BR112018013970B1

BR112018013970B1 - Método e sistema de levantamento geofísico marítimo e método para fabricar um produto de dados geofísicos

Info

Publication number: BR112018013970B1
Application number: BR112018013970-0A
Authority: BR
Inventors: Rune Tonnessen; Mattias D C Oscarsson
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2016-01-11
Filing date: 2017-01-10
Publication date: 2022-12-06
Also published as: AU2017206594A1; EP3403119A1; US10222499B2; EA201891373A1; MX2018008590A; CN109154675A; US20170199292A1; WO2017121735A1; EP3403119B1; CA3010776C; AU2017206594B2; CA3010776A1; BR112018013970A2

Abstract

A presente invenção refere-se a levantamentos geofísicos marítimos com fontes sísmicas distribuídas. Pelo menos algumas das concretizações ilustrativas são métodos incluindo executar um Levantamento geofísico marítimo por: rebocar várias fontes de alta frequência espalhadas ao longo de uma largura de um arranjo de sensores, as fontes de alta frequência possuindo uma primeira densidade de fontes em relação à largura; e rebocar várias fontes de média frequência espalhadas ao longo da largura, as fontes de média frequência possuindo uma segunda densidade de fontes menor do que a primeira densidade de fontes; e rebocar uma fonte de baixa frequência ao longo da largura; ativar as fontes de alta frequência, de média frequência e de baixa frequência.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido Provisório US 62/277.128, depositado em 11 de janeiro de 2016 e denominado “Distributed Seismic Source System”. O pedido provisório é incorporado por referência neste documento como se reproduzido em sua totalidade abaixo.

ANTECEDENTES

[001] O levantamento geofísico (por exemplo, sísmico, eletro magnético) é uma técnica onde duas ou três “imagens” tridimensionais do estado de uma formação subterrânea são obtidas. O levantamento geofísico acontece não somente na terra, mas também em ambientes marítimos (por exemplo, oceanos, grandes lagos). Sistemas marítimos de levantamento geofísico frequentemente utilizam vários cabos flutuantes que contêm sensores para detectar energia refletida a partir das formações subterrâneas abaixo do fundo do mar. Os cabos flutuantes sísmicos incluem sensores para detectar sinais sísmicos refletidos a partir das formações subterrâneas abaixo do fundo do mar, incluindo formações contendo depósitos de hidrocarboneto.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[002] Para uma descrição detalhada de concretizações ilustrati vas, agora será feita referência aos desenhos acompanhantes, nos quais:

[003] Figura 1A apresenta uma vista em perspectiva do sistema marítimo de levantamento geofísico;

[004] Figura 1B apresenta uma vista final em elevação de um sistema marítimo de levantamento geofísico;

[005] Figura 2 apresenta uma vista em perspectiva do sistema marítimo de levantamento geofísico de acordo com pelo menos algumas concretizações;

[006] Figura 3 apresenta uma vista final em elevação do sistema marítimo de levantamento geofísico da Figura 2 de acordo com pelo menos algumas concretizações;

[007] Figura 4 apresenta um curvador de acordo com pelo me nos algumas concretizações;

[008] Figura 5 apresenta um arranjo de curvadores de acordo com pelo menos algumas concretizações;

[009] Figura 6 apresenta um gráfico de deslocamento de água em função da frequência de acordo com pelo menos algumas concre-tizações;

[0010] Figura 7 apresenta um vibrador marítimo de acordo com pelo menos algumas concretizações;

[0011] Figura 8 apresenta uma vista por cima simplificada de um sistema marítimo de levantamento geofísico de acordo com pelo menos algumas concretizações;

[0012] Figura 9 apresenta uma vista final em elevação de um sis tema marítimo de levantamento geofísico de acordo com pelo menos algumas concretizações;

[0013] Figura 10 apresenta uma vista de corte em perspectiva de um sistema marítimo de levantamento geofísico de acordo com pelo menos algumas concretizações; e

[0014] Figura 11 apresenta um método de acordo com pelo me nos algumas concretizações.

DEFINIÇÕES

[0015] Alguns termos são utilizados por toda a descrição e reivin dicações seguintes para se referir aos componentes particulares do sistema. Como os versados na técnica irão apreciar, diferentes com- panhias podem se referir a um componente por nomes diferentes. Este documento não pretende distinguir entre os componentes que diferem em nome, mas não em função.

[0016] Na discussão seguinte e nas reivindicações, os termos “in cluindo” e “compreendendo” são utilizados de um modo aberto, e assim, devem ser interpretados como significando “incluindo, mas não limitado a ...”. Além disso, o termo “acoplam” ou “acopla” é pretendido para significar uma conexão indireta ou direta. Assim, se um primeiro dispositivo se acopla com um segundo dispositivo, esta conexão pode ser através de uma conexão direta, ou através de uma conexão indireta via outros dispositivos e conexões.

[0017] “Fonte de Alta Frequência” deve significar uma fonte sísmi ca (seja uma fonte individual, um arranho de fontes, ou vários arranjos de fontes) que produz energia sísmica dentro de uma faixa de frequências possuindo um componente de frequência mais elevada. Fontes de banda larga, tais como pistolas de ar comprimido e cargas explosivas, as quais produzem energia sísmica efetivamente através de todas as faixas de frequências, não devem ser consideradas uma “fonte de alta frequência” para propósitos desta descrição e reivindicações.

[0018] “Fonte de média frequência” deve significar uma fonte sís mica (seja uma fonte individual, um arranjo de fontes, ou vários arranjos de fontes) que produz energia sísmica dentro de uma faixa de frequências e possuindo um componente de frequência mais elevada menor do que o componente de frequência mais elevada de uma fonte de alta frequência. Fontes de banda larga, tais como pistolas de ar comprimido e cargas explosivas, as quais produzem energia sísmica efetivamente através de todas as faixas de frequências não devem ser considerada uma “fonte de média frequência” para os propósitos desta descrição e reivindicações.

[0019] “Fonte de baixa frequência” deve significar uma fonte sís- mica (seja uma fonte individual, um arranjo de fontes, ou vários arranjos de fontes) que produz energia sísmica dentro de uma faixa de frequências e possuindo um componente de frequência mais elevada menor do que o componente de frequência mais elevada tanto de uma fonte de alta frequência como da fonte de média frequência. Fontes de banda larga, tais como pistolas de ar comprimido e cargas explosivas, as quais produzem energia sísmica efetivamente através de todas as faixas de frequências, não devem ser consideradas uma “fonte de baixa frequência” para propósitos desta descrição e reivindicações.

[0020] “Curvador” deve significar uma fonte sísmica marítima pos suindo duas chapas dispostas de forma oposta que, quando da aplicação de energia para um sistema de deslocamento, flexionam para o interior em direção uma à outra e para o exterior para longe uma da outra, e assim, deslocam água criando energia sísmica. O sistema de deslocamento pode ser eletricamente, hidraulicamente ou eletromeca- nicamente acionado.

[0021] “Área efetiva do curvador” para uma fonte sísmica deve significar um valor proporcional ao produto do diâmetro do curvador para a fonte sísmica, do número de curvadores compreendendo a fonte sísmica, e do deslocamento dinâmico do curvador de cada curvador da fonte sísmica.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0022] A discussão seguinte é direcionada para várias concretiza ções da invenção. Apesar de uma ou mais destas concretizações poder ser preferida, as concretizações reveladas não devem ser interpretadas, ou de outro modo utilizadas, como limitando o escopo da descrição, incluindo as reivindicações. Em adição, os versados na técnica irão entender que a descrição seguinte possui ampla aplicação, e a discussão de qualquer concretização é pretendida somente para ser ilustrativa desta concretização, e não pretendida para insinuar que o escopo da descrição, incluindo as reivindicações, está limitado a esta concretização.

[0023] Várias concretizações são direcionadas para sistemas ma rítimos de levantamento geofísico utilizando fontes sísmicas distribuídas para aumentar a largura do ponto médio comum, e assim, a largura efetiva de um levantamento sísmico. Mais particularmente, em alguns sistemas ilustrativos, as fontes sísmicas são dividas em pelo menos várias fontes de alta frequência, várias fontes de média frequência, e uma ou mais fontes de baixa frequência. As fontes de alta frequência são espalhadas ao longo de uma largura de um arranjo de sensores, tal como em um espalhamento de cabo flutuante rebocado, ou sensores de um sistema de monitoramento permanente de reservatório (PRM). As fontes de alta frequência definem uma primeira densidade de fontes, a primeira densidade de fontes sendo a densidade de fontes mais alta. As fontes de média frequência também são espalhadas ao longo da largura e definem uma segunda densidade de fontes menor do que a primeira densidade de fontes. A uma ou mais fontes de baixa frequência definem uma terceira densidade de fontes ao longo da largura do espalhamento de cabo flutuante, e a terceira densidade de fontes sendo a menor densidade de fontes, e em alguns casos, uma única fonte de baixa frequência é rebocada diretamente atrás do navio rebocador. O relatório descritivo primeiro toma um exemplo do sistema da técnica relacionada para orientar o leitor.

[0024] A Figura 1a apresenta uma vista em perspectiva de um sis tema de levantamento geofísico 100. Em particular, o sistema de le-vantamento geofísico da Figura 1 possui um navio rebocador 102 rebocando um espalhamento de cabos flutuantes 104. O espalhamento de cabos flutuantes ilustrativo 104 compreende vários cabos flutuantes sensores 106, onde cada cabo flutuante sensor possui vários receptores ou sensores (não especificamente apresentados) espaçados ao longo do cabo flutuante sensor. Cada um dos cabos flutuantes sensores 106 está acoplado, nas extremidades mais próximas do navio rebocador 102, com as respectivas terminações de cabo de condutores 108. As terminações de cabo condutor entrada 108 são acopladas ou estão associadas com as linhas de cabo flutuante (não especificamente numeradas) de modo a controlar as posições laterais dos cabos flutuantes sensores 106 em relação um ao outro e em relação ao navio rebocador 102. A força de reboque para os cabos flutuantes sensores 106, bem como as conexões de comunicação entre os componentes no sistema de gravação no navio rebocador e os sensores, é proporcionada pelo navio rebocador 102 por meio dos cabos condutores 110. Cada cabo flutuante sensor também pode possuir uma bóia guia 112 acoplada com a extremidade próxima do respectivo cabo flutuante sensor por meio de respectivas linhas 114. Cada bóia guia 112 não somente marca a extremidade próxima dos cabos flutuantes sensores, mas em alguns casos também proporciona controle de profundidade para a extremidade próxima dos cabos flutuantes sensores 106.

[0025] O sistema ilustrativo da Figura 1A também compreende uma fonte sísmica 116. A fonte sísmica 116 é rebocada pelo cabo de reboque dedicado 118 acoplado entre a fonte sísmica 118 e o navio rebocador 102. O cabo de reboque 118 que puxa a fonte sísmica 116 pode incluir um umbilical com tubulação para proporcionar ar comprimido para a fonte sísmica (por exemplo, ar em 13.789, 51 kPa (2000 libras por polegada quadrada (psig)) em adição à energia elétrica e caminhos de comunicação. O cabo de reboque para a fonte sísmica 116 algumas vezes é referido como um “cabo umbilical da pistola”. Devido aos vários componentes, o cabo de reboque 118 para a fonte sísmica 116 pode possuir diâmetro significativamente maior do que, por exemplo, os cabos de direção 110, e assim, a força de reboque para o cabo de reboque 118 é maior do que para um comprimento equivalente de cabo de direção 110. Em alguns casos, o cabo de reboque 118 pode possuir um diâmetro na ordem de 80 milímetros (mm) ou mais, enquanto os cabos de direção podem ser na ordem de ao redor de 30 mm.

