BRPI1103241B1 - Método e sistema para coletar dados geofísicos marinhos - Google Patents
Método e sistema para coletar dados geofísicos marinhos Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI1103241B1 BRPI1103241B1 BRPI1103241-3A BRPI1103241A BRPI1103241B1 BR PI1103241 B1 BRPI1103241 B1 BR PI1103241B1 BR PI1103241 A BRPI1103241 A BR PI1103241A BR PI1103241 B1 BRPI1103241 B1 BR PI1103241B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- reference point
- cable
- floating seismic
- hydrophones
- sensors
- Prior art date
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3817—Positioning of seismic devices
- G01V1/3826—Positioning of seismic devices dynamic steering, e.g. by paravanes or birds
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
patente de invenção: "métodos para coletar dados geofísicos marinhos". a presente invenção refere-se a um método para coletar os dados geofísicos, que inclui rebocar o equipamento de coleta de dados geofísicos atrás de uma embarcação de pesquisa em um corpo de água, o dito equipamento incluindo um conjunto de cabos sensores dotados de hidrofones que se estendem atrás da dita embarcação e determinar uma localização geodésica de um ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones em uma extremidade dianteira dos cabos sensores dotados de hidrofones e uma direção de referência. pelo menos um cabo sensor dotado de hidrofones incluíndo no dit4o conjunto de cabos sensores dotados de hidrofones é desviado de forma lateral em resposta à localização geodésia determinada do dito ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones e a direção de referência determinada.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO E SISTEMA PARA COLETAR DADOS GEOFÍSICOS MARINHOS.
Referência Cruzada aos Pedidos Correlacionados [001] Não aplicável.
Declaração com relação à Pesquisa ou ao Desenvolvimento patrocinado de forma Federal [002] Não aplicável.
Antecedentes da Invenção
Campo da Invenção [003] A presente invenção refere-se, em geral, ao campo de pesquisa geofísica marinha. Mais particularmente, a presente invenção refere-se aos métodos para controlar a distribuição espacial ou o equipamento de coleta de dados geofísicos rebocado atrás de uma embarcação de pesquisa.
Antecedentes da Invenção [004] Os sistemas de pesquisa geofísica marinha, como os sistemas de aquisição sísmica e os sistemas de pesquisa eletromagnética são usados para adquirir os dados geofísicos a partir de formações dispostas abaixo do fundo de um corpo de água, como um lago ou o oceano. Os sistemas de pesquisa sísmica marinha, por exemplo, tipicamente incluem uma embarcação de pesquisa sísmica que tem navegação a bordo, controle de fonte de energia sísmica e equipamento de gravação de dados geofísicos. A embarcação de pesquisa sísmica é tipicamente configurada para rebocar um ou, mais tipicamente, uma pluralidade de sensores de cabos sísmico flutuantes (sensor streamer) espaçados de forma lateral através da água. Em determinados momentos, o equipamento de controle de fonte de energia sísmica faz com que uma ou mais fontes de energia sísmica (que podem ser rebocadas na água pela embarcação sísmica ou por outra embarcação)
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 5/33
2/20 atue. Os sinais gerados por vários sensores em um ou mais cabos dotados de hidrofones em resposta à energia sísmica detectada são, por fim, conduzidos ao equipamento de gravação. Uma gravação com relação ao horário é feita no sistema de gravação dos sinais gerados por cada sensor (ou grupos de tais sensores). Os sinais gravados são mais tarde interpretados para inferir a estrutura e a composição das formações abaixo do fundo do corpo de água. Os componentes correspondentes para incluir os campos eletromagnéticos e para detectar o fenômeno eletromagnético que se origina abaixo da superfície em resposta aos tais campos conferidos podem ser usados em sistemas de pesquisa geofísica eletromagnética marinha.
[005] O um ou mais sensores de cabos sísmicos flutuantes são, no sentido mais geral, cabos longos que têm sensores geofísicos dispostos em posições espaçadas ao longo do comprimento dos cabos. Um típico cabo dotado de hidrofones pode se estender atrás da embarcação de pesquisa geofísica por vários quilômetros.
[006] Os múltiplos sistemas de cabo dotado de hidrofones são usados no que é conhecido como pesquisas geofísicas tridimensionais e quadridimensionais. Uma pesquisa sísmica quadridimensional é uma pesquisa tridimensional ao longo da mesma área abaixo da superfície da Terra, repetida em momentos selecionados.
[007] A qualidade de imagens geofísicas abaixo superfície da
Terra, produzidas a partir de pesquisas tridimensionais ou quadridimensionais é afetada pela maneira como as posições dos sensores individuais nos cabos dotados de hidrofones são controladas. Vários dispositivos são conhecidos na técnica para posicionar os cabos dotados de hidrofones de forma lateral e/ou em uma profundidade selecionada abaixo da superfície da água. A Patente U.S. N° 5.443.027 concedida a Owsley et al., por exemplo, descreve um dispositivo de força lateral para deslocar um cabo acústico submerso rebocado que fornePetição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 6/33
3/20 ce o deslocamento nas direções horizontal e vertical.
[008] A Patente U.S. N° 6.011.752 concedida a Ambs et al. descreve um módulo de controle de posição do cabo dotado de hidrofones sísmico.
[009] A Patente U.S. N° 6.144.342 concedida a Bertheas et al.
descreve um método para controlar a navegação de um cabo dotado de hidrofones sísmico rebocado com o uso de pássaros anexados ao exterior do cabo dotado de hidrofones.
Sumário da Invenção [0010] Em uma primeira modalidade, a invenção compreende um método para coletar os dados geofísicos, que inclui rebocar o equipamento de coleta de dados geofísicos atrás de uma embarcação de pesquisa em um corpo de água, o dito equipamento incluindo um conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes que se estendem atrás da dita embarcação e determinar uma localização geodésica de um ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones em uma extremidade dianteira dos ditos sensores de cabos sísmicos flutuantes e uma direção de referência. Pelo menos um sensor de cabo sísmico flutuante incluído no dito conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes é desviado de forma lateral em resposta à localização geodésica determinada do dito ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones e a dita direção de referência determinada.
[0011] Em outra modalidade, a invenção compreende um método para coletar os dados geofísicos, que inclui rebocar o equipamento de coleta de dados geofísicos atrás de uma embarcação de pesquisa em um corpo de água, o dito equipamento que inclui um conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes que compreende uma pluralidade de sensor de cabo sísmico flutuante que se estendem atrás da dita embarcação, determinar uma localização geodésica de um ponto de referência de direção da embarcação em uma extremidade dianteira
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 7/33
4/20 do dito conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes e direcionar a embarcação de pesquisa de modo que o ponto de referência de direção da embarcação segue uma trajetória de movimento préselecionado.
[0012] Em ainda outra modalidade, a invenção compreende um método para coletar os dados geofísicos, que inclui rebocar o equipamento de coleta de dados geofísicos atrás de uma embarcação de pesquisa em um corpo de água, o dito equipamento que inclui uma fonte geofísica e um conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes que inclui uma pluralidade de sensor de cabo sísmico flutuante que se estendem atrás da embarcação, determinar uma localização geodésica de um ponto de referência de direção de fonte em uma extremidade dianteira do dito conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes, determinar uma posição lateral de fonte desejada com referência ao ponto de referência de direção de fonte e direcionar a dita fonte geofísica de modo que a dita fonte geofísica segue a posição lateral de fonte desejada.
[0013] Outros aspectos e vantagens da invenção ficarão claros a partir da descrição a seguir e dos desenhos anexos.
Breve Descrição dos Desenhos [0014] A figura 1 mostra um conjunto de cabos sísmicos dotados de hidrofones, cada um incluindo dispositivos de controle de profundidade e de força lateral para ajustar a geometria dos respectivos cabos dotados de hidrofones;
a figura 2 ilustra a modalidade de modo dianteiro do cabo dotado de hidrofones da invenção;
a figura 3 ilustra a direção da embarcação para manter a extremidade do cabo dotado de hidrofones em uma modalidade da trajetória determinada da invenção;
a figura 4 ilustra a modalidade de modo dianteiro de fonte
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 8/33
5/20 de energia da invenção.
Descrição Detalhada [0015] A figura 1 mostra um típico sistema de pesquisa geofísica marinha 2 que pode incluir uma pluralidade de cabos sensores geofísicos dotados de hidrofones 20. Cada um dos sensores de cabos sísmicos flutuantes pode ser guiado através da água por um ou mais dispositivos de controle (LFD) de profundidade e de força lateral 26 engatados de forma cooperativa com cada um dos cabos dotados de hidrofones 20. Conforme será explicado mais adiante, o uso de dispositivos LFD 26 que pode fornecer capacidade de controle de profundidade é uma questão de escolha para o criador do sistema. Somente é necessário, para propósitos da invenção, que os dispositivos associados aos cabos sensores geofísicos dotados de hidrofones forneçam controle direcional para afetar a direção do cabo dotado de hidrofones paralelo ao plano da superfície da água à medida que o cabo dotado de hidrofones se move através de um corpo de água.
