BRPI0719440A2 - Sistema acústico de escuta passico e de perfilagem de leito do mar, e, método para determinar exatamente a posição de uma fonte eletromagnética rebocada e um ou mais receptores eletromagnéticos para uso em uma prospecção por perfilagem de leito do mar. - Google Patents

Sistema acústico de escuta passico e de perfilagem de leito do mar, e, método para determinar exatamente a posição de uma fonte eletromagnética rebocada e um ou mais receptores eletromagnéticos para uso em uma prospecção por perfilagem de leito do mar. Download PDF

Info

Publication number
BRPI0719440A2
BRPI0719440A2 BRPI0719440-4A BRPI0719440A BRPI0719440A2 BR PI0719440 A2 BRPI0719440 A2 BR PI0719440A2 BR PI0719440 A BRPI0719440 A BR PI0719440A BR PI0719440 A2 BRPI0719440 A2 BR PI0719440A2
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
acoustic
source
receivers
electromagnetic
signals
Prior art date
Application number
BRPI0719440-4A
Other languages
English (en)
Inventor
Audun Sodal
Original Assignee
Electromagnetic Geoservices As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Electromagnetic Geoservices As filed Critical Electromagnetic Geoservices As
Publication of BRPI0719440A2 publication Critical patent/BRPI0719440A2/pt

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01SRADIO DIRECTION-FINDING; RADIO NAVIGATION; DETERMINING DISTANCE OR VELOCITY BY USE OF RADIO WAVES; LOCATING OR PRESENCE-DETECTING BY USE OF THE REFLECTION OR RERADIATION OF RADIO WAVES; ANALOGOUS ARRANGEMENTS USING OTHER WAVES
    • G01S13/00Systems using the reflection or reradiation of radio waves, e.g. radar systems; Analogous systems using reflection or reradiation of waves whose nature or wavelength is irrelevant or unspecified
    • G01S13/86Combinations of radar systems with non-radar systems, e.g. sonar, direction finder
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01SRADIO DIRECTION-FINDING; RADIO NAVIGATION; DETERMINING DISTANCE OR VELOCITY BY USE OF RADIO WAVES; LOCATING OR PRESENCE-DETECTING BY USE OF THE REFLECTION OR RERADIATION OF RADIO WAVES; ANALOGOUS ARRANGEMENTS USING OTHER WAVES
    • G01S5/00Position-fixing by co-ordinating two or more direction or position line determinations; Position-fixing by co-ordinating two or more distance determinations
    • G01S5/18Position-fixing by co-ordinating two or more direction or position line determinations; Position-fixing by co-ordinating two or more distance determinations using ultrasonic, sonic, or infrasonic waves
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01SRADIO DIRECTION-FINDING; RADIO NAVIGATION; DETERMINING DISTANCE OR VELOCITY BY USE OF RADIO WAVES; LOCATING OR PRESENCE-DETECTING BY USE OF THE REFLECTION OR RERADIATION OF RADIO WAVES; ANALOGOUS ARRANGEMENTS USING OTHER WAVES
    • G01S5/00Position-fixing by co-ordinating two or more direction or position line determinations; Position-fixing by co-ordinating two or more distance determinations
    • G01S5/18Position-fixing by co-ordinating two or more direction or position line determinations; Position-fixing by co-ordinating two or more distance determinations using ultrasonic, sonic, or infrasonic waves
    • G01S5/22Position of source determined by co-ordinating a plurality of position lines defined by path-difference measurements
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/001Acoustic presence detection
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/12Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with electromagnetic waves

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Radar, Positioning & Navigation (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)