[0026] O espalhamento de cabo flutuante 104 pode incluir vários cabos flutuantes sensores 106, e no sistema ilustrativo apresentado, o espalhamento de cabos flutuantes 104 inclui 20 cabos flutuantes sensores 106 (e cabos de direção relacionados 110 e boias de ponta 112). Em vários casos, o espaçamento S entre cabos flutuantes sensores adjacentes 106 pode ser entre 25 e 200 metros, normalmente, ao redor de 100 metros (medido perpendicular à linha de navegação 120 do navio reboque), e assim, para o espalhamento de cabos flutuantes ilustrativo 104 possuindo 20 cabos flutuantes sensores, a largura geral W1 (novamente medida perpendicular à linha de navegação 120) pode ser ao redor de dois quilômetros.

[0027] Apesar de a Figura 1A apresentar a fonte sísmica 116 co mo uma única entidade, em vários casos a fonte sísmica 116 é constituída de dois ou mais arranjos de fontes separadamente rebocadas. Cada arranjo de fontes pode compreender três subarranjos rebocados em série, em alguns casos, ao redor de oito metros separados. A separação entre os arranjos de fontes mais externos pode ser ao redor de 50 metros; entretanto, a separação entre os arranjos de fontes é relativamente pequena em comparação com a separação S entre os cabos flutuantes sensores 108 e a largura geral W1 do espalhamento de cabos flutuantes 104. Devido à escala da separação entre os arranjos de fontes comparada com a escala da separação S entre os cabos flutuantes sensores, para vários casos a fonte sísmica 116 reside entre os cabos flutuantes sensores mais internos, mas o posicionamento da fonte sísmica 116 não é tão distante para trás para se enroscar com as boias guia e linhas 114 para os cabos flutuantes sensores mais inter- nos 106.

[0028] A posição de uma fonte sísmica 116 rebocada diretamente pelo navio reboque 102 em combinação com os espalhamentos de cabos flutuantes possuindo uma largura maior W1 cria questões em levantamentos geofísicos, particularmente em águas rasas e para refletores subterrâneos relativamente rasos. Em particular, e ainda se referindo à Figura 1A, o deslocamento da fonte / receptor entre a fonte sísmica 116 e os receptores (não especificamente apresentados) nos cabos flutuantes sensores mais internos 106 é relativamente curto (por exemplo, 100 até 300 metros); entretanto, o deslocamento fonte / receptor entre a fonte sísmica 116 e os receptores nos cabos flutuantes sensores mais externos é significativo. Para o sistema ilustrativo da Figura 1A com separação de S de 100 metros entre os cabos flutuantes sensores 106, o deslocamento fonte / receptor para os cabos flutuantes sensores mais externos pode ser na ordem de ao redor de 1 quilômetro para os sensores mais próximos. Entretanto, para refletores subterrâneos rasos em águas rasas, o deslocamento próximo fonte / receptor maior utilizável pode ser ao redor de 500 metros, e assim, os cabos flutuantes sensores externos podem ficar inutilizáveis. Segue que os dados gravados podem conter faixas de dados inutilizáveis ou perdidos entre as linhas de navegação para águas rasas e refletores subterrâneos rasos.

[0029] A Figura 1B apresenta uma vista em elevação simplificada do sistema da Figura 1A olhando ao longo da linha de navegação 120 a partir de trás do espalhamento de cabos flutuantes. Em particular, a Figura 1B apresenta vários cabos flutuantes sensores 106, juntos com a fonte sísmica 116 na forma de dois arranjos 150 e 152 centralizados dentro do espalhamento de cabos flutuantes 104. Um refletor sísmico 154 é representado por uma linha horizontal, e o refletor sísmico poderia ser, por exemplo, o fundo do mar ou uma formação subterrânea. No caso da Figura 1B, e para propósitos da descrição, a fonte sísmica 116 é uma fonte de banda larga (por exemplo, várias pistolas de ar, carga explosivas) que, quando ativada, cria energia sísmica percorrendo todas as faixas de frequências de interesse (por exemplo, entre 0 até acima de 120 Hertz). A energia sísmica se propaga para o exterior a partir de cada subarranjo 150 e 152 em frentes de onda, reflete a partir dos vários refletores sísmicos (por exemplo, fundo do mar, formação subterrânea), e se propaga de volta em direção ao receptores (não especificamente apresentados) nos cabos flutuantes sensores 106. As frentes de onda de energia sísmica não são apresentadas na Figura 1B de modo a não indevidamente complicar a figura, mas a direção de percurso das frentes de onda em relação aos subarranjos 150 e 152 e aos vários cabos flutuantes sensores é apresentada pelas linhas. Em particular, a linha contínua 158 apresenta um caminho de percurso de energia sísmica liberada a partir do subarranjo 150, refletida a partir do refletor sísmico 154, e então, incidente sobre o cabo flutuante sensor esquerdo dos dois cabos flutuantes sensores mais internos 106. Da mesma forma, a linha 158 apresenta um caminho de percurso de energia sísmica liberada a partir do subarranjo 152, refletida a partir do refletor sísmico 154, e então incidente sobre o cabo flutuante sensor esquerdo dos dois cabos flutuantes sensores mais internos 106. Assim, a localização onde as linhas 156 e 158 refletem representam um ponto médio comum (CMP) 159 entre os subarranjos 150 e 152 e o cabo flutuante sensor mais interno esquerdo. A figura apresenta o CMP 159 como o mesmo de modo a não indevidamente complicar a figura; entretanto, em alguns casos, o CMP entre cada su- barranjo 150 e 152 é considerado diferente para processamento posterior, assim duplicando o número de CMPs dentro do levantamento.

[0030] Para o cabo flutuante esquerdo mais externo 106, a linha contínua 160 e a linha tracejada 162 apresentam o caminho de per- curso de energia sísmica liberada a partir dos respectivos subarranjos 150 e 152, refletida a partir do refletor sísmico 154 no CMP 163, e então incidente sobre o cabo flutuante mais externos esquerdo 106. De modo a não indevidamente complicar a figura, os CMPs para os diferentes subarranjos 150 e 152 são ambos designados como CMP 163, mas, na prática, os pontos médios podem ser considerados distintos. De forma similar para o cabo flutuante direito mais externo 106, a linha contínua 164 e a linha tracejada 166 apresentam o caminho de per-curso da energia sísmica liberada a partir dos respectivos subarranjos 150 e 152, refletida a partir do refletor sísmico 154 no CMP 167, e então incidente sobre o cabo flutuante direito mais externo 106. Novamente, de modo a não indevidamente complicar a figura, os CMPs para diferentes subarranjos 150 e 152 são ambos designados como CMP 167, mas, na prática, os pontos médios são considerados distintos. Os CMPs 163 e 167 representam uma largura W2 apresentada na Figura 1B, e será entendido que para partes do refletor sísmico 154 residindo fora da largura W2, a energia refletida não cruza os cabos flutuantes na situação ilustrativa apresentada.

[0031] Levantamentos geofísicos utilizando os sistemas das Figu ras 1A e 1B possuem algumas deficiências. Em particular, a energia sísmica é atenuada em função da distância propagada, e energia sísmica de frequência mais elevada é atenuada mais rapidamente do que energia sísmica de frequência mais baixa, particularmente na água. Assim, à medida que os espalhamentos de cabos flutuantes continuam a ficar maiores em uma tentativa de aumentar a eficiência do levantamento, os níveis do sinal sísmico nos cabos flutuantes sensores mais externos 106 tendem a degradar, particularmente em frequências mais elevadas. Além disso, e como apresentado nas Figuras 1B, mesmo que, no entanto, o espalhamento de cabos flutuantes 104 possa possuir uma largura maior, para fontes sísmicas rebocadas diretamente atrás do navio reboque, a maior largura CMP W2 ainda é ao redor da metade da largura do cabo flutuante W1, problema este que é aumentado para levantamentos geofísicos em águas rasas ou para refletores subterrâneos rasos.

[0032] Os problemas citados acima são endereçados, em grande parte, por um novo sistema de levantamento geofísico (e pelos métodos relacionados) que distribui fontes sísmicas para aumentar a largura do ponto médio comum, e assim, a largura eficaz de um levantamento sísmico. Mais particularmente, em alguns sistemas ilustrativos, as fontes sísmicas são divididas em pelo menos várias fontes de alta frequência, várias fontes de média frequência, e uma ou mais fontes de baixa frequência. As fontes de alta frequência são espalhadas ao longo de uma largura de um arranjo de sensores (tais como sensores de um espalhamento de cabos flutuantes) e definem uma primeira densidade de fontes, a primeira densidade de fontes sendo a densidade de fontes mais alta. As fontes de média frequência também são espalhadas ao longo da largura e definem a segunda densidade de fontes mais baixa do que a primeira densidade de fontes. A uma ou mais fontes de baixa frequência definem uma terceira densidade de fontes ao longo da largura, a terceira densidade de fontes sendo a densidade de fontes mais baixa, e em alguns casos, uma única fonte de baixa frequência é rebocada diretamente atrás do navio reboque. O relatório descritivo continua com a suposição de que existem três divisões de frequência; entretanto, duas ou mais divisões de frequência (e assim, tipos de fonte distintos) são possíveis, tal como quatro divisões e assim, quatro tipos de fonte.

[0033] A Figura 2 apresenta uma vista em perspectiva de um sis tema de levantamento geofísico 200 de acordo com concretizações ilustrativas. Em particular, a Figura 2 apresenta um navio reboque 202 possuindo equipamento a bordo 203, tal como de navegação, controle de fonte de energia, e equipamento de gravação de dados. O navio reboque 202 é configurado para rebocar vários cabos flutuantes sensores 206 através da água, com o caminho do navio reboque 202 referido como uma linha de navegação 203. Apesar de a Figura 2 ilustrativamente apresentar 20 cabos flutuantes sensores 206, mais ou menos cabos flutuantes sensores podem ser utilizados. Cada cabo flutuante sensor 206 possui vários sensores 207 (somente alguns sensores ilustrativos 207 apresentados nos cabos flutuantes sensores mais externos 206, mas cada cabo flutuante sensor irá possuir centenas ou milhares de sensores ao longo de seu respectivo comprimento). Os sensores a partir de todos os cabos flutuantes sensores considerados juntos formam um arranjo de sensores 209.

[0034] Os cabos flutuantes sensores ilustrativos 206 são acopla dos com o equipamento de reboque que mantém os cabos flutuantes sensores 206 nas posições laterais selecionadas em relação um ao outro e em relação ao navio reboque 202. O equipamento de reboque pode compreender duas linhas de reboque paravane 208A e 208B, cada uma acoplada com o navio reboque 202 por meio de guinchos (não especificamente apresentados). Os guinchos permitem alterar o comprimento empregado de cada linha de reboque paravane 208A e 208B. A segunda extremidade da linha de reboque paravane 208A está acoplada com um paravane 210A, e a segunda extremidade da linha de reboque paravane 208B está acoplada com o paravane 210B (os paravanes algumas vezes são referidos como “portas”). Em cada caso, as linhas de reboque paravane 208A e 208B acoplam seus respectivos paravanes através dos respectivos conjuntos de linhas chamadas de um “estribo” (apresentado, mas não especificamente numerado). Cada um dos paravanes 210A e 210B é configurado para proporcionar um componente de força lateral para os vários elementos do sistema de levantamento quando os paravanes são rebocados através da água. As forças laterais combinadas dos paravanes 210A e 210B separam os paravanes um do outro até que os paravanes coloquem uma ou mais linhas do espalhamento 212, acopladas entre os paravanes 210A e 210B, em tensão.

