cada fonte de vibrador marinho. Os dados de direção podem ser também transmitidos, recebidos, armazenados e/ou analisados pelo equipamento na embarcação de reboque. Uma vez que os dados de direção são analisados, os sinais de controle podem ser enviados para uma ou mais fontes de vibrador marinho 100 para controlar e/ou ajustar ângulos, formas de superfície, e/ou rotações para orientar a fonte geofísica. O equipamento de controle de direção 108 pode receber, armazenar, analisar e/ou transmitir os sinais de controle para implementar ajustes nos parâmetros de direção. Por exemplo, o equipamento de controle de direção 108 pode ativar atuadores para produzir a rotação da asa frontal 217 com relação à estrutura de alojamento 115.[0029] As illustrated in Figure 1A, the marine vibrator source 100 includes a direction control equipment 108. For example, the direction control equipment 108 may include actuators (e.g., waterproof servo motors, rotary actuators , etc.), couplers, sensors, analyzers, software, and/or hardware to measure, control and/or adjust one or more steering parameters. The steering parameters may include the roll angle 112 of the marine vibrator source 100, the pitch angle 114 of the marine vibrator source 100, the yaw angle 116 of the marine vibrator source 100, the surface shape of at least one vibration surface 110, the rotation between the vibration surfaces 110 (and/or housing structure 115) and the front wing 217, the rotation between the vibration surfaces 110 (and/or housing structure 115) and the stability characteristics 219, the buoyancy of the marine vibrator source 100, and/or one or more steering parameters of any other marine vibrator source in a source array that includes the marine vibrator source 100. As another example, the marine vibrator source 100. steering 108 may include equipment for receiving, storing, transmitting, and/or analyzing steering data. The direction data may include information from sensors in the marine vibrator source, including pressure sensors, flow sensors, salinity sensors, temperature sensors, orientation sensors, material property sensors (e.g., stretching, bending, twisting , deformation, shape, load, curvature, strain, temperature, stress, twist, profile shape), fiber Bragg grating sensors, positioning sensors (e.g. GP, relative position, velocity, acceleration), etc. Steering data may also include information from sensors on other components of the source towing system, including deflectors, wings, paravanes, umbilical lengths and/or tensions, buoyancy control equipment, and other marine vibrator sources. Steering data may be transmitted, received, stored, and/or analyzed by steering control equipment 108 at each marine vibrator source. Steering data may also be transmitted, received, stored and/or analyzed by equipment on the towing vessel. Once the heading data is analyzed, control signals can be sent to one or more marine vibrator sources 100 to control and/or adjust angles, surface shapes, and/or rotations to orient the geophysical source. Steering control equipment 108 may receive, store, analyze, and/or transmit control signals to implement adjustments to steering parameters. For example, the steering control equipment 108 may activate actuators to produce rotation of the front wing 217 with respect to the housing structure 115.

[0030] A Figura 2 ilustra um sistema de reboque de fonte de vibrador 150. Conforme ilustrado, o sistema de reboque de fonte 150 inclui três arranjos de fontes 120. Uma estrutura 125 mantém a relativa posição das fontes de vibrador marinho 100 em cada arranjo de fontes 120. Na concretização ilustrada, cada arranjo de fontes 120 é flutuantemente sustentado por um dispositivo de flutuabilidade 130. Cada estrutura 125 pode ser conectada a seu respectivo dispositivo de flutuabilidade 130 pelas linhas 155. O comprimento das linhas 155 pode ser ajustável. Os dispositivos de flutuabilidade 130 são conectados entre si pelas linhas 135. Uma força lateral para separar os dispositivos de flutuabilidade 130 pode ser provida por um par de paravanes 140. Os paravanes são conectados ao restante do sistema de reboque de fonte pelas linhas 145. Uma ou mais linhas 165 formam o cinto de reboque 160 que conecta o restante do sistema de reboque de fonte 150 a uma embarcação de reboque (não mostrada).[0030] Figure 2 illustrates a vibrator source towing system 150. As illustrated, the source towing system 150 includes three arrays of sources 120. A structure 125 maintains the relative position of the marine vibrator sources 100 in each array. of sources 120. In the illustrated embodiment, each array of sources 120 is buoyantly supported by a buoyancy device 130. Each structure 125 may be connected to its respective buoyancy device 130 by lines 155. The length of the lines 155 may be adjustable. The buoyancy devices 130 are connected together by lines 135. A lateral force to separate the buoyancy devices 130 may be provided by a pair of paravans 140. The paravans are connected to the remainder of the source towing system by lines 145. A or more lines 165 form the tow belt 160 that connects the remainder of the source towing system 150 to a towing vessel (not shown).

[0031] Em algumas concretizações, o sistema de reboque de fonte 150 pode incluir um depressor dianteiro. O depressor dianteiro pode ser disposto entre as fontes de vibrador marinho 100 e a embarcação de reboque. Por exemplo, o depressor dianteiro pode ser acoplado ao cinto de reboque 160. O depressor dianteiro pode ser ativo ou passivo. Será apreciado que um depressor dianteiro passivo pode facilitar um sistema menos complexo e/ou mais confiável do que disponível com um depressor dianteiro ativo. Em algumas concretizações, um depressor dianteiro pode ser utilizado em conjunção com uma ou mais fontes vibratórias marinhas positivamente flutuantes 100.[0031] In some embodiments, the source towing system 150 may include a front depressor. The front depressor may be disposed between the marine vibrator sources 100 and the towing vessel. For example, the front depressor may be coupled to the tow belt 160. The front depressor may be active or passive. It will be appreciated that a passive front depressor may facilitate a less complex and/or more reliable system than available with an active front depressor. In some embodiments, a forward depressor may be used in conjunction with one or more positively buoyant marine vibratory sources 100.

[0032] Em algumas concretizações, o sistema de reboque de fonte 150 pode não incluir um dispositivo de flutuabilidade 130 para cada arranjo de fontes 120. Em algumas concretizações, o sistema de reboque de fonte 150 pode não incluir nenhum dispositivo de flutuabilidade 130. Em tais concretizações, o sistema de reboque de fonte 150 pode ter uma flutuabilidade positiva ou neutra. Concretizações que utilizam dispositivos de flutuabilidade 130 podem ser mais bem adequadas para rebocar fontes geofísicas em profundidades de água de menos de cerca de 30 m. As concretizações sem dispositivos de flutuabilidade 130 podem prover um reboque mais profundo de fontes geofísicas.[0032] In some embodiments, the source towing system 150 may not include a buoyancy device 130 for each array of sources 120. In some embodiments, the source towing system 150 may not include any buoyancy device 130. In In such embodiments, the source towing system 150 may have positive or neutral buoyancy. Embodiments utilizing buoyancy devices 130 may be better suited for towing geophysical sources in water depths of less than about 30 m. Embodiments without buoyancy devices 130 can provide deeper towing of geophysical sources.

[0033] Em algumas concretizações, o cinto de reboque 160 pode ser acoplado tanto aos dispositivos de flutuabilidade 130 quanto às fontes de vibrador marinho 100. Por exemplo, o cinto de reboque 160 pode incluir linhas 165 acopladas aos dispositivos de flutuabilidade 130 (conforme mostrado), e o cinto de reboque 160 pode incluir linhas (não mostradas) que são acopladas diretamente a uma fonte de vibrador marinho frontal 100 ou à estrutura 125.[0033] In some embodiments, tow belt 160 may be coupled to both buoyancy devices 130 and marine vibrator sources 100. For example, tow belt 160 may include lines 165 coupled to buoyancy devices 130 (as shown ), and the tow belt 160 may include lines (not shown) that are coupled directly to a front marine vibrator source 100 or frame 125.