[0016] O sistema de pesquisa geofísica 2 inclui uma embarcação de pesquisa 10 que se move ao longo de uma superfície de um corpo de água 11, como um lago ou o oceano. A embarcação de pesquisa 10 pode incluir nele o equipamento, mostrado em geral como 12 e, por conveniência, coletivamente mencionado como um sistema de gravação. O sistema de gravação 12 tipicamente inclui os dispositivos (nenhum dos dispositivos descritos a seguir mostrados de forma separada) como uma unidade de gravação de dados para fazer uma gravação com relação ao momento dos sinais gerados por vários sensores no sistema de aquisição. O sistema de gravação 12, tipicamente, também inclui o equipamento de navegação para determinar e gravar, em momentos selecionados, a posição geodésica da embarcação 10 e com o uso de outros dispositivos a serem explicados abaixo, a posição geodésica de cada um de uma pluralidade de sensores geofísicos 22
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 9/33
6/20 dispostos em localizações espaçadas em cabos dotados de hidrofones 20 rebocados pela embarcação de pesquisa 10.
[0017] Em um exemplo, o dispositivo para determinar a posição geodésica pode ser um receptor de sinal de posição geodésica, como um receptor de Satélite de Posicionamento Global (GPS), mostrado de forma esquemática como 12A. Outros dispositivos de determinação da posição geodésica são conhecidos na técnica. Os elementos supracitados do sistema de gravação 12 são familiares aos versados na técnica e com exceção do receptor de detecção da posição geodésica 12A não são mostrados de forma separada nas figuras aqui para objetividade da ilustração.
[0018] Os sensores geofísicos 22 podem ser qualquer tipo de sensor geofísico conhecido na técnica. Os exemplos não limitadores de tais sensores podem incluir os sensores sísmicos responsivos à pressão movimento de partícula, como geofones e medidores de aceleração, sensores sísmicos responsivos à pressão, sensores sísmicos responsivos ao gradiente de tempo e pressão, eletrodos, magnetômetros, sensores de temperatura ou combinações dos supracitados. Os sensores geofísicos 22 podem medir, por exemplo, a energia no campo eletromagnético ou sísmico principalmente refletida ou refratada por várias estruturas abaixo da superfície da Terra, abaixo do fundo da água 11 em resposta à energia conferida abaixo da superfície por uma fonte de energia 17. A fonte de energia 17 pode ser, por exemplo uma fonte de energia sísmica ou um conjunto de tais fontes. Os exemplos não limitadores de fontes de energia sísmica incluem injetores de ar e injetores de água. A fonte de energia 17 também pode ser uma fonte eletromagnética, por exemplo, uma laçada de fio ou par de eletrodos (não mostrado para objetividade). A fonte de energia 17 pode ser rebocada na água 11 pela embarcação de pesquisa 10 conforme mostrado ou uma embarcação diferente (não mostrada). O sistema de gra
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 10/33
7/20 vação 12 também pode incluir o equipamento de controle de fonte de energia (não mostrado de forma separada) para operar de forma seletiva a fonte de energia 17.
[0019] No sistema de pesquisa mostrado em uma figura 1, há quatro sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 rebocados pela embarcação de pesquisa 10. Entretanto, o número de sensores de cabos sísmicos flutuantes mostrado em uma figura 1 é apenas para propósitos de explicação da invenção e não é uma limitação com relação ao número de cabos dotados de hidrofones que podem ser usados em qualquer sistema de pesquisa geofísica em de acordo com a invenção. Em sistemas de aquisição geofísica marinha, como mostrado na figura 1 que incluem uma pluralidade de cabos dotados de hidrofones espaçados de forma lateral, os cabos dotados de hidrofones 20 são tipicamente acoplados ao equipamento de reboque que se destina a prender a extremidade dianteira de cada um dos cabos dotados de hidrofones 20 em uma posição lateral selecionada com relação aos cabos dotados de hidrofones adjacentes e com relação à embarcação de pesquisa 10. Conforme mostrado na figura 1, o equipamento de reboque pode incluir duas cordas de reboque de paravane 8, cada uma acoplada à embarcação 10 em uma extremidade através de um guincho 19 ou dispositivo de bobina similar que permite alterar o comprimento aplicado de cada corda de reboque de paravane 8. A extremidade distal de cada corda de reboque de paravane 8 é acoplada de forma funcional a um paravane 14. Os paravanes 14 são, cada um, desenvolvidos para fornecer um componente lateral de movimento aos vários componentes de reboque empregados na água 11 quando os paravanes 14 são movidos através da água 11. Lateral, no presente contexto, significa que os meios transversais para a direção de movimento da embarcação de pesquisa 10 na água 11. O componente de movimento lateral de cada paravane 14 é oposto àquele do outro pa
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 11/33
8/20 ravane 14. O componente de movimento lateral combinado dos paravanes 14 separa os paravanes 14 um do outro até que apliquem tração a um ou mais cabos ou cordas de cunha 24, aplicados de forma funcional de extremidade a extremidade entre os paravanes 14.
[0020] Os sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 podem ser, cada um, acoplados na extremidade axial do mesmo o mais próximo possível da embarcação 10 (a extremidade dianteira), a uma respectiva terminação de cabo de entrada 20A. As terminações de cabo de entrada 20A podem ser acopladas ou associadas aos cabos ou cordas de cunha 24 de modo a fixar de forma substancial as posições laterais dos cabos dotados de hidrofones 20 uma em relação à outra. As terminações de cabo de entrada 20A podem, cada uma, incluir um sensor de sinal de posição relativa (não mostrado de forma separada e explicado mais adiante). A conexão óptica e/ou elétrica entre os componentes adequados no sistema de gravação 12 e, finalmente, os sensores geofísicos 22 (e/ou outro conjunto de circuitos) nos cabos dotados de hidrofones 20 pode ser feita com o uso de cabos de entrada 18, cada um dos quais terminam em uma respectiva terminação de cabo de entrada 20A. Cada uma das terminações de entrada 20A é disposta na extremidade dianteira de cada um dos cabos dotado de hidrofones 20. Cada um dos cabos de entrada 18 pode ser posicionado por um respectivo guincho 19 ou dispositivo de bobina similar, tal que o comprimento aplicado de cada cabo 18 pode ser alterado. O tipo de equipamento de reboque acoplado à extremidade dianteira de cada cabo dotado de hidrofones mostrado na figura 1 destina-se apenas a ilustrar um tipo de equipamento que pode rebocar um conjunto de cabos dotados de hidrofones espaçados de forma lateral na água. Outras estruturas de reboque podem ser usadas em outros exemplos de sistema de aquisição geofísica de acordo com a invenção.
[0021] O sistema de captura mostrado em uma figura 1 também
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 12/33
9/20 pode incluir uma pluralidade de dispositivos de controle (LFD) de profundidade e de força lateral 26 engatados de forma cooperativa com cada um dos cabos dotados de hidrofones 20 em posições selecionadas ao longo de cada cabo dotado de hidrofones 20. Cada dispositivo de controle LFD 26 pode incluir uma ou mais superfícies de controle giratório (não mostrado de forma separada) que quando movidas a uma orientação giratória selecionada com relação à direção do movimento de tais superfícies através da água 11 cria uma elevação hidrodinâmico em uma direção selecionada para impulsionar o cabo dotado de hidrofones 20 em qualquer direção selecionada para cima ou para baixo na água 11 ou de forma lateral ao longo da superfície da água com relação à direção do movimento da embarcação 10. Assim, tais dispositivos de controle LFD 26 podem ser usados para manter os cabos dotados de hidrofones 20 em uma disposição geométrica selecionada. Um exemplo não limitador de dispositivo de controle LFD que pode ser usado em alguns exemplos é descrito na Publicação de Pedido de Patente U.S. N° 2009/0003129 depositado por Stokkeland et al., o pedido de patente subjacente para o qual é comumente concedido com a presente invenção. A configuração particular do dispositivo de controle LFDs 26, entretanto, não é limitadora do escopo da presente invenção. Conforme explicado anteriormente, para os propósitos da presente invenção é apenas necessário que quaisquer dispositivos usados como os dispositivos de controle LFD 26 sejam capazes de aplicar uma força lateral selecionável aos cabos dotados de hidrofones 20 associados. O controle de profundidade dos cabos dotados de hidrofones 20 pode ser fornecido de forma passiva, como mediante o fornecimento de cabos dotados de hidrofones 20 com uma gravidade específica geral selecionada ou mediante os dispositivos de controle de profundidade separados (não mostrados). Portanto, qualquer referência ao controle de profundidade, conforme fornecido pelo disposi
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 13/33
10/20 tivo de controle LFDs 26, destina-se apenas a cobrir a implementação do presente exemplo, como com o uso do dispositivo mostrado na publicação de pedido de patente '129 por Stokkeland et al., chamado acima. Qualquer referência ao controle de profundidade ativo dos cabos dotados de hidrofones 20 não é um limite no escopo da presente invenção. Para propósitos de definir o escopo da invenção, portanto, os dispositivos LFD 26 precisam apenas realizar a função dos dispositivos de controle de força lateral e a inclusão do controle de profundidade como uma parte da função dos dispositivos de controle LFD 26 explicado aqui se destina a garantir que os versados na técnica entendam que o uso dos dispositivos de controle LFD 26 do exemplo apresentado aqui e quaisquer outros exemplos similares estão dentro do escopo da presente invenção.