[0035] Cada um dos cabos flutuantes sensores 206 é acoplado nas extremidades mais próximas do navio reboque 202 (isto é, as “ex-tremidades proximais”) com uma respectiva terminação de cabo condutor 214. As terminações de cabo condutor 214 são acopladas ou estão associadas com as linhas de cabo flutuante 212 de modo a controlar as posições laterais dos cabos flutuantes sensores 206 em relação uns aos outros e em relação ao navio reboque 202. Conexões elétricas e/ou óticas entre os componentes apropriados no equipamento embarcado 204 e os sensores (não especificamente apresentados) nos cabos flutuantes sensores 206 podem ser feitas utilizando os cabos condutores internos 216. Além disso, cada cabo condutor 216 proporciona força de reboque para seu respectivo cabo flutuante sensor 206 à medida que o navio reboque 202 reboca o espalhamento de cabos flutuantes 218 durante um levantamento geofísico. De forma parecida com as linhas de reboque 208A e 208B associadas com os paravanes 210A e 210B, cada um dos cabos condutores 216 pode ser implementado por um respectivo guincho ou dispositivo de enrolamento similar (não especificamente apresentado) de modo que o comprimento implementado de cada cabo condutor 216 possa ser alterado, tal como durante curvas do navio reboque 202.

[0036] O comprimento de cada cabo flutuante sensor 206 é fixo para um levantamento geofísico particular, mas o comprimento do cabo flutuante sensor pode variar de tão curto quanto alguns milhares de metros, até comprimentos de 10.000 metros ou mais em outros casos. Em vários casos, o espaçamento S entre cabos flutuantes sensores adjacentes 206 pode ser entre e incluindo 25 até 200 metros, em vá- rios casos, ao redor de 100 metros (medido perpendicular à linha de navegação 203 do navio), e assim, para o espalhamento de cabos flutuante ilustrativo 218 possuindo 20 cabos flutuantes sensores 206, a largura gera W3 (novamente medida perpendicularmente à linha de navegação 203) pode ser ao redor de 1900 metros.

[0037] Nas várias concretizações discutidas neste documento, ca da sensor (tais como sensores nos cabos flutuantes 206) pode compreender sensores na forma de vários pares de sensores hidrofone / de velocidade espaçados ao longo do cabo flutuante sensor. Ou seja, cada sensor pode compreender um hidrofone e um sensor de velocidade colocalizado. Um hidrofone é um dispositivo que cria um sinal de saída (por exemplo, elétrico, ótico) proporcional à pressão percebida pelo hidrofone, e mais particularmente, às alterações na pressão próxima do hidrofone à medida que energia acústica passa pelo hidrofo- ne. Um sensor de velocidade deve significar um dispositivo que percebe movimento de partícula, e produz um sinal de saída (por exemplo, elétrico, ótico) em reposta a pequenos movimentos, velocidade, e/ou à aceleração à medida que a energia acústica percorre passando pelo sensor. Assim, o sensor de velocidade pode ser um acelerômetro, e pode ser implementado de qualquer forma adequada, tais como acele- rômetros piezelétricos, acelerômetros de sistema micro-eletro-mecâ- nico (MEMS), dentre outros. Na maior parte dos casos, o hidrofone e o sensor de velocidade de um par estão dentro de alguns centímetros um do outro (por exemplo, 10 centímetros), mas espaçamento mais próximo e espaçamento mais longe também são contemplados. Em alguns casos, o sensor de velocidade é responsivo somente ao movimento / aceleração na direção vertical (por exemplo, um sensor de componente z); entretanto, em outros casos, o sensor pode ser sensível em todos os eixos geométricos principais. Ainda em outros casos, os sensores de velocidade podem ser omitidos e somente hidrofones podem ser utilizados. Em alguns casos, vários hidrofones podem ser instalados juntos em grupos de modo que o grupo de hidrofones representa um canal no sistema de gravação.

[0038] Os sensores do cabo flutuante sensor ilustrativo detectam energia sísmica refletida a partir de refletores subterrâneos (tais como interfaces entre formações rochosas possuindo diferentes propriedades acústicas). Diferente da situação das Figuras 1A e 1B onde a fonte sísmica 16 (possivelmente na forma de subarranjos 150 / 152) é rebocada diretamente pelo navio reboque 102 entre os dois cabos flutuantes sensores mais internos 106, de acordo com sistemas ilustrativos, as fontes sísmicas são distribuídas através do arranjo de sensores (neste caso, o espalhamento de cabos flutuantes 218) e, como discutido mais abaixo, as fontes sísmicas são divididas em fontes de alta frequência, fontes de média frequência, e fontes de baixa frequência. No sistema ilustrativo da Figura 2, cada cabo flutuante sensor possui uma fonte sísmica associada 220 puxada por um navio-guia 222 (outras disposições são discutidas abaixo). Em particular, cada cabo flutuante sensor 206 possui associado com o mesmo um navio guia 222 flutuando próximo ou na superfície da massa de água. No sistema ilustrativo da Figura 2, o navio guia 222 está acoplado com a extremidade próxima de seu cabo flutuante sensor associado 206 por meio de um cabo de reboque 224 que se estende entre a extremidade proximal do cabo flutuante sensor 206 (em alguns casos, a terminação do cabo condutor 214) e o navio-guia 222. A fonte sísmica 220 está na água atrás do navio-guia 222, com a fonte sísmica 220 acoplada com o na- vio-guia por uma cabo da fonte 226 que se estende a partir do navio- guia 222 até a fonte sísmica 220.

[0039] Diferente dos sistemas das Figuras 1A e 1B onde a única fonte sísmica 116 para o espalhamento de cabos flutuantes 104 é rebocada diretamente atrás do navio reboque 102 por um cabo de rebo- que 118 na forma de um ou mais cabos umbilicais de pistola, no sistema ilustrativo da Figura 2, cada fonte sísmica 220 é puxada por um navio guia 222. O navio-guia 222 é puxado pelo cabo de reboque 224 e pelo respectivo cabo condutor 216. Em concretizações alternativas, não especificamente apresentadas, as fontes sísmicas 220 podem ser rebocadas de qualquer maneira adequada, tal como tendo os cabos da fonte rebocados a partir das linhas de reboque de paravane 208A e 208B, ou portas dedicadas e cabos de reboque acoplados diretamente com o navio reboque 202. As concretizações da Figura 2 são apresentadas somente como um exemplo de distribuição das fontes sísmicas 220 através da largura do arranjo de sensores 209, e não como uma limitação em relação às técnicas de reboque utilizadas para distribuir as fontes sísmicas.

[0040] A Figura 3 apresenta uma vista em elevação simplificada do sistema da Figura 2 olhando ao longo da linha de navegação 203 a partir de trás do espalhamento de cabos flutuantes. Em particular, a Figura 3 apresenta o espalhamento de cabos flutuantes 218 compreendendo vários cabos flutuantes sensores 206. Um refletor sísmico 300 é representado por uma linha horizontal, e o refletor sísmico poderia ser, por exemplo, o fundo do mar ou uma formação subterrânea. De acordo com concretizações ilustrativas, as fontes sísmicas 220 são distribuídas através da largura W3 do espalhamento de cabos flutuantes 218. Em adição, as fontes sísmicas são divididas em várias fontes de alta frequência 302 (apresentadas com triângulos apontando para cima, e nem todas as fontes de alta frequência estão numeradas), várias fontes de média frequência 308 (apresentadas com quadrados), e várias fontes de baixa frequência 308 (apresentadas com triângulos apontando para baixo). Assim, nos casos onde somente uma fonte de alta frequência 302 está presente em uma localização particular, no sistema ilustrativo, o navio-guia 222 (não apresentado na Figura 3) pu- xa somente a fonte de alta frequência 302. Nos casos onde duas ou mais fonte estão colocalizadas (por exemplo, como apresentado, uma fonte de alta frequência 302, fonte de média frequência 306 e fonte de baixa frequência 308), o navio guia associado 222 (não apresentado na Figura 3) puxa todas as três fontes. Na concretização ilustrativa da Figura 3, a fonte de média frequência 306 centralizada no espalhamento de cabos flutuantes 218 pode ser rebocada diretamente pelo navio reboque 202 (não apresentado na Figura 3).

[0041] As fontes de alta frequência são espalhadas ao longo de uma largura W3 do espalhamento de cabos flutuantes 218, e, na verdade, a largura de reboque ilustrativa das fontes de alta frequência 302 é W3. Além disso, as fontes de alta frequência definem uma Primeira densidade de fontes. No caso ilustrativo, existem vinte fontes de alta frequência 302, e assim, a densidade de fontes pode ser o número de fontes de alta frequência 302 em relação à largura W3. dado que os cabos flutuantes 206 também são distribuídos ao redor da largura W3, uma indicação alternativa de densidade de fontes para as fontes de alta frequência pode ser o número de fontes de alta frequência em relação ao número de cabos flutuantes sensores 206, neste caso, resultando em uma densidade de fontes de 20:20 (ou 1:1 reduzida) para as fontes de alta frequência 302.

[0042] As fontes de média frequência também estão espalhadas ao longo da largura W3 do espalhamento de cabos flutuantes 218, e no caso ilustrativo, a largura de reboque das fontes de média frequência é Wm, menor do que W3. Além disso, as fontes de média frequência definem uma segunda densidade de fontes. No caso ilustrado, existem três fontes de média frequência 304, e assim, a densidade de fontes pode ser o número das fontes de média frequência 302 em relação à largura W3. Dado que os cabos flutuantes 206 também estão distribuídos ao redor da largura W3, uma indicação alternativa de den- sidade de fontes para as fontes de média frequência pode ser o número das fontes de média frequência em relação ao número de cabos flutuantes sensores 206, neste caso, resultando em uma densidade de fontes de 3:20 para as fontes de média frequência 304. Como visto, para o sistema ilustrativo, a segunda densidade de fontes para as fontes de média frequência é menor do que a primeira densidade de fontes para as fontes de alta frequência.

[0043] De forma similar, as fontes de baixa frequência também são espalhadas ao longo da largura W3 do espalhamento de cabos flutuantes 218, e no caso ilustrativo, a largura de reboque das fontes de baixa frequência também é Wm, mas em outros casos, a largura de reboque das fontes de baixa frequência é menor do que Wm. Além disso, as fontes de baixa frequência definem uma terceira densidade de fontes. No caso ilustrativo, existem duas fontes de baixa frequência 304, e assim, a densidade de fontes pode ser o número das fontes de baixa frequência 306 em relação à largura W3. Dado que os cabos flutuantes 206 também estão distribuídos ao redor da largura W3, uma indicação alternativa de densidade de fontes para as fontes de baixa frequência pode ser o número das fontes de baixa frequência em relação ao número de cabos flutuantes sensores 206, neste caso, resultando em uma densidade de fontes de 2:20 (ou, reduzida, 1:10) para as fontes de baixa frequência 304. Como visto, para os sistema ilustrativo, a terceira densidade de fontes para as fontes de baixa frequência é menor do que tanto a primeira como a segunda densidades de fonte.