Description

“SISTEMAS ACÚSTICO DE ESCUTA PASSIVO E DE PERFILAGEM DE LEITO DO MAR, E, MÉTODO PARA DETERMINAR EXATAMENTE A POSIÇÃO DE UMA FONTE ELETROMAGNÉTICA REBOCADA E UM OU MAIS RECEPTORES ELETROMAGNÉTICOS PARA USO EM UMA PROSPECÇÃO POR PERFILAGEM DE LEITO DO MAR”
A presente invenção é dirigida a um sistema de posicionamento para uso em prospecção eletromagnética ou prospecções por perfilagem do leito do mar e em particular para uso em prospecções tridimensionais.
Métodos de perfilagem do leito do mar podem ser usados para detectar diretamente reservatórios de hidrocarboneto embaixo do fundo do mar. Estes métodos compreendem dispor uma fonte eletromagnética próxima ao fundo do mar e medir a resposta usando um ou mais instrumentos receptores posicionados a intervalos espaçados através do fundo do mar. Os instrumentos receptores podem ser na forma de braços rígidos longos que portam sensores elétricos, que se estendem de um corpo central, que facilita a detecção de sinais elétricos de baixo nível na água do mar. Os sensores na extremidade dos braços são, portanto colocados próximos ou no fundo do mar.
De acordo com um método existente, instrumentos são dispostos como segue: o instrumento positivamente flutuante e uma âncora de concreto afixada são lançados de uma embarcação de prospecção em um local escolhido; o instrumento afunda livremente até o fundo do mar; a posição do instrumento durante o afundamento pode ser monitorada por métodos acústicos usando um ou mais transpondores; o instrumento é posicionado próximo ou sobre o fundo do mar em um local desejado, o qual é mantido firme por meio da âncora de concreto. O instrumento é então usado para medir e armazenar dados durante uma prospecção enquanto ele está posicionado sobre ou próximo ao fundo do mar. Depois de as medições estarem completas, comandos acústicos a partir da superfície do mar causam com que o instrumento seja liberado da âncora; o instrumento então flutua até a superfície do mar para recuperação por uma embarcação de prospecção e o dado é extraído do instrumento.
Mais especificamente, inúmeros sistemas diferentes podem ser combinados, no uso, para posicionar uma fonte de perfilagem de leito do mar e um ou mais receptores antes da condução de uma prospecção. Estes incluem, mas não são limitados a, transpondores acústicos (principalmente usados para posicionamento de receptor), sistemas de compasso magnético (principalmente usados for orientação no plano horizontal), transdutores de profundidade e altímetros (principalmente usados para orientação no plano vertical), sensores de inclinação e passo (para orientação espacial dos receptores), e sistemas giroscópicos (para orientação espacial e horizontal). Todavia, cada destes tem vantagens e desvantagens quando se busca a exatidão de dados requeridos para processar e interpretar os dados detectados para prover um mapa de 3D. Exemplos de problemas tipicamente incluem ruído ambiental acústico, reflexões de som, curvatura de raio e a variação das propriedades de transmissão de som em água salgada, principalmente causados pelas variações em propriedades, tais como salinidade e temperatura da água do mar temperatura contra profundidade. Isto pode fornecer erroneamente que a imagem de um alvo, ou transpondor, seja observada com um deslocamento falso tanto em extensão quanto em direção. Em ângulos extremos, o alvo ou transpondor pode até mesmo não ser detectado quando ele cai dentro de uma zona de sombra causada por este curvatura de raio. A direção magnética pode também variar localmente de área para área e este desvio pode adicionalmente se alterar por alguns graus em condições de tempestades magnéticas e pode ser complicado detectar e compensar o mesmo. As condições resultantes podem, por conseguinte, incluir erros que são demasiadamente grandes para uso em soluções de 3D. Um exemplo de problemas é que os conhecidos sistemas de resposta acústicos ou elétricos para posicionamento introduzem ruído externo nos sinais medidos se a fonte estiver posicionada nos, ou na proximidade dos, sensores de perfilagem de leito do mar, altamente sensíveis. Tal ruído pode introduzir erros nas medições de posicionamento e orientação relativa, os quais não podem ser inteiramente removidos durante subsequente processamento dos dados medidos. Estes erros podem ser amplificados em uma análise de 3D.
Elevados graus de exatidão em posicionamento de sensor são requeridos para novas técnicas de coleta, por exemplo, coleta de 3D, bem como são desejados para melhorar a exatidão de resultados obtidos de outras técnicas de processamento. Campos elétricos e magnéticos são dimensionais vetoriais de 3D e, conseqüentemente, é necessário compreender e incluir uma compreensão total da orientação espacial dos sensores. Existe, por conseguinte, uma necessidade de melhorar o desempenho de instrumentos receptores, a fim de melhorar a exatidão e eficiência com as quais prospecções podem ser realizadas e a coleta de dados é efetuada.
Por conseguinte, é um objetivo da presente invenção prover um sistema de posicionamento que resulta na posição e orientação da fonte e receptores serem conhecidas até um grau de exatidão de modo que a contribuição para a incerteza no campo eletromagnético (campo EM) medido é menor que 5% de todas as fontes de erro. Isto inclui exigências circunstanciais (temporização posicionai e relativa) bem como exigências não circunstanciais, tais como orientação dos sensores.
De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, um sistema acústico de escuta passivo é provido, compreendendo: meios de fonte para prover sinais acústicos contínuos, pulsados ou codificados por pulso em duas ou mais freqüências diferentes; e pelo menos dois sensores acústicos ou hidrofones, ditos sensores acústicos ou hidrofones compreendendo meios para detectar dito sinal acústico e meios para registrar o sinal detectado. Em uma forma de concretização, o sistema pode ser usado para medir a posição de um receptor de perfilagem de leito do mar, o qual é posicionado no fundo do mar. O receptor pode compreender braços flexíveis que se estendem no mesmo plano em aproximadamente 90° um com relação ao outro. Na extremidade de cada braço está um sensor de campo elétrico. Associado a cada destes sensores está um sensor acústico ou hidrofone que é posicionado próximo ao sensor de campo elétrico. Uma vez que a posição exata de cada hidrofone em relação a cada sensor de campo elétrico é conhecida, medições um partir dos hidrofones podem ser convertidas em medições para a posição e orientação reais de cada sensor de campo elétrico. Posições relativas precisas dos sensores de campo elétrico em cada receptor para cada outro podem, por conseguinte, também ser obtidas.
O receptor pode ser disposto sobre uma armação rígida que terá pelo menos dois hidrofones seguros na mesma de modo que a posição e orientação exatas da armação podem também ser medidas. A armação de receptor pode também incluir sensores magnéticos. Os hidrofones são preferivelmente posicionados em lados opostos da armação para maximizar sua separação. A solução de posição calculada um partir destas medições pode suplementar a leitura um partir de qualquer outra profundidade aprovada, projetos de sensores de inclinação e passo que podem também ser afixados na armação. Qualquer diferença entre a solução de posição calculada e a solução de suplemento pode em seguida ou confirmar ou corrigir as outras leituras correspondentes de hidrofone sobre o receptor.
O sinal acústico que é transmitido tem um uma baixa tomada de corrente de transdutor em relação ao limite de detecção na distância de detecção e, por conseguinte, um sinal de medição de baixo nível que não interferirá com os sensores de perfilagem de leito do mar, altamente sensíveis. Os sensores EM não são sensíveis a um tal sinal acústico transmitido, dedicado, desde que a distância entre a fonte de som e receptor seja suficientemente grande e os sensores e/ou fios de conexão não detectam o movimento adequado devido à onda de choque acústica. Os sensores magnéticos de EM tipicamente não seriam capazes de detectar a elevada tomada de corrente um partir de um transmissor acústico selecionado em faixas mais próximas que aproximadamente 10 metros. Os sensores EM poderiam possivelmente ser saturados em faixas muito estreitas, mas seriam fortemente danificados somente pelo campo acústico ou elétrico irradiado. A fonte pode ser rebocada a qualquer distância apropriada do fundo do mar, por exemplo na faixa de 5-100 m, ou 10-70 m, ou 15-50 m, por exemplo 15-40 m ou 20-30 m. Em outras formas de concretização, a fonte pode ser rebocada para mais próximo da superfície da água.
Os receptores e/ou a armação sobre a qual eles são montados podem incluir adicionalmente um ou mais transpondores acústicos. Os transpondores podem ser usados para rastrear a posição do receptor durante a colocação ou durante a recuperação e ser uma ligação acústica para dados e/ou transferência de comando entre receptores e equipamento de superfície. Eles também podem ser usados para ativar e/ou acionar a liberação do receptor um partir do fundo do mar durante o processo de recuperação.
Os receptores e/ou armações podem incluir adicionalmente um ou mais de sensores de profundidade, de inclinação e de passo, para permitir que outros dados sejam coletados e incorporados no mapa gerado.
A invenção também compreende um método de determinar exatamente a posição de uma fonte eletromagnética rebocada e um ou mais receptores eletromagnéticos para uso em uma prospecção por perfilagem de leito do mar; os receptores incluindo pelo menos um sensor acústico ou hidrofone associado estreitamente com cada sensor eletromagnético, o método compreendendo abaixar cada receptor na água do mar e permitir que ele afunde até o leito do mar; ativar uma primeira fonte acústica em uma primeira freqüência e medir a posição, tempo e movimento da primeira fonte acústica, ativar uma segunda fonte acústica em uma segunda freqüência e medir a posição tempo e movimento da segunda fonte acústica, registrar simultaneamente os sinais acústicos detectados em cada hidrofone tanto na primeira quanto na segunda freqüências, e passar os dados medidos para um computador central para calcular a diferença de fase e/ou tempo de deslocamento entre pares de hidrofones.
Pelo conhecimento da velocidade constante de reboque e da posição aproximada da embarcação em movimento e da posição aproximada da fonte acústica em qualquer instante particular, e dos ângulos relativos entre a fonte e receptores, as posições e orientações médias de fonte e receptor podem ser calculadas por técnicas de solução de Rede. Técnicas similares foram usadas, por exemplo, para posicionar cabos sísmicos verticais/de fundo e para localização de um alvo em relação a arranjos de receptores em terra ou sob o mar. Na presente invenção, esta técnica é usada para medir a orientação e posição de objetos estacionários durante o uso de uma fonte em movimento, ao invés de uma fonte estacionária. Isto fornecerá resultados tanto no plano horizontal quanto no volume em 3-D.
O sistema pode ainda incluir uma armação rígida para cada receptor e a armação pode incluir um ou mais componentes adicionais selecionados de: sensores de orientação, sensores de profundidade, sensores de inclinação e passo, sensores magnéticos e hidrofones.
O sistema pode incluir um sensor acústico ou hidrofone para cada sensor de campo elétrico, o hidrofone sendo posicionado próximo a cada sensor de campo elétrico. Este arranjo pode levar em conta variações no ângulo entre sensores, as quais podem ser causadas por correntes submarinas ou desalojamento dos sensores quando o receptor foi colocado.
O método preferivelmente utiliza várias medições de fase para cada receptor de leito do mar para aumentar a exatidão de um posicionamento. A solução um partir desta rede de medições de fase tomadas de múltiplos receptores irá melhorar a exatidão. O número de medições aumenta a exatidão através de métodos estatísticos e o uso de análise de média quadrática. O método pode usar uma forte fonte acústica não direcional que pode ser detectada a uma longa distância entre fonte e receptores. A faixa que pode ser usada para um sinal de fonte acústica pode variar na dependência do traçado da prospecção e propriedades marítimas e batimétricas. Uma faixa acústica normal que pode ser usada para resultados de orientação estará tipicamente entre 100 metros no caso mais próximo e variando até tipicamente 1000 metros no caso mais longe.
A fonte pode tipicamente ser rebocada por aproximadamente metros acima do fundo do mar. Ou uma ou ambas as fontes acústicas podem ser posicionadas na mesma antena de galhardete que a fonte eletromagnética. Ambas as fontes acústicas poderiam ser posicionadas em um galhardete eletromagnético rebocado atrás da embarcação, uma à frente do “tow fish”, e a outra numa parte traseira ou extremidade traseira do galhardete de antena rebocado. Alternativamente, uma ou duas das fontes acústicas podem estar no um galhardete e uma ou duas podem estar em uma fonte separada, rebocada, em um galhardete separado. Cada fonte acústica é reconhecida com assinatura de fonte única e individual.
Em contraste, os hidrofones são posicionados próximos aos sensores de campo E, ou seja, posicionados sobre o fundo do mar. Diferentes propriedades de transmissão de som determinam a faixa que pode ser usada entre fonte e receptor. Exemplos:
- Batimetria,
- Reflexões e refrações de som,
- Intensidade de fonte e atenuação,
- Curvatura de raio devido a variações locais em salinidade e temperatura, ou seja, termoclinas, etc., - Propriedades de sinais para ruído do receptor.
A figura 2 mostra em uma maneira esquemática como alguns dos diferentes fatores de limitação interagem para produzir uma área onde um sinal de fonte acústica pode ser recebido. Batimetria e os efeitos de 5 cancelamento de som devidos à reflexão introduzirão uma zona sombreada ao longo do fundo do mar com uma área de prospecção dependente do ângulo de inclinação. Esta distância máxima que pode ser usada é considerada que varia por aproximadamente 1000 metros, se existir uma linha de visão “clara” entre a fonte e elementos receptores. Se a batimetria do leito do mar é acidentada 10 ou ondulada, a faixa pode ser correspondentemente reduzida. A intensidade de fonte, freqüência e relação de sinal para ruído são também fatores contributivos que determinam a faixa máxima detectável entre fonte e receptor. Todavia, os efeitos destes fatores podem ser minimizados por uma seleção crítica dos produtos de hardware.
Outro fator limitativo de faixa é o ângulo entre fonte e os pares
de hidrofones. Se o ângulo horizontal é maior que acima de um dado limite (ou seja, a fonte é próxima ao receptor), os erros nos ângulos de fase para medições de orientação relativas ao plano horizontal são consideráveis. Uma distância mínima para medições de fase horizontais seria tipicamente 20 aproximadamente 100 m para uma fonte acústica rebocada em tipicamente 30 m acima do fundo do mar. A distância mais próxima relativa a este erro será também levada em conta para cálculos de posição espacial e, por conseguinte, mais provavelmente reduzida para um mínimo. De fato, para um ângulo horizontal de 90°, ou seja, diferença de fase zero entre pelo menos um par de 25 hidrofones, a solução de posição está dentro de um plano de superfície perpendicular à linha entre os dois hidrofones. Esta informação de fase zero pode preferivelmente ser utilizada para uma melhor estimativa de posição na estreita vizinhança. Sobretudo, isto conduz a uma dada área anular pastosa dependente de prospecção (a área sombreada na figura 2) em tomo de cada receptor onde a fonte pode ser posicionada, durante o uso das medições de fase para determinar a posição e orientação exatas do receptor.