[0022] No presente exemplo, cada dispositivo de controle LFD 26 pode incluir um dispositivo de determinação de posição relativa associado. Em um exemplo, o dispositivo de determinação de posição pode ser um dispositivo de detecção de faixa acústica (ARD) 26A. Tais ARDs tipicamente incluem um transceptor ultrassônico ou transmissor e conjunto de circuitos eletrônico configurado para fazer com que o transceptor emita os pulsos de energia acústica. O tempo de deslocamento da energia acústica entre um transmissor e um receptor disposto em uma posição espaçada, como ao longo do mesmo cabo dotado de hidrofones e/ou em um cabo dotado de hidrofones diferente, é relacionado à distância entre o transmissor e um receptor, e a velocidade acústica da água. Pode-se presumir que a velocidade acústica pode ser não altere de forma substancial durante uma pesquisa, ou ela pode ser medida por um dispositivo como uma célula de teste de velocidade da água. Alternativa ou adicionalmente, os dispositivos de detecção de faixa acústica (ARDs) podem ser dispostos em posições selecionadas ao longo de cada um dos cabos dotados de hidrofones não locali
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 14/33
11/20 zado junto aos dispositivos de controle LFD 26. Tais ARDs adicionais são mostrados como 23 na figura 1. Cada um dos ARDs 26A, 23 pode estar em comunicação de sinal com o sistema de gravação 12, de modo que a qualquer momento a distância entre qualquer um dos dois ARDs 26A, 23 em qualquer um dos cabos dotados de hidrofones 20 é determinável. Um ou mais ARDs pode ser posicionado em posições selecionadas adjacentes à extremidade posterior da embarcação 10, de modo que as distâncias relativas entre as posições selecionadas da embarcação 10 e qualquer um dos ARDs nos cabos dotados de hidrofones também podem ser determinados. Um exemplo não limitador de um ARD e um sistema usado com tais ARDs é descrito na Patente U.S. N° 7.376.045 concedida a Falkenberg et al. e atribuída ao cessionário da presente invenção e incorporada aqui a título de referência.
[0023] Os cabos dotados de hidrofones 20 também podem, adicional ou alternativamente, incluir uma pluralidade de sensores de direcionamento 29 dispostos em posições espadas ao longo de cada cabo dotado de hidrofones 20. Os sensores de direcionamento 29 podem ser sensores de direção geomagnéticos, como dispositivos de bússola magnética anexados ao exterior do cabo dotado de hidrofones 20. Um tipo de dispositivo de bússola é descrito na Patente U.S. N° 4.481.611 concedida a Burrage e incorporada aqui a título de referência. Os sensores de direcionamento 29 fornecem um indicativo de sinal do direcionamento (direção com relação ao norte magnético) do cabo dotado de hidrofones 20 na posição axial do sensor de direcionamento 29 ao longo do respectivo cabo dotado de hidrofones. As medições de tal direcionamento em localizações espaçadas ao longo de cada cabo dotado de hidrofones podem ser usadas para interpolar a geometria (distribuição espacial) de cada cabo dotado de hidrofones.
[0024] Cada cabo dotado de hidrofones 20 pode incluir na extremidade distal do mesmo uma boia tipo cauda 25. A boia tipo cauda 25
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 15/33
12/20 pode incluir, entre outros dispositivos de detecção, um receptor de posição geodésica 25A, como um receptor de GPS que pode determinar a posição geodésica de cada boia tipo cauda 25. O receptor de posição geodésica 25A em cada boia tipo cauda 25 pode estar em comunicação de sinal com o sistema de gravação 12.
[0025] Mediante a determinação da distância entre os ARDs 26A,
23, incluindo os um ou mais ARDs na embarcação 10, e/ou mediante a interpolação da distribuição espacial dos cabos dotados de hidrofones 20 a partir das medições do sensor de direcionamento 29, uma estimativa da geometria de cada cabo dotado de hidrofones 20 pode ser feita. Coletivamente, a geometria dos cabos dotados de hidrofones 20 pode ser chamada de geometria de conjunto. Para propósitos de definição do escopo da presente invenção, os vários componentes de medição de posição descritos acima, incluindo aqueles sensores de direcionamento 29, os ARDs 26A, 23 e, caso usados, os receptores de posição geodésica adicional 25A nas boias tipo cauda 25, podem ser usados individualmente ou em qualquer combinação. É necessário apenas para propósitos da presente invenção ser capaz de estimar de forma razoável a posição relativa de cada ponto ao longo de cada cabo dotado de hidrofones 20 com referência a uma medição da posição geodésica em um ou mais pontos no sistema de pesquisa. Tal ponto pode estar na embarcação de pesquisa 10, conforme medido pelo receptor de posição geodésica do GPS 12A, e/ou pelos receptores de posição geodésica do GPS 25A na boia tipo caudas 25.
[0026] Mediante a seleção adequada das posições ao longo de cada cabo dotado de hidrofones, nas quais os vários dispositivos de medição de posição relativa descritos acima são dispostos, é possível determinar a geometria de conjunto sem precisar medir, estimar ou de outro modo determinar a posição geodésica absoluta em grande número de posições ao longo de cada cabo dotado de hidrofones, como
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 16/33
13/20 mediante o uso de um grande número de receptores de GPS. Os ARDs 26A, 23 e os sensores de direcionamento 29 podem ser chamados, para a conveniência na definição da invenção, de sensores de determinação de posição relativa. Mediante a determinação das posições relativas em cada ponto ao longo de cada cabo dotado de hidrofones com referência a um ponto selecionado na embarcação de pesquisa, a boia tipo cauda 25 e/ou a fonte de energia 17 do cabo dotado de hidrofones, (a posição geodésica do qual é medida pelo respectivo sensor nele) é possível determinar a posição geodésica de cada ponto do cabo dotado de hidrofones. Um exemplo particular de um sistema para determinar as posições relativas dos cabos dotados de hidrofones com o uso de sinais acústicos é descrito na Patente de Falkenberg et al. referida acima.
[0027] No presente exemplo, a fonte de energia 17 pode incluir um dispositivo de direção 17B para permitir o controle separado da trajetória da fonte 17. O dispositivo de direção da fonte de energia 17B pode ser controlado mediante sinais de controle adequados do sistema de gravação 12.
[0028] Durante a operação do sistema de aquisição geofísica mostrado na figura 1, pode ser desejável ajustar a geometria do conjunto do cabo dotado de hidrofones de modo a alcançar ou manter uma geometria de conjunto siliconada durante a pesquisa geofísica. O sistema de gravação 12 pode ser configurado para enviar os sinais de controle adequados para cada um dos dispositivos LFD 26 para mover as partes associada de cada cabo dotado de hidrofones 20 de forma lateral.
[0029] Durante as operações de pesquisa geofísica, muitas vezes é desejável que os cabos dotados de hidrofones 20 se espalhem atrás da embarcação 10 em uma geometria selecionada. Em uma implementação da invenção, pode ser desejável que os dotados de hidrofo
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 17/33
14/20 nes se espalhem de forma igual atrás da embarcação para evitar os buracos na cobertura das medições abaixo da superfície. Entretanto, outras geometrias selecionadas também podem ser escolhidas. De forma igual, no presente contexto, significa que o espaçamento lateral entre os cabos dotados de hidrofones 20 adjacentes é o mesmo ao longo do comprimento dos cabos dotados de hidrofones 20, ou que o espaçamento lateral é relacionado, por exemplo, proporcional à distância ao longo dos cabos dotados de hidrofones a partir das extremidades dianteiras do mesmo. As derivações do espalhamento igual podem resultar de, por exemplo, corrente turbulentas na água 11 e de rajadas de vento produzidas pelas hélices da embarcação 10.
Modo de Seguir a Extremidade Inicial do Cabo dotado de hidrofones. [0030] A primeira modalidade da invenção pode ser chamada de um modo de seguir a extremidade inicial do cabo dotado de hidrofones. Com referência à figura 2, equipamento de coleta de dados geofísicos 2, que inclui um conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes 20, é rebocado atrás de uma embarcação de pesquisa 10 em um corpo de água 11. Nesta modalidade, a posição geodésica de um ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42 na extremidade dianteira dos sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 é determinada e uma direção de referência 48 do dito ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42 é determinada. Em seguida, os sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 são controlados por meio dos dispositivos LFD 26 em resposta aos sinais do sistema de gravação (12 em uma figura 1), de modo que os sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 busquem como seguir uma geometria definida em relação ao dito ponto de referência e direção de referência. Pelo menos um sensor de cabo sísmico flutuante incluído no dito conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 é desviado de forma lateral em resposta à dita localização geodésica determinada do dito ponto
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 18/33
15/20 de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42 e da direção de referência determinada 48.
[0031] Uma posição geodésica da extremidade dianteira de um ou mais dos sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 pode ser determinada mediante o uso do sensor de posição relativa (não mostrado de forma separada) nas terminações de extremidade dianteira 20A dos sensores de cabos sísmicos flutuantes e mediante o cálculo da posição geodésica das extremidades dianteiras dos sensores de cabos sísmicos flutuantes a partir da posição relativa medida entre a terminação de extremidade dianteira 20A e uma ou mais das medições do sensor de posição geodésica (por exemplo, como 12A em uma figura 1, 17A em uma figura 1 ou 25A em uma figura 1). As posições geodésicas calculadas dessa forma na terminação de extremidade inicial 20A podem ser usadas para definir um ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42. O ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42, por exemplo, pode ser no centro lateral das terminações de extremidade inicial 20A. O ponto de referência 42 pode ser determinado, por exemplo, mediante o cálculo de uma média das posições geodésicas de todas as terminações de extremidade inicial 20A. O ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones também poderia ter como base um ou um número limitado de terminações de extremidade inicial do cabo dotado de hidrofones 20A apenas, mais a possibilidade de um deslocamento lateral. Por exemplo, o ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones pode ter como base duas das terminações de extremidade inicial dos sensores de cabos sísmicos flutuantes 20A.