[0044] Distribuir as fontes sísmicas para ficarem associadas com alguns ou todos os cabos flutuantes sensores 306, e da mesma forma dividir as fontes sísmicas em fontes de alta frequência 302, fontes de média frequência 306, e fontes de baia frequência 308 endereça, pelo menos em parte, os problemas citados acima em relação à largura do CMP e às questões de atenuação. Em relação à atenuação de energia sísmica, maior atenuação por unidade de distância de propagação é experimentada pela energia sísmica de frequência mais elevada. Assim, no sistema ilustrativo das Figuras 2 e 3, a distância de propagação para a energia sísmica se originando a partir de uma fonte de alta frequência 302 até um refletor subterrâneo e de volta para um cabo flutuante sensor associado 206 é mais cura do que para uma fonte sísmica centralizada no espalhamento de cabos flutuantes. Considere, como um exemplo, a fonte de alta frequência esquerda mais externa 302 e o cabo flutuante sensor esquerdo mais externo (neste caso, subjacente) 206. Devido à fonte de alta frequência 302 residir diretamente acima do cabo flutuante sensor 206, a distância de propagação para a energia sísmica possui um componente horizontal mais curto (do que, por exemplo, as fontes sísmicas centralizadas entre o cabo flutuante sensor mais interno). Além disso, a fonte de alta frequência esquerda mais externa 302 pode ser uma fonte de alta frequência para vários cabos flutuantes sensores 206 próximos. Por exemplo, a fonte de alta frequência esquerda mais externa 302 pode ser uma fonte de alta frequência para todos os cabos flutuantes sensores entre a fonte de alta frequência esquerda mais externa 302 e o cabo flutuante sensor abaixo das fontes de alta, média e baixa frequência colocalizados mais à esquerda. Em tal configuração, a energia sísmica ainda experimenta menos atenuação do que uma energia sísmica de alta frequência a partir de uma fonte sísmica centralizada entre os cabos flutuantes sensores mais internos.

[0045] Por várias razões, as fontes de média frequência 306 e as fontes de baixa frequência 308 podem não ser rebocadas tão largas quanto as fontes de alta frequência 302. Dito de outra forma, as fontes de média frequência 306 e as fontes de baixa frequência 308 podem ser rebocadas com menor densidade de fontes do que as fontes de alta frequência. Uma razão para não rebocar as fontes de baixa fre- quência tão largas quando as fontes de alta frequência tem a ver com atenuação de energia sísmica. Os problemas de atenuação e de nível de sinal não são tão pronunciados nos cabos flutuantes sensores externos para a energia sísmica de média e baixa frequência, e assim, pode não existir uma necessidade tão grande de ter as fontes de média e baixa frequência tão amplamente rebocadas em relação aos problemas de atenuação. Em vez ou em adição aos problemas de atenuação, outra razão para não rebocar as fontes de média e baixa frequência tão largas quanto as fontes de alta frequência tem a ver com a força de reboque para as fontes de média e de baixa frequência. Como discutido abaixo em maiores detalhes, baseado no número de componentes e no tamanho da fonte, maior força de reboque pode ser utilizada para as fontes de média e baixa frequência do que para as fontes de alta frequência, e problemas de maior força de reboque são agravados com larguras de reboque maiores. Além disso, pode existir um aspecto de resolução entre as fontes que proporcionam uma razão para diferentes larguras de reboque. Em particular, a energia sísmica de média frequência possui comprimento de onda mais longo do que a energia sísmica de alta frequência, e a energia sísmica de baixa frequência possui um comprimento de onda mais longo do que a energia sísmica de alta e média frequência. Com o comprimento de onda mais longo, vem junto a menor resolução e o espalhamento de energia mais amplo. A indústria se refere às negociações entre comprimento de onda e resolução em termos de uma “zona de Fresnel” para uma fonte particular em relação a um refletor de subsuperfície, com fontes de frequência mais elevada possuindo menores zonas de Fresnel no refletor de subsuperfície, e fontes de frequência menor possuindo maiores zonas de Fresnel no refletor de subsuperfície. Estes fatores permitem separação de fonte mais grosseira com decrescente frequência da fonte, ainda que com reboque eficaz mais largo. Assim, por exemplo, o número, largura e espaçamento de fontes de alta frequência podem ser selecionados para proporcionar área de cobertura se sobrepondo, contígua ou quase contígua das respectivas zonas de Fresnel na direção da linha transversal. Da mesma forma, o número, largura e espaçamento de fontes de média frequência podem ser selecionados para proporcionar área de cobertura se sobrepondo, contígua ou quase contígua das respectivas zonas de Fresnel na direção da linha transversal. Assim, menos fontes de média frequência, menores larguras gerais, e maior espaçamento de fontes de média frequência podem ser utilizados. Além disso, o número, largura, e espaçamento de fontes de baixa frequência podem ser selecionados para proporcionar área de cobertura se sobrepondo, contígua ou quase contígua de respectivas zonas de Fresnel na direção da linha transversal. Assim, menos fontes de baixa frequência, menores larguras gerais, e maior espaça-mento de fontes de baixa frequência (incluindo em alguns casos uma única fonte de baixa frequência) podem ser utilizados.

[0046] No caso ilustrativo da Figura 3, três fontes de média fre quência 306 são utilizadas, compreendendo uma fonte de média frequência 306 centralizada no espalhamento de cabos flutuantes 218, e a largura restante em cada lado bifurcada pelas respectivas duas fontes de média frequência restantes 306. No caso das fontes de baixa frequência 308, novamente considerações de atenuação e/ou de força de reboque podem resultar na densidade de fontes menor do que das fontes de média frequência, e no caso ilustrativo da Figura 3, duas fontes de baixa frequência 308 são utilizadas, com as fontes de baixa frequência colocalizadas com as fontes de média frequência não centralizadas 306.

[0047] Ainda se referindo à Figura 3, o sistema ilustrativo resulta em uma largura CMP mais larga do que a situação da fonte sísmica centralizada entre os cabos flutuantes sensores mais internos. Refe- rindo-se aos CMPs externos associados somente com as fontes de baixa frequência (de modo a não indevidamente complicar a figura) para propósito de discussão. Para a fonte de baixa frequência mais à esquerda 308, a linha contínua 310 apresenta o caminho de percurso de energia sísmica liberada a partir da fonte de baixa frequência 308, refletida a partir do refletor sísmico 300 no CMP 312 e então incidente sobre o cabo flutuante sensor esquerdo mais externo 206. É observado que a linha contínua 310 também apresenta o caminho de percurso de energia sísmica para a fonte de média frequência colocalizada 306 e para a fonte de alta frequência 30. De forma similar, para o cabo flutuante sensor direito mais externo 206, a linha contínua 314 apresenta o caminho de percurso de energia sísmica liberada a partir da fonte de baixa frequência mais à direita 308 (bem como da fonte de média frequência colocalizada 306 e da fonte de alta frequência 302), refletida a partir do refletor sísmico 300 no CMP 316, e então incidente sobre o cabo flutuante direito mais externo 206. Os CMPs 312 e 316 representam uma largura W4 mais ampla do que poderia ser alcançada com a fonte sísmica centralizada entre os cabos flutuantes sensores mais internos 206. De modo a apresentar que CMPs no centro do espalhamento de cabos flutuantes 218 também são cobertos, a Figura 3 apresenta a linha tracejada 318 se estendendo entre a fonte de baixa frequência mais à esquerda 308 e um cabo flutuante sensor no lado direito e definindo um CMP centralizado 320. Antes de se voltar para uma discussão dos vários tipos ilustrativos de fontes de alta, média e baixa frequência, é observado que o layout das fontes de alta, média e baixa frequência representado pela Figura 3 é meramente um exemplo, e várias variações são possíveis. Por exemplo, menos fontes de alta frequência 302 podem ser utilizadas (por exemplo, uma fonte de alta fre-quência 302 associada com cada outro cabo flutuante sensor, ou cada terceiro cabo flutuante sensor se existir um número ímpar de cabos flutuantes sensores). De forma similar, mais ou menos fontes de média frequência poderia ser utilizadas, e a colocação horizontal das fontes de média e baixa frequência poderia ser diferente da apresentada. Em alguns casos, o número de fontes de média frequência poderia ser o mesmo que o das fontes de baixa frequência, /ou as fontes de média e de baixa frequência poderiam estar colocalizadas. O relatório descritivo agora se volta para uma breve descrição de curvadores como fontes sísmicas.

[0048] A Figura 4 apresenta uma vista em perspectiva de uma fon te sísmica na forma de um curvador 400. Em particular, o curvador 400 possui uma chapa de cima 402 e uma chapa de baixo correspondente 404 (não visível na Figura 4) separadas por uma estrutura de aro 406. A estrutura de aro 406 se estende ao redor da circunferência das chapas 402 / 404 e proporciona separação entre as chapas 402 / 404. No sistema ilustrativo, as chapas 402 / 404 são mantidas no local junto à estrutura de aro 406 por vários fixadores 408. Referindo-se à chapa de cima 402, como representativa de ambas as chapas 402 / 404, a chapa de cima 402 define um diâmetro D bem como um eixo geométrico central 410. Apesar de as chapas 402 / 404 serem descritas como de cima e de baixo, respectivamente, será entendido que a designação é meramente por conveniência da descrição, e durante o uso como uma fonte sísmica, ou parte da mesma, as chapas podem assumir qualquer orientação em relação à gravidade local.

[0049] Apesar de não especificamente apresentado na Figura 4, as chapas 402 / 404 e a estrutura de aro 406 definem uma cavidade interior que é lacrada para a água circundante quando o curvador 400 está em uso. Em alguns casos, a cavidade interior é cheia com um volume de gás, e a pressão dentro da cavidade interior pode ser controlada (por exemplo, para equalizar com a pressão hidrostática em profundidades dentro da água). O curvador 400 é projetado e construído de modo que as chapas 402 / 404 flexionem para o interior em direção uma à outra (para dentro da cavidade interior, assim contraindo o volume da cavidade interior) e flexionem para o exterior para longe uma da outra (para longe da cavidade interior, assim aumentando o volume da cavidade interior), e ao fazer isso deslocam água e assim criam energia acústica (isto é, sísmica) na água circundante. Os mecanismos pelos quais as chapas 402 / 404 são flexionadas para o interior e para o exterior são vários. Por exemplo, as chapas 402 / 404 podem estar associadas com materiais piezelétricos que expandem e contraem em função de tensão elétrica aplicada. Alternativamente, um sistema elétrico, eletromecânico, ou baseado em relutância pode ser disposto dentro da cavidade interior para mecanicamente forçar as chapas 402 / 404 para o interior e para o exterior. Além disso, a pressão do volume de gás dentro da cavidade interior pode ser manipulada para causar a flexão para o interior e para o exterior das chapas 402 / 404.

[0050] Em alguns casos, um único curvador 400 pode ser suficien te para induzir deslocamento suficiente de água para obter um nível de pressão sonoro adequado para executar um levantamento sísmico; entretanto, na maior parte dos casos, o nível de pressão sonora adequando para executar um levantamento sísmico é de ao redor de 170 decibéis (dB) até ao redor de 220 dB em relação a 1 micropascal (μPa) na distância de 1 metro a partir da fonte sísmica. De modo a obter tal nível de pressão sonora, em vários casos, vários curvadores 400 podem ser empilhados juntos de modo que o eixo geométrico central 410 de cada curvador fique coaxial com o eixo geométrico central dos cur- vadores na pilha. A Figura 5 apresenta uma vista em perspectiva do arranjo de curvadores 500. Em particular, o arranjo 500 compreende vários curvadores 400, com separação entre os curvadores 400 mantida dentro de uma estrutura compreendendo um membro de cima 502, o membro de baixo 504 e os membros de interconexão 506. Em operação, cada curvador é acionado simultaneamente de modo que o efeito total dos curvadores individualmente seja acumulativo (por exemplo, todas as chapas dos curvadores simultaneamente flexionando para o exterior em relação às suas respectivas cavidades interiores, e vice-versa) para induzir deslocamento de água suficiente para obter um nível de pressão sonora adequado para levantamentos sísmicos. Em alguns casos, vários arranjos podem ser operados juntos para alcançar o nível de pressão sonora desejado.