[0034] O sistema de reboque de fonte 150 pode ser utilizado em uma pesquisa geofísica. Por exemplo, o sistema de reboque de fonte 150 pode rebocar arranjos de fonte 120 nas proximidades dos sensores geofísicos. Os sensores geofísicos podem ser parte de um arranjo de cabos sísmicos flutuantes. Em algumas concretizações, uma embarcação de reboque pode rebocar tanto o sistema de reboque de fonte 150 quanto o arranjo de cabos sísmicos flutuantes. Em algumas concretizações, diferentes embarcações de reboque podem rebocar o sistema de reboque de fonte 150 e o arranjo de cabos sísmicos flutuantes. Em algumas concretizações, os sensores geofísicos podem ser fixados no fundo do mar ou perto deste, por exemplo, nos nós ou canos no fundo do oceano. A embarcação de reboque pode rebocar o sistema de reboque de fonte 150 nas proximidades de tais nós ou cabos no fundo do oceano. Para adquirir os dados geofísicos, as fontes geofísicas do sistema de reboque de fonte 150 podem emitir energia enquanto são rebocadas nas proximidades dos sensores geofísicos. Os parâmetros de direção das fontes geofísicas do sistema de reboque de fonte 150 podem ser ajustados enquanto as fontes geofísicas são rebocadas. As fontes geofísicas pode emitir energia, permitindo assim que dados geofísicos sejam adquiridos enquanto os parâmetros de direção são ajustados. Por exemplo, os parâmetros de direção de uma ou mais fontes geofísicas podem ser ajustados para trazê-los para uma proximidade, orientação e/ou configuração desejadas com relação aos sensores geofísicos para facilitar e/ou aperfeiçoar a aquisição de dados geofísicos. Como um exemplo específico, os parâmetros de direção podem ser ajustados para trazer uma fonte geofísica debaixo de um arranjo de sensores geofísicos enquanto a fonte geofísica está emitindo energia.[0034] The source towing system 150 can be used in a geophysical survey. For example, source towing system 150 may tow source arrays 120 in the vicinity of geophysical sensors. Geophysical sensors can be part of a floating seismic cable array. In some embodiments, a towing vessel may tow both the source towing system 150 and the floating seismic cable array. In some embodiments, different towing vessels may tow the source towing system 150 and the floating seismic cable array. In some embodiments, the geophysical sensors may be attached to or near the seabed, for example, at nodes or pipes on the ocean floor. The towing vessel may tow the source towing system 150 in the vicinity of such nodes or cables on the ocean floor. To acquire the geophysical data, the geophysical sources of the source towing system 150 may emit energy while being towed in the vicinity of the geophysical sensors. The steering parameters of the geophysical sources of the source towing system 150 can be adjusted while the geophysical sources are towed. Geophysical sources can emit energy, thus allowing geophysical data to be acquired while steering parameters are adjusted. For example, the heading parameters of one or more geophysical sources may be adjusted to bring them into a desired proximity, orientation, and/or configuration with respect to geophysical sensors to facilitate and/or enhance geophysical data acquisition. As a specific example, steering parameters can be adjusted to bring a geophysical source under an array of geophysical sensors while the geophysical source is emitting energy.

[0035] Uma fonte de vibrador marinho 100 pode ser rebocada com uma orientação selecionada de modo que as características hidrodinâmicas selecionadas dos componentes resultem em uma força hidrodinâmica e/ou mudança posicional da fonte de vibrador marinho 100. A orientação pode ser ativa ou passivamente controlável e/ou ajustável. Por exemplo, conforme mostrado na Figura 3A, o ângulo de arfagem da fonte de vibrador marinho 100 pode ser ativa ou passivamente controlável e/ou ajustável. Conforme ilustrado, as superfícies de vibração 110 podem girar 214 com relação à estrutura de alojamento 115. Por exemplo, as superfícies de vibração 110 podem girar 214 em torno do pivô 204, que é acoplado à estrutura de alojamento 115. A rotação 214 pode ser de 360°. Em algumas concretizações, a rotação 214 pode ser limitada a uma faixa selecionada, tal como não mais do que 45° a partir do neutro, não mais de 60° a partir do neutro, não mais de 180° a partir do neutro, etc. O cinto de reboque 260 pode ser acoplado à estrutura de alojamento 115 em dois, três, quatro ou mais pontos de conexão. Forças de reboque (por exemplo, do cinto de reboque 260), forças de arrasto e/ou forças de estabilização (por exemplo, das características de estabilidade 119) podem fazer com que a rotação 214 entre as superfícies de vibração 110 e a estrutura de alojamento 115 mude o ângulo de arfagem da fonte de vibrador marinho 100. A velocidade, a magnitude e/ou a direção de rotação 214 podem ser controladas pelo equipamento de controle de direção 108 (Figura 1A).[0035] A marine vibrator source 100 may be towed with a selected orientation such that selected hydrodynamic characteristics of the components result in a hydrodynamic force and/or positional change of the marine vibrator source 100. The orientation may be actively or passively controllable and/or adjustable. For example, as shown in Figure 3A, the pitch angle of the marine vibrator source 100 may be actively or passively controllable and/or adjustable. As illustrated, the vibrating surfaces 110 may rotate 214 with respect to the housing structure 115. For example, the vibrating surfaces 110 may rotate 214 about the pivot 204, which is coupled to the housing structure 115. The rotation 214 may be 360°. In some embodiments, rotation 214 may be limited to a selected range, such as no more than 45° from neutral, no more than 60° from neutral, no more than 180° from neutral, etc. The tow belt 260 may be coupled to the housing structure 115 at two, three, four or more connection points. Towing forces (e.g., from tow belt 260), drag forces, and/or stabilizing forces (e.g., from stability features 119) may cause rotation 214 between vibration surfaces 110 and the bearing structure. housing 115 change the pitch angle of the marine vibrator source 100. The speed, magnitude and/or direction of rotation 214 can be controlled by direction control equipment 108 (Figure 1A).

