BR112016015599B1

BR112016015599B1 - METHOD FOR ACQUIRING SEISMIC DATA, AND SEISMIC ACQUISITION SYSTEM

Info

Publication number: BR112016015599B1
Application number: BR112016015599-8A
Authority: BR
Inventors: Rik Wemmwnhove; Nicolas Barral; Martin Howlid; Emmanuel Coste
Original assignee: Reflection Marine Norge As
Priority date: 2014-01-09
Filing date: 2015-01-09
Publication date: 2023-08-01

Abstract

MÉTODO PARA ADQUIRIR DADOS SÍSMICOS, E SISTEMA DE AQUISIÇÃO SÍSMICA Várias implementações aqui descritas são dirigidas a um método de adquirir dados sísmicos. O método pode incluir rebocar uma matriz de streamers sísmicos marinhos acoplados a uma embarcação. A matriz compreende uma pluralidade de cabos guia e streamers, e a pluralidade de cabos guia compreende um cabo guia mais interno e um cabo guia mais externo com respeito a uma linha de centro da embarcação. O método pode também incluir rebocar uma pluralidade de cabos de fonte e uma ou mais fontes sísmicas, de modo que as uma ou mais fontes sísmicas sejam posicionadas entre o cabo guia mais interno e o cabo guia mais externo.METHOD FOR ACQUIRING SEISMIC DATA, AND SEISMIC ACQUISITION SYSTEM Various implementations described herein are directed to a method of acquiring seismic data. The method may include towing an array of marine seismic streamers coupled to a vessel. The array comprises a plurality of fairleads and streamers, and the plurality of fairleads comprises an innermost fairlead and an outermost fairlead with respect to a centerline of the vessel. The method may also include towing a plurality of source cables and one or more seismic sources such that the one or more seismic sources are positioned between the innermost guide cable and the outermost guide cable.

Description

FUNDAMENTALS

[1] Esta seção se destina a fornecer informações fundamentais para facilitar uma melhor compreensão de várias tecnologias aqui descritas. Como o título da seção implica, esta é uma discussão da técnica relacionada. Essa técnica relacionada não implica de modo algum que ela é estado da técnica. A técnica relacionada pode ou não ser estado da técnica. Portanto, deve ser entendido que as declarações nesta seção serão lidas sob essa luz e não como admissões de estado da técnica.[1] This section is intended to provide fundamental information to facilitate a better understanding of the various technologies described here. As the section title implies, this is a discussion of related art. This related technique does not in any way imply that it is prior art. The related technique may or may not be prior art. Therefore, it should be understood that the statements in this section will be read in that light and not as admissions of prior art.

[2] Levantamentos sísmicos podem ser realizados no mar, em terra ou em zonas entre o mar e a terra, por exemplo, em baías rasas, em áreas pantanosas e similares. Uma característica comum dos levantamentos é que um sinal sísmico é transmitido de uma fonte sísmica e este sinal é refletido por uma formação de terra e prossegue para ser interceptado por sensores sísmicos. Os sinais sísmicos são, então, transmitidos para uma estação receptora apropriada onde os dados são processados, armazenados e utilizados para construir mapas estruturais das formações rochosas. Estes mapas facilitam o processo de avaliar a probabilidade da existência de petróleo ou gás na área levantada.[2] Seismic surveys can be carried out at sea, on land or in areas between sea and land, for example, in shallow bays, marshy areas and the like. A common feature of surveys is that a seismic signal is transmitted from a seismic source and this signal is reflected by an earth formation and proceeds to be intercepted by seismic sensors. The seismic signals are then transmitted to an appropriate receiving station where the data is processed, stored and used to construct structural maps of the rock formations. These maps facilitate the process of evaluating the probability of the existence of oil or gas in the surveyed area.

[3] Em levantamentos marinhos, onde é o leito do mar que será levantado, um reboque sísmico típico consistirá em uma ou mais fontes e um ou mais cabos, também chamados cabos de sensores. O reboque real é executado por uma ou mais embarcações. O equipamento sísmico rebocado atrás das embarcações é geralmente submerso na água. Um cabo de sensor geralmente se estende até um comprimento variando de algumas centenas de metros a vários milhares de metros. Dentro do cabo de sensor está localizado um grande número de sensores, tal como hidrofones e geofones. Uma fonte consiste geralmente em vários canhões sônicos adequados, por exemplo, canhões de ar, que são dispostos em uma linha ou em um grupo. Isto também é chamado de uma matriz de canhão. Quando são utilizados canhões de ar, os canhões são preenchidos com ar comprimido o qual é, então, libertado, desse modo, formando o pulso sísmico. Isto também é chamado de um tiro sísmico, ou um ponto de tiro. É este pulso que, depois de ter sido refletido, é interceptado por sensores no cabo de sensor sísmico.[3] In marine surveys, where it is the seabed that will be surveyed, a typical seismic tow will consist of one or more sources and one or more cables, also called sensor cables. Actual towing is performed by one or more vessels. Seismic equipment towed behind vessels is generally submerged in water. A sensor cable typically extends to a length ranging from a few hundred meters to several thousand meters. Inside the sensor cable are located a large number of sensors, such as hydrophones and geophones. A source usually consists of several suitable sonic cannons, for example air cannons, which are arranged in a line or in a group. This is also called a cannon array. When air cannons are used, the cannons are filled with compressed air which is then released, thereby forming the seismic pulse. This is also called a seismic shot, or a point shot. It is this pulse that, after being reflected, is intercepted by sensors in the seismic sensor cable.

SUMMARY

[4] Descrevem-se aqui implementações de várias tecnologias para um método para adquirir dados sísmicos. O método pode incluir rebocar uma matriz de cabos de sensores sísmicos marinhos acoplados a uma embarcação. A matriz compreende uma pluralidade de cabos guia e cabos de sensores. A pluralidade de cabos guia compreende um cabo guia mais interno e um cabo guia mais externo com respeito a uma linha de centro da embarcação. O método pode também incluir rebocar uma pluralidade de cabos de fonte e uma ou mais fontes sísmicas, de modo que as uma ou mais fontes sísmicas sejam posicionadas entre o cabo guia mais interno e o cabo guia mais externo.[4] Described here are implementations of various technologies for a method for acquiring seismic data. The method may include towing an array of marine seismic sensor cables attached to a vessel. The array comprises a plurality of guide cables and sensor cables. The plurality of fairleads comprises an innermost fairlead and an outermost fairlead with respect to a centerline of the vessel. The method may also include towing a plurality of source cables and one or more seismic sources such that the one or more seismic sources are positioned between the innermost guide cable and the outermost guide cable.