O dado registrado em cada receptor é descarregado a bordo da embarcação de prospecção depois da finalização da prospecção. As 5 indicações de tempo e medições de fase de cada par de hidrofones são armazenadas como parte dos dados de perfilagem de leito do mar, registrados nos receptores. As posições e orientações relativas são então subseqüentemente calculadas por um pacote de software de navegação, dedicado e proprietário.
A presente invenção pode ser colocada em prática em
inúmeras maneiras e algumas delas serão descritas aqui em maior detalhe com referência às seguintes figuras, nas quais:
a figura 1 mostra esquematicamente a estrutura básica para determinar o posicionamento de um receptor;
a figura 2 mostra a área em tomo de cada receptor onde
medições podem ser feitas;
a figura 3 mostra um receptor sobre a armação com pares de hidrofones, pares de sensores de campo elétrico, tripletos ou pares de sensores magnéticos e uma onda acústica (som) propagando-se para além do receptor;
a figura 4 mostra esquematicamente os diferentes sinais
medidos pelos hidrofones em uma primeira forma de concretização da medição de fase e cálculo; e
a figura 5 mostra esquematicamente os diferentes sinais medidos pelos hidrofones em uma segunda forma de concretização da medição de fase e cálculo.
Com referência à figura 1, é mostrada uma representação básica das posições relativas de uma embarcação 1, galhardete de reboque 2 que inclui dois eletrodos de alta corrente 3, 4. O galhardete também inclui duas fontes acústicas 5, 6 que emitem sinais acústicos em diferentes freqüências e/ou formas de pulso, aqui denominados sinal acústico 1 e sinal acústico 2. A embarcação poderia, alternativamente, rebocar mais que um galhardete com os eletrodos ou fontes acústicas sobre eles (não mostrados). Um receptor 10 é posicionado sobre a armação e foi lançado até o fundo do mar 20. O receptor tem, em princípio, quatro sensores de campo elétrico 11,
12, 13, 14 arranjados substancialmente ortogonalmente em substancialmente o mesmo plano. O receptor pode também ter, em princípio, outros pares de sensores de campo elétrico 15, 16 arranjados substancialmente no plano vertical. Cada sensor 11, 12, 13, 14, 15, 16 tem um hidrofone Hl, H2, H3, H4, H7, H8, respectivamente associados a ele. A armação pode também ter números de pares de hidrofones H5, H6 arranjados em lados opostos da armação (ver figura 3). Outros tipos de sensores podem ser posicionados dentro da armação, relacionados à orientação da armação. Estes são tipicamente sensores de campo magnético e sensores de profundidade e sensores de inclinação e passo e são mostrados como 17, 18, 19 na figura 3.
A embarcação pode ter um transpondor de Linha de Base Ultra Curta (USBL) 21, provido no fundo da embarcação para medir a posição do galhardete eletromagnético, tanto na extremidade frontal quanto na traseira. A embarcação pode adicionalmente ter um outro transmissor 22 com sinal acústico 3, o qual pode ser usado para medir a posição da embarcação 1 em relação ao receptor 10. Este transmissor adicional pode ser ou montado no casco (não mostrado) ou rebocado separadamente do galhardete eletromagnético, como mostrado na figura I. Neste caso, o transmissor rebocado pode ser posicionado em relação à embarcação pelo transpondor de USBL 21.
Como descrito acima, a figura 2 mostra a área preferida em tomo de cada receptor, dentro da qual as medições podem ser otimamente feitas. A formação precisa da área variará de prospecção para prospecção, pois ela é afetada por variáveis tais como intensidade de fonte e atenuação, variações locais em salinidade e temperatura, reflexões de som, etc. Todavia, muitas destas variáveis serão conhecidas e a área preferida pode ser selecionada por meio de software de processamento de navegação, dada a altitude de fonte de reboque atual, tal como aquele dado, como registras do em cada hidrofone, exatamente determina a posição de cada receptor e cada sensor sobre cada receptor.
A figura 3 mostra uma vista superior do receptor 10 montado sobre a armação 25. O receptor compreende braços flexíveis 30, 31, sobre os quais são montados sensores de campo elétrico. Os braços são arranjados para se estender substancialmente ortogonalmente um ao outro dentro do mesmo plano. Todavia, isto não pode ser assegurado depois de o receptor ter sido lançado até o fundo do mar e ângulos podem, por conseguinte, variar ligeiramente, como mostrado na figura 3. Portanto, estão presentes hidrofones Hl H2, H3, H4 associados com cada sensor 11, 12, 13, 14 para medir os sinais acústicos recebidos na posição adjacente ao sensor.
A armação 25 também tem hidrofones H5, H6 montados nos lados opostos. Isto é para medir a orientação do receptor, uma vez quando ele foi assentado sobre o fundo do mar. Para modelação teórica, é normalmente assumido que o fundo do mar é substancialmente plano e que os receptores irão, por conseguinte, ficar situados de modo que os sensores estão, todos, no mesmo plano horizontal. Na prática, isto não será o caso e os hidrofones H5 e H6 determinam a orientação horizontal da armação e, conseqüentemente, também dos sensores que estão posicionados/fixos sobre a armação. Hidrofones H7 e H8 podem ser adicionalmente montados verticalmente um em relação ao outro sobre a armação ou sobre um pólo vertical fixado na armação para determinar a orientação espacial. Um exemplo de montagem vertical H7 e H8 é mostrado na figura 1. A figura 3 também mostra as ondas acústicas ou de som sendo propagadas na direção da seta 40 e a diferença de fase entre dois hidrofones H3 e H4 por meio da seta 50. Descritas abaixo estão duas formas de concretização para o método de analisar e usando os dados para medir a fase entre pares de sinais de hidrofone. A figura 4 mostra esquematicamente os diferentes sinais recebidos por um par de hidrofones de acordo com uma primeira forma de concretização da presente invenção.
De acordo com a primeira forma de concretização, cada dos dois ou, alternativamente, três sinais de fonte acústica é uma mono freqüência modulada de amplitude contínua, também conhecida como um sinal de AM. Faça referência ao sinal acústico 1, sinal 2 e sinal 3 na figura I. Um sinal de AM é designado por duas freqüências, ou seja, a freqüência modulada com a informação de interesse e uma freqüência portadora usável for o meio de transmissão. A seleção das freqüências portadoras é dada pela propagação de som na água do mar e a melhor seleção de correspondentes transceptores e receptores para as atuais profundidades de água e freqüências tipicamente variando entre 12 kHz a 50 kHz. A seleção de freqüências não deve interferir com as comunicações submarinas de prospecção, tais como, por exemplo, comandos de posicionamento de USBL, altímetros e sondas acústicas. O comprimento de onda máximo das freqüências moduladas, na presente invenção, é definido como a metade de comprimento de onda que é igual à distância entre os citados pares de hidrofones. Por exemplo, para um comprimento de braço de sensor de 8 metros e usando o som de velocidade em água como 1500 m/s, a freqüência modulada máxima é aproximadamente 100 Hz. A velocidade verdadeira de som próxima ao fundo do mar pode ser medida e levada em conta para os cálculos.
As fontes acústicas e pares de receptores de hidrofone podem ser associados com a seguinte similaridade de transmissor/receptor de rádio AM. Cada das fontes acústicas é um transmissor de AM de radiodifusão sintonizado para enviar sinais de zumbido de 100 Hz. Cada dos hidrofones é uma antena de rádio de AM. Um par de hidrofones faz uma antena de dipolo direcional de receptores. Todos os componentes eletrônicos depois dos hidrofones são receptores de rádio individuais sintonizados para ouvir programas individuais e, conseqüentemente, capazes de filtrar todos dos outros sinais radio difundidos modulados em AM.
Os hidrofones medem todos os sinais portadores de freqüência individuais quando eles continuamente chegam aos hidrofones. Os sinais são então condicionados por amplificadores de carga individuais e ainda enviados para os filtros passa-banda individuais. Os filtros são projetados de forma que somente uma freqüência portadora pode passar através de cada filtro de passa- banda. O sinal filtrado por passa-banda é então enviado através de filtros de passa-baixa de forma que somente a baixa freqüência de aproximadamente 100 Hz passa através dos mesmos. Por meio deste método, cada conjunto de circuitos de fase de comparação somente detectará o sinal de somente um dos transmissores de fonte acústica designados. Cada dos pares de dois sinais de hidrofone pode ser subseqüentemente comparado em um conjunto de circuitos fora de série onde a diferença de fase é fornecida como sinal analógico escalado como V/grau. Estes sinais de saída analógicos podem ou ser medidos diretamente em canais de entrada analógicos no registrador de dados no fundo do mar nos receptores de Registrador de Leito do Mar ou preferivelmente ser digitalizados em um conjunto de circuitos eletrônicos separado e os resultados de diferença de fase pode ser finalmente exportados em intervalos de tempo real selecionados para o registrador de dados como valores digitais e armazenados como uma parte dos dados de Perfilagem de leito do mar “indicativos de tempo”, registrados.
A figura 5 mostra esquematicamente uma segunda forma de concretização da presente invenção para medir a fase entre um par de hidrofones. Nesta forma de concretização, as diferentes fontes de sinal podem consistir de qualquer tipo de sinal, desde que eles difiram um do outro e o sinal pode ser detectado sobre a faixa requerida e preferivelmente conhecendo sua forma transmitida original e a duração é conhecida. A figura mostra um exemplo de dois sinais aplicáveis, que é construído de uma varredura para cima e o outro de uma varredura para baixo, também chamados "sinal de chilro", com suficiente ciclo de operação, cada a partir de uma fonte individual - fontes acústicas 5,6 na figura I. O sinal será, nesta aplicação, tipicamente varrido através de todas as freqüências variando entre 15-25 kHz sobre um período de tempo de 5 segundos. O sinal pode também ser composto de pulsos simples ou outros diferentes sinais de tipo codificado como "espectro alargado" ou "código deslocado em fase", conhecidos a partir de tecnologias de transmissão em banda larga.
A seleção das freqüências transmitidas é novamente dada pela propagação de som na água do mar e a melhor seleção de transceptores e receptores correspondentes para as atuais profundidades de água e tipicamente freqüências variando entre 12 kHz a 50 kHz. A seleção qualificada de sinal codificado variando sobre uma variedade de freqüências, sob condições normais, não interferirá com outras comunicações submarinas de prospecção, tais como, por exemplo, comandos de posicionamento de USBL, altímetros e sondas acústicas. Depois da medição dos sinais nos hidrofones, os sinais são novamente condicionados por amplificadores de carga individuais e detectados por um "processador de sinal digital" (DSP) com conversores de analógico para digital, já integrados. O DSP é programado para calcular a correlação cruzada entre os diferentes sinais de hidrofone. A diferença de tempo entre as duas saídas máximas da correlação cruzada é uma medida dieta de tempos de chegada relativos ou da diferença de tempo direta pelo conhecimento da velocidade de som que se desloca entre os hidrofones. Os resultados são exportados em intervalos de tempo real selecionados para o registrador de dados como valores digitais e armazenados como uma parte dos dados de perfilagem de leito do mar “indicados em tempo”, registrados.
Este método de DSP tem a vantagem que todas as combinações entre diferenças de fase e/ou tempos de chegada relativos entre números múltiplos de pares de hidrofones podem ser calculadas dentro de um chip. Isto toma os subseqüentes componentes eletrônicos menores, com menos consumo de energia, e tomando o processamento para formar o volume de 3D da área que está sendo prospectada mais fácil.
A presente invenção provê um aparelho e um método para determinar exatamente as posições relativas da embarcação, fonte eletromagnética e receptores no mesmo quadro de tempo e permitindo assim a determinação de um volume em 3-D da área sendo prospectada, depois de os resultados da prospecção de EM terem sido analisados. O aparelho e método da presente invenção não danificam o sensível equipamento sensor usado em Prospecções por perfilagem do leito do mar e também permitem que a posição do receptor seja medida ao mesmo tempo em que os sinais eletromagnéticos estão sendo transmitidos e recebidos pelos sensores - ou seja, em um único passe.
Para que um exato volume em 3-D seja determinado, é necessário ter posicionamento exato tanto de fonte quanto de receptor. A invenção determina as posições relativas e geometria de embarcação, fonte eletromagnética e receptores no mesmo quadro de tempo. As posições relativas são associadas com as posições verdadeiras das coordenadas do mundo por meio de posicionamento de embarcação de superfície, como por meio do "Sistema de Posicionamento Global". Satélites de GPS são comumente referências usadas hoje em dia. Uma seleção de dois ou mais receptores de fundo de mar pode adicionalmente ser posicionada mais exatamente por outros métodos de prospecção padronizados, tais como, por exemplo, triangulação e giro da embarcação no topo de cada receptor selecionado para anular desalinhamento e erros de posicionamento de USBL. Este é normalmente um processo demorado e inadequado, se muitos receptores forem colocados sobre uma área de uma prospecção. Todavia, conhecendo a posição mais exata de poucos receptores irá ajudar em aperfeiçoar a associação das posições de rede relativas às posições verdadeiras das coordenadas do mundo.
Para uma fonte de perfilagem de leito do mar, a incerteza dos ângulos de orientação de fonte deve ser menor que 2 graus. Por exemplo, se o comprimento de antena é 300 metros, isto significa que as posições relativas de cabeça e base da antena devem ser conhecidas dentro de 15 metros. A incerteza da temporização deve ser menor que 4 ms a fim de produzir a fase correta. A fim de produzir amplitudes corretas, o desvio em temporização é requerido que seja menor que 1 ms.
A incerteza da posição de fonte paralela ao leito do mar deve ser menor que 13 metros. A incerteza em profundidade de fonte deve ser menor que 7,5 metros. A incerteza da elevação de fonte deve ser menor que 7,5 metros e a incerteza do comprimento de fonte deve ser menor que 5 porcento. A incerteza da corrente de fonte deve ser menor que 5 porcento e finalmente o desvio padrão relativo da fonte deve ser menor que 0,02.
Estão presentes similarmente altas exigências para cada dos receptores de perfilagem de leito do mar. A incerteza de ângulos de orientação dos receptores deve ser menor que 2 graus. A incerteza da temporização deve novamente ser menor que 4 ms a fim de produzir a fase correta, para reduzir amplitudes incorretas contra deslocamentos, o desvio em temporização é requerido que seja menor que 1 ms. A incerteza da posição de receptor deve ser menor que 13 metros na direção horizontal e menor que 7,5 metros em profundidade. A incerteza das distâncias de eletrodo deve ser menor que 5 porcento (40 cm com 8 metros de separação de eletrodo nominal).
Pela determinação das posições da fonte eletromagnética e receptores até tal exatidão, é possível determinar o volume de 3-D para a área sendo prospectada. Em particular, o método e aparelho da presente invenção provêm medições que satisfazem a exigência que a contribuição para incerteza no campo eletromagnético medido deve ser menor que cinco porcento de todas as fontes de erro.