[0036] Como outro exemplo, o ângulo de rolagem da fonte de vibrador marinho 100 pode ser ativa ou passivamente controlável e/ou ajustável. Conforme ilustrado na Figura 3B, a estrutura de alojamento 115 pode girar 212 com relação à pista 215. A rotação 212 pode ser de 360°. Em algumas concretizações, a rotação 212 pode ser limitada a uma faixa selecionada, tal como não mais de 45° a partir do neutro, não mais de 60° a partir do neutro, não mais de 180° a partir do neutro, etc. A cinto de reboque 260 pode ser acoplada à pista 215 em dois, três, quatro ou mais pontos de conexão. A estrutura de alojamento 115 pode ser deslizavelmente acoplada à pista 215. Forças de reboque (por exemplo, do cinto de reboque 260), forças de arrasto, e/ou forças de estabilização (por exemplo, das características de estabilidade 119) podem fazer com que a rotação 212 entre a estrutura de alojamento 115 e a pista 215 mude o ângulo de rolagem da fonte de vibrador marinho 100. A velocidade, a magnitude e/ou a direção de rotação 212 podem ser controladas pelo equipamento de controle de direção 108 (Figura 1A).[0036] As another example, the roll angle of the marine vibrator source 100 may be actively or passively controllable and/or adjustable. As illustrated in Figure 3B, the housing structure 115 can rotate 212 with respect to the track 215. The rotation 212 can be 360°. In some embodiments, rotation 212 may be limited to a selected range, such as no more than 45° from neutral, no more than 60° from neutral, no more than 180° from neutral, etc. The tow belt 260 can be coupled to the track 215 at two, three, four or more connection points. Housing structure 115 may be slidably coupled to track 215. Towing forces (e.g., from tow belt 260), drag forces, and/or stabilizing forces (e.g., from stability features 119) may cause that rotation 212 between the housing structure 115 and the track 215 changes the roll angle of the marine vibrator source 100. The speed, magnitude and/or direction of rotation 212 may be controlled by the direction control equipment 108 ( Figure 1A).

[0037] Como outro exemplo, o ângulo de guinada da fonte de vibrador marinho 100 pode ser ativa ou passivamente controlável e/ou ajustável. Conforme ilustrado na Figura 3C, a pista 215 pode girar 216 com relação à armação de fuso 213. A rotação 216 pode ser de 360°. Em algumas concretizações, a rotação 216 pode ser limitada a uma faixa selecionada, tal como não mais do que 45° a partir do neutro, não mais de 60° a partir do neutro, não mais do que 180° a partir do neutro, etc. A cinto de reboque 260 pode ser acoplada à armação de fuso 213 em dois, três, quarto ou mais pontos de conexão. A pista 215 pode ser rotativamente acoplada à armação de fuso 213. Forças de reboque (por exemplo, do cinto de reboque 260), forças de arrasto e/ou forças de estabilização (por exemplo, das características de estabilidade 119) podem fazer com que a rotação 216 entre a pista 215 e a armação de fuso 213 mude o ângulo de guinada da fonte de vibrador marinho 100. A velocidade, a magnitude, e/ou a direção de rotação 216 podem ser controladas pelo equipamento de controle de direção 108.[0037] As another example, the yaw angle of the marine vibrator source 100 may be actively or passively controllable and/or adjustable. As illustrated in Figure 3C, the track 215 can rotate 216 with respect to the spindle frame 213. The rotation 216 can be 360°. In some embodiments, rotation 216 may be limited to a selected range, such as no more than 45° from neutral, no more than 60° from neutral, no more than 180° from neutral, etc. . The tow belt 260 can be coupled to the spindle frame 213 at two, three, fourth or more connection points. The track 215 may be rotatably coupled to the spindle frame 213. Towing forces (e.g., from tow belt 260), drag forces, and/or stabilizing forces (e.g., from stability features 119) may cause rotation 216 between the track 215 and the spindle frame 213 changes the yaw angle of the marine vibrator source 100. The speed, magnitude, and/or direction of rotation 216 can be controlled by the direction control equipment 108.

[0038] Como outro exemplo, os ângulos de rolagem, e arfagem, e/ou de guinada da fonte de vibrador marinho 100 podem ser ativa ou passivamente controláveis e/ou ajustáveis com o uso de um suporte pivotável. Por exemplo, conforme ilustrado na Figura 3D, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser suspensa em um suporte pivotável 270 dentro de uma estrutura 225. O cinto de reboque 260 pode ser acoplado à estrutura 225 em dois, três, quatro ou mais pontos de conexão. Características de estabilidade, tal como a quilha 219-k, podem ser acopladas à estrutura 225. Em algumas concretizações, a estrutura 225 pode ser diretamente acoplada ao dispositivo de flutuabilidade 130 (não mostrado). O suporte pivotável 270 pode permitir a rotação em uma, duas ou três dimensões (por exemplo, a rotação de rolagem 21, a rotação de arfagem 214, e/ou a rotação de guinada 216) entre a fonte de vibrador marinho 100 e a estrutura 225. A rotação em qualquer dimensão pode ser de 360°. Em algumas concretizações, a rotação em uma ou mais dimensões pode ser limitada a uma faixa selecionada, tal como não mais do que 45° a partir do neutro, não mais do que 60° a partir do neutro, não mais do que 180° a partir do neutro, etc. Desse modo, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser rebocada com uma orientação selecionada de modo que as características hidrodinâmicas selecionadas dos componentes resultem em uma força hidrodinâmica desejada e/ou mudança posicional da fonte de vibrador marinho 100.[0038] As another example, the roll, pitch, and/or yaw angles of the marine vibrator source 100 may be actively or passively controllable and/or adjustable with the use of a pivotable support. For example, as illustrated in Figure 3D, the marine vibrator source 100 may be suspended from a pivotable support 270 within a frame 225. The towing belt 260 may be coupled to the frame 225 at two, three, four or more points of connection. Stability features, such as keel 219-k, may be coupled to structure 225. In some embodiments, structure 225 may be directly coupled to buoyancy device 130 (not shown). The pivotable bracket 270 may allow rotation in one, two, or three dimensions (e.g., roll rotation 21, pitch rotation 214, and/or yaw rotation 216) between the marine vibrator source 100 and the structure. 225. Rotation in any dimension can be 360°. In some embodiments, rotation in one or more dimensions may be limited to a selected range, such as no more than 45° from neutral, no more than 60° from neutral, no more than 180° from from neutral, etc. In this way, the marine vibrator source 100 may be towed with a selected orientation such that selected hydrodynamic characteristics of the components result in a desired hydrodynamic force and/or positional change of the marine vibrator source 100.

[0039] Um arranjo de fontes 220 pode incluir uma ou mais fontes geofísicas marinhas orientáveis. O arranjo de fontes 220 pode ser rebocado com fontes de vibrador marinho 100 apresentando orientações selecionadas. Em algumas concretizações, duas ou mais fontes de vibrador marinho 100 do arranjo de fontes 220 podem ser rebocadas com a mesma orientação selecionada. Em algumas concretizações, cada fonte de vibrador marinho 100 do arranjo de fontes 220 pode ser rebocada com sua própria orientação selecionada. Conforme ilustrado na Figura 4, três fontes de vibrador marinho 100 podem ser, cada qual, suspensas em um suporte pivotável separado 370. Os três suportes pivotáveis 370 podem ser então acoplados dentro de uma estrutura 325. O cinto de reboque 360 pode ser acoplado à estrutura 325 em dois, três, quatro ou mais pontos de conexão. Características de estabilidade, tais como aletas 219-f podem ser acopladas à estrutura 325. Em algumas concretizações, a estrutura 325 pode ser diretamente acoplada ao dispositivo de flutuabilidade 130 (não mostrado). Os três suportes pivotáveis 370 podem permitir a rotação independente de cada fonte de vibrador marinho 100 com relação à estrutura 325. A rotação independente de cada fonte de vibrador marinho 100 pode permitir um controle de direção mais robusto. Por exemplo, devido ao braço de alavanca e/ou considerações de fluxo/sombreamento, a fonte de vibrador marinho mais dianteiro 100 pode prover ajustes de direção brutos, enquanto que a fonte de vibrador marinho mais posterior 100 pode prover ajustes de direção finos. O equipamento de controle de direção 108 pode prover um controle coordenado da orientação de cada fonte de vibrador marinho 100, que pode permitir um controle bruto e fino simultâneo dos ângulos de rolagem, de arfagem e/ou de guinada do arranjo de fontes 220.[0039] A source array 220 may include one or more steerable marine geophysical sources. The source array 220 may be towed with marine vibrator sources 100 featuring selected orientations. In some embodiments, two or more marine vibrator sources 100 of the source array 220 may be towed with the same selected orientation. In some embodiments, each marine vibrator source 100 of the source array 220 may be towed with its own selected orientation. As illustrated in Figure 4, three marine vibrator sources 100 may each be suspended from a separate pivot bracket 370. The three pivot brackets 370 may then be coupled within a frame 325. The tow belt 360 may be coupled to the structure 325 at two, three, four or more connection points. Stability features such as fins 219-f may be coupled to structure 325. In some embodiments, structure 325 may be directly coupled to buoyancy device 130 (not shown). The three pivotable brackets 370 may allow independent rotation of each marine vibrator source 100 with respect to the frame 325. Independent rotation of each marine vibrator source 100 may allow for more robust direction control. For example, due to lever arm and/or flow/shading considerations, the forwardmost marine vibrator source 100 may provide coarse direction adjustments, while the rearmost marine vibrator source 100 may provide fine direction adjustments. Steering control equipment 108 may provide coordinated control of the orientation of each marine vibrator source 100, which may allow simultaneous coarse and fine control of the roll, pitch, and/or yaw angles of the source array 220.