[5] Descrevem-se aqui também implementações de várias tecnologias para um método para adquirir dados sísmicos. O método pode incluir rebocar uma pluralidade de cabos guia acoplados a uma embarcação e cabos de sensores. O método pode também incluir rebocar uma pluralidade de cabos de fonte acoplados a embarcação e fontes sísmicas, de modo que as fontes sísmicas sejam dispostas fora do cabo guia mais externo na pluralidade de cabos guia.[5] Also described here are implementations of various technologies for a method for acquiring seismic data. The method may include towing a plurality of guide wires coupled to a vessel and sensor cables. The method may also include towing a plurality of source cables coupled to the vessel and seismic sources, such that the seismic sources are disposed outside the outermost guide cable in the plurality of guide cables.

[6] Descrevem-se aqui também implementações de várias tecnologias para um sistema de aquisição sísmica. O sistema pode incluir uma embarcação. O sistema pode incluir uma pluralidade de cabos guia acoplados a embarcação e cabos de sensores. A pluralidade de cabos guia compreende um cabo guia mais interno e um cabo guia mais externo com respeito a uma linha de centro da embarcação. O sistema pode também incluir uma pluralidade de cabos de fonte acoplados a embarcação e fontes sísmicas. As fontes são posicionadas entre o cabo guia mais interno e o cabo guia mais externo.[6] Implementations of various technologies for a seismic acquisition system are also described here. The system may include a vessel. The system may include a plurality of vessel-coupled guide cables and sensor cables. The plurality of fairleads comprises an innermost fairlead and an outermost fairlead with respect to a centerline of the vessel. The system may also include a plurality of source cables coupled to vessel and seismic sources. The sources are positioned between the innermost guide wire and the outermost guide wire.

[7] A seção de sumário acima mencionada é fornecida para apresentar uma seleção de conceitos de uma forma simplificada que são descritos adicionalmente abaixo na seção de descrição detalhada. O sumário não se destina a identificar características chaves ou características essenciais da matéria reivindicada, nem se destina a ser usado para limitar o escopo da matéria reivindicada. Além disso, a matéria reivindicada não está limitada a implementações que resolvem todas e quaisquer desvantagens observadas em qualquer parte desta divulgação.[7] The aforementioned summary section is provided to present a selection of concepts in a simplified form that are further described below in the detailed description section. The summary is not intended to identify key features or essential features of the claimed subject matter, nor is it intended to be used to limit the scope of the claimed subject matter. Furthermore, the claimed subject matter is not limited to implementations that resolve any and all disadvantages noted elsewhere in this disclosure.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[8] As implementações de várias tecnologias serão daqui em diante descritas com referência aos desenhos anexos. Deve ser entendido, no entanto, que os desenhos anexos ilustram apenas as várias implementações aqui descritas e não se destinam a limitar o escopo de várias tecnologias aqui descritas.[8] Implementations of various technologies will hereinafter be described with reference to the attached drawings. It should be understood, however, that the accompanying drawings illustrate only the various implementations described herein and are not intended to limit the scope of the various technologies described herein.

[9] A Figura 1 ilustra um diagrama de levantamento sísmico marinho de acordo com várias implementações aqui descritas.[9] Figure 1 illustrates a marine seismic survey diagram in accordance with various implementations described herein.

[10] A Figura 2A ilustra uma vista superior de uma disposição de levantamento sísmico de acordo com implementações de várias técnicas aqui descritas.[10] Figure 2A illustrates a top view of a seismic survey arrangement in accordance with implementations of various techniques described herein.

[11] A Figura 2B ilustra uma vista lateral de uma disposição de levantamento sísmico de acordo com implementações de várias técnicas aqui descritas.[11] Figure 2B illustrates a side view of a seismic survey arrangement in accordance with implementations of various techniques described herein.

[12] A Figura 3 ilustra uma geometria de levantamento sísmico de acordo com implementações de várias técnicas aqui descritas.[12] Figure 3 illustrates a seismic survey geometry according to implementations of various techniques described herein.

[13] A Figura 4 ilustra uma geometria de levantamento sísmico com defletores de cabo de fonte de acordo com implementações de várias técnicas aqui descritas.[13] Figure 4 illustrates a seismic survey geometry with source cable baffles in accordance with implementations of various techniques described herein.

DETAILED DESCRIPTION

[14] Várias implementações aqui descritas serão agora descritas em mais detalhes com referência às Figuras 1 a 4.[14] Various implementations described here will now be described in more detail with reference to Figures 1 to 4.

[15] A Figura 1 ilustra um diagrama de levantamento sísmico marinho de acordo com várias implementações aqui descritas. Um sistema de aquisição sísmico marinho 110 pode incluir uma embarcação 111 transportando componentes de controle e rebocando uma pluralidade de fontes sísmicas 116 e uma pluralidade de cabos de sensores 118 equipados com receptores sísmicos 121. As fontes sísmicas 116 podem incluir um único tipo de fonte, ou tipos diferentes. As fontes podem usar qualquer tipo de gerador sísmico, tal como canhões de ar, canhões de água, fontes de injeção de vapor, fontes sísmicas controláveis, fontes explosivas, tal como dinamite ou injeção de gás seguida de detonação e similares. Os cabos de sensores 118 podem ser rebocados por meio de seus respectivos guias 120, os quais podem ser feitos de aço de alta resistência ou cabos reforçados com fibras que transmitem energia elétrica, controle e sinais de dados entre a embarcação 111 e os cabos de sensores 118. Um cabo de sensor individual pode incluir uma pluralidade de receptores sísmicos 121 que podem ser distribuídos em intervalos espaçados ao longo do comprimento do cabo de sensor. Os receptores sísmicos 121 podem incluir sensores de hidrofones e geofones, bem como dispositivos de sensores de múltiplos componentes, tal como acelerômetros. Além disso, os cabos de sensores 118 podem incluir uma pluralidade de dispositivos de orientação de cabo de sensor em linha (SSDs), também conhecidos como "pássaros". Os SSDs podem ser distribuídos em intervalos apropriados ao longo dos cabos de sensores 118 para controlar a profundidade e o movimento lateral dos cabos de sensores.[15] Figure 1 illustrates a marine seismic survey diagram in accordance with various implementations described herein. A marine seismic acquisition system 110 may include a vessel 111 carrying control components and towing a plurality of seismic sources 116 and a plurality of sensor cables 118 equipped with seismic receivers 121. The seismic sources 116 may include a single type of source, or different types. Sources may use any type of seismic generator, such as air cannons, water cannons, steam injection sources, controllable seismic sources, explosive sources such as dynamite or gas injection followed by detonation, and the like. The sensor cables 118 may be towed through their respective guides 120, which may be made of high-strength steel or fiber-reinforced cables that transmit electrical power, control, and data signals between the vessel 111 and the sensor cables. 118. An individual sensor cable may include a plurality of seismic receivers 121 that may be distributed at spaced intervals along the length of the sensor cable. Seismic receivers 121 may include hydrophone and geophone sensors, as well as multi-component sensor devices, such as accelerometers. Additionally, the sensor cables 118 may include a plurality of in-line sensor cable guidance devices (SSDs), also known as "birds." The SSDs may be distributed at appropriate intervals along the sensor cables 118 to control the depth and lateral movement of the sensor cables.