[0032] Além do ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones, uma direção de referência 48 é determinada. Em uma implementação da invenção, a direção de referência 48 pode ser a direção de movimento do ponto de referência da direção do cabo dotado
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 19/33
16/20 de hidrofones 42 à medida que os sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 são rebocados atrás da embarcação de pesquisa 10. Para determinar esta direção de referência, a posição geodésica do ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42 pode ser determinada de forma repetida em intervalos de tempo selecionados (por exemplo, a cada segundo) para calcular uma direção de movimento do ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42. O ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones pode ser submetido a um a filtro de suavização (por exemplo, no sistema de gravação 12 em uma figura 1) para remover qualquer ruído ou vibração de curto prazo. Em uma outra implementação da invenção, a direção de referência 48 pode ser a direção entre a localização geodésica do dito ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42 e uma localização 50 na dita embarcação de pesquisa 10 ou outra localização no dito equipamento geofísico 2. Uma versão filtrada de tempo da direção de referência 48 derivada mediante a determinação da direção entre a localização geodésica do dito ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42 e uma localização 50 no dito equipamento geofísico 2 também pode ser usado. Também pode haver outras maneiras adequadas de definir a direção de referência. A direção de referência também pode ser uma direção selecionada previamente. O ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42 e a direção de referência 48 podem, então, ser utilizados para determinar uma localização desejada para os ditos sensores de cabos sísmicos flutuantes 20. Uma trajetória de movimento desejada é para cada um dos sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 seguir o ponto de referência e a direção de referência 48, mas deslocar a partir do ponto de referência por um deslocamento selecionado para cada cabo dotado de hidrofones ou partes selecionadas de cada cabo dotado de hidrofones. No presente exemplo, um deslocamento lateral per
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 20/33
17/20 pendicular para a direção de referência 48 pode ser definida para cada dispositivo LFD 26 em cada cabo dotado de hidrofones 20, e uma posição preferencial final para cada dispositivo LFD 20 pode ser definida pelo ponto de referência 42, mais o deslocamento lateral. O deslocamento lateral pode ser calculado individualmente para cada dispositivo LFD e é, tipicamente, mas não necessariamente, dependente da distância de cada dispositivo a partir da embarcação 10, bem como o deslocamento lateral nominal do respectivo cabo dotado de hidrofones a partir da linha central da embarcação. Outros fatores para definir o descolamento poderiam ser a corrente lateral. Em casos com fortes correntes laterais, pode não ser desejável tentar corrigir totalmente a inclinação da disposição de reboque, mas sim adicionar algum deslocamento em todos os cabos dotados de hidrofones na direção da corrente para compensar pela inclinação. A geometria de sensor selecionada pode ser uma linha reta que é paralela a ou a um ângulo para a direção de referência 48, mas pode não ser uma linha reta.
[0033] Em uma implementação desta modalidade da invenção, o ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones é a extremidade dianteira de um dos ditos sensores de cabos sísmicos flutuantes incluídos no dito matriz de sensores de cabos sísmicos flutuantes. Em uma implementação adicional da invenção, uma localização geodésica de um segundo ponto de referência do cabo dotado de hidrofones de uma extremidade dianteira de um segundo dos sensores de cabos sísmicos flutuantes é determinado, e o dito segundo cabo dotado de hidrofones é desviado de forma lateral em resposta à localização geodésica determinada do segundo ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones para o dito segundo ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones.
[0034] Uma posição desejada para cada dispositivo LFD 26 pode ser definida de acordo com as técnicas descritas acima e os dispositi
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 21/33
18/20 vos LFD 26 podem ser operados de modo que os cabos dotados de hidrofones 20 se movam, substancialmente, para seguir tal posição desejada.
Direção da Embarcação para manter as extremidades dianteiras do cabo dotado de hidrofones em uma trajetória determinada.
[0035] Outra modalidade da invenção pode ser chamada de direção da embarcação para manter as extremidades dianteiras do cabo dotado de hidrofones em uma trajetória determinada 49. Com referência à figura 3, o equipamento de coleta de dados geofísico 2, que inclui um conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes 20, é rebocado atrás de uma embarcação de pesquisa 10 em um corpo de água 11. Nesta modalidade da invenção, o direcionamento da embarcação 41 pode ser ajustado para fazer com que um ponto de referência de direção da embarcação 43 em uma extremidade dianteira do dito conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 siga uma trajetória geodésica determinada 49, por exemplo, ao longo de uma trajetória percorrida pela extremidade dianteira de um conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes em uma pesquisa geofísica conduzida anteriormente. Uma localização geodésica de um ponto de referência de direção da embarcação 43 em uma extremidade dianteira do conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 é determinada. Em uma implementação da invenção, o ponto de referência de direção da embarcação 43 pode ser o mesmo que o ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42. A embarcação de pesquisa 10 é direcionada de modo que o ponto de referência de direção da embarcação 43 segue a trajetória 49 selecionada previamente. A direção da embarcação tipicamente irá considerar as medições de corrente de ar e água para aprimorar a precisão da direção da embarcação, para melhor alcançar a direção da extremidade inicial do cabo dotado de hidrofone desejada. A direção de um conjunto de sensor geofísico, confor
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 22/33
19/20 me explicado acima, pode fornecer certas vantagens. Mediante a seleção de um direcionamento da embarcação 41, de modo que o ponto de referência 43 segue uma trajetória selecionada, a quantidade de força de desvio exigida adjacente à extremidade dianteira de cada um dos cabos dotados de hidrofones, fornecida pelos dispositivos LFD 26, para manter o conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes 20 em uma geometria selecionada pode ser substancialmente reduzida. Modo de Seguir a Fonte de Energia.
[0036] Outra modalidade da invenção pode ser chamada de um modo de seguir a fonte de energia. Com referência à figura 4, o equipamento de coleta de dados geofísico 2, que inclui um conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes 20, é rebocado atrás de uma embarcação de pesquisa 10 em um corpo de água 11. Nesta modalidade da invenção, o dispositivo de direção de fonte de energia 17B pode ser operado para fazer com que a fonte de energia 17 se mova em direção a uma posição lateral, que pode ser em uma linha 47 projetada a partir de uma extremidade dianteira do dito conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes 20. Em uma implementação em particular da invenção, o ponto de referência de direção de fonte 44 é o mesmo ponto de referência da direção do cabo dotado de hidrofones 42. Uma posição lateral de fonte desejada pode ser definida estendendo-se uma linha 47 adiante a partir de um ponto de referência de direção de fonte 44. A linha 47 pode ser determinada da mesma maneira que a direção de referência 48 é determinada, conforme descrito acima na discussão do Modo de Seguir a Extremidade Inicial do Cabo dotado de hidrofones, mediante a determinação de uma direção de movimento do ponto de referência de direção de fonte 44 ou da direção a partir do ponto de referência de direção de fonte 44 a uma localização na dita embarcação de pesquisa 10 ou outra localização no dito equipamento geofísico 2. A linha 47 também pode ser determina
Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 23/33
20/20 da a partir de uma direção de referência selecionada previamente. Em uma implementação particular da invenção, a linha 47 é igual ao ponto de referência e à direção de referência definidos com referência ao modo de seguir a extremidade inicial do cabo dotado de hidrofones descrito com referência à figura 2. Tipicamente, uma fonte sísmica irá incluir um conjunto de elementos de fonte individual ou subconjuntos e uma posição central da fonte é direcionada para seguir a posição lateral determinada definida pela linha 47. A posição central de fonte desejada pode ser usada para definir uma posição de deslocamento para cada elemento de fonte individual ou subconjunto com relação à linha de fonte projetada 47.
[0037] Os métodos para operar os dispositivos de controle LFD e para controlar a geometria de um conjunto de sensor de acordo com os vários aspectos da invenção podem fornecer ainda mais área de alcance na análise da geofísica marinha, podem fornecer o posicionamento mais preciso dos sensores geofísicos e podem aperfeiçoar a segurança do conjunto em ambientes hostis. Qualquer um dos métodos acima (o Modo de Seguir a Extremidade Inicial do Cabo dotado de hidrofones, a Direção da Embarcação para manter as extremidades dianteiras do cabo dotado de hidrofones em uma trajetória determinada e o Modo de Seguir a Fonte de Energia) podem ser usados sozinhos ou em qualquer combinação de dois ou três desses modos.
[0038] Embora a invenção tenha sido descrita com relação a um número limitado de modalidades, os versados na técnica, tendo o benefício desta apresentação, entenderão que outras modalidades podem ser desenvolvidas sem se afastar do escopo da invenção, conforme apresentado aqui. Consequentemente, o escopo da invenção deve ser limitado apenas às reivindicações anexas.
Claims (15)
- REIVINDICAÇÕES1. Método para coletar os dados geofísicos, caracterizado pelo fato de que compreende:rebocar o equipamento de coleta de dados geofísicos atrás de uma embarcação de pesquisa em um corpo de água, o dito equipamento que inclui um conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes que se estendem atrás da dita embarcação;determinar uma localização geodésica de um primeiro ponto de referência de direção em uma extremidade dianteira dos ditos sensores de cabos sísmicos flutuantes;determinar uma direção de referência baseada em um primeiro ponto de referência de direção e uma localização selecionada na embarcação de pesquisa; e desviar de forma lateral ambos o pelo menos um sensor de cabo sísmico flutuante incluído no dito conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes e a pelo menos uma fonte geofísica, em que o desvio de forma lateral é baseado na localização geodésica do primeiro ponto de referência de direção e a dita direção de referência determinada.