Claims (20)

1. Sistema acústico de escuta passivo, caracterizado pelo fato de que compreende: meios de fonte para prover sinais acústicos contínuos, pulsados ou codificados por pulso em duas ou mais freqüências diferentes; e pelo menos dois sensores acústicos ou hidrofones, ditos sensores acústicos ou hidrofones compreendendo meios para detectar dito sinal acústico e meios para registrar o sinal detectado.
2. Sistema de perfilagem de leito do mar, caracterizado pelo fato de que compreende: uma fonte eletromagnética; um ou mais receptores eletromagnéticos e um sistema acústico de escuta passivo como definido na reivindicação 1.
3. Sistema de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que os hidrofones são fixados aos receptores.
4. Sistema de acordo com a reivindicação 2 ou reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o receptor é suportado sobre uma armação rígida e dita armação tem pelo menos dois hidrofones fixados.
5. Sistema de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que os hidrofones são fixados em lados opostos da armação.
6. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a 5, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente transpondores na fonte eletromagnética e/ou nos receptores.
7. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a 6, caracterizado pelo fato de que os receptores e/ou armações incluem adicionalmente sensores de profundidade e/ou de inclinação e/ou de passo.
8. Sistema de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a 7, caracterizado pelo fato de que os receptores eletromagnéticos ainda incluem sensores magnéticos.
9. Método para determinar exatamente a posição de uma fonte eletromagnética rebocada e um ou mais receptores eletromagnéticos para uso em uma prospecção por perfilagem de leito do mar; os receptores incluindo pelo menos um sensor acústico ou hidrofone associado estreitamente com cada sensor eletromagnético, caracterizado pelo fato de que compreende abaixar cada receptor na água do mar e permitir que ele afunde até o fundo do mar; ativar uma primeira fonte acústica em um primeiro sinal de fonte e medir a posição, tempo e movimento da primeira fonte acústica, ativar uma segunda fonte acústica em um segundo sinal de fonte e medir a posição tempo e movimento da segunda fonte acústica, registrar simultaneamente os sinais acústicos detectados em cada hidrofone tanto no primeiro quanto no segundo sinais, e passar os dados medidos para um computador central para calcular a diferença de fase ou tempo de chegada entre pares de hidrofones.
10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a fonte acústica é rebocada a uma distância do fundo do mar de entre 5-100 m, 10-70 m, 15-50 m, 15-40 m ou 20-30 m.
11. Método de acordo com a reivindicação 9 ou reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os receptores e/ou a armação sobre a qual eles são montados incluem adicionalmente um ou mais transpondores.
12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 11, caracterizado pelo fato de que a armação inclui um ou mais componentes adicionais selecionados de: sensores de orientação, sensores de profundidade, de inclinação e de passo, sensores magnéticos e hidrofones.
13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 12, caracterizado pelo fato de que estão presentes duas ou mais fontes acústicas.
14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que as duas fontes acústicas são posicionadas sobre um galhardete de fonte eletromagnética, rebocado detrás de uma embarcação.
15. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que uma ou mais fontes acústicas estão sobre um galhardete de fonte eletromagnética e uma ou mais são rebocadas sobre um galhardete separado.
16. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que uma fonte acústica está sobre a embarcação de superfície ou sobre um corpo rebocado separado relacionado próximo para posicionamento da embarcação de superfície.
17. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 16, caracterizado pelo fato de que as medições de fase são registradas e armazenadas como dados indicativos de tempo no sistema.
18. Método de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que as medições de fase são processadas na embarcação depois de todos os dados de prospecção terem sido coletados e baixadas.
19. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 18, caracterizado pelo fato de que os sinais acústicos são selecionados de sinais contínuos, pulsados ou codificados.
20. Método de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que os sinais codificados são sinais varridos para cima ou para baixo (sinais de chilro) ou de espectro alargado ou de código deslocado em fase.
BRPI0719440-4A 2006-10-12 2007-10-11 Sistema acústico de escuta passico e de perfilagem de leito do mar, e, método para determinar exatamente a posição de uma fonte eletromagnética rebocada e um ou mais receptores eletromagnéticos para uso em uma prospecção por perfilagem de leito do mar. BRPI0719440A2 (pt)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0620328.5 2006-10-12
GB0620328A GB2442749B (en) 2006-10-12 2006-10-12 Positioning system
PCT/GB2007/003880 WO2008044042A2 (en) 2006-10-12 2007-10-11 Positioning system

Publications (1)

Publication Number Publication Date
BRPI0719440A2 true BRPI0719440A2 (pt) 2013-12-03

Family

ID=37491453

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BRPI0719440-4A BRPI0719440A2 (pt) 2006-10-12 2007-10-11 Sistema acústico de escuta passico e de perfilagem de leito do mar, e, método para determinar exatamente a posição de uma fonte eletromagnética rebocada e um ou mais receptores eletromagnéticos para uso em uma prospecção por perfilagem de leito do mar.

Country Status (17)

Country Link
US (1) US8913463B2 (pt)
EP (1) EP2076794A2 (pt)
AR (1) AR063299A1 (pt)
AU (1) AU2007306112B2 (pt)
BR (1) BRPI0719440A2 (pt)
CA (1) CA2665179A1 (pt)
CO (1) CO6270173A2 (pt)
CU (1) CU20090050A7 (pt)
EG (1) EG26546A (pt)
GB (1) GB2442749B (pt)
MX (1) MX2009003879A (pt)
MY (1) MY157937A (pt)
NO (1) NO20091856L (pt)
NZ (1) NZ575164A (pt)
RU (1) RU2009117465A (pt)
WO (1) WO2008044042A2 (pt)
ZA (1) ZA200901670B (pt)

Families Citing this family (31)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2409900B (en) 2004-01-09 2006-05-24 Statoil Asa Processing seismic data representing a physical system
GB2420855B (en) 2004-12-02 2009-08-26 Electromagnetic Geoservices As Source for electromagnetic surveying
GB2422673B (en) * 2005-02-01 2010-03-24 Electromagnetic Geoservices As Optimum signal for sea bed logging
GB2435693A (en) * 2006-02-09 2007-09-05 Electromagnetic Geoservices As Seabed electromagnetic surveying
GB2439378B (en) * 2006-06-09 2011-03-16 Electromagnetic Geoservices As Instrument for measuring electromagnetic signals
GB2442749B (en) 2006-10-12 2010-05-19 Electromagnetic Geoservices As Positioning system
GB2445582A (en) 2007-01-09 2008-07-16 Statoil Asa Method for analysing data from an electromagnetic survey
US20090290447A1 (en) * 2008-05-25 2009-11-26 Erik Vigen Measuring Electromagnetic Source Geometry
CA2733895A1 (en) * 2008-08-11 2010-02-18 Marport Canada Inc. Multi-function broadband phased-array software defined sonar system and method
GB2466764B (en) 2008-10-02 2013-03-27 Electromagnetic Geoservices As Method for enhanced subsurface electromagnetic sensitivity
CN101414838B (zh) * 2008-12-02 2012-07-04 中国电子科技集团公司第十四研究所 无源微波侦听系统
GB2481845B (en) 2010-07-08 2014-04-30 Electromagnetic Geoservices As Low noise marine electric field sensor system
US9759828B2 (en) * 2011-02-02 2017-09-12 Westerngeco L.L.C. Determining a streamer position
WO2012135057A2 (en) * 2011-03-25 2012-10-04 Teledyne Instruments, Inc. Determining a position of a submersible vehicle within a body of water
WO2013055847A1 (en) * 2011-10-11 2013-04-18 Geco Technology B.V. Marine seismic variable depth control method and device
US9239401B2 (en) * 2012-03-01 2016-01-19 Pgs Geophysical As Stationary source for marine electromagnetic surveying
US9151826B2 (en) * 2012-06-08 2015-10-06 Symbol Technologies, Llc Locationing via phase difference correlation between two frequency pulses derived from a single frequency emitter ultrasonic burst
US9354344B2 (en) 2013-03-14 2016-05-31 Pgs Geophysical As Interfacing marine survey devices using acoustic transducers
US20150092516A1 (en) * 2013-10-01 2015-04-02 Westerngeco L.L.C. Determining the position of seismic equipment using pingers
US10248886B2 (en) 2013-10-30 2019-04-02 Pgs Geophysical As System and method for underwater distance measurement
AU2015201655B2 (en) * 2014-04-07 2020-01-02 Xcalibur Mph Switzerland Sa Electromagnetic receiver tracking and real-time calibration system and method
US10401515B2 (en) * 2014-06-18 2019-09-03 Pgs Geophysical As Estimation of water properties from seismic data
CN106546956B (zh) * 2016-10-25 2019-01-04 中国海洋石油集团有限公司 一种超短基线接收基阵基元位置的精确标定方法
CN107192982A (zh) * 2017-05-19 2017-09-22 江苏中海达海洋信息技术有限公司 一种多用户水声超短基线定位系统及其信号形式设计方法
US11554049B2 (en) 2017-10-25 2023-01-17 Lutronic Vision Inc. Distributed acoustic detector system
CN108225285B (zh) * 2018-01-30 2024-01-09 国家海洋技术中心 一种拖曳式水下声源系统
US11353566B2 (en) * 2018-04-26 2022-06-07 Navico Holding As Sonar transducer having a gyroscope
JP7148266B2 (ja) * 2018-04-26 2022-10-05 川崎重工業株式会社 自律型無人潜水機を用いた作業方法
US11221403B2 (en) * 2018-05-21 2022-01-11 Navico Holding As Impact detection devices and methods
CN109696235B (zh) * 2018-12-27 2020-11-06 国家深海基地管理中心 一种深海有效声速确定方法
CN112269163B (zh) * 2020-09-30 2023-04-25 黑龙江工程学院 一种基于坐底单三维矢量水听器的水中声源方位深度协同跟踪方法