[16] Durante a aquisição, as fontes sísmicas 116 e os cabos de sensores sísmicos 118 podem ser implantados da embarcação 111 e rebocados lentamente para atravessar uma região de interesse. As fontes sísmicas 116 podem ser periodicamente ativadas para emitir energia sísmica na forma de uma onda acústica ou de pressão através da água. As fontes 116 podem ser ativadas individualmente ou substancialmente simultaneamente com outras fontes. A onda acústica pode resultar em um ou mais campos de onda sísmicos que viajam de forma coerente na terra E subjacente à água W. Quando os campos de onda batem nas interfaces 104 entre as formações de terra, ou estratos, eles podem ser refletidos e/ou refratados de volta através da terra E e da água W ao longo de caminhos 105 para os vários receptores 121, onde os campos de onda (por exemplo, ondas de pressão no caso de fontes de canhão de ar) podem ser convertidos para sinais elétricos, digitalizados e transmitidos para o sistema de navegação sísmica com base em computador integrado, controlador de fonte e de registro na embarcação 111 através dos cabos de sensores 118 e guias 120. Por exemplo, um caminho de onde de refração ou em mergulho 131 é mostrado passando através da terra E e da água W a partir das fontes 116 para os receptores sísmicos 121. Pela análise destes sinais detectados, pode ser possível determinar a forma, posição e litologia de formações submarinas, incluindo aquelas formações que podem incluir depósitos de hidrocarbonetos.[16] During acquisition, seismic sources 116 and seismic sensor cables 118 may be deployed from vessel 111 and towed slowly to traverse a region of interest. The seismic sources 116 may be periodically activated to emit seismic energy in the form of an acoustic or pressure wave through the water. Sources 116 may be activated individually or substantially simultaneously with other sources. The acoustic wave may result in one or more seismic wave fields that travel coherently in the land E underlying the water W. When the wave fields strike interfaces 104 between land formations, or strata, they may be reflected and/ or refracted back through land E and water W along paths 105 to various receivers 121, where wave fields (e.g., pressure waves in the case of air gun sources) can be converted to electrical signals , digitized and transmitted to the integrated computer-based seismic navigation system, source and recording controller on the vessel 111 via sensor cables 118 and guides 120. For example, a refraction or diving wave path 131 is shown passing through land E and water W from sources 116 to seismic receivers 121. By analysis of these detected signals, it may be possible to determine the shape, position and lithology of submarine formations, including those formations that may include hydrocarbon deposits.

[17] A Figura 2A ilustra uma vista superior de uma disposição de levantamento sísmico de acordo com implementações de várias técnicas aqui descritas. Para fins ilustrativos, a Figura 2A mostra apenas a metade direita de uma matriz de cabo de sensor, mas deve-se assumir que, neste exemplo, a matriz é espelhada atrás do lado esquerdo da embarcação. Embora a matriz descrita na Figura 2A seja uma matriz simétrica, em uma implementação, o lado esquerdo e o lado direito da matriz podem ser assimétricos. A embarcação 210 é ilustrada rebocando um guia 220 conectado a um cabo de sensor 250. A embarcação 210 também está rebocando um cabo de fonte 230 conectado a uma fonte sísmica 240. Tipicamente, em um levantamento sísmico marinho, as fontes são posicionados dentro de guias, de modo que não haja interferência entre as fontes, os cabos de fonte e os guias. O reboque da fonte ou das fontes 240 dentro dos guias impede interferência, mas limita a distância, ou desvio, entre a linha de centro 260 da matriz de cabo de sensor e as fontes 240. Por exemplo, as fontes 240 em um levantamento típico podem estar de 10 m a 50 m da linha de centro 260 da matriz de cabo de sensor ou da linha de centro da embarcação 210.[17] Figure 2A illustrates a top view of a seismic survey arrangement in accordance with implementations of various techniques described herein. For illustrative purposes, Figure 2A shows only the right half of a sensor cable array, but it must be assumed that in this example the array is mirrored behind the left side of the vessel. Although the matrix depicted in Figure 2A is a symmetric matrix, in one implementation, the left side and the right side of the matrix can be asymmetric. Vessel 210 is illustrated towing a guide 220 connected to a sensor cable 250. Vessel 210 is also towing a source cable 230 connected to a seismic source 240. Typically, in a marine seismic survey, sources are positioned within guides. , so that there is no interference between sources, source cables and guides. Trailing the source or sources 240 within the guides prevents interference, but limits the distance, or offset, between the centerline 260 of the sensor cable array and the sources 240. For example, the sources 240 in a typical survey may be 10 m to 50 m from the centerline 260 of the sensor cable array or the centerline of the vessel 210.