- 2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende determinar uma posição lateral de fonte desejada com referência ao dito ponto de referência de direção de fonte e direcionar a dita fonte geofísica, de modo que a dita fonte geofísica segue a dita posição lateral de fonte desejada.
- 3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende direcionar a dita embarcação de pesquisa, de modo que o primeiro ponto de referência de direção da embarcação segue uma trajetória de movimento pré-selecionado.
- 4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1, 2 ou 3, caracterizado pelo fato de que o primeiro ponto de referência da direPetição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 25/332/4 ção é a extremidade dianteira de particularmente um dos ditos sensores de cabos sísmicos flutuantes incluídos no dito conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes.
- 5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente determinar uma localização geodésica de um segundo ponto de referência de direção, o segundo ponto de referência de direção estando em uma extremidade dianteira de um segundo dos ditos sensores de cabos sísmicos flutuantes incluídos no dito conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes e que desvia de forma lateral o dito segundo cabo dotado de hidrofones em resposta à localização geodésica determinada do dito segundo ponto de referência da direção e a dita direção de referência determinada.
- 6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1, 2, ou 3, caracterizado pelo fato de que determinar a posição geodésica do primeiro ponto de referência de direção compreende determinar uma posição geodésica de uma extremidade dianteira de pelo menos dois sensores de cabos sísmicos flutuantes incluídos no dito conjunto de sensores de cabos sísmicos flutuantes e determinar o primeiro ponto de referência da direção com relação às posições geodésicas determinadas nas extremidades dianteiras dos pelo menos dois sensores de cabos sísmicos flutuantes.
- 7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1, 2 ou 3, caracterizado pelo fato de que determinar uma direção de referência compreende determinar de forma sucessiva a posição geodésica do primeiro ponto de referência da direção e determinar a direção de referência a partir das ditas determinações sucessivas da posição geodésica do dito ponto de referência da direção.
- 8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que ainda compreende filtrar o tempo da dita direção de referência determinada.Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 26/333/4
- 9. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1, 2 ou 3, caracterizado pelo fato de que determinar uma direção de referência compreende utilizar uma direção pré-selecionada.
- 10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1, 2 ou 3, caracterizado pelo fato de que desviar de forma lateral o pelo menos um sensor de cabo sísmico flutuante inclui desviar de forma lateral o pelo menos um sensor de cabo sísmico flutuante em direção a uma linha de referência, a linha de referência passando através do primeiro ponto de referência de direção ao longo da direção de referência.
- 11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1,2 ou 3, caracterizado pelo fato de que determinar uma direção de referência compreende medir uma direção entre o primeiro ponto de referência de direção e uma localização selecionada no equipamento de coleta de dados geofísicos.
- 12. Sistema, caracterizado pelo fato de compreender:pelo menos uma fonte geofísica e um conjunto de cabos sísmicos flutuantes rebocáveis atrás de uma embarcação de pesquisa em um corpo de água; e equipamento de controle configurado para: determinar uma localização de um primeiro ponto de referência de direção em uma extremidade dianteira do conjunto de cabos sísmicos flutuantes;determinar uma direção de referência baseada em um primeiro ponto de referência de direção e uma localização selecionada na embarcação de pesquisa; e desviar de forma lateral ambos um cabo sísmico flutuante do conjunto de cabos sísmicos flutuantes e a pelo menos uma fonte geofísica baseada na localização determinada do primeiro ponto de referência de direção e na direção de referência determinada.Petição 870190122251, de 25/11/2019, pág. 27/334/4
- 13. Sistema, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que desviar de forma lateral o cabo sísmico flutuante inclui desviar de forma lateral o cabo sísmico flutuante em direção a uma linha de referência, a linha de referência passando através do primeiro ponto de referência de direção ao longo da direção de referência determinada.
- 14. Sistema, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o equipamento de controle é configurado adicionalmente para direcionar a embarcação de pesquisa de modo que o primeiro ponto de referência de direção siga uma trajetória selecionada.
- 15. Sistema, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o equipamento é configurado adicionalmente para determinar uma pluralidade de pontos de referência de direção, a pluralidade de pontos de referência de direção estando localizada nas extremidades dianteiras de uma pluralidade de cabos sísmicos flutuantes correspondentes do conjunto de cabo sísmicos flutuantes.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/803,730 US8792297B2 (en) | 2010-07-02 | 2010-07-02 | Methods for gathering marine geophysical data |
US12/803,730 | 2010-07-02 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BRPI1103241A2 BRPI1103241A2 (pt) | 2012-12-04 |
BRPI1103241B1 true BRPI1103241B1 (pt) | 2020-02-18 |
Family
ID=44674124
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRPI1103241-3A BRPI1103241B1 (pt) | 2010-07-02 | 2011-07-01 | Método e sistema para coletar dados geofísicos marinhos |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8792297B2 (pt) |
EP (1) | EP2402791A3 (pt) |
CN (2) | CN105842737B (pt) |
AU (2) | AU2011202820B2 (pt) |
BR (1) | BRPI1103241B1 (pt) |
CA (1) | CA2742347C (pt) |
EA (2) | EA201690514A1 (pt) |
MX (1) | MX2011007175A (pt) |
MY (2) | MY163375A (pt) |
SG (1) | SG177066A1 (pt) |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8792297B2 (en) * | 2010-07-02 | 2014-07-29 | Pgs Geophysical As | Methods for gathering marine geophysical data |
US9217806B2 (en) | 2012-04-16 | 2015-12-22 | Pgs Geophysical As | Towing methods and systems for geophysical surveys |
US9383469B2 (en) | 2012-04-30 | 2016-07-05 | Pgs Geophysical As | Methods and systems for noise-based streamer depth profile control |
US20140140169A1 (en) * | 2012-11-20 | 2014-05-22 | Pgs Geophysical As | Steerable towed signal source |
US9551801B2 (en) | 2013-03-13 | 2017-01-24 | Pgs Geophysical As | Wing for wide tow of geophysical survey sources |
US9423519B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-23 | Pgs Geophysical As | Automated lateral control of seismic streamers |
US9796455B2 (en) * | 2013-04-25 | 2017-10-24 | Sercel Sa | Cutter device for marine survey system and related method |
EP2904426B1 (en) * | 2013-11-18 | 2017-09-13 | CGG Services SA | Device and method for steering seismic vessel |
EP2889646A1 (en) * | 2013-12-31 | 2015-07-01 | Sercel | Method and device for steering a seismic vessel, on the basis of boundaries of binning coverage zones |
WO2016076953A1 (en) | 2014-11-11 | 2016-05-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Cable head marine seismic source |
FR3031724B1 (fr) * | 2015-01-16 | 2018-03-30 | Thales | Dispositif et procede de protection des objets sous-marins remorques contre les lignes de peche |
BR112017026637B1 (pt) | 2015-06-12 | 2022-12-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Sistema para inspeção sísmica marinha, e, método para criação de uma inspeção sísmica marinha |
US20220041259A1 (en) * | 2020-08-07 | 2022-02-10 | Ion Geophysical Corporation | Control system for steerable towed marine equipment |
Family Cites Families (184)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1288721A (en) | 1912-01-02 | 1918-12-24 | Connecticut Aircraft Company | Flying-machine. |
US2275692A (en) | 1940-04-02 | 1942-03-10 | Sims Edward | Airplane aileron |
US2928367A (en) | 1953-08-31 | 1960-03-15 | Jesse C Mccormick | Means for regulating the depth a submarine device tows through water |
US2980052A (en) | 1954-07-27 | 1961-04-18 | Leo F Fehlner | Paravane |
US3159806A (en) | 1960-05-06 | 1964-12-01 | Frank N Piasecki | High speed tow sonar system |
US4227479A (en) | 1962-08-07 | 1980-10-14 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Submarine communications system |
US3290645A (en) | 1964-02-13 | 1966-12-06 | Whitehall Electronics Corp | Method and underwater streamer apparatus for improving the fidelity of recorded seismic signals |