Family Cites Families (274)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB188676A (en) 1918-09-20 1922-12-14 Alexander George Ionides Improvements relating to the detection of the presence of submarine vessels and other conducting bodies
GB220070A (en) 1923-05-10 1924-08-11 Richard Streader Transmission mechanism for motor land and water vehicles
US1818331A (en) 1928-08-21 1931-08-11 Radiore Company Method for determining the character of ore bodies
US2077707A (en) 1933-08-01 1937-04-20 Melton Benjamin Starr Electromagnetic prospecting method
US2139460A (en) 1936-07-06 1938-12-06 Geo Frequenta Corp Means and method for geophysical prospecting
US2268106A (en) 1939-05-13 1941-12-30 Standard Oil Dev Co Radio wave prospecting
US2426918A (en) 1941-03-17 1947-09-02 Engineering Res Corp Method for electromagnetic-wave investigations of earth formations
US2531088A (en) 1947-10-16 1950-11-21 Standard Oil Dev Co Electrical prospecting method
US2766422A (en) 1949-07-02 1956-10-09 Carbonetto Stefano Methods and arrangements for detecting layers of hydrocarbons in the ground
US2919397A (en) 1956-04-30 1959-12-29 Lawrence W Morley Method and apparatus for inductive prospecting
US2907389A (en) 1956-06-18 1959-10-06 Phillips Petroleum Co Recovery of oil from oil sands and the like
US2953742A (en) 1957-09-04 1960-09-20 Charles J Hughes Geophysical prospecting apparatus
US3052836A (en) 1957-12-24 1962-09-04 Shell Oil Co Method for marine electrical prospecting
US3113316A (en) * 1960-05-23 1963-12-03 Collins Radio Co Uni-directional circularly polarized log periodic antenna
US3114875A (en) 1961-05-04 1963-12-17 Raytheon Co Microwave device for testing formations surrounding a borehole having means for measuring the standing wave ratio of energy incident to and reflected from the formations
US3105014A (en) 1961-12-07 1963-09-24 Tidewater Oil Company Bacterial treatment of media containing hydrocarbons and sulfides
US3182250A (en) * 1962-02-23 1965-05-04 Sun Oil Co Surface electrical prospecting apparatus utilizing current focusing electrode means
US3332487A (en) 1963-09-30 1967-07-25 Pan American Petroleum Corp Aerobic bacteria in oil recovery
US3398356A (en) 1964-02-10 1968-08-20 Westinghouse Electric Corp Method utilizing a pair of subsurface antennas for determining the physical properties effecting radio energy propagation through earth
GB1239953A (en) 1967-06-06 1971-07-21 Rech S Geol Et Minieres Bureau Improvements in or relating to methods and apparatus for determining the electrical resistance of the sub-soil
US3763419A (en) 1969-03-06 1973-10-02 Barringer Research Ltd Geophysical exploration method using the vertical electric component of a vlf field as a reference
US3836960A (en) 1970-03-12 1974-09-17 Gen Dynamics Corp Sensor system
GB1342475A (en) 1970-11-11 1974-01-03 Russell A W Directional drilling of boreholes
US4010413A (en) 1971-08-23 1977-03-01 Geo-Nav, Inc. Plural frequency geological exploration system and method with phase comparison
US3806795A (en) 1972-01-03 1974-04-23 Geophysical Survey Sys Inc Geophysical surveying system employing electromagnetic impulses
US4168484A (en) 1972-10-16 1979-09-18 Bolt Beranek And Newman Inc. Method of and apparatus for radiant energy measurement of impedance transitions in media, for identification and related purposes
US4094304A (en) 1972-10-16 1978-06-13 Bolt Beranek And Newman Inc. Method and apparatus for measurement of acoustic impedance transitions in media such as human bodies
US3819246A (en) 1972-10-20 1974-06-25 List Ind Inc Storage locker
GB1456009A (en) 1973-06-25 1976-11-17 Central Geophysics Ltd Method for exciting and detecing resonant oscillations from electronic conductors in the earth
FR2288988A1 (fr) 1974-07-30 1976-05-21 Duroux Jean Procede et appareil de prospection en mer par mesure de champs electromagnetiques
US4041372A (en) 1975-09-08 1977-08-09 Continental Oil Company Apparatus for multi-channel induced polarization surveying
US3990123A (en) 1975-09-22 1976-11-09 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Inflatable sonar array
DE2550715C3 (de) 1975-11-12 1980-07-03 Diether-Alfred 5305 Alfter- Oedekoven Schroeder Schaltungsanordnung zum geophysikalischen Prospektieren aus einem Fahrzeug heraus
US4079309A (en) 1976-09-03 1978-03-14 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Method for determining changes in earth resistivity by measuring phase difference between magnetic field components
US4077686A (en) 1977-01-10 1978-03-07 Kero Metal Products Co., Inc. Prefabricated metal storage cabinets
FR2390743A1 (fr) 1977-05-09 1978-12-08 Geophysique Cie Gle Prospection electromagnetique du sous-sol par induction, associee a une prospection par sondage electrique
US4296379A (en) 1977-08-25 1981-10-20 Eizaburo Yoshizumi Ground prospecting method utilizing electrical resistivity measurements for measuring the resistivity of unit blocks of the ground
US4258321A (en) 1978-03-09 1981-03-24 Neale Jr Dory J Radio geophysical surveying method and apparatus
GB1588495A (en) 1978-05-19 1981-04-23 Shell Int Research Method and means for waterbottom logging
US4308499A (en) 1978-05-26 1981-12-29 Kali Und Salz A.G. Method utilizing electromagnetic wave pulses for determining the locations of boundary surfaces of underground mineral deposits
US4446434A (en) 1978-12-20 1984-05-01 Conoco Inc. Hydrocarbon prospecting method with changing of electrode spacing for the indirect detection of hydrocarbon reservoirs
US4229809A (en) * 1979-01-29 1980-10-21 Sperry Corporation Acoustic under sea position measurement system
US5025218A (en) 1979-04-23 1991-06-18 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Pulsed field system for detecting the presence of a target in a subsurface environment
US4218678A (en) 1979-05-11 1980-08-19 Ensco, Inc. Synthetic pulse radar including a microprocessor based controller
FR2458838A1 (fr) 1979-06-06 1981-01-02 Thomson Csf Dispositif de mesure de l'orientation relative de deux corps et systeme de reperage de direction correspondant
MA18895A1 (fr) 1979-07-09 1981-04-01 Cie Generale De Geophysique Sa Procede et dispositif de prospection geophysique a courants transitoires
US4283099A (en) 1979-07-16 1981-08-11 Waters Instruments, Inc. Locker cabinet
SE419269B (sv) 1979-11-29 1981-07-20 Boliden Ab Forfarande och anordning for bestemning av markens elektriska ledningsformaga
FR2479992A1 (fr) 1980-04-03 1981-10-09 Duroux Jean Procede de prospection geophysique par reflexion electromagnetique par mesure du champ electrique reflechi et moyen de mise en oeuvre par emetteur et recepteur rapproches
NZ199066A (en) * 1980-12-10 1985-08-30 Chevron Res Marine seismic streamer location
FR2497360A1 (fr) 1980-12-31 1982-07-02 Schlumberger Prospection Mesure de phase et d'amplitude pour un systeme de diagraphie des proprietes dielectriques
US4456067A (en) 1981-04-03 1984-06-26 Marathon Oil Company Process for inhibiting hydrate formation in producing gas wells
US4451789A (en) 1981-09-28 1984-05-29 Nl Industries, Inc. Logging tool and method for measuring resistivity of different radial zones at a common depth of measurement
US4506225A (en) 1981-12-28 1985-03-19 Barringer Research Limited Method for remote measurement of anomalous complex variations of a predetermined electrical parameter in a target zone
FR2519769B1 (fr) * 1982-01-12 1985-09-20 Thomson Csf Systeme de positionnement acoustique
US4489276A (en) 1982-01-20 1984-12-18 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Dual-cone double-helical downhole logging device
CA1133058A (en) 1982-02-18 1982-10-05 Geonics Limited Electromagnetic geophysical surveying system
US4494805A (en) 1982-11-29 1985-01-22 Glen E. Beymer Equipment locker
PL141895B1 (en) 1983-03-03 1987-09-30 Instytut Gornictwa Naftowego Gaz Method of and system for direct prospecting of hydrocarbon accumulations
US4594551A (en) 1983-03-31 1986-06-10 Texaco Inc. Method of deep penetration well logging using three receivers
US4500146A (en) 1983-08-01 1985-02-19 Sioux Technology, Inc. Locker shelf assembly
US4583095A (en) 1983-08-22 1986-04-15 Glen Peterson Radar seismograph improvement
US4793664A (en) 1983-10-26 1988-12-27 Charles Jackson Cabinet structure and shelving apparatus therefor
US4617518A (en) 1983-11-21 1986-10-14 Exxon Production Research Co. Method and apparatus for offshore electromagnetic sounding utilizing wavelength effects to determine optimum source and detector positions
GB8331546D0 (en) 1983-11-25 1984-01-04 Exxon Research Engineering Co Polymeric compositions
US4616184A (en) 1984-06-27 1986-10-07 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy CSAMT method for determining depth and shape of a sub-surface conductive object
US4835473A (en) 1984-07-31 1989-05-30 Board Of Regents, The University Of Texas System Method using a d.c. source for determining resistivity distribution of the earth as a function of depth
JPS61107181A (ja) 1984-10-31 1986-05-26 Hitachi Ltd 物体探査装置及び探査方法
US4652829A (en) 1984-12-28 1987-03-24 Schlumberger Technology Corp. Electromagnetic logging apparatus with button antennas for measuring the dielectric constant of formation surrounding a borehole
AU608503B2 (en) 1985-07-15 1991-04-11 Chevron Research And Technology Company Method of avoiding stuck drilling equipment
FR2586302B1 (fr) 1985-08-13 1988-02-12 Commissariat Energie Atomique Procede pour localiser un objet et determiner son orientation dans l'espace et dispositif de mise en oeuvre
DE3529466A1 (de) 1985-08-16 1987-04-09 Pipeline Engineering Ges Fuer Verfahren zur bestimmung der grenzen von unterirdischen erdgas-lagerstaetten
US4686477A (en) 1985-09-30 1987-08-11 Mobil Oil Corporation Multiple frequency electric excitation method and identifying complex lithologies of subsurface formations
US4698791A (en) * 1986-06-17 1987-10-06 Exxon Production Research Company Acoustic well logging method for improved amplitude data acquisition
FR2602410B1 (fr) 1986-08-11 1989-03-10 Secretariat Etat Premier Minis Casier de rangement destine en particulier aux installations sportives, ensemble de casiers, rangee de casiers et vestiaire equipe de tels casiers
GB8625365D0 (en) 1986-10-23 1986-11-26 Radiodetection Ltd Positional information systems
US5570024A (en) 1986-11-04 1996-10-29 Paramagnetic Logging, Inc. Determining resistivity of a formation adjacent to a borehole having casing using multiple electrodes and with resistances being defined between the electrodes
US5633590A (en) 1986-11-04 1997-05-27 Paramagnetic Logging, Inc. Formation resistivity measurements from within a cased well used to quantitatively determine the amount of oil and gas present
GB2197952A (en) * 1986-11-22 1988-06-02 Marconi Co Ltd Acoustic echo-sounding system
US4835474A (en) 1986-11-24 1989-05-30 Southwest Research Institute Method and apparatus for detecting subsurface anomalies
US4906575A (en) 1987-03-06 1990-03-06 Chevron Research Company Phosphate compound that is used in a microbial profile modification process
US4971151A (en) 1988-04-19 1990-11-20 B.W.N. Live-Oil Pty. Ltd. Recovery of oil from oil reservoirs
AT395632B (de) 1988-05-06 1993-02-25 Keba Gmbh & Co Schliessfachanlage mit mehreren schliessfaechern
GB8815314D0 (en) 1988-06-28 1988-08-03 Radiodetection Ltd Improvements relating to underground pipe & cable location
JPH03505781A (ja) 1988-07-08 1991-12-12 ゼテチック・インターナショナル・リミテッド 金属及び他の物質の検出
US4986354A (en) 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Composition and placement process for oil field chemicals
GB8825435D0 (en) 1988-10-31 1988-12-29 Cross T E Detection of non metallic material
US4965522A (en) 1988-11-09 1990-10-23 Schlumberger Technology Corporation Multifrequency signal transmitter with attenuation of selected harmonies for an array induction well logging apparatus
US5103920A (en) 1989-03-01 1992-04-14 Patton Consulting Inc. Surveying system and method for locating target subterranean bodies
US4957172A (en) 1989-03-01 1990-09-18 Patton Consulting, Inc. Surveying method for locating target subterranean bodies