[0040] Como outra configuração exemplificativa, um arranjo de fontes 320 pode ser rebocado sem uma estrutura. A Figura 5A ilustra um arranjo de fontes 320 apresentando quatro fontes de vibrador marinho 100. Cada fonte de vibrador marinho 100 inclui superfícies de vibração 110 funcionalmente acopladas a uma estrutura de alojamento 415. Conforme ilustrado, cada fonte de vibrador marinho 100 é acoplada a sua estrutura de alojamento 415 de modo que as superfícies vibracionais 110 possam girar em torno do ângulo de arfagem 414 com relação à estrutura de alojamento 415. A rotação das superfícies de vibração 110 em torno do ângulo de arfagem 414 com relação à estrutura de alojamento 415 pode criar um ângulo de ataque contra o fluxo de água. As estruturas de alojamento 415 são acopladas entre si pelas linhas 429. Em algumas concretizações, as linhas 429 podem ser substituídas e/ou suplementadas por barras ou tubos. Será apreciado que a força de arrasto enquanto do reboque podem prover uma rigidez suficiente para as linhas 429 para evitar qualquer estrutura adicional provida por barras ou tubos. As linhas 429 (ou barras ou tubos) podem ser livres para girar com relação às estruturas de alojamento 415. As características de estabilidade (não mostradas) podem ser acopladas a uma ou mais das estruturas de alojamento 415. Cada estrutura de alojamento 415 pode ser suspensa pelas linhas 455. Por exemplo, as linhas 455 podem ser acopladas a um dispositivo de flutuabilidade (não mostrado). Uma estrutura de alojamento dianteiro 415 pode ser acoplada ao cinto de reboque 460. Uma estrutura de alojamento dianteiro 415 pode ter uma asa frontal opcional 417 em seu lado da frente. A asa frontal 417 pode estar adicionalmente ou no lugar da porção dianteira hidrodinamicamente formada 117 da fonte de vibrador marinho dianteiro 100. A asa frontal 417 pode ser fixa, controlável, ajustável, ativa, e/ou passiva.[0040] As another exemplary configuration, a fountain array 320 can be towed without a structure. Figure 5A illustrates a source arrangement 320 featuring four marine vibrator sources 100. Each marine vibrator source 100 includes vibration surfaces 110 functionally coupled to a housing structure 415. As illustrated, each marine vibrator source 100 is coupled to its housing structure 415 so that the vibrational surfaces 110 can rotate about the pitch angle 414 with respect to the housing structure 415. Rotation of the vibration surfaces 110 about the pitch angle 414 with respect to the housing structure 415 can create an angle of attack against the water flow. Housing structures 415 are coupled together by lines 429. In some embodiments, lines 429 may be replaced and/or supplemented by bars or tubes. It will be appreciated that the drag force while towing can provide sufficient rigidity for the lines 429 to prevent any additional structure provided by bars or tubes. The lines 429 (or bars or tubes) may be free to rotate with respect to the housing structures 415. Stability features (not shown) may be coupled to one or more of the housing structures 415. Each housing structure 415 may be suspended by lines 455. For example, lines 455 may be attached to a buoyancy device (not shown). A front housing frame 415 may be coupled to the tow belt 460. A front housing frame 415 may have an optional front wing 417 on its front side. The front wing 417 may be in addition to or in place of the hydrodynamically formed front portion 117 of the front marine vibrator source 100. The front wing 417 may be fixed, controllable, adjustable, active, and/or passive.

[0041] Como outra configuração exemplificativa, a Figura 5B ilustra um sistema de reboque de fonte 150 para um arranjo de fontes 420 de duas fontes de vibrador marinho 100 que incluem lemes traseiros 580 para prover uma melhor estabilidade enquanto do reboque. Em algumas concretizações, o leme traseiro 580 pode ser fixo em três dimensões com relação à estrutura de alojamento 115. Em algumas concretizações, o leme traseiro 580 pode incluir uma aleta traseira 584 que é rotativa com relação à estrutura de alojamento ao longo de um ângulo de guinada 516. Em algumas concretizações, o leme traseiro pode incluir um suporte traseiro 582 que é rotativo com relação à estrutura de alojamento 115 ao longo de um ângulo de arfagem 514. O sistema de reboque de fonte 150 ilustrado na Figura 5B também inclui um depressor dianteiro opcional 570.[0041] As another exemplary configuration, Figure 5B illustrates a source towing system 150 for a source arrangement 420 of two marine vibrator sources 100 that include rear rudders 580 to provide better stability while towing. In some embodiments, the rear rudder 580 may be fixed in three dimensions with respect to the housing structure 115. In some embodiments, the rear rudder 580 may include a rear fin 584 that is rotatable with respect to the housing structure through an angle yaw 516. In some embodiments, the rear rudder may include a rear support 582 that is rotatable with respect to the housing structure 115 through a pitch angle 514. The source towing system 150 illustrated in Figure 5B also includes a optional front depressor 570.