[0051] A Figura 6 apresenta um gráfico de volume de água deslo cado (eixo geométrico y na esquerda) em metros cúbicos em relação à frequência de energia acústica (eixo geométrico x ao longo da parte de baixo) em Hertz. Em particular, a linha 600 dentro do gráfico apresenta uma função de decaimento exponencial (no exemplo, decai como o quadro inverso da frequência) que indica que maior deslocamento de volume de água nas frequências mais baixas é utilizado para obter nível de pressão sonora adequado, e menor deslocamento de volume de água nas frequência mais altas é utilizado para obter níveis de pressão sonora adequados. Nos sistemas ilustrativos, as fontes sísmicas são divididas em fontes de alta, média e baixa frequência (mas, novamente, maiores ou menores divisões de fontes de frequência podem ser utilizadas). De modo a alcançar o nível de pressão sonora adequado para levantamentos sísmicos dentro de cada divisão de fontes de frequência, o tamanho (por exemplo, diâmetro) dos curvadores utilizados para cada fonte sísmica, bem como o número de curvadores utilizados, podem ser diferentes. Colocadas sobre o gráfico da Figura 3 estão três caixas que conceitualmente traduzem uma relação ilustrativa entre o tamanho dos curvadores (por exemplo, diâmetro de cada cur- vador) e a faixa de frequências para cada divisão de fontes sísmicas. Por exemplo, para fontes de baixa frequência (por exemplo, entre 0 e ao redor de 6 Hz), curvadores com diâmetro maior podem ser utilizados. Além disso, para fontes de baixa frequência, a quantidade de cur- vadores em um arranjo de curvadores utilizados para criar uma fonte de baixa frequência (tal como a Figura 5) pode ser maior do que tanto para as fontes de média frequência como de alta frequência. Para as fontes de média frequência (por exemplo, entre ao redor de 6 até ao redor de 20 Hz), curvadores com diâmetro menor podem ser utilizados do que para as fontes de baixa frequência, e os diâmetros das fontes de média frequência podem ser maiores do que para as fontes de alta frequência. Além disso, para as fontes de média frequência, a quantidade de curvadores em um arranjo de curvadores utilizados para criar uma fonte de média frequência (tal como na Figura 5) pode ser maior do que das fontes de alta frequência, mas menor do que as fontes de baixa frequência. Finalmente, para as fontes de alta frequência (por exemplo, acima de 20 Hz), curvadores com diâmetro menor podem ser utilizados do que para as fontes de baixa e média frequência. Além disso, para as fontes de alta frequência, a quantidade de curvadores em um arranjo de curvadores utilizados para criar uma fonte de alta frequência (tal como na Figura 5) pode ser menor do que a das fontes de baixa e média frequência.

[0052] O tamanho dos curvadores, a quantidade de curvadores dentro de um arranjo, e o deslocamento dinâmico de cada curvador afeta o volume de água deslocado, e assim, existem várias combinações de tamanho, quantidade e de deslocamento para obter, dentro de uma divisão de frequências, deslocamento de volume de água para obter um nível de pressão sonora adequado para levantamentos sísmicos. Contudo, de acordo com pelo menos algumas concretizações, cada fonte de alta frequência compreende uma primeira quantidade de curvadores (por exemplo, em um arranjo, AL como apresentado na Figura 5), onde cada curvador na primeira quantidade possui um pri- meiro diâmetro (por exemplo, 20 até 30 centímetros). Nas concretizações ilustrativas, cada fonte de média frequência compreende uma segunda quantidade de curvadores (por exemplo, em um arranjo tal como apresentado na Figura 5) maior do que a primeira quantidade, e onde cada curvador na segunda quantidade possui um segundo diâmetro maior do que o primeiro diâmetro. Além disso, nos sistemas ilustrativos, cada fonte de baixa frequência compreende uma terceira quantidade de curvadores (por exemplo, em um arranjo tal como apresentado na Figura 5) maior do que a primeira e a segunda quantidades, e onde cada curvador na terceira quantidade possui um terceiro diâmetro (por exemplo, 0,9 metros ou maior) maior do que o primeiro e o segundo diâmetros. Novamente, será entendido que o tamanho dos curvadores é apenas um dos parâmetros que podem ser selecionados para alcançar uma área eficaz de curvador e, portanto, um nível de pressão sonora desejado, mas outros parâmetros poderiam igualmente ajustados. Por exemplo, as fontes de baixa frequência poderiam possuir menos curvadores do que as fontes de alta frequência, e ainda possuírem deslocamento dinâmico de curvador significativamente maior.

[0053] Resumindo as instruções da Figura 6, á área de curvador mais eficaz é utilizada nas menores divisões de fontes de frequência, e área de curvador menos eficaz é utilizada nas divisões maiores de fontes de frequência, onde a área eficaz do curvador é proporcional ao produto do diâmetro do curvador, do número de curvadores e do deslocamento dinâmico do curvador. Assim, qualquer um dos fatores relevantes (por exemplo, número, diâmetro, deslocamento dinâmico) pode ser selecionado para alcançar o resultado desejado. Assim, em alguns casos, cada uma das fontes de alta frequência compreende uma primeira área eficaz de curvador; cada fonte de média frequência compreende uma segunda área eficaz de curvador maior do que a primeira área eficaz de curvador; e cada fonte de baixa frequência compreende uma terceira área eficaz de curvador maior do que a primeira e a segunda área de curvador. À medida que maiores números de divisões de frequência são utilizados, a área eficaz do curvador fica menor em cada divisão de frequência crescente sucessiva.

[0054] Devido ao tamanho reduzido e à menor quantidade de cur- vadores associados com cada fonte de alta frequência, as fontes de alta frequência são mais fáceis de rebocar com maior largura, seja no sistema ilustrativo da Figura 2 ou utilizando outros mecanismos, tais como linhas de reboque individuais e portas para cada fone de alta frequência ou rebocando a partir de linhas de reboque paravane “super amplas” 208A/B. Da mesma forma, devido ao tamanho alguma coisa maior e à quantidade maior de curvadores associados com cada fonte de média de baixa frequência, as fontes de média e de baixa frequência podem não ser rebocadas tão amplas quanto as fontes de alta frequência, novamente seja no sistema ilustrativo da Figura 2 ou utilizando outros mecanismos, tais como linhas de reboque ou portas individuais para cada fonte de média e de baixa frequência ou rebocando a partir de linhas de reboque paravane “superlargas” 208A/B.

[0055] Ainda em outras concretizações, as fontes sísmicas podem ser implementadas por meio de um ou mais vibradores marítimos. A Figura 7 apresenta uma vista lateral em elevação de um vibrador marítimo ilustrativo 700 de acordo com algumas concretizações ilustrativas. Em particular, o vibrador marítimo 700 compreende uma primeira extremidade 702 e uma segunda extremidade 704. Entre as duas extremidades está uma região flexível 706. As extremidades 702 e 704, e a região flexível 706, definem um volume interior (não visível na Figura 7) dentro do qual reside um mecanismo de acionamento. O mecanismo de acionamento está acoplado com a primeira extremidade 702 e com a segunda extremidade 704 de modo que as duas extremidades podem ser mover para o interior em direção uma à outra (e desse modo, comprimindo a região flexível 706), e da mesma forma, o mecanismo de acionamento está configurado de modo que as duas extremidades possam se mover para o exterior para longe uma da outra (e desse modo, esticando a região flexível 706), e ao fazer isso, criam energia acústica. Os mecanismos de acionamento pelos quais as extremidades 702 e 706 se movem para o interior e para o exterior são vários, tais como sistemas elétricos, eletromecânicos ou baseados em eletro-hidráulica dispostos dentro da cavidade interior. Para a maior parte dos mecanismos de acionamento, a relação precisa pode ser controlada de modo que sinais possam ser codificados na energia acústica criada. Por exemplo, uma energia acústica de onda senoidal pura pode ser criada, e quando desejado, a informação adicional pode ser codificada, tal como por meio de modulação de fase ou modulação de frequência da onda senoidal de base. Outros tipos de vibradores marítimos também podem ser empregados.

[0056] Em alguns casos, um único vibrador marítimo 700 pode ser suficiente para induzir deslocamento de água suficiente para obter um nível de pressão sonora adequado para executar um levantamento sísmico; entretanto, em outros casos, vários vibradores marítimos são utilizados. Como mencionado acima, as fontes sísmicas são divididas em fontes de alta, média e baixa frequência. De modo a obter o nível de pressão sonora adequado para levantamentos sísmicos dentro de cada divisão de fontes de frequência, o tamanho (por exemplo, comprimento, largura, e/ou deslocamento do descanso) dos vibradores marítimos utilizados para cada fonte sísmica, bem como o número de vibradores marítimos utilizados, podem ser diferentes. Por exemplo, para as fontes de baixa frequência (por exemplo, entre 0 e ao redor de 6 Hz), vibradores marítimos maiores 700 podem ser utilizados. Além disso, para as fontes de baixa frequência, a quantidade de vibradores marítimos utilizados para criar uma fonte de baixa frequência pode ser maior do que para ambas as fontes de média e de alta frequência. Para as fontes de média frequência (por exemplo, entre ao redor de 6 e ao redor de 20 Hz), vibradores marítimos com tamanho menor podem ser utilizados do que para as fontes de baixa frequência, e o tamanho das fontes de média frequência pode ser maior do que para as fontes de alta frequência. Além disso, para as fontes de média frequência, a quantidade de vibradores marítimos pode ser menor do que para as fontes de alta frequência, mas maior do que para as fontes de baixa frequência. Finalmente, para as fontes de alta frequência (por exemplo, acima de 20 Hz), vibradores marítimos menores podem ser utilizados do que para as fontes de baixa e de média frequência. Além disso, para as fontes de baixa frequência, a quantidade de vibradores marítimos utilizados para criar uma fonte de alta frequência pode ser menor do que para as fontes de baixa e de média frequência.

[0057] Será entendido que o tamanho dos vibradores marítimos, a quantidade de vibradores marítimos, e o deslocamento dinâmico dos vibradores marítimos afetam o volume de água deslocada, e assim, existem várias combinações de tamanho, quantidade para obtenção, e de deslocamento, dentro de uma divisão de frequências, para alcançar um nível de pressão sonora adequado para levantamentos sísmicos. Contudo, de acordo com pelo menos algumas concretizações, cada fonte de alta frequência compreende uma primeira quantidade de vibradores marítimos, onde cada vibrador marítimo possui um primeiro tamanho. Nas concretizações ilustrativas, cada fonte de média frequência compreende uma segunda quantidade de vibradores marítimos maior do que a primeira quantidade, e onde cada vibrador marítimo possui um segundo tamanho maior do que o primeiro tamanho. Além disso, nos sistemas ilustrativos, cada fonte de baixa frequência compreende uma terceira quantidade de vibradores marítimos maior do que a primeira quantidade e a segunda quantidade, e onde cada vibrador marítimo na terceira quantidade possui um tamanho maior do que o primeiro e o segundo tamanhos.