US5043667A (en) 1989-04-21 1991-08-27 Amoco Corporation Method of magnetotelluric exploration using areal arrays
AU625347B2 (en) 1989-05-08 1992-07-09 Australian Institute Of Marine Science Measurement of sediment level
US4992995A (en) 1989-10-24 1991-02-12 Amoco Corporation Methods for attenuating noise in seismic data
US4926394A (en) 1989-10-27 1990-05-15 Western Atlas International, Inc. Monte Carlo method for estimating lithology from seismic data
US5066916A (en) 1990-01-10 1991-11-19 Halliburton Logging Services, Inc. Technique for separating electromagnetic refracted signals from reflected signals in down hole electromagnetic tools
US5185578A (en) 1990-01-17 1993-02-09 Stolar, Inc. Method for detecting anomalous geological zones by transmitting electromagnetic energy between spaced drillholes using different frequency ranges
CA2024429A1 (en) * 1990-08-31 1992-03-01 Vladimir M. Labuc Borehole deviation monitor
ES2026341A6 (es) 1990-10-17 1992-04-16 Martinez Alcala Jose Maria Arma blanca.
DK12291D0 (da) 1991-01-24 1991-01-24 Kurt I Soerensen Maaleudstyr til elektrisk profilering af et terraen
GB2252342B (en) 1991-01-29 1995-01-11 Norske Stats Oljeselskap Method of microbial enhanced oil recovery
US5170440A (en) 1991-01-30 1992-12-08 Nec Research Institute, Inc. Perceptual grouping by multiple hypothesis probabilistic data association
GB9104491D0 (en) 1991-03-04 1991-04-17 Archaeus Tech Group Stimulation of oil production
DK42491D0 (da) 1991-03-11 1991-03-11 Kristen Nielsen Apparat og fremgangsmaade til detektering af nedgravede roer og kabler
US5877995A (en) 1991-05-06 1999-03-02 Exxon Production Research Company Geophysical prospecting
US5192952A (en) 1991-06-11 1993-03-09 Johler J Ralph Method and apparatus for transmitting electromagnetic signals into the earth from a capacitor
US5280284A (en) 1991-06-11 1994-01-18 Johler J Ralph Method of determining the electrical properties of the earth by processing electromagnetic signals propagated through the earth from a capacitor
US5230386A (en) 1991-06-14 1993-07-27 Baker Hughes Incorporated Method for drilling directional wells
USD361446S (en) 1992-04-23 1995-08-22 Mors Locker
USH1490H (en) 1992-09-28 1995-09-05 Exxon Production Research Company Marine geophysical prospecting system
US6005916A (en) 1992-10-14 1999-12-21 Techniscan, Inc. Apparatus and method for imaging with wavefields using inverse scattering techniques
USH1524H (en) 1993-01-15 1996-04-02 Exxon Production Research Company Method for using electromagnetic grounded antennas as directional geophones
US5486764A (en) 1993-01-15 1996-01-23 Exxon Production Research Company Method for determining subsurface electrical resistance using electroseismic measurements
US5357253A (en) 1993-04-02 1994-10-18 Earth Sounding International System and method for earth probing with deep subsurface penetration using low frequency electromagnetic signals
US5369892A (en) 1993-06-04 1994-12-06 Dhaemers; Gregory L. Armoire
USD359403S (en) 1993-07-07 1995-06-20 Suncast Corporation Baseball storage locker
US5421646A (en) 1993-07-12 1995-06-06 Minnesota American, Inc. Legless locker shelf assembly
US5444619A (en) 1993-09-27 1995-08-22 Schlumberger Technology Corporation System and method of predicting reservoir properties
US5373443A (en) 1993-10-06 1994-12-13 The Regents, University Of California Method for imaging with low frequency electromagnetic fields
US6060885A (en) 1993-10-14 2000-05-09 Western Atlas International, Inc. Method and apparatus for determining the resistivity and conductivity of geological formations surrounding a borehole
US5563513A (en) 1993-12-09 1996-10-08 Stratasearch Corp. Electromagnetic imaging device and method for delineating anomalous resistivity patterns associated with oil and gas traps
US5400030A (en) 1994-02-09 1995-03-21 Exxon Production Research Company Detection and mapping of hydrocarbon reservoirs with radar waves
US5564806A (en) 1994-02-10 1996-10-15 Compression Polymers Group Locker
US6060884A (en) 1994-03-14 2000-05-09 Meyer, Jr.; Wallace Harold Method and apparatus for measuring electromagnetic properties of materials in borehole environs and simultaneously determining the quality of the measurements
US5811973A (en) 1994-03-14 1998-09-22 Baker Hughes Incorporated Determination of dielectric properties with propagation resistivity tools using both real and imaginary components of measurements
US5892361A (en) 1994-03-14 1999-04-06 Baker Hughes Incorporated Use of raw amplitude and phase in propagation resistivity measurements to measure borehole environmental parameters
USD362767S (en) 1994-03-18 1995-10-03 Angeles Group Inc. Locker
USD366577S (en) 1994-05-05 1996-01-30 Suncast Corporation Full size footall locker
USD366376S (en) 1994-05-05 1996-01-23 Suncast Corporation Mid-size football locker
NO314646B1 (no) 1994-08-15 2003-04-22 Western Atlas Int Inc Transient-elektromagnetisk måleverktöy og fremgangsmåte for bruk i en brönn
JP3423948B2 (ja) 1994-08-25 2003-07-07 ジオ・サーチ株式会社 地中探査方法及び地中探査装置
USH1561H (en) 1994-09-22 1996-07-02 Exxon Production Research Company Method and apparatus for detection of seismic and electromagnetic waves
US5581024A (en) 1994-10-20 1996-12-03 Baker Hughes Incorporated Downhole depth correlation and computation apparatus and methods for combining multiple borehole measurements
GB2296567A (en) 1994-12-24 1996-07-03 Geco As Source signature determination and multiple reflection reduction
FR2729222A1 (fr) 1995-01-10 1996-07-12 Commissariat Energie Atomique Determination de la porosite et de la permeabilite d'une formation geologique a partir du phenomene d'electrofiltration
RU2100829C1 (ru) 1995-03-06 1997-12-27 Акционерное общество "Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод" Способ поиска нефтепродуктов в земле
AU5396396A (en) 1995-04-21 1996-11-07 Kurt I. Sorensen A method and measurement equipment for mapping the geology i n a subterranean formation
US5905380A (en) * 1995-05-08 1999-05-18 Eaton Corporation Electromagnetic wave, reflective type, low cost, active proximity sensor for harsh environments
WO1996035859A1 (en) 1995-05-12 1996-11-14 Sysdrill Limited A process for directional drilling
DE19518420C2 (de) 1995-05-19 1998-01-02 Diether Alfred Schroeder Schaltungsanordnung zur Verwendung in einem geophysikalischen Prospektionsverfahren
GB2301902A (en) 1995-06-08 1996-12-18 Baker Hughes Inc Detecting boundaries between strata while drilling a borehole
US5553407A (en) 1995-06-19 1996-09-10 Vermeer Manufacturing Company Excavator data acquisition and control system and method of use
GB2304483B (en) 1995-08-18 2000-03-29 London Electricity Plc System for and method of determining the location of an object in a medium
US6023168A (en) 1995-08-21 2000-02-08 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for measuring the resistivity of underground formations
JP3354036B2 (ja) 1995-08-22 2002-12-09 富士通株式会社 磁気テープ装置
GB2304895B (en) 1995-08-25 1999-05-19 Geco Prakla Method of and apparatus for controlling the quality of processed seismic data
FR2738871B1 (fr) 1995-09-19 1997-11-14 Elf Aquitaine Procede pour realiser une representation des textures d'une structure geologique
FR2738920B1 (fr) 1995-09-19 1997-11-14 Elf Aquitaine Methode de reconnaissance automatique de facies sismiques
US6061412A (en) 1995-10-05 2000-05-09 Westinghouse Electric Company Llc Nuclear reaction protection system
GB9521171D0 (en) 1995-10-17 1995-12-20 Millar John W A Detection method
US5831935A (en) 1996-03-05 1998-11-03 Chevron U.S.A. Inc. Method for geophysical processing and interpretation using seismic trace difference for analysis and display
US5724309A (en) 1996-03-06 1998-03-03 Chevron U.S.A. Inc. Method for geophysical processing and interpretation using instantaneous phase and its derivatives and their derivatives
US5838634A (en) 1996-04-04 1998-11-17 Exxon Production Research Company Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints
US5886526A (en) 1996-06-19 1999-03-23 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for determining properties of anisotropic earth formations
US5901795A (en) 1996-06-25 1999-05-11 Exxon Production Research Company Well collision avoidance
US5770945A (en) * 1996-06-26 1998-06-23 The Regents Of The University Of California Seafloor magnetotelluric system and method for oil exploration
US5777478A (en) 1996-08-27 1998-07-07 John R. Jackson Passive geophysical prospecting apparatus and method based upon detection of discontinuities associated with extremely low frequency electromagnetic fields
AU735749B2 (en) 1996-09-13 2001-07-12 Pgs Data Processing, Inc Method for time lapse reservoir monitoring
US5690401A (en) 1996-09-24 1997-11-25 Franklin; Randolph C. Locker dresser
US5825188A (en) 1996-11-27 1998-10-20 Montgomery; Jerry R. Method of mapping and monitoring groundwater and subsurface aqueous systems
US5905657A (en) 1996-12-19 1999-05-18 Schlumberger Technology Corporation Performing geoscience interpretation with simulated data
US5946271A (en) 1997-03-21 1999-08-31 Western Atlas International, Inc. Calibration system for use in time lapse tomography
US5894450A (en) 1997-04-15 1999-04-13 Massachusetts Institute Of Technology Mobile underwater arrays
US5841280A (en) 1997-06-24 1998-11-24 Western Atlas International, Inc. Apparatus and method for combined acoustic and seismoelectric logging measurements
GB9717409D0 (en) 1997-08-15 1997-10-22 Geco Prakla Uk Ltd A method of processing seismic data
US5996414A (en) 1997-09-09 1999-12-07 North American Geotechnical Company Method of determining the length of a pile
WO1999013966A1 (en) 1997-09-15 1999-03-25 Den Norske Stats Oljeselskap A.S Fluid separation system
US6188222B1 (en) 1997-09-19 2001-02-13 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring resistivity of an earth formation
US6026913A (en) 1997-09-30 2000-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic method of connecting boreholes for multi-lateral completion
US6041018A (en) 1997-11-13 2000-03-21 Colorado School Of Mines Method for correcting amplitude and phase differences between time-lapse seismic surveys
US5987388A (en) 1997-12-26 1999-11-16 Atlantic Richfield Company Automated extraction of fault surfaces from 3-D seismic prospecting data
GB9800741D0 (en) 1998-01-15 1998-03-11 Geco As Multiple attenuation of multi-component sea-bottom data
US6114972A (en) 1998-01-20 2000-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Electromagnetic resistivity tool and method for use of same
US6140819A (en) 1998-05-26 2000-10-31 Heath Consultants, Inc. Continuous-depth-indicating underground pipe and cable locator
NO315725B1 (no) 1998-06-18 2003-10-13 Norges Geotekniske Inst Anordning for måling og overvåking av resistivitet utenfor et brönnrör i etpetroleumsreservoar
NO310384B1 (no) * 1998-06-18 2001-06-25 Norges Geotekniske Inst Fremgangsmåte for detektering av reflektorer i en produksjonsbrönn ved hjelp av en radarlignende sende- ogmottakerinnretning
US6236211B1 (en) 1998-06-18 2001-05-22 The United States Of America As Represented By The United States Secretary Of The Interior Induced polarization method using towed cable carrying transmitters and receivers for identifying minerals on the ocean floor
US6236212B1 (en) 1998-06-22 2001-05-22 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior Induced polarization system using towed cable carrying transmitters and receivers for identifying minerals on the ocean floor
GB9814093D0 (en) * 1998-07-01 1998-08-26 Coda Technologies Ltd Subsea positioning system and apparatus
US6188221B1 (en) 1998-08-07 2001-02-13 Van De Kop Franz Method and apparatus for transmitting electromagnetic waves and analyzing returns to locate underground fluid deposits
GB9818875D0 (en) 1998-08-28 1998-10-21 Norske Stats Oljeselskap Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs
WO2000013037A1 (fr) 1998-08-31 2000-03-09 Osaka Gas Co., Ltd. Procede de recherche tridimensionnel, procede d'affichage de donnees de voxels tridimensionnelles, et dispositif de realisation de ces procedes
US6108605A (en) 1998-12-16 2000-08-22 Western Atlas International, Inc. Low distortion digitally controlled transmitter for use in a well logging tool