[0042] Como outra configuração exemplificativa, a Figura 5C ilustra um sistema de reboque de fonte 150 para um arranjo de fontes bidimensional (2D) 520. O arranjo de fontes 520 inclui quatro fontes de vibrador marinho 100. O sistema de reboque de fonte 150 inclui uma estrutura 525. Características de estabilidade, tal como a quilha 219-k, podem ser acoplada à estrutura 525. O arranjo de fontes 2D 520 é flutuantemente sustentado por um par de dispositivos de flutuabilidade 130. A estrutura 525 é fixada nos dispositivos de flutuabilidade 130. Porções de cada fonte de vibrador marinho 100 podem girar com relação à estrutura 525, independente ou coletivamente. Por exemplo, a superfície de vibração 110 de uma das fontes de vibrador marinho 100 pode girar 714 com relação à estrutura 525. A rotação 714 pode mudar o ângulo de arfagem do arranjo de fontes 520. Desse modo, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser orientável com o ajuste de um ou mais parâmetros de direção de quaisquer fontes de vibrador marinho 100 no arranjo de fontes 120, 220, 320, 420, 520.[0042] As another exemplary configuration, Figure 5C illustrates a source towing system 150 for a two-dimensional (2D) source array 520. The source array 520 includes four marine vibrator sources 100. The source towing system 150 includes a frame 525. Stability features, such as keel 219-k, may be coupled to the frame 525. The 2D source array 520 is buoyantly supported by a pair of buoyancy devices 130. The frame 525 is secured to the buoyancy 130. Portions of each marine vibrator source 100 may rotate relative to structure 525, independently or collectively. For example, the vibration surface 110 of one of the marine vibrator sources 100 may rotate 714 with respect to the structure 525. The rotation 714 may change the pitch angle of the source array 520. Thus, the marine vibrator source 100 may be steerable by adjusting one or more steering parameters of any marine vibrator sources 100 in the source array 120, 220, 320, 420, 520.

[0043] Conforme seria entendido por aquele versado na técnica com o benefício desta descrição, uma fonte geofísica pode ser frequentemente aproximada como uma fonte pontual. Quando o tamanho da fonte geofísica for insignificante com relação a outras escalas de comprimento na pesquisa, uma aproximação de fonte pontual pode ser suficiente. Consequentemente, interações de energia no fundo do oceano, superfície da água, e/ou arranjo de sensores geofísicos podem ser independentes da orientação dos componentes de fonte - tais como as superfícies de vibração 110. Desse modo, mesmo durante a aquisição de dados, a fonte de vibrador marinho 100 pode ser rebocada com uma orientação selecionada de modo que as características hidrodinâmicas selecionadas dos componentes resultem em uma força hidrodinâmica desejada e/ou mudança posicional da fonte de vibrador marinho 100.[0043] As would be understood by one skilled in the art with the benefit of this description, a geophysical source can often be approximated as a point source. When the size of the geophysical source is insignificant relative to other length scales in the survey, a point source approximation may be sufficient. Consequently, energy interactions at the ocean floor, water surface, and/or geophysical sensor array may be independent of the orientation of the source components - such as the vibration surfaces 110. Thus, even during data acquisition, the marine vibrator source 100 may be towed with a selected orientation such that selected hydrodynamic characteristics of the components result in a desired hydrodynamic force and/or positional change of the marine vibrator source 100.

[0044] Em algumas concretizações, a fonte de vibrador marinho 100 pode incluir características de compensação de pressão. Por exemplo, a pressão interna da fonte de vibrador marinho 100 pode ser ajustada para compensar mundanças na pressão externa. Mudanças na pressão externa podem se dar devido à profundidade da água. Mudanças na pressão externa podem se dar também devido à velocidade da fonte de vibrador marinho 100 através da água. Em algumas concretizações, a informação do equipamento de controle de direção 108, tal como a velocidade e/ou a profundidade da água, pode ser usada para ajustar a compensação de pressão interna da fonte de vibrador marinho 100.[0044] In some embodiments, the marine vibrator source 100 may include pressure compensation features. For example, the internal pressure of the marine vibrator source 100 can be adjusted to compensate for changes in external pressure. Changes in external pressure can occur due to the depth of the water. Changes in external pressure may also occur due to the speed of the marine vibrator source 100 through the water. In some embodiments, information from steering control equipment 108, such as speed and/or water depth, may be used to adjust the internal pressure compensation of the marine vibrator source 100.

[0045] A Figura 6 ilustra um método 600 de orientar uma fonte geofísica de acordo com concretizações aqui descritas. O método 600 começa na etapa 610, onde a fonte geofísica é rebocada através de um corpo de água. Por exemplo, a fonte geofísica pode ser rebocada por uma embarcação de pesquisa. A embarcação de pesquisa pode também rebocar sensores geofísicos em um ou mais cabos sísmicos flutuantes, e/ou outra embarcação pode rebocar sensores geofísicos em um ou mais cabos sísmicos flutuantes. Em algumas concretizações, o método 600 pode também incluir a etapa 615, onde a fonte geofísica é rebocada em um arranjo de fontes geofísicas.[0045] Figure 6 illustrates a method 600 of orienting a geophysical source in accordance with embodiments described herein. Method 600 begins at step 610, where the geophysical source is towed through a body of water. For example, the geophysical source may be towed by a research vessel. The research vessel may also tow geophysical sensors on one or more floating seismic cables, and/or another vessel may tow geophysical sensors on one or more floating seismic cables. In some embodiments, method 600 may also include step 615, where the geophysical source is towed into an array of geophysical sources.

[0046] O método 600 continua na etapa 620, onde um parâmetro de direção é ajustado enquanto do reboque da fonte geofísica. Parâmetros de direção exemplificativos são mostrados em 621. O parâmetro de direção pode incluir, por exemplo, pelo menos um destes: o ângulo de rolagem da fonte geofísica, o ângulo de arfagem da fonte geofísica, o ângulo de guinada da fonte geofísica, e/ou a flutuabilidade da fonte geofísica. Como outro exemplo, quando a fonte geofísica for uma fonte de vibrador marinho, o parâmetro de direção poderá incluir pelo menos um destes: a forma da superfície de pelo menos uma superfície de vibração da fonte de vibrador marinho, a rotação entre pelo menos uma superfície de vibração e uma asa frontal da fonte de vibrador marinho, e/ou a rotação entre pelo menos uma superfície de vibração e uma característica de estabilidade, da fonte de vibrador marinho. Como outro exemplo, quando a fonte geofísica for rebocada em um arranjo de fontes geofísicas, o parâmetro de direção poderá incluir pelo menos um parâmetro de direção de qualquer das outras fontes geofísicas no arranjo de fontes.[0046] Method 600 continues at step 620, where a direction parameter is adjusted while towing the geophysical source. Exemplary steering parameters are shown at 621. The steering parameter may include, for example, at least one of: the roll angle of the geophysical source, the pitch angle of the geophysical source, the yaw angle of the geophysical source, and/or or the buoyancy of the geophysical source. As another example, when the geophysical source is a marine vibrator source, the direction parameter may include at least one of the following: the surface shape of at least one vibrating surface of the marine vibrator source, the rotation between at least one surface of vibration and a front wing of the marine vibrator source, and/or the rotation between at least one vibration surface and a stability feature of the marine vibrator source. As another example, when the geophysical source is towed into a geophysical source array, the direction parameter may include at least one direction parameter from any of the other geophysical sources in the source array.