[18] Na Figura 2A, a fonte 240 é rebocada sobre o guia 220, e o cabo de fonte 230 cruza sobre o guia 220. Ao rebocar a fonte 240 fora do guia 220, a fonte 240 tem um maior desvio da linha de centro 260 da matriz. A linha de centro 260 pode ser uma linha que passa através do centro aproximado de uma embarcação 210 e do espalhamento sísmico sendo rebocado pela embarcação durante um levantamento sísmico. Por exemplo, o desvio da fonte 240 da linha de centro 260 na configuração ilustrada pode ser de 50 m a 500 m da linha de centro 260 da matriz. O aumento da distância entre a fonte ou as fontes 240 e a linha de centro 260 da matriz de cabo de sensor ou da embarcação 210, ou a distância entre as fontes 240 de cada lado da linha de centro 260 da embarcação 210, pode melhorar a eficiência operacional durante a aquisição. Por exemplo, uma ou mais matrizes de fontes 240 podem ser rebocadas a um grande desvio do centro 260 do espalhamento sísmico. Neste exemplo, o amplo desvio pode abranger uma distância do centro 260 do espalhamento sísmico e incluir um ou mais intervalos de linha de receptor. Um intervalo de linha de receptor é a distância ou a separação entre dois cabos de sensores adjacentes 250 na matriz.[18] In Figure 2A, the source 240 is towed over the guide 220, and the source cable 230 crosses over the guide 220. When towing the source 240 outside the guide 220, the source 240 has a greater deviation from the centerline 260 of the matrix. Centerline 260 may be a line passing through the approximate center of a vessel 210 and the seismic spread being towed by the vessel during a seismic survey. For example, the deviation of source 240 from centerline 260 in the illustrated configuration may be 50 m to 500 m from centerline 260 of the array. Increasing the distance between the source or sources 240 and the centerline 260 of the sensor cable array or the vessel 210, or the distance between the sources 240 on either side of the centerline 260 of the vessel 210, may improve the operational efficiency during acquisition. For example, one or more source arrays 240 may be towed at a large deviation from the center 260 of the seismic scattering. In this example, the wide offset may span a distance from the center 260 of the seismic scattering and include one or more receiver line intervals. A receiver line gap is the distance or separation between two adjacent sensor cables 250 in the array.

[19] A Figura 2B ilustra uma vista lateral de uma disposição de levantamento sísmico de acordo com implementações de várias técnicas aqui descritas. Como na Figura 2A, uma fonte 240 está sendo rebocada por um guia 220. O guia 220 tem uma profundidade maior que a fonte 240. Comprimentos de cabo, comprimentos de corda, elementos de flutuação, elementos de peso ou ajustes na tensão e orientação de cabos podem ser usados para manter uma diferença na profundidade entre a fonte 240 ou o cabo de fonte 230 e o guia 220. Por exemplo, o guia 220 pode ser mais denso do que o cabo de fonte 230. A densidade de um cabo pode ser aumentada pela adição de blindagem aos cabos. Em outro exemplo, o cabo de fonte 230 pode ser fixado a flutuadores, ou o cabo guia 220 pode ser fixado a pesos ou elementos de flutuação.[19] Figure 2B illustrates a side view of a seismic survey arrangement in accordance with implementations of various techniques described herein. As in Figure 2A, a source 240 is being towed by a guide 220. The guide 220 has a greater depth than the source 240. Cable lengths, rope lengths, buoyancy elements, weight elements, or adjustments to the tension and orientation of Cables can be used to maintain a difference in depth between source 240 or source cable 230 and guide 220. For example, guide 220 can be denser than source cable 230. The density of a cable can be increased by adding shielding to the cables. In another example, the source cable 230 may be attached to floats, or the guide cable 220 may be attached to weights or buoyancy elements.

[20] A Figura 3 ilustra uma geometria de levantamento sísmico de acordo com implementações de várias técnicas aqui descritas. A embarcação 300 está rebocando os guias 311-17 e os cabos de fonte 320-22. Para fins ilustrativos, a Figura 3 mostra apenas a metade direita de uma matriz de cabo de sensor, mas deve ser considerado que a matriz é espelhada atrás do lado esquerdo da embarcação. A Figura 3 ilustra um exemplo de uma geometria para rebocar fontes sísmicas dentro de cabos guia. A colocação, o comprimento, a quantidade e a posição dos cabos, cordas, dispositivos de flutuação, dispositivos de posicionamento e fontes podem ser alterados. Por exemplo, a fim de satisfazer um conjunto de especificações para um levantamento sísmico, o número de cabos de sensores pode ser aumentado ou diminuído, ou a distância entre cabos de sensores pode ser aumentada ou diminuída. A geometria de levantamento pode ser projetada para evitar ou gerenciar interferências entre fontes, cabos de fonte, e guias durante um reboque em linha reta, em variações de velocidade, durante curvas e durante recuperação ou implantação.[20] Figure 3 illustrates a seismic survey geometry according to implementations of various techniques described herein. Vessel 300 is towing guides 311-17 and source cables 320-22. For illustrative purposes, Figure 3 shows only the right half of a sensor cable array, but it should be considered that the array is mirrored behind the left side of the vessel. Figure 3 illustrates an example of a geometry for towing seismic sources within guide cables. The placement, length, quantity and position of cables, ropes, flotation devices, positioning devices and sources can be changed. For example, in order to satisfy a set of specifications for a seismic survey, the number of sensor cables may be increased or decreased, or the distance between sensor cables may be increased or decreased. Lifting geometry can be designed to avoid or manage interference between sources, source cables, and guides during straight towing, at speed variations, during turns, and during recovery or deployment.

[21] Os guias 311-17 estão fixados a flutuadores 340, ilustrados como pontos pretos. Os guias 311-17 podem variar de comprimento. Por exemplo, o comprimento dos guias 31-171 pode variar de cerca de ou aproximadamente 500 m a cerca de ou aproximadamente 1500 m. Os guias 311-13 estão fixados aos defletores 345. Cabos de sensores fixados aos guias 311-13 também são fixados aos defletores 350. Os defletores 345 e 350 podem ser usados para controlar a distância entre cabos de sensores. Por exemplo, na Figura 3, os deflectores são configurados para posicionar os cabos de sensores a aproximadamente 100 m de afastamento.[21] Guides 311-17 are attached to floats 340, illustrated as black dots. 311-17 guides may vary in length. For example, the length of the guides 31-171 may vary from about or about 500 m to about or about 1500 m. Guides 311-13 are attached to baffles 345. Sensor cables attached to guides 311-13 are also attached to baffles 350. Baffles 345 and 350 can be used to control the distance between sensor cables. For example, in Figure 3, the baffles are configured to position the sensor cables approximately 100 m apart.

[22] O comprimento do cabo de sensor entre a extremidade dos guias 311-17 e um marcador 360 é a porção inativa do cabo de sensor 311-17. O marcador 360 é apenas para fins ilustrativos. A porção inativa do cabo de sensor 311-17 é uma seção de cabo sem quaisquer receptores.[22] The length of the sensor cable between the end of the guides 311-17 and a marker 360 is the inactive portion of the sensor cable 311-17. The 360 marker is for illustrative purposes only. The inactive portion of the 311-17 sensor cable is a section of cable without any receivers.