US3375800A (en) | 1967-04-07 | 1968-04-02 | Jimmy R. Cole | Seismic cable depth control apparatus |
US3412705A (en) | 1967-06-27 | 1968-11-26 | Jean J. Nesson | Navigational system |
US3434446A (en) | 1967-10-02 | 1969-03-25 | Continental Oil Co | Remotely controllable pressure responsive apparatus |
US3412704A (en) | 1967-11-06 | 1968-11-26 | Continental Oil Co | Cable depth controller |
US3440992A (en) | 1967-12-07 | 1969-04-29 | Teledyne Exploration Co | Streamer cable depth control |
US3541989A (en) | 1968-03-04 | 1970-11-24 | Willie Burt Leonard | Hydropneumatic measurement and control from buoyed bodies |
US3531761A (en) | 1968-12-26 | 1970-09-29 | Numak Inc | Depth controllers for seismic streamer cables |
US3531762A (en) | 1968-12-26 | 1970-09-29 | Numak Inc | Depth controllers for seismic streamer cables |
US3560912A (en) | 1969-02-03 | 1971-02-02 | Westinghouse Electric Corp | Control system for a towed vehicle |
US3605674A (en) | 1969-09-08 | 1971-09-20 | Dresser Ind | Underwater cable controller |
US3581273A (en) | 1969-11-10 | 1971-05-25 | Ronald M Hedberg | Marine seismic exploration |
US3648642A (en) | 1970-01-28 | 1972-03-14 | Continental Oil Co | Communication channel between boat and marine cable depth controllers |
US3618555A (en) | 1970-07-06 | 1971-11-09 | Us Navy | Controlled diversion apparatus |
US3896756A (en) | 1971-02-02 | 1975-07-29 | Whitehall Electronics Corp | Depth control apparatus for towed underwater cables |
US3774570A (en) | 1972-01-25 | 1973-11-27 | Whitehall Electronics Corp | Non-rotating depth controller paravane for seismic cables |
US3840845A (en) | 1973-06-29 | 1974-10-08 | Chevron Res | Method of initiating and collecting seismic data related to strata underlying bodies of water using a continuously moving seismic exploration system located on a single boat using separate streamers |
US3921124A (en) | 1974-03-18 | 1975-11-18 | Continental Oil Co | Marine 3-D seismic method using source position control |
US3931608A (en) | 1974-04-25 | 1976-01-06 | Syntron, Inc. | Cable depth control apparatus |
US3943483A (en) | 1974-05-08 | 1976-03-09 | Western Geophysical Company Of America | Depth controllers for seismic streamer cables with dimension variable lift-producing means |
US3961303A (en) | 1974-05-08 | 1976-06-01 | Western Geophysical Company Of America | Depth controllers with controllable negative and uncontrollable positive lift-producing means |
US4055138A (en) | 1975-02-07 | 1977-10-25 | Klein Associates, Inc. | Underwater vehicle towing and recovery apparatus |
US4033278A (en) | 1976-02-25 | 1977-07-05 | Continental Oil Company | Apparatus for controlling lateral positioning of a marine seismic cable |
US4087780A (en) | 1976-06-28 | 1978-05-02 | Texaco Inc. | Offshore marine seismic source tow systems and methods of forming |
US4063213A (en) | 1976-06-28 | 1977-12-13 | Texaco Inc. | Methods for accurately positioning a seismic energy source while recording seismic data |
JPS60628B2 (ja) | 1977-03-10 | 1985-01-09 | 古野電気株式会社 | 水中探知機の送受波器姿勢制御装置 |
US4191328A (en) | 1977-09-01 | 1980-03-04 | Rapidcircuit Corp. | Integral thermostat-digital clock unit |
US4231111A (en) | 1978-03-13 | 1980-10-28 | Mobil Oil Corporation | Marine cable location system |
US4290124A (en) | 1978-11-01 | 1981-09-15 | Syntron, Inc. | Remote control cable depth control apparatus |
US4222340A (en) | 1978-11-01 | 1980-09-16 | Syntron, Inc. | Cable depth control apparatus |
EP0018053B1 (en) | 1979-04-24 | 1983-12-07 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Means for marine seismic exploration and method of operating such means |
US4313392A (en) | 1979-08-20 | 1982-02-02 | Mobil Oil Corporation | System for deploying and retrieving seismic source assembly from marine vessel |
US4408292A (en) | 1979-09-27 | 1983-10-04 | Sharp Kabushiki Kaisha | Data print control in an electronic cash register |
US4481611A (en) | 1980-01-25 | 1984-11-06 | Shell Oil Company | Seismic cable compass system |
US4463701A (en) | 1980-02-28 | 1984-08-07 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Paravane with automatic depth control |
US4323989A (en) | 1980-05-29 | 1982-04-06 | Shell Oil Company | Wide seismic source |
US4404664A (en) | 1980-12-31 | 1983-09-13 | Mobil Oil Corporation | System for laterally positioning a towed marine cable and method of using same |
US4493067A (en) | 1981-04-13 | 1985-01-08 | Conoco Inc. | Seismic vibrator control system |
US4809005A (en) | 1982-03-01 | 1989-02-28 | Western Atlas International, Inc. | Multi-antenna gas receiver for seismic survey vessels |
FR2523542B1 (fr) | 1982-03-17 | 1988-08-26 | Inst Francais Du Petrole | Element profile destine a deporter lateralement un ensemble remorque par rapport a la trajectoire du remorqueur |
GB2122562A (en) | 1982-06-28 | 1984-01-18 | Seismograph Service | Improved pelagic trawl door or paravane |
US4711194A (en) | 1982-11-24 | 1987-12-08 | The Laitram Corporation | Streamer interface adapter cable mounted leveler |
NO830358L (no) | 1983-02-02 | 1984-08-03 | Kongsberg Vaapenfabrik Corp Bu | Anordning ved en hydrofonkabel for marinseismiske undersoekelser |
US4599712A (en) | 1983-03-15 | 1986-07-08 | Bolt Technology Corporation | Modular airgun array method, apparatus and system |
US4724788A (en) | 1983-07-21 | 1988-02-16 | Shell Oil Company | Float steering system |
US4486863A (en) | 1983-08-11 | 1984-12-04 | Tensor Geophysical Service Corporation | Circular seismic acquisition system |
JPS60163731A (ja) | 1984-02-07 | 1985-08-26 | Nissan Motor Co Ltd | 車速制御装置 |
EP0154968A3 (en) | 1984-03-12 | 1986-02-19 | Atlantic Richfield Company | Marine seismic prospecting method and system |
US4709355A (en) | 1984-06-18 | 1987-11-24 | Syntron, Inc. | Controller for marine seismic cable |
EP0168959B1 (en) | 1984-06-19 | 1988-08-17 | Texas Instruments Incorporated | Bi-planar pontoon paravane seismic source system |
US4719987A (en) | 1984-06-19 | 1988-01-19 | Texas Instruments Incorporated | Bi-planar pontoon paravane seismic source system |
FR2575556B1 (fr) | 1984-12-28 | 1987-07-24 | Inst Francais Du Petrole | Flute marine verticale |
NO157476C (no) | 1985-06-04 | 1988-03-23 | Geco Well Services As | Anordning ved flytelegeme for bruk ved borehulls-seismikkmaalinger. |
US4646528A (en) | 1985-12-27 | 1987-03-03 | Whirlpool Corporation | Temperature set point control for a refrigerator |
US4676183A (en) | 1986-04-16 | 1987-06-30 | Western Geophysical Company Of America | Ring paravane |
US4767183A (en) | 1986-05-12 | 1988-08-30 | Westinghouse Electric Corp. | High strength, heavy walled cable construction |
US4743996A (en) | 1986-05-22 | 1988-05-10 | Westinghouse Electric Corp. | Electrical distribution apparatus having fused draw-out surge arrester |
US4729333A (en) | 1986-07-09 | 1988-03-08 | Exxon Production Research Company | Remotely-controllable paravane |
US4890569A (en) | 1986-07-14 | 1990-01-02 | Givens Buoy Liferaft Co., Inc. | Life raft |
NO160984C (no) | 1986-07-17 | 1989-06-21 | Geco As | Utlegningsanordning for seismiske kabler. |
US4745583A (en) | 1986-12-18 | 1988-05-17 | Exxon Production Research Company | Marine cable system with automatic buoyancy control |
US4766441A (en) | 1987-02-06 | 1988-08-23 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Spokewheel convertible antenna for BCA systems aboard submarines |
FR2614869B1 (fr) | 1987-05-07 | 1989-07-28 | Eca | Systeme perfectionne d'exploration et de surveillance de fonds sub-aquatiques par un engin submersible, et de commande de celui-ci |
NO882889L (no) | 1987-07-02 | 1989-01-03 | Mobil Oil Corp | Fremgangsmaate for reell tidsfremvisning av datadekning for marin seismisk undersoekelse. |
US4825708A (en) | 1987-10-19 | 1989-05-02 | Sevick Peter M | Fiber optic velocity sensor/flow meter |
DE3742528A1 (de) | 1987-12-12 | 1989-06-22 | Prakla Seismos Ag | Verfahren zur erfassung seismischer daten |
DE3742147A1 (de) | 1987-12-09 | 1989-06-22 | Prakla Seismos Ag | Verfahren zur erfassung seismischer daten |
US4879719A (en) | 1988-02-17 | 1989-11-07 | Western Atlas International, Inc. | Latching mechanism |
US4912684A (en) | 1988-02-29 | 1990-03-27 | Digicourse, Inc. | Seismic streamer communication system |
NO173206C (no) | 1988-06-06 | 1999-11-11 | Geco As | Fremgangsmåte til posisjonsbestemmelse av minst to seismiske kabler i et refleksjonsseismisk målesystem |
US4890568A (en) | 1988-08-24 | 1990-01-02 | Exxon Production Research Company | Steerable tail buoy |
US4885726A (en) | 1988-10-31 | 1989-12-05 | Conoco Inc. | Compound hydraulic seismic source vibrator |
NO165739C (no) | 1988-12-09 | 1991-03-27 | Norsk Hydro As | Innretning for seismiske undersoekelser. |