[0047] Em algumas concretizações, o método 600 pode também incluir a etapa 622, onde a fonte geofísica emite energia como parte de uma pesquisa geofísica. Por exemplo, a energia pode ser emitida enquanto a fonte geofísica é rebocada através da água e/ou enquanto o parâmetro de direção é ajustado. Em algumas concretizações, o método 600 também inclui a etapa 623, onde os dados geofísicos são adquiridos como parte de uma pesquisa geofísica. Por exemplo, os sensores geofísicos podem coletar dados que refletem a energia emitida pela fonte geofísica, possivelmente seguindo a interação com uma formação de subsuperfície. De acordo com inúmeras concretizações da presente descrição, um produto de dados geofísicos pode ser produzido a partir dos dados geofísicos. Por exemplo, os dados geofísicos podem ser processados para produzir uma imagem sísmica. A imagem sísmica pode ser registrada em um meio legível por computador tangível e não transitório, produzindo assim um produto de dados geofísicos. O produto de dados geofísicos pode ser produzido pelo processamento dos dados geofísicos offshore (isto é, pelo equipamento em uma embarcação) ou onshore (isto é, em uma instalação na terra) seja dentro dos Estados Unidos ou em outro país. Se o produto de dados geofísicos for produzido offshore ou em outro país, ele poderá ser importado onshore até uma instalação nos Estados Unidos. Em alguns casos, uma vez onshore nos Estados Unidos, a análise geofísica, incluindo o processamento de dados adicionais, poderá ser executada no produto de dados geofísicos. Em alguns casos, a análise geofísica poderá ser executada no produto de dados geofísicos offshore.[0047] In some embodiments, method 600 may also include step 622, where the geophysical source emits energy as part of a geophysical survey. For example, energy can be emitted while the geophysical source is towed through the water and/or while the steering parameter is adjusted. In some embodiments, method 600 also includes step 623, where geophysical data is acquired as part of a geophysical survey. For example, geophysical sensors can collect data that reflects energy emitted by the geophysical source, possibly following interaction with a subsurface formation. According to numerous embodiments of the present disclosure, a geophysical data product can be produced from the geophysical data. For example, geophysical data can be processed to produce a seismic image. The seismic image can be recorded on a tangible, non-transitory computer-readable medium, thereby producing a geophysical data product. The geophysical data product can be produced by processing the geophysical data offshore (i.e., by equipment on a vessel) or onshore (i.e., in a facility on land) whether within the United States or in another country. If the geophysical data product is produced offshore or in another country, it can be imported onshore to a facility in the United States. In some cases, once onshore in the United States, geophysical analysis, including additional data processing, may be performed on the geophysical data product. In some cases, geophysical analysis may be performed on the offshore geophysical data product.

[0048] Em algumas concretizações, o método 600 pode também incluir a etapa 624, onde um rumo da fonte geofísica é alterado. Por exemplo, quando o ângulo de rolagem for neutro, e quando o parâmetro de direção for um ângulo de arfagem da fonte geofísica, o ajuste do parâmetro de direção poderá alterar o rumo vertical da fonte geofísica. Como outro exemplo, quando o ângulo de rolagem for neutro, e quando o parâmetro de direção for um ângulo de guinada da fonte geofísica, o ajuste do parâmetro de direção poderá alterar o rumo lateral da fonte geofísica. Aquele versado na técnica com o benefício desta descrição entenderia uma ampla variedade de ajustes de parâmetro de direção que, sozinhos ou em combinação, alteram pelo menos um rumo, o rumo vertical ou o rumo lateral da fonte geofísica.[0048] In some embodiments, method 600 may also include step 624, where a bearing of the geophysical source is changed. For example, when the roll angle is neutral, and when the steering parameter is a pitch angle of the geophysical source, adjusting the steering parameter can change the vertical heading of the geophysical source. As another example, when the roll angle is neutral, and when the steering parameter is a yaw angle of the geophysical source, adjusting the steering parameter can change the lateral heading of the geophysical source. One skilled in the art with the benefit of this description would understand a wide variety of heading parameter adjustments that, alone or in combination, alter at least one heading, the vertical heading or the lateral heading of the geophysical source.

[0049] Em algumas concretizações, o método 600 pode também incluir a etapa 626, onde um gradiente de pressão é criado na água que circunda a fonte geofísica. Por exemplo, a forma da superfície da fonte geofísica pode ser de um hidrofólio para criar um gradiente de pressão e/ou prover força hidrodinâmica selecionada enquanto a fonte geofísica é rebocada através da água. Como outro exemplo, quando a fonte geofísica for um vibrador marinho, as superfícies de vibração poderão vibrar através de uma faixa de formas de superfície, e um subconjunto das formas de superfície poderá criar um gradiente de pressão e/ou prover força hidrodinâmica selecionada enquanto a fonte de vibrador marinho é rebocada através da água. Como outro exemplo, as superfícies de vibração opostas da mesma fonte de vibrador marinho podem não refletir uma na outra, mas vibrar através de diferentes faixas de formas de superfície que podem juntas criar um gradiente de pressão e/ou prover uma maior força hidrodinâmica enquanto a fonte de vibrador marinho é rebocada através da água. Aquele versado na técnica com o benefício desta descrição entenderia uma ampla variedade de ajustes de parâmetro de direção que, sozinhos ou em combinação, criam um gradiente de pressão na água que circunda a fonte geofísica.[0049] In some embodiments, method 600 may also include step 626, where a pressure gradient is created in the water surrounding the geophysical source. For example, the surface shape of the geophysical source may be that of a hydrofoil to create a pressure gradient and/or provide selected hydrodynamic force while the geophysical source is towed through the water. As another example, when the geophysical source is a marine vibrator, the vibrating surfaces may vibrate through a range of surface shapes, and a subset of the surface shapes may create a pressure gradient and/or provide selected hydrodynamic force while the marine vibrator fountain is towed through the water. As another example, opposing vibrating surfaces of the same marine vibrator source may not reflect each other, but vibrate through different ranges of surface shapes that can together create a pressure gradient and/or provide a greater hydrodynamic force while the marine vibrator fountain is towed through the water. One skilled in the art with the benefit of this description would understand a wide variety of steering parameter adjustments that, alone or in combination, create a pressure gradient in the water surrounding the geophysical source.

[0050] Em uma concretização, um método inclui rebocar uma primeira fonte geofísica através de um corpo de água, e ajustar um primeiro parâmetro de direção da primeira fonte geofísica enquanto reboca a primeira fonte geofísica.[0050] In one embodiment, a method includes towing a first geophysical source through a body of water, and adjusting a first direction parameter of the first geophysical source while towing the first geophysical source.

[0051] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, o primeiro parâmetro de direção inclui pelo menos um destes: um ângulo de rolagem da primeira fonte geofísica, um ângulo de arfagem da primeira fonte geofísica, um ângulo de guinada da primeira fonte geofísica, uma forma de superfície de uma superfície de vibração da primeira fonte geofísica, uma rotação entre a superfície de vibração e uma asa frontal da primeira fonte geofísica, uma rotação entre a superfície de vibração e uma característica de estabilidade da primeira fonte geofísica, e uma flutuabilidade da primeira fonte geofísica.[0051] In one or more embodiments described herein, the first steering parameter includes at least one of these: a roll angle of the first geophysical source, a pitch angle of the first geophysical source, a yaw angle of the first geophysical source, a surface shape of a vibration surface of the first geophysical source, a rotation between the vibration surface and a front wing of the first geophysical source, a rotation between the vibration surface and a stability characteristic of the first geophysical source, and a buoyancy of the first geophysical source.

[0052] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, a característica de estabilidade inclui pelo menos uma aleta, um leme ou uma quilha.[0052] In one or more embodiments described herein, the stability feature includes at least one fin, a rudder or a keel.

[0053] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui emitir energia com a primeira fonte geofísica enquanto do ajuste do primeiro parâmetro de direção.[0053] In one or more embodiments described herein, a method also includes emitting energy with the first geophysical source while adjusting the first direction parameter.