[0058] O relatório descritivo agora se volta para os aspectos opera cionais dos sistemas ilustrativos. Em particular, o navio reboque 202 reboca as fontes sísmicas 220 (e em alguns casos, o espalhamento de cabos flutuantes 218) ao longo da linha de navegação 203 enquanto as fontes sísmicas 220 são ativadas. A ativação das várias fontes sísmicas 220 pode assumir várias formas. Em um método operacional ilustrativo, todas as fontes sísmicas 220 são ativadas simultaneamente.

[0059] Em outras concretizações, todas as fontes 220 em uma fai xa de frequências estão ativas simultaneamente, e a ativação entre as faixas de frequências podem ser girada ou ciclada. Por exemplo, todas as fontes de alta frequência 303 podem ser ativadas simultaneamente, e então, todas as fontes de média frequência 306 podem ser ativadas simultaneamente, e então, todas as fontes de baixa frequência 308 ativadas simultaneamente. Depois disso, o processo Poe repetir. De forma relacionada, as fontes de várias faixas de frequência, mas menos do que todas as faixas de frequência, podem ser operadas simultaneamente, com a identidade das faixas de frequência de operação alteradas periodicamente.

[0060] Ainda em outros casos, as fontes dentro de uma faixa de frequências podem ser conceitualmente divididas em vários grupos. As fontes dentro de um grupo podem ser ativadas simultaneamente, e a operação entre os grupos girada ou ciclada, incluindo operação simultânea de grupos contíguos e não contíguos.

[0061] As várias concretizações discutidas neste ponto assumiram que duas ou mais fontes de baixa frequência são rebocadas fora do centro para aumentar a largura do CMP. Entretanto, em alguns casos, por várias razões operacionais, rebocar várias fontes de baixa fre- quência pode não ser possível ou plausível quando rebocando as fontes de alta e de média frequência espalhadas ao longo da largura do espalhamento de cabos flutuantes. Em tais situações, é possível, contudo, aumentar a largura eficaz do CMP com uma fonte de baixa frequência rebocada no centro por utilizar um sistema de “reboque em leque” ou de “padrão de leque”. A Figura 8 apresenta uma vista por cima de um sistema de levantamento geofísico de acordo com uma concretização de “reboque em leque” ilustrativa. Em particular, é apresentada na Figura 8 o navio de reboque 202 rebocando vários cabos flutuantes sensores 206, nesta situação ilustrativa, sete cabos flutuantes sensores. Os cabos flutuantes sensores 206 definem a largura proximal ou distância D1, e a distância D2 correspondente entre os cabos flutuantes, distâncias estas que são estabelecidas e controladas pelo equipamento de reboque na extremidade proximal (por exemplo, linhas de espalhar, paravanes, etc., não especificamente apresentados de modo a não indevidamente complicar a figura). Entretanto, no sistema ilustrativo, a distância entre os cabos flutuantes aumenta com a distância crescente a partir da extremidade proximal, resultando em uma distância D3 entre os cabos flutuantes sensores 206 nas extremidades distais, onde D3 é maior do que D2. As separações ou distâncias podem ser mantidas por dispositivos de direção espaçados ao longo dos cabos flutuantes sensores, algumas vezes referidos como “pássaros” ou “pássaros de direção”, mas os pássaros são apresentados de modo a não indevidamente complicar a figura.

[0062] No sistema ilustrativo da Figura 8, cinco fontes de alta fre quência 302 são apresentadas, juntas com duas fontes de média frequência 306 e uma única fonte de baixa frequência 308 rebocadas diretamente atrás do navio reboque 202. Qualquer sistema de reboque adequado pode ser utilizado para implementar o espalhamento das fontes sísmicas ao longo da largura do espalhamento de cabos flutu- antes, e da mesma forma, qualquer uma das fontes sísmicas ou arranjos de fontes citados acima podem ser utilizados. O sistema de reboque não é apresentado, novamente de modo a não indevidamente complicar a figura. Para sistemas de reboque onde os cabos flutuantes sensores são efetivamente paralelos a partir da extremidade proximal até a extremidade distal, a largura do CMP para o levantamento sísmico com uma fonte de baixa frequência centralizada seria ao redor da metade da largura do espalhamento de cabos flutuantes, pelo menos para os componentes de baixa frequência. Entretanto, por rebocar o espalhamento de cabos flutuantes de modo que as distâncias entre os cabos flutuantes sensores nas extremidades proximais sejam mais curtas do que as distâncias entre os cabos flutuantes sensores nas extremidades distais (medidas perpendicularmente à linha de navegação ou à direção de reboque), então, os dados para os pontos CMP podem alcançar mais amplo do que apenas metade da largura do espalhamento de cabos flutuantes para deslocamentos longos.

[0063] Ainda se referindo à Figura 8, considere a localização 800, não como uma localização no espalhamento de cabos flutuantes que se movem, mas uma localização em um refletor sísmico ou de subsu- perfície tal como o fundo do oceano ou uma formação que contém hi- drocarboneto de interesse. À medida que o navio reboque 202 e os cabos flutuantes sensores no exemplo da Figura 8 se movem através da página da esquerda para a direita, a localização 800 permanece no mesmo local na página. À medida que as extremidades proximais dos cabos flutuantes sensores passam sobre a localização 800 (a situação não especificamente apresentada), a localização 800 será um CMP para fontes de alta e média frequência particulares e para os sensores correspondentes nos cabos flutuantes sensores (apesar de não necessariamente ao mesmo tempo (ou para a mesma localização das fontes ao longo de seu caminho de percurso)). Por exemplo, o sensor 850 na extremidade proximal do cabo flutuante sensor mais externo passa da esquerda para a direita sobre a localização 800 à medida que o espalhamento de cabos flutuantes se move, a localização 800 se torna um CMP para a fontes de alta frequência mais externa e para o sensor 850. Devido ao fato de que, no sistema ilustrativo, a fonte de baixa frequência 308 ser rebocada diretamente atrás do navio reboque 202, quando as extremidades proximais dos cabos flutuantes sensores estão sobre a localização 800, provavelmente a localização não é um CMP para qualquer localização de fonte para sensor de baixa frequência. Entretanto, e como apresentado na Figura 8, à medida que o navio reboque 202 e o espalhamento de cabos flutuantes continuam a se mover para a direita, em algum ponto, a localização CMP 800 se torna um CMP para a fonte de baixa frequência 308 no centro e um sensor 804 na extremidade distal do cabo flutuante mais externo 206 (o cabo flutuante mais de cima na vista da Figura 8). A linha tracejada 802 apresenta a correlação entre a fonte de baixa frequência 308 e um sensor 804 na extremidade distal do cabo flutuante sensor 206 com a localização 800 sendo o ponto médio ao longo da linha e assim, o CMP para o sensor particular 804 e para a fonte de baixa frequência 308. Uma discussão similar é verdadeira para a localização 806 no lado oposto, em relação à fonte de alta frequência mais inferior 302 e ao sensor 852, e, da mesma forma, a discussão é verdadeira para a localização 806, para a linha tracejada 808 e para o sensor 810 na extremidade distal do cabo flutuante sensor mais externo 206 (o cabo flutuante sensor mais de baixo na vista da Figura 8).

[0064] Como visto, as localizações 800 e 806 como CMPs são mais largas do que metade da largura do espalhamento de cabos flutuantes nas extremidades proximais dos cabos flutuantes sensores. Na verdade, como apresentado pelas linhas de ponto e traço 812, a largura CMP efetiva das localizações 800 e 806 se alinha com a largu- ra do espalhamento de cabos flutuantes na extremidade proximal, e se alinha com as fontes de alta frequência mais externas 302, tudo com a fonte de baixa frequência rebocada diretamente atrás do navio reboque. Será adicionalmente entendido que à medida que o navio reboque 202 e o espalhamento de cabos flutuantes continuam a se mover para a direita da vista ilustrativa, para cada ativação da fonte de baixa frequência 308, existirá um ponto CMP para os sensores 804 e 810 residindo ao longo das linhas de ponto e traço 812. Em alguns casos, e como apresentado, mas linhas de ponto e traço 812 se alinham com os pontos CMP para as fontes de alta frequência mais externas ilustrativas e para os sensores 850 e 852 nas extremidades proximais dos cabos flutuantes sensores 206, e os CMPs do deslocamento curto de alta frequência e os CMPs do deslocamento distante da baixa frequência se sobrepõem ou se alinham. Assim, utilizar o “reboque em leque” ou “padrão de leque” resulta em uma largura CMP efetiva se aproximando da largura do espalhamento de cabos flutuantes apesar de uma fonte de baixa frequência ser rebocada diretamente atrás do navio reboque 202.

[0065] A Figura 9 apresenta uma vista em elevação simplificada do levantamento geofísico marítimo para realçar sistemas alternativos e/ou métodos adicionais, com a vista da Figura 9 olhando o longo de uma linha de navegação 900 a partir de atrás do espalhamento de cabos flutuantes 902. Em particular, a Figura 9 apresenta o espalhamento de cabos flutuantes 902 compreendendo nove cabos flutuantes sensores 206 (somente os cabos flutuantes sensores mais externos especificamente numerados). Assim, a Figura 9 ilustra que várias técnicas para dividir as fontes sísmicas em fontes de alta, média e baixa frequência podem ser utilizadas com qualquer número de cabos flutuantes sensores, incluindo menos do que 20 cabos flutuantes sensores. Um refletor sísmico 904 é representado por uma linha horizontal, e o refletor sísmico poderia ser o fundo do oceano ou uma formação sub-terrânea. De acordo com concretizações ilustrativas, as fontes sísmicas são distribuídas através da largura do espalhamento de cabos flutuantes 902. Em adição, as fontes sísmicas são divididas em várias fontes de alta frequência 302 (somente as fontes de alta frequência mais externas especificamente numeradas), em várias fontes de média frequência 306, e em uma única fonte de baixa frequência 308 centralizada no espalhamento de cabos flutuantes 902 (por exemplo, rebocada diretamente atrás do navio reboque). A Figura 9 ilustra sistemas alternativos onde as fontes sísmicas são rebocadas abaixo dos cabos flutuantes sensores 206, e adicionalmente ilustra que a profundidade de cada fonte sísmica pode ser em função da faixa de frequências da fonte sísmica, com as fontes de alta frequência 302 rebocadas mais rasas do que as fontes de média frequência 306, e as fontes de média frequência 306 rebocadas mais rasas do que a fonte(s) de baixa frequência 308. Além disso, a Figura 9 apresenta um exemplo onde a densidade de fontes de alta frequência 302 é menor do que 1:1 em relação aos cabos flutuantes sensores.

[0066] A Figura 9 também apresenta que a largura do CMP pode ser aumentada por utilizar as reflexões de superfície fantasmas. Para propósitos de discussão, utilizar reflexões de superfície fantasmas é discutido com referência à fonte sísmica de baixa frequência, mas reflexões de superfície fantasmas podem ser utilizadas da maneira descrita para qualquer fonte sísmica. No sistema ilustrativo, para reflexões diretas de energia sísmica entre a fonte sísmica de baixa frequência centralizada 308 e o cabo flutuante sensor mais externo 206, um CMP ilustrativo 950 é apresentado pela linha tracejada 952. Da mesma forma para o cabo flutuante sensor direito mais externo 206, um CMP ilustrativo 954 é apresentado pela linha tracejada 956. Os dois pontos CMP 950 e 954 definem alguma largura (medida perpendicularmente à dita linha de navegação 900), apesar de a largura não ser especificamente delineada na Figura 9.