EP1153194B1 (en) 1999-01-13 2003-11-19 Vermeer Manufacturing Company Automated bore planning method and apparatus for horizontal directional drilling
US6163155A (en) 1999-01-28 2000-12-19 Dresser Industries, Inc. Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for determining the horizontal and vertical resistivities and relative dip angle in anisotropic earth formations
US6184685B1 (en) 1999-02-22 2001-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Mulitiple spacing resistivity measurements with receiver arrays
US6181138B1 (en) 1999-02-22 2001-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Directional resistivity measurements for azimuthal proximity detection of bed boundaries
AU3622200A (en) 1999-03-12 2000-09-28 Profile Technologies, Inc. Dynamic electromagnetic methods for direct prospecting for oil
US6424918B1 (en) * 1999-04-02 2002-07-23 Conoco Inc. Method for integrating gravity and magnetic inversion data with model based seismic data for oil, gas and mineral exploration and production
FR2792419B1 (fr) 1999-04-16 2001-09-07 Inst Francais Du Petrole Methode pour obtenir un modele optimal d'une caracteristique physique dans un milieu heterogene, tel que le sous-sol
GB9909040D0 (en) 1999-04-20 1999-06-16 Flight Refueling Ltd Systems and methods for locating subsurface objects
US7028806B2 (en) 1999-06-03 2006-04-18 Baker Hughes Incorporated Acoustic isolator for downhole applications
US6615949B1 (en) 1999-06-03 2003-09-09 Baker Hughes Incorporated Acoustic isolator for downhole applications
US6294917B1 (en) 1999-09-13 2001-09-25 Electromagnetic Instruments, Inc. Electromagnetic induction method and apparatus for the measurement of the electrical resistivity of geologic formations surrounding boreholes cased with a conductive liner
MY131017A (en) 1999-09-15 2007-07-31 Exxonmobil Upstream Res Co Remote reservoir resistivity mapping
US6499817B2 (en) 1999-09-27 2002-12-31 American Locker Group Incorporated Locker
US6826483B1 (en) 1999-10-13 2004-11-30 The Trustees Of Columbia University In The City Of New York Petroleum reservoir simulation and characterization system and method
EP2296013B1 (en) 1999-10-22 2016-03-30 CGG Services (NL) B.V. Method of estimating elastic and compositional parameters from seismic and echo-acoustic data
US6480790B1 (en) 1999-10-29 2002-11-12 Exxonmobil Upstream Research Company Process for constructing three-dimensional geologic models having adjustable geologic interfaces
GB2357097A (en) 1999-12-08 2001-06-13 Norske Stats Oljeselskap Method of assessing positional uncertainty in drilling a well
NO310797B1 (no) 1999-12-13 2001-08-27 Univ California Fremgangsmåte for å overvåkning av havbunnens innsynkning og gravitasjonsendring
US6353321B1 (en) 2000-01-27 2002-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Uncompensated electromagnetic wave resistivity tool for bed boundary detection and invasion profiling
GB0002422D0 (en) 2000-02-02 2000-03-22 Norske Stats Oljeselskap Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs
GB2364390B (en) 2000-07-03 2004-11-17 Yousri Mohammad Tah Haj-Yousef A method and device for detecting and monitoring concealed bodies and objects
GB0018480D0 (en) 2000-07-27 2000-09-13 Geco Prakla Uk Ltd A method of processing surface seismic data
DK1309887T4 (en) * 2000-08-14 2017-10-16 Electromagnetic Geoservices Asa Method and apparatus for determining the nature of underground reservoirs
US6415231B1 (en) 2000-08-14 2002-07-02 Joel J. Hebert Method and apparatus for planning and performing a pressure survey
AUPQ975100A0 (en) * 2000-08-29 2000-09-21 Siemensindustrial Services Ltd Re-locatable partial discharge transducer head
US6700526B2 (en) 2000-09-08 2004-03-02 Witten Technologies Inc. Method and apparatus for identifying buried objects using ground penetrating radar
US6950786B1 (en) 2000-10-10 2005-09-27 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for generating a cross plot in attribute space from a plurality of attribute data sets and generating a class data set from the cross plot
US20050035696A1 (en) 2001-01-02 2005-02-17 Snap-On Incorporated Suspendable Locker
JP3696512B2 (ja) 2001-02-13 2005-09-21 シャープ株式会社 表示素子駆動装置およびそれを用いた表示装置
US6525539B2 (en) 2001-03-15 2003-02-25 Witten Technologies Inc. Apparatus and method for locating subsurface objects in conductive soils by measurements of magnetic fields by induced currents with an array of multiple receivers
US6450599B1 (en) 2001-03-30 2002-09-17 Betty J. Mamuyac Locker apparatus
US6876326B2 (en) 2001-04-23 2005-04-05 Itt Manufacturing Enterprises, Inc. Method and apparatus for high-accuracy position location using search mode ranging techniques
FR2824147B1 (fr) 2001-04-27 2004-03-19 Inst Francais Du Petrole Methode pour faciliter le suivi au cours du temps de l'evolution d'une zone souterraine par analyse comparee de differents jeux d'enregistrements sismiques
FR2824148B1 (fr) 2001-04-30 2003-09-12 Inst Francais Du Petrole Methode pour faciliter le suivi au cours du temps de l'evolution d'etats physiques dans une formation souterraine
US6446595B1 (en) 2001-05-07 2002-09-10 Masami Sakita Rotary piston engine
GB2413188B (en) 2001-08-07 2006-01-11 Electromagnetic Geoservices As Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs
GB2383133A (en) 2001-08-07 2003-06-18 Statoil Asa Investigation of subterranean reservoirs
US6867866B1 (en) 2001-08-10 2005-03-15 Therma-Wave, Inc. CD metrology analysis using green's function
US7769572B2 (en) 2001-09-07 2010-08-03 Exxonmobil Upstream Research Co. Method of imaging subsurface formations using a virtual source array
GB2381137B (en) 2001-10-15 2004-03-03 Univ Southampton Signal generation apparatus and method for seafloor electromagnetic exploration
GB2381314B (en) 2001-10-26 2005-05-04 Westerngeco Ltd A method of and an apparatus for processing seismic data
GB0125713D0 (en) 2001-10-26 2001-12-19 Statoil Asa Method of combining spatial models
GB2396921A (en) 2001-12-05 2004-07-07 Univ Johns Hopkins Expandable sensor array
GB2382875B (en) 2001-12-07 2004-03-03 Univ Southampton Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
GB2384068B (en) 2002-01-11 2005-04-13 Westerngeco Ltd A method of and apparatus for processing seismic data
US6889449B2 (en) 2002-05-07 2005-05-10 Steve Silver Sanitizing cabinet for sports equipment
GB2385923B (en) 2002-05-24 2004-07-28 Statoil Asa System and method for electromagnetic wavefield resolution
MXPA04012482A (es) * 2002-06-11 2005-06-08 Univ California Metodo y sistema para el reconocimiento geologico del fondo marino usando mediciones de campo electrico vertical.
US6842006B2 (en) 2002-06-27 2005-01-11 Schlumberger Technology Corporation Marine electromagnetic measurement system
GB2390904B (en) * 2002-07-16 2004-12-15 Univ Southampton Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
US20040017137A1 (en) 2002-07-29 2004-01-29 Straub Andrew D. Locker display case
US6777940B2 (en) * 2002-11-08 2004-08-17 Ultima Labs, Inc. Apparatus and method for resistivity well logging
GB2395563B (en) 2002-11-25 2004-12-01 Activeem Ltd Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
CN100339724C (zh) * 2002-12-10 2007-09-26 加利福尼亚大学董事会 利用受控源电磁场监测碳氢化合物储藏层的系统和方法
GB2399640B (en) 2003-03-17 2007-02-21 Statoil Asa Method and apparatus for determining the nature of submarine reservoirs
US20050052949A1 (en) * 2003-03-20 2005-03-10 Baker Hughes Incorporated Use of pattern recognition in a measurement of formation transit time for seismic checkshots
US7072767B2 (en) * 2003-04-01 2006-07-04 Conocophillips Company Simultaneous inversion for source wavelet and AVO parameters from prestack seismic data
US7095357B1 (en) 2003-05-14 2006-08-22 Joseph Ralph Johler Method and apparatus for transmitting electromagnetic signals into the earth at frequencies below 500 KHz from a capacitor emplaced on the surface of the earth or raised aloft in an aircraft
NO326506B1 (no) 2003-07-10 2008-12-15 Norsk Hydro As Et maringeofysisk innsamlingssystem med en kabel med seismiske kilder og mottakere og elektromagnteiske kilder og mottakere
US7123543B2 (en) 2003-07-16 2006-10-17 Pgs Americas, Inc. Method for seismic exploration utilizing motion sensor and pressure sensor data
GB2404444B (en) 2003-07-28 2006-11-29 Statoil Asa Transmitter antena
US6971728B2 (en) 2003-08-18 2005-12-06 Ritter Tsai Combinative locker
US7042802B2 (en) * 2003-09-18 2006-05-09 Schlumberger Technology Corporation Determination of stress characteristics of earth formations
GB2409900B (en) * 2004-01-09 2006-05-24 Statoil Asa Processing seismic data representing a physical system
GB2411006B (en) 2004-02-16 2006-01-25 Ohm Ltd Electromagnetic surveying for hydrocarbon reservoirs
GB2412739B (en) 2004-04-03 2008-08-06 Statoil Asa Electromagnetic wavefield analysis
GB2412741B (en) 2004-04-03 2009-02-25 Statoil Asa Electromagnetic data processing
GB2412740B (en) 2004-04-03 2008-09-17 Statoil Asa Calibration filters
GB2415511B (en) 2004-06-26 2008-09-24 Statoil Asa Processing electromagnetic data
US7140434B2 (en) * 2004-07-08 2006-11-28 Schlumberger Technology Corporation Sensor system
JP2006145360A (ja) 2004-11-19 2006-06-08 Radioactive Waste Management Funding & Research Center 単独型地下探査装置、ケーブル型地下探査装置および海底地下探査方法
GB2420855B (en) * 2004-12-02 2009-08-26 Electromagnetic Geoservices As Source for electromagnetic surveying
NO323490B1 (no) * 2005-01-10 2007-05-29 Norsk Hydro As Elektromagnetisk hydrokarbonprospektering i grunne havomrader
GB2422673B (en) 2005-02-01 2010-03-24 Electromagnetic Geoservices As Optimum signal for sea bed logging
US7295013B2 (en) 2005-04-11 2007-11-13 Schlumberger Technology Corporation Remotely operable measurement system and method employing same
CN101203775B (zh) * 2005-06-24 2012-02-08 埃克森美孚上游研究公司 从地震数据中获取孔隙率和页岩体积的方法
AU2006276871B2 (en) 2005-07-22 2011-02-10 Exxonmobil Upstream Research Company Method for determining receiver orientations
WO2007046952A2 (en) * 2005-10-14 2007-04-26 Exxonmobil Upstream Research Comapny Method and apparatus for utilizing time division multiple waveform transmitting
US7106065B1 (en) 2005-11-01 2006-09-12 Seismic Science, Inc. Method of geologic exploration for subsurface deposits
US7884612B2 (en) * 2005-12-22 2011-02-08 Westerngeco L.L.C. Multi-component field sources for subsea exploration
GB2435693A (en) * 2006-02-09 2007-09-05 Electromagnetic Geoservices As Seabed electromagnetic surveying
US7471089B2 (en) * 2006-04-24 2008-12-30 Schlumberger Technology Corporation Electrode array for marine electric and magnetic field measurements having first and second sets of electrodes connected to respective first and second cables
NO327007B1 (no) * 2006-05-24 2009-04-06 Norsk Hydro As Fremgangsmate for elektromagnetisk geofysisk kartlegging av undersjoiske bergartsformasjoner
US7340348B2 (en) 2006-06-15 2008-03-04 Kjt Enterprises, Inc. Method for acquiring and interpreting seismoelectric and electroseismic data
GB2441786A (en) 2006-09-15 2008-03-19 Electromagnetic Geoservices As Combined electromagnetic and seismic surveying
GB2442244A (en) * 2006-09-29 2008-04-02 Electromagnetic Geoservices As Determining the position and orientation of electromagnetic receivers
GB2442749B (en) 2006-10-12 2010-05-19 Electromagnetic Geoservices As Positioning system
US20080169817A1 (en) 2006-11-01 2008-07-17 Schlumberger Technology Corporation Determining an Electric Field Based on Measurement from a Magnetic Field Sensor for Surveying a Subterranean Structure
GB2445582A (en) 2007-01-09 2008-07-16 Statoil Asa Method for analysing data from an electromagnetic survey
US7636275B2 (en) * 2007-02-06 2009-12-22 Conocophillips Company Direct time lapse inversion of seismic data
US20090195251A1 (en) * 2007-11-05 2009-08-06 Darnet Mathieu Apparatus, system and method for receiving a vertical component of a signal and for determining a resistivity of a region below a geologic surface for hydrocarbon exploration
US20090265111A1 (en) 2008-04-16 2009-10-22 Kjt Enterprises, Inc. Signal processing method for marine electromagnetic signals