[23] O desvio da linha de centro da embarcação é mostrado na Figura para cada cabo de sensor 311-17 e varia de um desvio de cerca de ou aproximadamente 50 m para o cabo de sensor 317 a cerca de ou aproximadamente 650 m para o cabo de sensor 311. Assumindo que a matriz de cabo de sensor é espelhada no lado esquerdo da embarcação, o espalhamento de levantamento total da matriz ilustrada é de aproximadamente de 1.300 m, com uma separação de cabo de sensor de cerca de 100 m.[23] The deviation from the vessel's centerline is shown in Figure for each 311-17 sensor cable and varies from a deviation of about or approximately 50 m for the 317 sensor cable to about or approximately 650 m for the sensor cable 311. Assuming that the sensor cable array is mirrored on the left side of the vessel, the total survey spread of the illustrated array is approximately 1,300 m, with a sensor cable separation of approximately 100 m.

[24] As fontes 330 e os cabos de fontes 320-22 são rebocados entre o guia mais interno 317 e o guia mais externo 311. Os guias internos 315-17 podem ser rebocados a uma profundidade maior que os guias externos 311-14, de modo que as fontes 330 não interfiram com os guias internos 315-17. Por exemplo, as fontes 330 podem ser capazes de atravessar livremente acima dos cabos guia sem emaranhar ou produzir interferência umas com as outras. Qualquer contato entre as fontes 330 ou os cabos de fontes 320-22 e os guias 311-17 poderia levar a emaranhamento, danos às fontes 330 ou outras questões que poderiam retardar um levantamento sísmico. Numa implementação, guias externos 311-14 podem ser cabos leves e guias internos 315-17 podem ser cabos mais pesados, ou mais densos. Em outra implementação, os pesos podem ser fixados aos guias internos 315-17 para aumentar a profundidade dos cabos.[24] Sources 330 and source cables 320-22 are towed between the innermost guide 317 and the outermost guide 311. The inner guides 315-17 can be towed to a greater depth than the outer guides 311-14, so that the fonts 330 do not interfere with the internal guides 315-17. For example, sources 330 may be able to traverse freely above guide wires without entangling or producing interference with each other. Any contact between sources 330 or source cables 320-22 and guides 311-17 could lead to entanglement, damage to sources 330, or other issues that could delay a seismic survey. In one implementation, external guides 311-14 may be lightweight cables and internal guides 315-17 may be heavier, or denser, cables. In another implementation, weights may be attached to the 315-17 internal guides to increase the depth of the cables.

[25] Para determinar parâmetros do sistema de aquisição, tal como comprimentos de cabo guia 311-17, comprimentos de cabo de fonte 320-22, comprimentos de corda, tensão de cabos, orientações de cabo, flutuabilidade de cabo e tipos e/ou locais de elementos de flutuação (por exemplo, pássaros, defletores, etc.), uma ou mais simulações de reboque podem ser geradas para um levantamento sísmico particular. Como tal, as simulações de reboque podem ser utilizadas para prevenir ou gerenciar interferência ou emaranhamento entre fontes 330, cabos de fonte 320-22 e cabos guia 311-17 durante o levantamento sísmico particular. Usando ferramentas de simulação, o comportamento das matrizes de fontes 330, cabos de fonte 320-22 e guias 311-17 pode ser predito nas simulações de reboque para um levantamento sísmico que inclui um reboque em linha reta, curvas, variações de velocidade e/ou condições ambientais severas. As simulações de reboque podem também ser usadas na recuperação ou na implantação de vários componentes de espalhamento (por exemplo, fontes ou pássaros) para o levantamento sísmico.[25] To determine acquisition system parameters such as 311-17 guide cable lengths, 320-22 source cable lengths, rope lengths, cable tension, cable orientations, cable buoyancy and types and/or locations of buoyancy elements (e.g. birds, baffles, etc.), one or more towing simulations can be generated for a particular seismic survey. As such, towing simulations can be used to prevent or manage interference or entanglement between sources 330, source cables 320-22, and guide cables 311-17 during the particular seismic survey. Using simulation tools, the behavior of source arrays 330, source cables 320-22, and guides 311-17 can be predicted in towing simulations for a seismic survey that includes a straight tow, curves, speed variations and/or or severe environmental conditions. Towing simulations can also be used in retrieving or deploying various scattering components (e.g., sources or birds) for seismic surveying.

[26] Cabos mais pesados utilizados para guias internos 315-17 podem ser de cerca de ou aproximadamente duas a dez vezes tão densos quantos cabos leves utilizados para os guias externos 311-14. Por exemplo, a densidade de guias mais pesados 315-17 pode ser de aproximadamente 2600 kg/m3 e a densidade dos guias mais leves 311-14 pode ser de aproximadamente 1200 kg/m3.[26] Heavier cables used for 315-17 internal guides can be about or approximately two to ten times as dense as light cables used for 311-14 external guides. For example, the density of heavier guides 315-17 may be approximately 2600 kg/m3 and the density of lighter guides 311-14 may be approximately 1200 kg/m3.

[27] As fontes 330 estão em um desvio de aproximadamente 150m da linha de centro da matriz. Na Figura 3, três fontes 330 são mostradas, mas o número de fontes 330 pode variar e a distância de cada fonte da linha de centro da matriz pode variar. Os cabos de fonte 320-22 fixados às fontes 330 podem ser separados por uma distância. Por exemplo, os cabos de fonte podem ser separados por 5 m a 20 m.[27] The 330 sources are at a deviation of approximately 150m from the centerline of the array. In Figure 3, three sources 330 are shown, but the number of sources 330 may vary and the distance of each source from the centerline of the array may vary. Source cables 320-22 attached to sources 330 can be separated by a distance. For example, source cables can be separated by 5 m to 20 m.

[28] Numa modalidade, uma corda de distância 323, ou múltiplas cordas de distância 323, conectam as fontes 330 ao guia 312, ou ao defletor 345 no guia 312. A corda de distância 323 pode ser fixada a múltiplos guias 311-17, múltiplos defletores 345, múltiplos flutuadores 340 ou combinações dos mesmos. Em outra implementação, a corda de distância 323 pode viajar das fontes 330 para o guia 312 e, então, para um guincho da embarcação 300. Nesta implementação, as fontes 330 podem ser reposicionadas alterando o comprimento da corda de distância 323 usando o guincho na embarcação 300. Um exemplo de localização de fonte de controle utilizando guinchos é descrito na Patente US comumente cedida 7.881.152. Ainda em outra implementação, um ou mais defletores ou outros dispositivos de orientação podem ser fixados aos cabos de fonte 320-22 e utilizados para controlar a posição das fontes 330.[28] In one embodiment, a distance rope 323, or multiple distance ropes 323, connect the sources 330 to the guide 312, or to the deflector 345 on the guide 312. The distance rope 323 can be attached to multiple guides 311-17, multiple baffles 345, multiple floats 340 or combinations thereof. In another implementation, the distance rope 323 may travel from the sources 330 to the guide 312 and then to a vessel winch 300. In this implementation, the sources 330 may be repositioned by changing the length of the distance rope 323 using the winch on the vessel 300. An example of control source location using winches is described in commonly assigned US Patent 7,881,152. In yet another implementation, one or more baffles or other orientation devices may be attached to the source cables 320-22 and used to control the position of the sources 330.