[0067] Agora, considere que as linhas contínuas 906 e 908 repre sentam a energia sísmica criada pela ativação da fonte de baia frequência 308. A energia sísmica percorrendo para baixo representada pela linha 906 reflete a partir do refletor sísmico 904 para se tornar energia sísmica percorrendo para cima representada pela linha 908. A energia sísmica percorrendo para cima reflete a partir da superfície 910 da água para se tornar uma energia sísmica percorrendo para baixo representada pela linha 912 (algumas vezes referida como uma “reflexão fantasma da superfície” ou apenas “fantasma da superfície”). Como apresentado pela linha 912, a fantasma da superfície neste caso cruza com a localização de um cabo flutuante sensor (e assim, com os sensores no mesmo) e pode ser lida de modo que a amplitude e o tempo de chegada no cabo flutuante sensor são conhecidos ou podem ser conhecidos. O fantasma da superfície 912 continua para baixo, reflete novamente na localização 914, e então é incidente sobre o cabo flutuante sensor mais externo 206. Um padrão de caminho de ricochete para energia sísmica no lado direito do sistema ilustrativo também ocorre, com a reflexão de interesse final acontecendo na localização 918. De acordo com concretizações alternativas, dado que muita informação é conhecida ou pode ser conhecida em relação aos fantasmas da superfície, tais fantasmas da superfície podem ser considerados fontes sísmicas (pseudofonte) nas localizações dos cabos flutuantes sensores onde os fantasmas da superfície percorrendo para baixo cruzam os cabos flutuantes sensores. Assim, as localizações 914 e 916 podem ser consideradas, para propósitos de processamento de dados posterior, localizações CMP em relação aos cabos flutuantes sensores mais externos 206, cabos flutuantes sensores mais externos estes que estão mais distantes da fonte sísmica de interesse (neste exemplo, a fonte de baixa frequência). Segue que a largura eficaz do CMP W5 pode ser alcançada, onde W5 é maior do que a metade da largura do espalhamento de cabos flutuantes 902, e maior do que a largura dos pontos CMP 950 e 954, todos com uma fonte de baixa frequência centralizada ilustrativa. As técnicas da Figura 9 para utilizar fantasmas da superfície como fontes sísmicas efetivas podem ser utilizadas em situações onde os cabos flutuantes sensores do espalhamento de cabos flutuantes 902 são estão paralelos ao longo de todo o comprimento do espalhamento de cabos flutuantes, ou nas situações de “reboque em leque” ou de “padrão de leque” discutidas em relação à Figura 8.

[0068] Ainda se referindo à Figura 9, observe também a localiza ção da fonte de alta frequência esquerda mais externa 302 e da fonte de alta frequência direita mais externa 302. Com um espaçamento apropriadamente planejado entre as fontes e o espaçamento entre os cabos flutuantes, o CMP 914 e 918 para os sinais de pseudofonte fantasma da superfície corresponde aos CMPs para as fontes de alta frequência mais externas 302. Apesar de a Figura 9 apresentar as linhas de fantasma da superfície passando diretamente através das fontes de alta frequência mais externas, dadas as ideias de zona de Fresnel discutidas acima, contanto que as zonas de Fresnel como entre as fontes de alta frequência mais externas pelo menos parcialmente se sobreponham com a zona de Fresnel associada com a pseudofonte de fantasma da superfície, a correspondência será suficiente para processamento posterior de dados. Segue que à medida que o espalhamento de cabos flutuantes e as fontes são rebocados ao longo da linha de navegação, os CMPs se tornam linhas CMP correspondentes.

[0069] As várias concretizações discutidas até este ponto foram em relação a um espalhamento de cabos flutuantes rebocado juntos com várias fontes sísmicas. Entretanto, as concretizações ilustrativas de rebocar as fontes de alta, média e baixa frequência com densidades de fonte variadas (e por extensão, variando as larguras gerais) é igualmente aplicável para levantamentos associados com sistemas de monitoramento permanente de reservatório (novamente, PRM). A Figura 10 apresenta uma vista em perspectiva em corte de um sistema de acordo com concretizações alternativas. Em particular, a Figura 10 apresenta um navio reboque 202 na superfície 1000 da água rebocando várias fontes sísmicas 1002 abaixo da superfície 1000, e o reboque ao longo de uma linha de navegação 203. No sistema ilustrativo, cada membro do conjunto de fontes sísmicas é apresentado como diretamente rebocado pelo navio reboque, mas qualquer sistema adequado para rebocar as fontes sísmicas 1002 pode ser utilizado (incluindo, paravanes, linhas de reboque paravane, linhas espalhadoras como discutido em relação à Figura 2). Além disso, similar às concretizações anteriores, as fontes sísmicas são divididas em fontes de alta frequência 302 (somente a mais externa rotulada, e apresentada como triângulos voltados para cima), fontes de média frequência 306 (somente as mais externas rotuladas, e apresentadas como quadrados), e uma fonte de baixa frequência rebocada centralizada 308 (apresentada com um triângulo voltado para baixo). O número e o espaçamento das fontes sísmicas ilustrativas 1002 é meramente ilustrativo, e um número maior de fontes pode ser utilizado (particularmente das fontes de baixa frequência), e um número menor de fontes também pode ser utilizado, como a situação ditar.

[0070] A Figura 10 também apresenta que no sistema ilustrativo, o arranjo de sensores está na forma de cabos sensores 1004 instalados no leito do mar ao invés do que sendo rebocados juntos com as fontes sísmicas 1002. Em alguns casos, os cabos sensores 1004 e os cabos flutuantes sensores 206 (Figura 2) possuem estrutura idêntica ou quase idêntica. Assim, a Figura 2 representa uma situação PRM onde os cabos sensores são instalados no leito do mar e permanecem no local durante um período de tempo estendido. É observador que os cabos sensores 1004 podem ser removidos (normalmente após vários anos), e assim, o termo “permanente” em “monitoramento permanente de re-servatório” é pretendido para somente distinguir dos cabos flutuantes sensores rebocados, e não implica em um período de tempo definido que os cabos sensores devem permanecer no leito do mar.

[0071] Cada cabo sensor 1004 compreende vários sensores 1008 espalhados ao longo do comprimento do cabo. Somente poucos sensores 1008 são apresentados na Figura 10 (e nem todos os apresentados estão numerados) de modo a não indevidamente complicar a figura, mas, na prática, os sensores 1008 se estendem ao longo de um comprimento substancial dos cabos sensores, assim formando um arranjo de sensores 1012. Independente de estarem em uma instalação PRM, o arranjo de sensores define uma largura W6 medida ao longo da linha de navegação 203. Os sensores 1008 podem estar comunicativamente acoplados com um sistema de conexão central 1010, o qual comunicativamente acopla os cabos sensores 1004 com o equipamento de gravação, tal como em outro navio flutuante (não apresentado) ou acoplados por meio de cabos adicionais com o equipamento de gravação em terra (novamente, não especificamente apresentado). Em relação às fontes sísmicas 302, 306, e 308, todas as várias questões de colocação, espaçamento e de densidade discutidas em relação aos cabos flutuantes sensores rebocados são igualmente aplicáveis para a situação da Figura 10 com o entendimento de que os CMPs são definidos entre os sensores estacionários e as fontes sísmicas móveis. Os versados na técnica, com o benefício desta descrição e agora entendendo as concretizações associadas com os cabos flutuantes sensores, poderiam aplicar as divisões baseadas em frequência das fontes sísmicas para a situação PRM. Por exemplo, na Figura 3 na situação PRM, os cabos flutuantes sensores 206 residiriam no leito do mar (e assim, definem o leito do mar no desenho), e além disso, várias larguras descritas em relação ao refletor sísmico 300 seriam igualmente válidas. A Figura 9 apresenta as fontes abaixo dos cabos flutuantes sensores 206, mas se as fontes na Figura 9 estivessem acima dos sensores instalados no leito do mar em um sistema do tipo PRM, novamente a técnica de medir um fantasma da superfície percorrendo para baixo em um sensor ou cabo sensor e utilizando o fantasma da superfície como uma pseudofonte para um sensor um cabo sensor em uma largura maior é igualmente aplicável. Em outra concretização, nós do fundo do mar podem ser utilizados em vez ou em adição aos cabos 1004.

[0072] A Figura 11 apresenta um método de acordo com pelo me nos algumas concretizações. Em particular, o método inicia (bloco 1100) e compreende executar um levantamento geofísico marítimo (bloco 1102). Executar o levantamento geofísico marítimo pode compreender: rebocar várias fontes de alta frequência espalhadas ao longo de uma largura de um arranjo de sensores, as fontes de alta frequência possuindo uma primeira densidade de fontes em relação à largura (bloco 1104); rebocar várias fontes de média frequência espalhadas ao longo da largura, as fontes de média frequência possuindo uma segunda densidade de fontes em relação à largura, a segunda densidade de fontes menor do que a primeira densidade de fontes (bloco 1106); rebocar uma fonte de baixa frequência ao longo da largura (bloco 1108); ativar a fonte de alta frequência, de média frequência e de baixa frequência (bloco 1110); e acumular dados sísmicos com os sensores do arranjo de sensores (bloco 1112). Depois disso, o método termina (bloco 1014) em vários casos para ser repetido à medida que um navio reboque percorre ao longo de uma superfície do corpo de água.

[0073] De acordo com várias concretizações da presente descri ção, um produto de dados geofísicos pode ser produzido. O produto de dados geofísicos pode incluir, por exemplo, dados coletados em situações onde as fontes sísmicas estão propagadas através da extremidade proximal e distal de um arranjo de sensores como discutido neste relatório descritivo. Dados geofísicos, tais como dados anteriormente coletados pelos sensores, podem ser obtidos (por exemplo, recuperados a partir de uma biblioteca de dados) e podem ser armazenados em um meio legível por computador tangível não temporário. O produto de dados geofísicos também pode ser produzido por processar os dados geofísicos agrupados ao largo (isto é, por equipamento em um navio) ou em terra (isto é, em uma instalação na superfície).

[0074] A discussão acima é pretendida para ser ilustrativa dos princípios e de várias concretizações da presente invenção. Várias va-riações e modificações irão se tornar aparentes para os versados na técnica uma vez que a descrição acima seja totalmente apreciada. É pretendido que as reivindicações seguintes sejam interpretadas como incluindo todas tais variações e modificações.

Claims

1. Método, compreendendo: executar um levantamento geofísico marítimo caracterizado por: rebocar várias fontes de alta frequência (302) espalhadas ao longo de uma largura de um arranjo de sensores (207, 1008), as fontes de alta frequência (302) possuindo uma primeira densidade de fontes em relação à largura do arranjo de sensores (207, 1008); e simultaneamente rebocar várias fontes de média frequência (306) espalhadas ao longo da largura do arranjo de sensores (207, 1008), as fontes de média frequência (306) possuindo uma segunda densidade de fontes em relação à largura do arranjo de sensores (207, 1008), a segunda densidade de fontes menor do que a primeira densidade de fontes; e simultaneamente rebocar uma ou mais fontes de baixa frequência (308) ao longo da largura do arranjo de sensores (207, 1008), a uma ou mais fontes de baixa frequência (308) possuindo uma terceira densidade de fontes em relação à largura do arranjo de sensores (207, 1008), a terceira densidade de fontes sendo menor do que as primeira e segunda densidades de fonte; e ativar as fontes de alta frequência (302), as fontes de média frequência (306) e uma ou mais fontes de baixa frequência (308).

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que adicionalmente compreende rebocar um espalhamento de cabos flutuantes (218) compreendendo o arranjo de sensores (207) por um navio reboque (202) enquanto rebocando as várias fontes de alta frequência (302), as várias fontes de média frequência (306), e a uma ou mais fontes de baixa frequência (308).