[0054] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui adquirir dados geofísicos enquanto do ajuste do primeiro parâmetro de direção.[0054] In one or more embodiments described herein, a method also includes acquiring geophysical data while adjusting the first direction parameter.

[0055] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui processar os dados geofísicos para produzir uma imagem sísmica.[0055] In one or more embodiments described herein, a method also includes processing the geophysical data to produce a seismic image.

[0056] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui gravar a imagem sísmica em um meio legível por computador tangível e não transitório, cirando assim um produto de dados geofísicos.[0056] In one or more embodiments described herein, a method also includes recording the seismic image on a tangible, non-transitory computer readable medium, thereby creating a geophysical data product.

[0057] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui executar a análise geofísica onshore no produto de dados geofísicos.[0057] In one or more embodiments described herein, a method also includes performing onshore geophysical analysis on the geophysical data product.

[0058] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, a primeira fonte geofísica é uma fonte de vibrador marinho.[0058] In one or more embodiments described herein, the first geophysical source is a marine vibrator source.

[0059] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui rebocar a primeira fonte geofísica em um arranjo de fontes com uma pluralidade de outras fontes geofísicas.[0059] In one or more embodiments described herein, a method also includes towing the first geophysical source in a source array with a plurality of other geophysical sources.

[0060] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui ajustar um parâmetro de direção de pelo menos uma fonte da pluralidade de outras fontes geofísicas enquanto do reboque do arranjo de fontes.[0060] In one or more embodiments described herein, a method also includes adjusting a direction parameter of at least one source of the plurality of other geophysical sources while towing the source array.

[0061] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui ajustar um parâmetro de direção de cada da pluralidade de outras fontes geofísicas enquanto do reboque do arranjo de fontes.[0061] In one or more embodiments described herein, a method also includes adjusting a direction parameter of each of the plurality of other geophysical sources while towing the source array.

[0062] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui rebocar uma segunda fonte geofísica do arranjo de fontes com um segundo ângulo de arfagem, e rebocar uma terceira fonte geofísica do arranjo de fontes com um terceiro ângulo de arfagem, onde o segundo ângulo de arfagem é diferente do terceiro ângulo de arfagem.[0062] In one or more embodiments described herein, a method also includes towing a second geophysical source of the source array with a second pitch angle, and towing a third geophysical source of the source array with a third pitch angle, where the second pitch angle is different from the third pitch angle.

[0063] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui alterar pelo menos um rumo, um rumo lateral ou um rumo vertical da primeira fonte geofísica.[0063] In one or more embodiments described herein, a method also includes changing at least one bearing, a lateral bearing, or a vertical bearing of the first geophysical source.

[0064] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui criar um gradiente de pressão no corpo de água que circunda a primeira fonte geofísica.[0064] In one or more embodiments described herein, a method also includes creating a pressure gradient in the body of water surrounding the first geophysical source.

[0065] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui analisar os dados de direção, e controlar o ajuste do primeiro parâmetro de direção em resposta à análise.[0065] In one or more embodiments described herein, a method also includes analyzing the steering data, and controlling the adjustment of the first steering parameter in response to the analysis.

[0066] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um método também inclui rebocar um cabo sísmico flutuante de sensor através do corpo de água, e orientar a primeira fonte geofísica para ficar sobre o cabo sísmico flutuante de sensor.[0066] In one or more embodiments described herein, a method also includes towing a floating seismic sensor cable through the body of water, and orienting the first geophysical source to lie over the floating seismic sensor cable.

[0067] Em uma concretização, um sistema de direção de fonte geofísica inclui uma primeira fonte de vibrador marinho apresentando uma primeira estrutura de alojamento; uma primeira superfície de vibração funcionalmente acoplada à primeira estrutura de alojamento de tal modo que pelo menos uma porção da primeira superfície de vibração possa vibrar com relação à primeira estrutura de alojamento; e um primeiro equipamento de controle de direção.[0067] In one embodiment, a geophysical source steering system includes a first marine vibrator source having a first housing structure; a first vibrating surface functionally coupled to the first housing structure such that at least a portion of the first vibrating surface can vibrate with respect to the first housing structure; and a first steering control equipment.

[0068] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, a primeira superfície de vibração tem a forma de hidrofólio.[0068] In one or more embodiments described here, the first vibrating surface is in the form of a hydrofoil.

[0069] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, a primeira fonte de vibrador marinho adicionalmente compreende uma segunda superfície de vibração, onde a segunda superfície de vibração apresenta uma curvatura maior do que a primeira superfície de vibração.[0069] In one or more embodiments described herein, the first marine vibrator source additionally comprises a second vibration surface, wherein the second vibration surface has a greater curvature than the first vibration surface.

[0070] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, a primeira superfície de vibração pode girar através de um primeiro ângulo de arfagem com ração à primeira estrutura de alojamento.[0070] In one or more embodiments described herein, the first vibrating surface may rotate through a first pitch angle relative to the first housing structure.

[0071] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um sistema também inclui uma primeira pista, onde a primeira superfície de vibração pode girar através de um primeiro ângulo de rolagem com relação à primeira pista.[0071] In one or more embodiments described herein, a system also includes a first track, where the first vibrating surface can rotate through a first roll angle with respect to the first track.

[0072] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um sistema também inclui uma primeira armação de fuso, onde a primeira superfície de vibração pode girar através de um primeiro ângulo de guinada com relação à primeira armação de fuso.[0072] In one or more embodiments described herein, a system also includes a first spindle frame, wherein the first vibrating surface can rotate through a first yaw angle with respect to the first spindle frame.

[0073] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um sistema também inclui uma característica de estabilidade que inclui pelo menos uma aleta, um leme ou uma quilha.[0073] In one or more embodiments described herein, a system also includes a stability feature that includes at least one fin, a rudder or a keel.

[0074] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um sistema também inclui uma estrutura; e um primeiro suporte pivotável que suspende a primeira fonte de vibrador marinho dentro da estrutura.[0074] In one or more embodiments described herein, a system also includes a structure; and a first pivotable support that suspends the first marine vibrator source within the structure.

[0075] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, o primeiro suporte pivotável permite a rotação da primeira fonte de vibrador marinho em pelo menos uma dimensão com relação à estrutura.[0075] In one or more embodiments described herein, the first pivotable support allows rotation of the first marine vibrator source in at least one dimension with respect to the structure.

[0076] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um sistema também inclui um segundo vibrador marinho suspenso em um segundo suporte pivotável dentro da estrutura.[0076] In one or more embodiments described herein, a system also includes a second marine vibrator suspended on a second pivotable support within the structure.

[0077] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um sistema também inclui um segundo vibrador marinho apresentando uma segunda estrutura de alojamento; uma segunda superfície de vibração funcionalmente acoplada à segunda estrutura de alojamento de tal modo que pelo menos uma porção da segunda superfície de vibração possa vibrar com relação à segunda estrutura de alojamento; e um acoplamento entre a primeira estrutura de alojamento e a segunda estrutura de alojamento.[0077] In one or more embodiments described herein, a system also includes a second marine vibrator having a second housing structure; a second vibrating surface operably coupled to the second housing structure such that at least a portion of the second vibrating surface can vibrate with respect to the second housing structure; and a coupling between the first housing structure and the second housing structure.