[29] A distância 360 ilustra a distância da embarcação 300 para as fontes 330. A distância 370 ilustra a distância, a qual pode ser citada como um desvio, entre as fontes 330 e o início da porção ativa dos cabos de sensores 311-17. A qualidade dos dados pode ser melhorada reduzindo a distância 370 entre as fontes 330 e os receptores.[29] Distance 360 illustrates the distance from vessel 300 to sources 330. Distance 370 illustrates the distance, which may be cited as an offset, between sources 330 and the beginning of the active portion of sensor cables 311-17 . Data quality can be improved by reducing the distance 370 between sources 330 and receivers.

[30] A Figura 4 ilustra uma geometria de levantamento sísmico com defletores de cabo de fonte de acordo com implementações de várias técnicas aqui descritas. Uma embarcação 410 está rebocando uma matriz sísmica 440. A matriz sísmica 440 inclui cabos de sensores sísmicos. Nesta ilustração, o comprimento da matriz sísmica 440 é de cerca de ou aproximadamente 8.000 m e a largura é de cerca de ou aproximadamente 1.500 m, mas a largura e o comprimento da matriz sísmica 440 podem ser alterados dependendo das especificações de levantamento. Por exemplo, um espalhamento sísmico pode ter uma largura de 2.400 m e um comprimento de 15 km.[30] Figure 4 illustrates a seismic survey geometry with source cable baffles in accordance with implementations of various techniques described herein. A vessel 410 is towing a seismic array 440. The seismic array 440 includes seismic sensor cables. In this illustration, the length of the seismic array 440 is about or approximately 8,000 m and the width is about or approximately 1,500 m, but the width and length of the seismic array 440 can be changed depending on the survey specifications. For example, a seismic spread may be 2,400 m wide and 15 km long.

[31] Cabos de fonte 415 são fixados à lateral da embarcação 410. Em certas modalidades, os cabos de fonte 415 podem ser fixados a ré da embarcação 410. Defletores 420 podem também ser fixados aos cabos de fonte 415. Os defletores 420 são usados para controlar a posição das fontes 430 as quais também são fixadas aos cabos de fonte 415. Desta forma, as fontes 430 são posicionadas fora dos cabos de sensores e guias que compreendem a matriz de cabo de sensor 440. As fontes 430 são posicionadas fora do guia mais externo na matriz de cabo de sensor 440. Nesta configuração, as fontes podem estar entre cerca de ou aproximadamente 50 m e cerca de ou aproximadamente 1000 m da linha de centro 450 da matriz 440 ou da embarcação 410.[31] Source cables 415 are attached to the side of the vessel 410. In certain embodiments, the source cables 415 may be attached aft of the vessel 410. Baffles 420 may also be attached to the source cables 415. Baffles 420 are used to control the position of the sources 430 which are also attached to the source cables 415. In this way, the sources 430 are positioned outside the sensor cables and guides comprising the sensor cable array 440. The sources 430 are positioned outside the outermost guide on the sensor cable array 440. In this configuration, the sources may be between about or about 50 m and about or about 1000 m from the centerline 450 of the array 440 or the vessel 410.

[32] As fontes 430 utilizadas na Figura 4 podem ser fontes nas quais a distância entre fontes e receptores tem um efeito mais baixo na qualidade dos dados do que com canhões de ar. Por exemplo, as fontes 430 podem ser fontes de vibração.[32] The sources 430 used in Figure 4 may be sources in which the distance between sources and receivers has a lower effect on data quality than with air guns. For example, sources 430 may be sources of vibration.

[33] A descrição detalhada é dirigida a certas implementações específicas. É para ser entendido que a discussão acima é apenas para o propósito de permitir que uma pessoa com conhecimentos correntes na arte faça e use qualquer matéria definida agora ou mais tarde pelas “reivindicações” de patente encontradas em qualquer patente expedida sobre este documento.[33] The detailed description is directed to certain specific implementations. It is to be understood that the above discussion is solely for the purpose of enabling a person of ordinary skill in the art to make and use any subject matter defined now or later by the patent “claims” found in any patent issued hereunder.

[34] Pretende-se especificamente que a invenção reivindicada não se limite às implementações e ilustrações contidas neste documento, mas incluam formas modificadas destas implementações incluindo porções das implementações e combinações de elementos de diferentes implementações como venham dentro do escopo das reivindicações que se seguem. Deve ser apreciado que no desenvolvimento de qualquer implementação real, como em qualquer projeto de engenharia ou design, inúmeras decisões específicas de implementação devem ser tomadas para atingir objetivos específicos dos desenvolvedores, tal como conformidade com restrições relativas a sistema e relativas ao negócio as quais podem variar de uma implementação para outra. Além disso, deve ser apreciado que tal esforço de desenvolvimento pode ser complexo e demorado, mas, apesar disso, seria uma tarefa rotineira de projeto, fabricação e produção para os peritos, tendo o beneficio desta divulgação. Nada neste pedido é considerado crítico ou essencial para a invenção reivindicada a menos que explicitamente indicado como sendo "crítico" ou "essencial".[34] It is specifically intended that the claimed invention is not limited to the implementations and illustrations contained herein, but includes modified forms of these implementations including portions of the implementations and combinations of elements of different implementations as come within the scope of the claims that follow. It should be appreciated that in the development of any actual implementation, as in any engineering or design project, numerous implementation-specific decisions must be made to achieve specific developers' objectives, such as compliance with system-related and business-related constraints which may vary from one implementation to another. Furthermore, it should be appreciated that such a development effort may be complex and time-consuming, but would nevertheless be a routine design, manufacturing and production task for those skilled in the art, having the benefit of this disclosure. Nothing in this application is considered critical or essential to the claimed invention unless explicitly indicated as being "critical" or "essential."