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que: rebocar as várias fontes de alta frequência (302) adicionalmente compreende rebocar de modo que uma relação de fonte - receptor para um sensor (207) em uma extremidade proximal do espalhamento de cabos flutuantes (218) e uma fonte de alta frequência (302) mais externa crie uma primeira linha de ponto médio comum (CMP); e rebocar a uma ou mais fontes de baixa frequência (308) adicionalmente compreende rebocar de modo que uma relação fonte - receptor para um sensor (207) em uma extremidade distal do espalhamento de cabos flutuantes (218) e a uma ou mais fontes de baixa frequência (308) crie uma segunda linhas CMP que sobrepõem a primeira linha CMP.

4. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que adicionalmente compreende: medir uma reflexão de fantasma da superfície associada com uma fonte sísmica, a medição em um primeiro sensor (207) de um primeiro cabo flutuante sensor (206) do espalhamento de cabos flutuantes (218); utilizar a reflexão de fantasma dá superfície como uma pseudofonte na localização do primeiro sensor (207); medir a reflexão de fantasma da superfície em um segundo sensor (207) de um segundo cabo flutuante (206) do espalhamento de cabos flutuantes (218), o segundo cabo flutuante sensor (206) mais distante da fonte de baixa frequência (308) do que o primeiro cabo flutuante sensor (206) medido perpendicularmente à linha de navegação, e a medir a reflexão de fantasma da superfície após a reflexão em um ponto médio comum (CMP) entre o primeiro cabo flutuante sensor (206) e o segundo cabo flutuante sensor (206).

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o CMP é mais largo do que um CMP entre a fonte sísmica e o segundo cabo flutuantes sensor (206).

6. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o CMP corresponde a um CMP entre uma segunda fonte sísmica e o segundo cabo flutuante sensor (206).

7. Método, de acordo com qualquer uma das anteriores, ca-racterizado pelo fato de que cada etapa de reboque adicionalmente compreende simultaneamente rebocar sobre um arranjo de sensores (1008) residindo no leito do mar (1006).

8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que: rebocar as várias fontes de alta frequência (302) adicional-mente compreende rebocar de modo que zonas de Fresnel das várias fontes de alta frequência (302) em um refletor de subsuperfície sejam substancialmente contíguas ao longo de pelo menos uma parte da lar-gura do arranjo de sensores (207, 1008); rebocar as várias fontes de média frequência (306) adicio-nalmente compreende rebocar de modo que zonas de Fresnel das vá-rias fontes de média frequência (306) no refletor de subsuperfície este-jam substancialmente contíguas ao longo pelo menos de parte da lar-gura; e rebocar a uma ou mais fontes de baixa frequência (308) adicionalmente compreende rebocar de modo que a zona de Fresnel da uma ou mais fontes de baixa frequência (308) no refletor de subsu- perfície esteja substancialmente contígua ao longo pelo menos de parte da largura.

9. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que rebocar as várias fontes de alta frequência (302) adicionalmente compreende rebocar de modo que cada fonte de alta frequência (302) compreenda pelo menos uma selecionada do grupo consistindo em: um curvador (400), um arranjo de curvadores (400); um vibrador marítimo (700); e um arranjo de vi-bradores marítimos (700).

10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica-ções anteriores, caracterizado pelo fato de que rebocar as várias fontes de média frequência (306) adicionalmente compreende rebocar de modo que cada fonte de média frequência (306) compreenda pelo menos uma selecionada do grupo consistindo em: um curvador (400); um arranjo de curvadores (400); um vibrador marítimo (700); e um ar-ranjo de vibradores marítimos (700).

11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica-ções anteriores, caracterizado pelo fato de que rebocar a uma ou mais fontes de baixa frequência (308) adicionalmente compreende re-bocar de modo que cada fonte de baixa frequência (308) compreende pelo menos uma selecionada do grupo consistindo em: um arranjo de curvadores (400); e um arranjo de vibradores marítimos (700).

12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica-ções anteriores, caracterizado pelo fato de que: rebocar as várias fontes de alta frequência (302) adicional-mente compreende rebocar de modo que cada fonte de alta frequência (302) compreenda uma primeira área efetiva do curvador; rebocar as várias fontes de média frequência (306) adicio-nalmente compreende rebocar de modo que cada fonte de média fre-quência (306) compreenda uma segunda área efetiva do curvador maior do que a primeira área efetiva do curvador; e rebocar a uma ou mais fontes de baixa frequência (308) adicionalmente compreende rebocar de modo que cada fonte de baixa frequência (308) compreende uma terceira área efetiva do curvador maior do que a primeira e a segunda áreas do curvador.

13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções anteriores, caracterizado pelo fato de que: rebocar as várias fontes e alta frequência (302) adicionalmente compreende rebocar de modo que zonas de Fresnel das várias fontes de alta frequência (302) em um refletor de subsuperfície sejam substancialmente contíguas ao longo de pelo menos uma parte da largura do espalhamento de cabos flutuantes (218); rebocar as várias fontes de média frequência (306) adicio-nalmente compreende rebocar de modo que zonas de Fresnel das várias fontes de média frequência (306) no refletor de subsuperfície sejam substancialmente contíguas ao longo de pelo menos parte da largura; e rebocar a uma ou mais fontes de baixa frequência (308) adicionalmente compreende rebocar de modo que zonas de Fresnel da uma ou mais fontes de baixa frequência (308) no refletor de subsu- perfície seja substancialmente contígua ao longo de pelo menos parte da largura.

14. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que adicionalmente compreende rebocar o espalhamento de cabos flutuantes (218) em um padrão de leque de modo que primeiras distâncias entre cabos flutuantes (207) em uma extremidade proximal do espalhamento de cabos flutuantes (218) sejam menores do que segundas distâncias entre cabos flutuantes (207) em uma extremidade distal do espalhamento de cabos flutuantes (218), a primeira e a segunda distâncias medidas perpendicularmente a uma linha de reboque do espalhamento de cabos flutuantes (218).

15. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que a ativação adicionalmente compreende pelo menos uma selecionada do grupo consistindo em: ativar as fontes de alta frequência (302), de média frequên- cia (306) e de baixa frequência (308) simultaneamente; girar a ativação entre as faixas de frequências, com todas as fontes dentro de cada faixa de frequências ativadas simultaneamente; girar a ativação entre grupos de menos do que todas as fontes dentro de cada faixa de frequências, e todas as fontes dentro de cada grupo ativadas simultaneamente; e combinações das mesmas.

16. Sistema, compreendendo: um navio reboque (202) na superfície de um corpo de água; e caracterizado pelo fato de que o sistema ainda compreende: várias fontes de alta frequência (302) espalhadas ao longo de uma largura medida perpendicularmente a uma linha de navegação do navio reboque (202), as várias fontes de alta frequência (302) acopladas com o navio reboque (202) por vários primeiros cabos de reboque (224), as fontes de alta frequência (302) definindo uma primeira densidade de fontes em relação à largura; várias fontes de média frequência (306) espalhadas ao longo da largura e acopladas com o navio reboque (202) por vários segundos cabos de reboque (224), as fontes de média frequência (306) definindo uma segunda densidade de fontes em relação à largura, a segunda densidade de fontes menor do que a primeira densidade de fontes; e uma ou mais fontes de baixa frequência (308) posicionada ao longo da largura e acoplada com o navio reboque (202) por um ou mais cabos de reboque (224), em que a uma ou mais fontes de baixa frequência (308) definem uma terceira densidade de fontes em relação à largura, a terceira densidade de fontes sendo menor do que as primeira e segunda densidades de fonte.

17. Sistema, de acordo com a reivindicação 16, caracteri- zado pelo fato de que adicionalmente compreende: sistema de aquisição de dados embarcado (204) disposto no navio reboque (202); e um espalhamento de cabos flutuantes (218) compreendendo vários cabos flutuantes sensores (206) acoplados com o navio reboque (202) por vários cabos-guia (216), cada cabo flutuante sensor (206) definindo uma extremidade proximal e uma extremidade distal, cada cabo flutuante sensor (206) se estendendo atrás do navio reboque (202), o espalhamento de cabos flutuantes (218) definindo a largura, e o espalhamento de cabos flutuantes (218) submergido no corpo de água.

18. Sistema, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que adicionalmente compreende o espalhamento de cabos flutuantes (218) em um padrão de leque de modo que primeiras distâncias entre cabos flutuantes sensores (206) em uma extremidade proximal do espalhamento de cabos flutuantes (218) sejam menores do que segundas distâncias entre cabos flutuantes sensores (206) em uma extremidade distal do espalhamento de cabos flutuantes (218), as primeira e segunda distâncias medidas perpendicularmente a uma linha de reboque do espalhamento de cabos flutuantes (218).

19. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 18, caracterizado pelo fato de que adicionalmente compreende um arranjo de sensores (1008) dispostos no leito do mar, o arranjo de sensores (1008) definindo a largura.

20. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 19, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma das uma ou mais fontes de baixa frequência (308) adicionalmente compreende pelo menos uma selecionada do grupo consistindo em: um cur- vador (400); um arranjo de curvadores (400); um vibrador marítimo (700); e um arranjo de vibradores marítimos (700).

21. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 20, caracterizado pelo fato de que pelo menos algumas das várias fontes altas frequências (302) adicionalmente compreende pelo menos uma selecionada do grupo consistindo em: um curvador (400); um arranjo de curvadores (400); um vibrador marítimo (700); e um arranjo e vibradores marítimos (700).

22. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 21, caracterizado pelo fato de que pelo menos algumas das várias fontes de média frequência (306) adicionalmente compreende pelo menos uma selecionada do grupo consistindo em: um cur- vador (400); um arranjo de curvadores (400); um vibrador marítimo (700); e um arranjo e vibradores marítimos (700).

23. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 22, caracterizado pelo fato de que a uma ou mais fontes de baixa frequência (308) adicionalmente compreende pelo menos uma selecionada do grupo consistindo em: um arranjo de curvadores (400); e um arranjo e vibradores marítimos (700).

24. Sistema, de acordo com qualquer uma das reivindicações 16 a 23, caracterizado pelo fato de que: cada fonte de alta frequência (302) das ditas várias fontes de alta frequência (302) adicionalmente compreende uma primeira área efetiva do curvador; cada fonte de média frequência (306) das ditas várias fontes de média frequência (306) adicionalmente compreende uma segunda área efetiva do curvador maior do que a primeira área efetiva do curvador; e a dita uma ou mais fontes de baixa frequência (308) adicio-nalmente compreende uma terceira área efetiva do curvador maior do que a primeira e a segunda áreas efetivas do curvador.

25. Método para fabricar um produto de dados geofísicos, caracterizado pelo fato de que o método compreende: obter dados geofísicos por um espalhamento de cabos flutuantes sensores (207) associados com fontes de alta frequência (302) possuindo uma primeira densidade de fontes, com fontes de média frequência (306) possuindo uma segunda densidade de fontes menor do que a primeira densidade de fontes, e com pelo menos uma fonte de baixa frequência (308) possuindo uma terceira densidade de fontes menor do que a primeira e a segunda densidades; e gravar os dados geofísicos em um meio legível por computador tangível.

26. Método de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de que os dados geofísicos são obtidos pelo método como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 15.

27. Método de acordo com a reivindicação 25 ou 26, carac-terizado pelo fato de que o método é realizado usando o sistema como definido em qualquer uma das reivindicações 16 a 24.