[0078] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, a primeira superfície de vibração pode girar através de um primeiro ângulo de arfagem com relação à primeira estrutura de alojamento; e a segunda superfície de vibração pode girar através de um segundo ângulo de arfagem com relação à segunda estrutura de alojamento.[0078] In one or more embodiments described herein, the first vibrating surface may rotate through a first pitch angle with respect to the first housing structure; and the second vibrating surface may rotate through a second pitch angle with respect to the second housing structure.

[0079] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, o acoplamento é livre para girar com relação à primeira estrutura de alojamento e à segunda estrutura de alojamento.[0079] In one or more embodiments described herein, the coupling is free to rotate with respect to the first housing structure and the second housing structure.

[0080] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, a primeira fonte de vibrador marinho adicionalmente compreende um leme traseiro que pode girar com relação à primeira estrutura de alojamento.[0080] In one or more embodiments described herein, the first marine vibrator source additionally comprises a rear rudder that can rotate with respect to the first housing structure.

[0081] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um sistema também inclui um depressor dianteiro.[0081] In one or more embodiments described herein, a system also includes a front depressor.

[0082] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um sistema também inclui uma pluralidade de fontes de vibrador marinho disposta em um arranjo de fontes bidimensional.[0082] In one or more embodiments described herein, a system also includes a plurality of marine vibrator sources arranged in a two-dimensional source array.

[0083] Em uma ou mais concretizações aqui descritas, um sistema também inclui uma estrutura acoplada a um sistema de reboque de fonte, onde o equipamento de controle de direção inclui um atuador rotativo entre a primeira superfície de vibração e a estrutura.[0083] In one or more embodiments described herein, a system also includes a structure coupled to a source towing system, wherein the steering control equipment includes a rotary actuator between the first vibrating surface and the structure.

[0084] Enquanto o antecedente é dirigido a concretizações da presente invenção, outras concretizações adicionais da invenção podem ser criadas sem se afastar do escopo básico da mesma, o escopo da mesma sendo determinado pelas reivindicações apresentadas a seguir.[0084] While the foregoing is directed to embodiments of the present invention, other additional embodiments of the invention may be created without departing from the basic scope thereof, the scope thereof being determined by the claims set forth below.

Claims

1. Method (600) comprising: towing (610) a first geophysical source (100) through a body of water; and adjusting (620) a first steering parameter (621) of the first geophysical source (100) while towing the first geophysical source, wherein the first steering parameter (621) includes at least one of: a roll angle (112) of the first geophysical source (100), a pitch angle (114) of the first geophysical source (100), a yaw angle (116) of the first geophysical source (100), a surface shape of a vibration surface (110) of the first geophysical source (100), a rotation between the vibration surface (110) and a front wing (217) of the first geophysical source (100), a rotation between the vibration surface (110) and a stability feature (219 ) of the first geophysical source, and a buoyancy of the first geophysical source; characterized by the fact that: the method further comprises rotating a first vibration surface (110) of the first geophysical source (100) through a first pitch angle relative to a first housing structure (115) of the first geophysical source (100 ), wherein the first vibrating surface (110) is functionally coupled to the first housing structure (115) such that at least a portion of the first vibrating surface can vibrate relative to the first housing structure (115).

2. The method of claim 1, further comprising adjusting a second direction parameter of the first geophysical source while towing the first geophysical source, wherein: the second direction parameter includes a rotation between the surface of vibration and a stability feature of the first geophysical source, and the stability feature includes at least a fin (219-f), a rudder (219-r), or a keel (219-k).

3. Method, according to claim 1 or 2, characterized by the fact that it further comprises emitting energy with the first geophysical source (100) while adjusting the first direction parameter.

4. Method, according to claim 1 or 3, characterized by the fact that it additionally comprises: acquiring geophysical data while adjusting the first direction parameter; process the geophysical data to produce a seismic image; and recording the seismic image on a tangible non-transitory computer readable medium, thereby creating a geophysical data product, and further comprising: towing a second geophysical source (100) from the source array (120) with a second pitch angle, and towing a third geophysical source (100) of the source array (120) with a third pitch angle, wherein the second pitch angle is different from the third pitch angle.

5. Method according to any one of the preceding claims, characterized by the fact that it further comprises towing the first geophysical source (100) in an array of sources (120) with a plurality of other geophysical sources (100).

6. The method of claim 5, further comprising adjusting a direction parameter of at least one of the plurality of other geophysical sources (100) while towing the source array (120).

7. Method, according to any of the preceding claims, characterized by the fact that it additionally comprises: analyzing the direction data; and controlling the adjustment of the first steering parameter in response to the analysis.

8. Method according to any one of the preceding claims, further comprising: towing a floating seismic sensor cable through the body of water; and orienting the first geophysical source (100) to be beneath the floating seismic sensor cable.

9. Geophysical source steering system comprising: a first marine vibrator source (100) comprising: a first housing structure (115); a first vibrating surface (110) functionally coupled to the first housing structure (115) so that at least a portion of the first vibrating surface (110) can vibrate with respect to the first housing structure (115), characterized in that the first vibration surface (110) be adapted to rotate through at least one angle selected from a group consisting of: a first pitch angle (114) relative to the first housing structure (115); a first angle of rotation with respect to a first track of the system (215); and a first yaw angle relative to a first spindle frame (213); and a first steering control equipment.

10. System according to claim 9, characterized by the fact that: a) the first vibration surface (110) is in the form of a hydrofoil, and/or b) wherein the first marine vibrator source (100) additionally comprises a second vibrating surface (110), wherein the second vibrating surface has a greater curvature than the first vibrating surface (110).

11. System, according to claim 9 or 10, characterized by the fact that it additionally comprises a stability feature (219) that includes at least one of a fin (219-f), a rudder (219-r) or a keel (219-k).

12. System, according to any one of claims 9 to 11, characterized by the fact that it further comprises: a structure (225); and a first pivotable support (270) suspending the first marine vibration source (110) within the structure, wherein the first pivotable support allows rotation of the first marine vibration source in at least one dimension relative to the structure (225), and wherein the system further comprises a second marine vibrator (110) suspended on a second pivotable support (270) within the structure (225).

13. System, according to any one of claims 9 to 12, characterized by the fact that it additionally comprises: a second marine vibrator (100) comprising: a second housing structure (115); and a second vibrating surface (110) operably coupled to the second housing structure (115) such that at least a portion of the second vibrating surface (110) can vibrate with respect to the second housing structure (115); and a coupling (260) between the first housing structure and the second housing structure.

14. System according to claim 13, characterized by the fact that the first vibration surface can rotate through a first pitch angle with respect to the first housing structure, and the second vibration surface (110) is adapted to rotate through a second pitch angle (114) with respect to the second housing structure (115).

15. System according to claim 13 or 14, characterized in that the coupling (260) is free to rotate with respect to the first housing structure (115) and the second housing structure (115).

16. System according to any one of claims 9 to 15, characterized in that the first marine vibrator source (100) further comprises a rear rudder (580) which is adapted to rotate with respect to the first housing structure (115 ).

17. System according to any one of claims 9 to 16, characterized by the fact that it additionally comprises a plurality of marine vibrator sources (100) arranged in a two-dimensional source arrangement (520).

18. System according to any one of claims 9 to 17, characterized by the fact that it additionally comprises a structure (225) coupled to a source towing system (150), wherein the steering control equipment (108) includes a rotary actuator between the first vibrating surface (110) and the structure (225).