[35] Foi feita referência em detalhes a várias implementações, exemplos das quais estão ilustrados nos desenhos e figuras anexas. Na descrição detalhada, numerosos detalhes específicos são estabelecidos a fim de proporcionar um completo entendimento da presente divulgação. No entanto, será aparente para um perito na arte que a presente divulgação pode ser praticada sem estes detalhes específicos. Em outros casos, métodos, procedimentos, componentes, circuitos e redes bem conhecidas não foram descritos em detalhes de modo a não obscurecer desnecessariamente aspectos das modalidades.[35] Reference has been made in detail to various implementations, examples of which are illustrated in the attached drawings and figures. In the detailed description, numerous specific details are set forth in order to provide a complete understanding of the present disclosure. However, it will be apparent to one skilled in the art that the present disclosure may be practiced without these specific details. In other cases, well-known methods, procedures, components, circuits, and networks have not been described in detail so as not to unnecessarily obscure aspects of the embodiments.

[36] Será também entendido que, embora os termos primeiro, segundo, etc., possam ser aqui utilizados para descrever vários elementos, estes elementos não devem ser limitados por estes termos. Estes termos são utilizados somente para distinguir um elemento de outro. Por exemplo, um primeiro objeto ou etapa poderia ser denominado um segundo objeto ou etapa e, de modo semelhante, um segundo objeto ou etapa poderia ser denominado um primeiro objeto ou etapa, sem afastamento do escopo da invenção. O primeiro objeto ou etapa e o segundo objeto ou etapa, são ambos objetos ou etapas, respectivamente, mas eles não devem ser considerados o mesmo objeto ou etapa.[36] It will also be understood that although the terms first, second, etc., may be used here to describe various elements, these elements should not be limited by these terms. These terms are only used to distinguish one element from another. For example, a first object or step could be called a second object or step and, similarly, a second object or step could be called a first object or step, without departing from the scope of the invention. The first object or step and the second object or step are both objects or steps, respectively, but they should not be considered the same object or step.

[37] A terminologia utilizada na descrição da presente divulgação aqui é para o propósito de descrever apenas implementações particulares e não se destina a ser limitativa da presente divulgação. Como usadas na descrição da presente divulgação e nas reivindicações anexas, as formas singulares "um", "uma" e "a/o" se destinam a incluir as formas plurais também, a menos que o contexto indique claramente o contrário. Também será entendido que o termo "e/ou" como aqui utilizado se refere e abrange todas e quaisquer possíveis combinações de um ou mais dos itens mencionados associados. Será ainda entendido que os termos "inclui", "incluindo", "compreende" e/ou "compreendendo", quando utilizados neste relatório descritivo, especificam a presença de aspectos características, números inteiros, etapas, operações, elementos e/ou componentes declarados, mas não impedem a presença ou a adição de uma ou mais outras características, números inteiros, etapas, operações, elementos, componentes e/ou grupos dos mesmos.[37] The terminology used in describing the present disclosure herein is for the purpose of describing particular implementations only and is not intended to be limiting of the present disclosure. As used in the description of the present disclosure and the appended claims, the singular forms "a", "an" and "a/o" are intended to include the plural forms as well, unless the context clearly indicates otherwise. It will also be understood that the term "and/or" as used herein refers to and encompasses any and all possible combinations of one or more of the aforementioned associated items. It will further be understood that the terms "includes", "including", "comprises" and/or "comprising", when used in this specification, specify the presence of characteristic aspects, integers, steps, operations, elements and/or components declared , but do not prevent the presence or addition of one or more other characteristics, integers, steps, operations, elements, components and/or groups thereof.

[38] Como aqui utilizado, o termo "se" pode ser interpretado como significando "quando" ou "mediante" ou "em resposta a determinar" ou "em resposta a detectar", dependendo do contexto. Da mesma forma, a frase "se for determinado" ou "se [uma condição ou um evento declarado] for detectado" pode ser interpretada como significando "mediante determinação" ou "em resposta a determinar" ou "mediante detecção [da condição ou do evento declarado]" ou "em resposta a detectar [a condição ou o evento declarado]", dependendo do contexto. Como aqui utilizados, os termos "para cima" e "para baixo"; "superior" e "inferior"; "para cima" e "para baixo" e "abaixo" e "acima"; e outros termos semelhantes indicando posições relativas acima ou abaixo de um dado ponto ou elemento podem ser usados em ligação com algumas implementações de várias tecnologias aqui descritas.[38] As used herein, the term "if" may be interpreted to mean "when" or "upon" or "in response to determine" or "in response to detect", depending on the context. Likewise, the phrase "if determined" or "if [a stated condition or event] is detected" may be interpreted to mean "upon determination" or "in response to determining" or "upon detection [of the condition or event] declared event]" or "in response to detecting [the declared condition or event]", depending on the context. As used herein, the terms "up" and "down"; "Superior and inferior"; "up" and "down" and "below" and "above"; and other similar terms indicating relative positions above or below a given point or element may be used in connection with some implementations of various technologies described herein.

[39] Embora o precedente seja dirigido a implementações de várias técnicas aqui descritas, outras implementações e implementações adicionais podem ser concebidas sem afastamento do escopo básico das mesmas, o que pode ser determinado pelas reivindicações que se seguem. Embora o objeto tenha sido descrito em linguagem específica para características estruturais e/ou atos metodológicos, será entendido que a matéria definida nas reivindicações anexas não está necessariamente limitada às características específicas ou aos atos descritos acima. Em vez disso, características e atos específicos descritos acima são divulgados como exemplos de formas de implementar as reivindicações.[39] Although the foregoing is directed to implementations of various techniques described herein, other implementations and additional implementations may be designed without departing from the basic scope thereof, which may be determined by the claims that follow. Although the object has been described in specific language for structural characteristics and/or methodological acts, it will be understood that the subject matter defined in the attached claims is not necessarily limited to the specific characteristics or acts described above. Instead, specific features and acts described above are disclosed as examples of ways to implement the claims.