GB8910184D0 (en) | 1989-05-04 | 1989-06-21 | British Petroleum Co Plc | Marine current determination |
NO167423C (no) | 1989-05-31 | 1991-10-30 | Geco As | Fremgangsmaate ved samtidig innsamling av seismiske data for grunne og dype maal. |
US5062583A (en) | 1990-02-16 | 1991-11-05 | Martin Marietta Corporation | High accuracy bank-to-turn autopilot |
US5031159A (en) | 1990-02-21 | 1991-07-09 | Laitram Corporation | Hydroacoustic ranging system |
US5042413A (en) | 1990-03-29 | 1991-08-27 | Leon Benoit | Device for severing underwater mooring lines and cables |
NO170369B (no) | 1990-05-22 | 1992-06-29 | Geco As | Fremgangsmaate ved innsamling av seismiske data til sjoes |
NO170866C (no) | 1990-07-12 | 1992-12-16 | Geco As | Fremgangsmaate og anordning til stabilisering av seismiskeenergikilder |
US5052814A (en) | 1990-09-19 | 1991-10-01 | Texaco Inc. | Shallow marine seismic system and method |
US5117400A (en) | 1990-12-24 | 1992-05-26 | General Electric Company | Optical calibration of towed sensor array |
US5094406A (en) | 1991-01-07 | 1992-03-10 | The Boeing Company | Missile control system using virtual autopilot |
DE4125461A1 (de) | 1991-08-01 | 1993-02-04 | Prakla Seismos Gmbh | Verfahren und messanordnung zur marineseismischen datenerfassung mit von einem schiff geschleppten, aufgefaecherten streamern |
US5200930A (en) | 1992-01-24 | 1993-04-06 | The Laitram Corporation | Two-wire multi-channel streamer communication system |
NO176157C (no) | 1992-03-24 | 2001-11-21 | Geco As | Fremgangsmåte og innretning til drift av utstyr anbragt i marine, seismiske slep |
US5214612A (en) | 1992-07-27 | 1993-05-25 | The Laitram Corporation | Swing plate latch mechanism |
US5353223A (en) | 1992-10-26 | 1994-10-04 | Western Atlas International, Inc. | Marine navigation method for geophysical exploration |
NO301950B1 (no) | 1993-02-23 | 1997-12-29 | Geco As | Anordning til styring av seismisk utstyr som blir slept av et seismisk fartöy under vannoverflaten og fremgangsmåte for posisjonering av slikt utstyr |
NO303751B1 (no) | 1993-11-19 | 1998-08-24 | Geco As | Fremgangsmöter til bestemmelse av posisjonen for seismisk utstyr og anvendelse av fremgangsmöten |
US5363343A (en) | 1993-12-08 | 1994-11-08 | Unisys Corporation | Folded hydrophone array for narrow marine vehicles |
US5443027A (en) | 1993-12-20 | 1995-08-22 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Lateral force device for underwater towed array |
US5507243A (en) | 1994-02-23 | 1996-04-16 | The Laitram Corporation | Connector for underwater cables |
US5529011A (en) | 1994-02-23 | 1996-06-25 | Laitram Corporation | Connector for underwater cables |
US5404339A (en) | 1994-02-25 | 1995-04-04 | Concord Technologies Inc. | Retriever for a seismic streamer cable |
US5642330A (en) | 1994-05-02 | 1997-06-24 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Sea state measuring system |
US5402745A (en) | 1994-05-02 | 1995-04-04 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | In-line rotational positioning module for towed array paravanes |
NO179927C (no) | 1994-05-13 | 1997-01-08 | Petroleum Geo Services As | Dybdestyreanordning |
NO301445B1 (no) | 1994-07-13 | 1997-10-27 | Petroleum Geo Services As | Anordning for sleping |
US5517463A (en) | 1994-10-21 | 1996-05-14 | Exxon Production Research Company | Method of determining optimal seismic multistreamer spacing |
GB9424744D0 (en) | 1994-12-08 | 1995-02-08 | Geco As | Method of and apparatus for marine seismic surveying |
NO944954D0 (no) | 1994-12-20 | 1994-12-20 | Geco As | Fremgangsmåte til integritetsovervåking ved posisjonsbestemmelse |
US5517202A (en) | 1994-12-30 | 1996-05-14 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Minimal washover, inline high frequency buoyant antenna |
FR2730819B1 (fr) | 1995-02-16 | 1997-04-30 | Elf Aquitaine | Procede de realisation d'un cube 3d en traces proches a partir de donnees acquises en sismiques marine reflexion |
US7418346B2 (en) | 1997-10-22 | 2008-08-26 | Intelligent Technologies International, Inc. | Collision avoidance methods and systems |
US6091670A (en) | 1995-09-22 | 2000-07-18 | Input/Output, Inc. | Underwater cable arrangement and coil support arrangement for an underwater cable |
US7176589B2 (en) | 1995-09-22 | 2007-02-13 | Input/Output, Inc. | Electrical power distribution and communication system for an underwater cable |
AU723883B2 (en) | 1995-09-22 | 2000-09-07 | Ion Geophysical Corporation | Electrical power distribution and communication system for an underwater cable |
DE69635463D1 (de) | 1995-09-22 | 2005-12-22 | Input Output Inc | Vorrichtung zur örtlichen Bestimmung eines Unterwasserkabels |
FR2744870B1 (fr) | 1996-02-13 | 1998-03-06 | Thomson Csf | Procede pour controler la navigation d'une antenne acoustique lineaire remorquee, et dispositifs pour la mise en oeuvre d'un tel procede |
NO962167L (no) | 1996-05-28 | 1997-12-01 | Ove Henriksen | Deflektoranordning |
US5835450A (en) | 1996-06-26 | 1998-11-10 | Pgs Exploration As | Lead-in configuration for multiple streamers and telemetry method |
US5761153A (en) | 1996-06-27 | 1998-06-02 | Input/Output, Inc. | Method of locating hydrophones |
GB2331971B (en) | 1996-09-20 | 1999-11-17 | Schlumberger Holdings | Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer |
GB9626442D0 (en) | 1996-12-20 | 1997-02-05 | Geco As | Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer |
US5790472A (en) | 1996-12-20 | 1998-08-04 | Western Atlas International, Inc. | Adaptive control of marine seismic streamers |
US6671223B2 (en) | 1996-12-20 | 2003-12-30 | Westerngeco, L.L.C. | Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer |
US5920828A (en) | 1997-06-02 | 1999-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Quality control seismic data processing system |
AU740881B2 (en) | 1997-06-12 | 2001-11-15 | Ion Geophysical Corporation | Depth control device for an underwater cable |
NO304456B1 (no) | 1997-07-18 | 1998-12-14 | Petroleum Geo Services As | Sammenleggbar dybdekontroller |
US5913280A (en) | 1997-08-28 | 1999-06-22 | Petroleum Geo-Services (Us), Inc. | Method and system for towing multiple streamers |
JPH1196333A (ja) | 1997-09-16 | 1999-04-09 | Olympus Optical Co Ltd | カラー画像処理装置 |
US6049507A (en) | 1997-09-30 | 2000-04-11 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for correcting effects of ship motion in marine seismology measurements |
US5937782A (en) | 1997-10-15 | 1999-08-17 | Input/Output, Inc. | Underwater device with a sacrificial latch mechanism |
US6028817A (en) | 1997-12-30 | 2000-02-22 | Western Atlas International, Inc. | Marine seismic system with independently powered tow vehicles |
GB9821277D0 (en) | 1998-10-01 | 1998-11-25 | Geco As | Seismic data acquisition equipment control system |
US6011753A (en) | 1998-03-19 | 2000-01-04 | Syntron, Inc. | Control and monitoring of devices external to a marine seismic streamer |
US6011752A (en) | 1998-08-03 | 2000-01-04 | Western Atlas International, Inc. | Seismic streamer position control module |
US6079882A (en) | 1998-08-12 | 2000-06-27 | Syntron, Inc. | Optical combiner for redundant optical paths in seismic data transmission |
AU2003231620B2 (en) | 1998-10-01 | 2005-07-21 | Schlumberger Holdings Limited | Control system for positioning of marine seismic streamers |
US6229760B1 (en) | 1999-04-01 | 2001-05-08 | Western Geco | Integrated streamer acoustic pod |
NO310128B1 (no) | 1999-08-17 | 2001-05-21 | Petroleum Geo Services As | System for styring av seismiske slep ved å variere vaierlengden mellom fartöyet og hver deflektor |
RU13929U1 (ru) | 2000-02-08 | 2000-06-10 | Государственное предприятие "Научно-исследовательский и проектный институт геофизических методов разведки океана" | Система морской сейсморазведки и концевой буй сейсмокосы |
GB0003593D0 (en) | 2000-02-17 | 2000-04-05 | Geco As | Marine seismic surveying |
FR2807278B1 (fr) | 2000-03-31 | 2005-11-25 | Thomson Marconi Sonar Sas | Dispositif pour controler la navigation d'un objet sous- marin remorque |
RU14681U1 (ru) | 2000-04-05 | 2000-08-10 | Государственное предприятие "Научно-исследовательский и проектный институт геофизических методов разведки океана "НИПИокеангеофизика" | Система для морской сейсмической разведки |
FR2807842B1 (fr) | 2000-04-13 | 2002-06-14 | Cgg Marine | Methode de simulation de positionnement de steamer, et d'aide a la navigation |
US6418378B1 (en) | 2000-06-26 | 2002-07-09 | Westerngeco, L.L.C. | Neural net prediction of seismic streamer shape |
FR2820826B1 (fr) | 2001-02-15 | 2004-05-07 | Cgg Marine | Procede de determination du courant marin et dispositif associe |
JP2004528547A (ja) | 2001-03-14 | 2004-09-16 | ウィッテン テクノロジーズ インコーポレイテッド | 位置および測定情報をマージするための方法 |
AU2008200248B2 (en) | 2001-06-15 | 2010-10-28 | Westerngeco Seismic Holdings Limited | Active separation tracking and positioning system for towed seismic arrays |