Also Published As

Publication number Publication date
CU20090050A7 (es) 2012-06-21
US20100061187A1 (en) 2010-03-11
EP2076794A2 (en) 2009-07-08
WO2008044042A3 (en) 2009-01-22
EG26546A (en) 2014-02-11
NO20091856L (no) 2009-05-12
ZA200901670B (en) 2010-05-26
CA2665179A1 (en) 2008-04-17
MX2009003879A (es) 2009-04-23
AU2007306112B2 (en) 2012-08-09
CO6270173A2 (es) 2011-04-20
AR063299A1 (es) 2009-01-21
GB2442749A (en) 2008-04-16
NZ575164A (en) 2012-09-28
GB2442749B (en) 2010-05-19
US8913463B2 (en) 2014-12-16
WO2008044042A2 (en) 2008-04-17
MY157937A (en) 2016-08-15
RU2009117465A (ru) 2010-11-20
GB0620328D0 (en) 2006-11-22
AU2007306112A1 (en) 2008-04-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BRPI0719440A2 (pt) Sistema acústico de escuta passico e de perfilagem de leito do mar, e, método para determinar exatamente a posição de uma fonte eletromagnética rebocada e um ou mais receptores eletromagnéticos para uso em uma prospecção por perfilagem de leito do mar.
US8278929B2 (en) Determining orientation for seafloor electromagnetic receivers
US7391674B2 (en) Methods and systems for determining orientation of seismic cable apparatus
US7417924B2 (en) Apparatus, systems and methods for determining position of marine seismic acoustic receivers
US20090245019A1 (en) Method and system for determining geodetic positions of towed marine sensor array components
US9389331B2 (en) Long baseline navigation system
US20110066379A1 (en) survey system for locating geophysical anomalies
US8582394B2 (en) Method for determining positions of sensor streamers during geophysical surveying
US9234978B2 (en) Method for positioning the front end of a seismic spread
US4446538A (en) Marine cable location system
GB2440032A (en) Deriving acoustic propagation velocity model from acoustic ranging data
US9322942B2 (en) Streamer for seismic prospection comprising tilt compensation of directional sensors
US4513401A (en) Marine cable location system
US20110116343A1 (en) Positioning a Seismic Acquisition System Using Electromagnetic Signals
JP7390366B2 (ja) 平均音速プロファイルに基づく深度又は水深プロファイルの特定方法、かかる速度プロファイルの特定方法、及び関連するソナーシステム
CN112147578A (zh) 一种高精度深水发射阵及多元垂直接收阵阵元定位系统与方法
WO2008037965A1 (en) Receiver orientation in an electromagnetic survey
RU2559311C1 (ru) Способ оценки состояния ледового поля
KR20010037427A (ko) 워터터널의 소음 계측방법
US20130077435A1 (en) Methods and apparatus for streamer positioning during marine seismic exploration
KR100338190B1 (ko) 워터터널의 소음 계측기
Lindwall 3D underwater imaging using vector acoustic sensors

Legal Events

Date Code Title Description
B08F Application dismissed because of non-payment of annual fees [chapter 8.6 patent gazette]
B08K Patent lapsed as no evidence of payment of the annual fee has been furnished to inpi [chapter 8.11 patent gazette]