Claims

1. Method for acquiring seismic data, characterized by the fact that it comprises: towing an array (440) of marine seismic sensor cables (118, 250) coupled to a vessel (111, 210, 300, 410), wherein the array (440) comprises a plurality of guide wires (120, 220, 311-317) and sensor cables (118, 250) and the plurality of guide wires (120, 220, 311-317) comprises an innermost guide wire (317 ) and an outermost guide wire (311) with respect to a centerline of the vessel (111, 210, 300, 410), and wherein each of the plurality of guide wires (120, 220, 311-317) is towed to a displacement of the vessel's centerline (111, 210, 300, 410); and towing a plurality of source cables (230, 320-322, 415) and one or more seismic sources (116, 240, 330, 430) so that the one or more seismic sources (116, 240, 330, 430) are positioned entirely between the innermost guide cable (317) and the outermost guide cable (311), wherein the plurality of source cables (230, 320-322, 415) are configured to cross at least one of the plurality of cables guide (120, 220, 311317), wherein the at least one of the plurality of guide cables (120, 220, 311-317) is disposed at a greater depth than the source cables (230, 320-322, 415) or seismic sources (116, 240, 330, 430) and in which the seismic sources (116, 240, 330, 430) are arranged between 50 and 500 meters away from the centerline of the vessel (111, 210, 300, 410).

2. Method according to claim 1, characterized by the fact that the innermost guide cable (317) is disposed at a greater depth than the source cables (230, 320-322, 415) or the seismic sources ( 116, 240, 330, 430).

3. Method according to claim 1, characterized by the fact that the innermost guide cable (317) has a greater density than the source cables (230, 320322, 415).

4. Method according to claim 1, characterized by the fact that at least one of the plurality of guide cables (120, 220, 311-317) has a greater density than the source cables (230, 320-322, 415).

5. Method according to claim 1, characterized by the fact that it further comprises towing at least one of the source cables (230, 320-322, 415) through at least one of the guide cables (120, 220, 311- 317).

6. Method according to claim 1, characterized by the fact that the innermost guide cable (317) has a greater density than the outermost guide cable (311).

7. Method according to claim 1, characterized by the fact that at least one of the plurality of guide cables (120, 220, 311-317) has a greater density than the outermost guide cable (311).

8. Method according to claim 1, characterized by the fact that it further comprises pulling at least one of the seismic sources (116, 240, 330, 430) from the centerline of the vessel (111, 210, 300, 410) using one or more cables (323) connecting at least one of the seismic sources (116, 240, 330, 430) or source cables (230, 320-322, 415) to one of the guide cables (120, 220, 311-317) or a deflector (345, 350, 420).

9. Method for acquiring seismic data, characterized by the fact that it comprises: towing a plurality of guide cables (120, 220, 311-317) coupled to a vessel (111, 210, 300, 410) and sensor cables (118, 250), wherein each of the plurality of fairleads (120, 220, 311-317) is towed at an offset from the centerline of the vessel (111, 210, 300, 410); and towing a plurality of source cables (230, 320-322, 415) and seismic sources (116, 240, 330, 430) coupled to the same vessel (111, 210, 300, 410), so that the seismic sources ( 116, 240, 330, 430) are disposed outside an outermost guide cable (311) in the plurality of guide cables (120, 220, 311317), wherein the plurality of source cables (230, 320-322, 415) is configured to intersect at least one of the plurality of guide wires (120, 220, 311-317), wherein the at least one of the plurality of guide wires (120, 220, 311-317) is disposed at a greater depth than source cables (230, 320-322, 415) or seismic sources (116, 240, 330, 430) and in which the seismic sources (116, 240, 330, 430) are arranged between 50 and 1000 meters away from the line vessel center (111, 210, 300, 410).

10. Method according to claim 9, characterized by the fact that the source cables (230, 320322, 415) are coupled to a left or right side of the vessel (111, 210, 300, 410).

11. Method according to claim 9, characterized by the fact that the seismic sources (116, 240, 330, 430) are vibration sources.

12. Method according to claim 9, characterized by the fact that baffles (345, 350, 420) are attached to the source cables (230, 320-322, 415).

13. Seismic acquisition system (110), characterized by the fact that it comprises: a vessel (111, 210, 300, 410); a plurality of guide cables (120, 220, 311-317) coupled to the vessel (111, 210, 300, 410) and sensor cables (118, 250), wherein the plurality of guide cables (120, 220, 311317) comprises an innermost guide wire (317) and an outermost guide wire (311) with respect to a centerline of the vessel (111, 210, 300, 410), and wherein each of the plurality of guide wires (120, 220, 311-317) is towed at an offset from the vessel's centerline (111, 210, 300, 410); a plurality of source cables (230, 320-322, 415) coupled to the vessel (111, 210, 300, 410) and seismic sources (116, 240, 330, 430); and wherein the sources (116, 240, 330, 430) are positioned entirely between the innermost guide wire (317) and the outermost guide wire (311), wherein the plurality of source wires (230, 320- 322, 415) is configured to cross at least one of the plurality of guide wires (120, 220, 311-317), wherein the at least one of the plurality of guide wires (120, 220, 311-317) is disposed in a greater depth than source cables (230, 320-322, 415) or seismic sources (116, 240, 330, 430) and where the seismic sources (116, 240, 330, 430) are displaced by a distance of between 50 and 200 meters from the vessel's centerline (111, 210, 300, 410).

14. Seismic acquisition system (110), according to claim 13, characterized by the fact that the innermost guide cable (317) is disposed at a greater depth than the source cables (230, 320-322, 415 ) or seismic sources (116, 240, 330, 430).

15. Seismic acquisition system (110), according to claim 13, characterized by the fact that at least one of the source cables (230, 320-322, 415) passes through at least one of the guide cables (120, 220, 311-317).

16. Seismic acquisition system (110), according to claim 13, characterized by the fact that it further comprises one or more cables (323) connecting at least one of the seismic sources (116, 240, 330, 430) or of the cables source (230, 320-322, 415) to one of the guide wires (120, 220, 311-317) or to a baffle (345, 350, 420).

17. Seismic acquisition system (110), according to claim 13, characterized by the fact that the innermost guide cable (317) has a greater density than the source cables (230, 320-322, 415).

18. Seismic acquisition system (110), according to claim 13, characterized by the fact that at least one of the plurality of guide cables (120, 220, 311-317) has a greater density than the source cables ( 230, 320-322, 415).

19. Seismic acquisition system (110), according to claim 13, characterized by the fact that the innermost guide cable (317) has a greater density than the outermost guide cable (311).

20. Seismic acquisition system (110), according to claim 13, characterized by the fact that at least one of the plurality of guide cables (120, 220, 311-317) has a greater density than the outermost guide cable (311).

21. Seismic acquisition system (110), according to claim 13, characterized by the fact that one or more floats (340) are attached to one or more of the source cables (230, 320-322, 415) or a or more weights are associated with one or more of the guide cables (120, 220, 311-317).