US6691038B2 (en) | 2001-06-15 | 2004-02-10 | Westerngeco L.L.C. | Active separation tracking and positioning system for towed seismic arrays |
NO317651B1 (no) | 2002-03-07 | 2004-11-29 | Sverre Planke | Anordning for seismikk |
DK1506433T3 (da) | 2002-05-23 | 2010-05-10 | Ion Geophysical Corp | GPS-baseret anlæg til placering af kabler under vand |
US7415936B2 (en) | 2004-06-03 | 2008-08-26 | Westerngeco L.L.C. | Active steering for marine sources |
GB2400662B (en) | 2003-04-15 | 2006-08-09 | Westerngeco Seismic Holdings | Active steering for marine seismic sources |
RU31658U1 (ru) | 2003-05-20 | 2003-08-20 | Савостин Леонид Алексеевич | Система "ларге" для морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки |
WO2005096018A1 (en) | 2004-03-17 | 2005-10-13 | Westerngeco Seismic Holdings Ltd. | Marine seismic survey method and system |
FR2870509B1 (fr) | 2004-05-18 | 2007-08-17 | Cybernetix Sa | Dispositif de controle de la navigation d'un objet sous-marin remorque |
US7092315B2 (en) | 2004-05-27 | 2006-08-15 | Input/Output, Inc. | Device for laterally steering streamer cables |
US7433264B2 (en) * | 2005-03-18 | 2008-10-07 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for determination of vertical correction of observed reflection seismic signals |
US7577060B2 (en) | 2005-04-08 | 2009-08-18 | Westerngeco L.L.C. | Systems and methods for steering seismic arrays |
US7417924B2 (en) | 2005-04-26 | 2008-08-26 | Westerngeco L.L.C. | Apparatus, systems and methods for determining position of marine seismic acoustic receivers |
US20060256653A1 (en) | 2005-05-05 | 2006-11-16 | Rune Toennessen | Forward looking systems and methods for positioning marine seismic equipment |
US7377224B2 (en) | 2005-05-12 | 2008-05-27 | Western Geco L.L.C. | Apparatus and methods for seismic streamer positioning |
US7403448B2 (en) | 2005-06-03 | 2008-07-22 | Westerngeco L.L.C. | Streamer steering device orientation determination apparatus and methods |
US8391102B2 (en) | 2005-08-26 | 2013-03-05 | Westerngeco L.L.C. | Automatic systems and methods for positioning marine seismic equipment |
US7376045B2 (en) | 2005-10-21 | 2008-05-20 | Pgs Geophysical As | System and method for determining positions of towed marine seismic streamers |
US7778109B2 (en) | 2005-12-02 | 2010-08-17 | Westerngeco L.L.C. | Current prediction in seismic surveys |
US7184366B1 (en) * | 2005-12-21 | 2007-02-27 | Pgs Geophysical As | Short seismic streamer stretch section with adjustable spring force |
US7400552B2 (en) | 2006-01-19 | 2008-07-15 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys |
US20070223308A1 (en) | 2006-03-21 | 2007-09-27 | Frivik Svein A | Methods of range selection for positioning marine seismic equipment |
US7804738B2 (en) | 2006-03-21 | 2010-09-28 | Westerngeco L.L.C. | Active steering systems and methods for marine seismic sources |
US7203130B1 (en) * | 2006-03-21 | 2007-04-10 | Westerngeco, L.L.C. | Methods for deriving shape of seismic data acquisition cables and streamers employing a force model |
US7933163B2 (en) | 2006-07-07 | 2011-04-26 | Kongsberg Seatex As | Method and system for controlling the position of marine seismic streamers |
US7391674B2 (en) | 2006-07-26 | 2008-06-24 | Western Geco L.L.C. | Methods and systems for determining orientation of seismic cable apparatus |
FR2905471B1 (fr) | 2006-09-04 | 2008-11-21 | Sercel Sa | Systeme de localisation et de positionnement d'antennes acoustiques lineaires remorquees integrant des moyens d'asservissement locaux de moyens de controle de navigation des antennes. |
US7793606B2 (en) | 2007-02-13 | 2010-09-14 | Ion Geophysical Corporation | Position controller for a towed array |
US8060314B2 (en) | 2007-04-19 | 2011-11-15 | Westerngeco L. L. C. | Updating information regarding sections of a streamer that are in a body of water |
FR2917241B1 (fr) | 2007-06-07 | 2011-04-29 | Sercel Rech Const Elect | Procede d'aide au deploiement/reploiement d'antennes acoustiques lineaires remorquees par un navire,au cours duquel des moyens de mesure de distance portes par les antennes communiquent entre eux. |
US7755970B2 (en) | 2007-06-22 | 2010-07-13 | Westerngeco L.L.C. | Methods for controlling marine seismic equipment orientation during acquisition of marine seismic data |
US7800976B2 (en) | 2007-06-28 | 2010-09-21 | Pgs Geophysical As | Single foil lateral force and depth control device for marine seismic sensor array |
US20090245019A1 (en) * | 2008-03-31 | 2009-10-01 | Jon Falkenberg | Method and system for determining geodetic positions of towed marine sensor array components |
US8976622B2 (en) | 2008-04-21 | 2015-03-10 | Pgs Geophysical As | Methods for controlling towed marine sensor array geometry |
CN102209914B (zh) | 2008-11-07 | 2014-04-02 | 离子地球物理公司 | 控制托缆的方法和系统 |
US9829595B2 (en) | 2009-02-06 | 2017-11-28 | Westerngeco L.L.C. | Particle motion sensor-based streamer positioning system |
US8267031B2 (en) * | 2010-02-24 | 2012-09-18 | Pgs Geophysical As | Tension management control system and methods used with towed marine sensor arrays |
US8792297B2 (en) * | 2010-07-02 | 2014-07-29 | Pgs Geophysical As | Methods for gathering marine geophysical data |
-
2010
- 2010-07-02 US US12/803,730 patent/US8792297B2/en active Active
-
2011
- 2011-05-27 SG SG2011039211A patent/SG177066A1/en unknown
- 2011-05-31 EP EP11168257.1A patent/EP2402791A3/en not_active Withdrawn
- 2011-06-07 CA CA2742347A patent/CA2742347C/en active Active
- 2011-06-10 AU AU2011202820A patent/AU2011202820B2/en active Active
- 2011-06-20 MY MYPI2011002862A patent/MY163375A/en unknown
- 2011-06-27 EA EA201690514A patent/EA201690514A1/ru unknown
- 2011-06-27 EA EA201170727A patent/EA024525B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-06-30 CN CN201610112825.1A patent/CN105842737B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-30 CN CN201110181553.8A patent/CN102375157B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-07-01 BR BRPI1103241-3A patent/BRPI1103241B1/pt active IP Right Grant
- 2011-07-01 MX MX2011007175A patent/MX2011007175A/es active IP Right Grant
-
2014
- 2014-07-28 US US14/444,512 patent/US9851464B2/en active Active
-
2016
- 2016-06-22 AU AU2016204266A patent/AU2016204266B2/en active Active
-
2017
- 2017-09-14 MY MYPI2017001341A patent/MY185256A/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20120002502A1 (en) | 2012-01-05 |
US9851464B2 (en) | 2017-12-26 |
MY185256A (en) | 2021-04-30 |
EP2402791A2 (en) | 2012-01-04 |
BRPI1103241A2 (pt) | 2012-12-04 |
CN102375157A (zh) | 2012-03-14 |
CA2742347C (en) | 2018-05-22 |
EA201170727A2 (ru) | 2012-01-30 |
AU2011202820B2 (en) | 2016-03-31 |
CN105842737B (zh) | 2018-10-26 |
AU2011202820A1 (en) | 2012-01-19 |
AU2016204266B2 (en) | 2017-12-14 |
CN102375157B (zh) | 2016-03-23 |
EA201690514A1 (ru) | 2016-11-30 |
MX2011007175A (es) | 2012-01-02 |
CN105842737A (zh) | 2016-08-10 |
SG177066A1 (en) | 2012-01-30 |
CA2742347A1 (en) | 2012-01-02 |
AU2016204266A1 (en) | 2016-07-07 |
US8792297B2 (en) | 2014-07-29 |
EA024525B1 (ru) | 2016-09-30 |
EA201170727A3 (ru) | 2012-03-30 |
EP2402791A3 (en) | 2013-04-24 |
US20150085609A1 (en) | 2015-03-26 |
MY163375A (en) | 2017-09-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BRPI1103241B1 (pt) | Método e sistema para coletar dados geofísicos marinhos | |
US9903970B2 (en) | Methods for controlling towed marine sensor array geometry | |
BR102012007739B1 (pt) | Método para rebocar uma série de aquisição sísmica marinha em uma massa de água e método para aquisição sísmica marinha | |
US20120230150A1 (en) | Method for determining positions of sensor streamers during geophysical surveying | |
AU2012261756B2 (en) | Method for determining positions of sensor streamers during geophysical surveying | |
BR102014015913A2 (pt) | técnicas de pesquisa utilizando cordões em profundidades diferentes | |
US9910063B2 (en) | Magnetometer as an orientation sensor | |
US9663192B2 (en) | Noise suppression by adaptive speed regulations of towed marine geophysical streamer | |
AU2018201698A1 (en) | Automated lateral control of seismic streamers | |
US10725199B2 (en) | Noise reduction for total field magnetometer measurements | |
AU2014208244B2 (en) | Methods for controlling towed marine sensor array geometry |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B03A | Publication of a patent application or of a certificate of addition of invention [chapter 3.1 patent gazette] | ||
B06F | Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette] | ||
B06U | Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette] | ||
B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 01/07/2011, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |