EA021673B1 - Сейсмический источник энергии и способ управления работой этого источника - Google Patents

Сейсмический источник энергии и способ управления работой этого источника Download PDF

Info

Publication number
EA021673B1
EA021673B1 EA201001795A EA201001795A EA021673B1 EA 021673 B1 EA021673 B1 EA 021673B1 EA 201001795 A EA201001795 A EA 201001795A EA 201001795 A EA201001795 A EA 201001795A EA 021673 B1 EA021673 B1 EA 021673B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
floating device
water
module
floating
buoyancy
Prior art date
Application number
EA201001795A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201001795A1 (ru
Inventor
Видар Ховланд
Торе Стейнсланд
Карл Петтер Элвестад
Original Assignee
Пгс Геофизикал Ас
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 Пгс Геофизикал Ас filed Critical Пгс Геофизикал Ас
Publication of EA201001795A1 publication Critical patent/EA201001795A1/ru
Publication of EA021673B1 publication Critical patent/EA021673B1/ru

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
    • G01V1/3817—Positioning of seismic devices
    • G01V1/3826—Positioning of seismic devices dynamic steering, e.g. by paravanes or birds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/56—Towing or pushing equipment
    • B63B21/66—Equipment specially adapted for towing underwater objects or vessels, e.g. fairings for tow-cables
    • 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
    • G01V1/3861—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas control of source arrays, e.g. for far field control
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/02—Generating seismic energy
    • G01V1/133—Generating seismic energy using fluidic driving means, e.g. highly pressurised fluids; using implosion
    • G01V1/137—Generating seismic energy using fluidic driving means, e.g. highly pressurised fluids; using implosion which fluid escapes from the generator in a pulsating manner, e.g. for generating bursts, airguns

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Buildings Adapted To Withstand Abnormal External Influences (AREA)
  • Revetment (AREA)

Abstract

В изобретении управляемый сейсмический источник энергии включает по меньшей мере одно плавучее устройство. Плавучее устройство снабжено устройством для изменения его плавучести. Предусмотрена рама, присоединенная по меньшей мере к одному плавучему устройству. По меньшей мере один сейсмоисточник подвешен на раме. По меньшей мере одно устройство управления соединено с плавучим устройством или рамой. По меньшей мере одно устройство управления включает по меньшей мере одну поверхность управления и приводной механизм поверхности управления, соединенный с поверхностью управления. Приводной механизм выполнен с возможностью вращения поверхности управления для создания гидродинамической подъемной силы, по меньшей мере, в вертикальном направлении.

Description

Настоящее изобретение в целом относится к области сейсморазведки. Конкретнее, изобретение относится к устройствам навигационного управления группой морских сейсмоисточников, подвешенных в воде на плавучем устройстве, для устранения навигационных опасностей.
Предшествующий уровень техники
В морской сейсморазведке сейсмоисточник используется для генерации сейсмических колебаний в форме акустических импульсов или волн в водоеме, например озере или океане. Сейсмическая волна распространяется в нижнем направлении в воде через подошву водного слоя и через формации геологической среды, расположенные ниже подошвы водного слоя. Часть волны, проходящей через формации геологической среды, расположенные ниже подошвы водного слоя, отражается в верхнем направлении от границ акустических импедансов в формациях геологической среды. Распространяющаяся в верхнем направлении сейсмическая волна регистрируется датчиками, такими как гидрофоны, буксируемыми в составе одной или нескольких сейсмических кос, расположенных вблизи водной поверхности, или датчиками, расположенными в косах, расположенных вдоль подошвы водного слоя. Датчики преобразуют зарегистрированную сейсмическую волну в электрические или оптические сигналы. После этого электрические или оптические сигналы предварительно обрабатываются и интерпретируются для получения информации о строении и составе различных формаций геологической среды. Эта информация используется, в частности, для определения возможности наличия в таких формациях месторождений полезных ископаемых, например углеводородов.
Чаще всего используемым морским сейсмоисточником, известным специалистам, является группа пневмопушек. Типовая группа пневмопушек представляет собой ряд отдельных пневмопушек различных размеров, буксируемых позади сейсморазведочного судна или судна возбуждения. Пневмопушки в конечном счете подвешены на буе, поплавке или аналогичном плавучем устройстве. Плавучее устройство обычно соединено с рамой или аналогичной, по существу, жесткой конструкцией, чтобы удерживать раму в воде в подвешенном состоянии. Отдельные пневмопушки, образующие группу, могут быть подвешены на раме с помощью канатов или цепей выбранной длины, позволяющих управлять работой пневмопушек в воде на выбранной глубине. В группах пневмопушек, известных специалистам, плавучее устройство может быть управляемым в плоскости водной поверхности, но при этом остается в непосредственной близости от водной поверхности из-за создаваемой им плавучести.
Сущность изобретения
Управляемый сейсмоисточник в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения включает по меньшей мере одно плавучее устройство. Плавучее устройство снабжено устройством для изменения его плавучести. Предусмотрена рама, соединенная по меньшей мере с одним плавучим устройством. По меньшей мере один сейсмоисточник подвешен на раме. Предусмотрено по меньшей мере одно устройство управления, соединенное с плавучим устройством. По меньшей мере одно устройство управления включает по меньшей мере одну поверхность управления и приводной механизм поверхности управления, функционально соединенный с поверхностью управления. Приводной механизм выполнен с возможностью вращения поверхности управления для создания гидродинамической подъемной силы, по меньшей мере, в вертикальном направлении.
Способ управления сейсмоисточником в водоеме в соответствии с другим аспектом настоящего изобретения включает подвешивание по меньшей мере одного сейсмоисточника на плавучем устройстве. Плавучее устройство буксируется в воде буксирующим судном. Плавучесть плавучего устройства уменьшают с целью вызвать его погружение в случае возникновения навигационной опасности вблизи водной поверхности.
Прочие особенности и преимущества настоящего изобретения будут ясны из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткий перечень фигур чертежей
На фиг. 1 показан пример системы сбора сейсмических данных;
на фиг. 2 более подробно показана группа сейсмоисточников, представленная на фиг. 1; на фиг. 3 показан пример устройства управления балластировкой;
на фиг. 4 показан один пример приводного механизма для приведения в действие поверхности управления на группе источников, представленной на фиг. 2;
на фиг. 5 показан альтернативный приводной механизм для поверхности управления; на фиг. 6 показан другой пример сейсмоисточника, в котором не используется буй-ориентир.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Пример морской системы сбора сейсмических данных, которая может использоваться с сейсмоисточником согласно настоящему изобретению, схематически показана на фиг. 1. Система сбора данных включает сейсморазведочное судно 10, которое движется по поверхности водоема 11, например озера или океана. Сейсморазведочное судно 10 везет оборудование, обозначенное в целом позицией 12 и для удобства называемое здесь записывающей системой, которое может включать (не показанные отдельно на фиг. 1) устройства для записи данных, навигационные приборы, такие как приемники глобальной системы позиционирования (ГСП), и устройства управления сейсмоисточниками. Записывающая система 12
- 1 021673 может также включать оборудование для работы с устройствами управления плавучестью и гидродинамической подъемной силой на одной или нескольких группах сейсмоисточников, как более подробно объясняется ниже.
Система сбора сейсмических данных может включать ряд сейсмических кос 14, буксируемых сейсморазведочным судном 10, как показано на фиг. 1, или другим судном (не показано). Сейсмические косы 14 обычно представляют собой кабели, которые тянутся за буксирующим судном на определенное расстояние, причем каждая такая коса 14 включает сейсмические датчики 22, расположенные на ней в пространственно разнесенных местах. Сейсмические датчики 22, как правило, представляют собой датчики, реагирующие на давление или временной градиент давления, например гидрофоны, но могут также быть датчиками, реагирующими на движение частиц, такими как акселерометры или геофоны, или представлять собой комбинации гидрофонов и геофонов. Тип датчика не ограничивает объем настоящего изобретения. Геометрические характеристики сейсмических кос в воде поддерживаются различными буксирующими устройствами, включая создающие боковое усилие устройства, называемые параванами 18, которые расположены на конце буксировочных канатов 16 параванов. Передние концы сейсмических кос 14 присоединены к соответствующему концевому устройству 21, которое соединяет сейсмическую косу 14 с соответствующим буксировочным тросом-кабелем 20. Буксировочные канаты 16 параванов и буксировочные тросы-кабели 20 могут спускаться с судна 10 и втягиваться на него с помощью лебедок (не показаны) или аналогичных устройств для намотки канатов, известных специалистам. Боковой интервал между параванами 18 может в конечном счете ограничиваться распределительным тросом 19 для сохранения геометрических характеристик всей группы сейсмических кос 14. В некоторых примерах центральную секцию распределительного троса 19 можно исключить.
Сейсморазведочное судно 10 или другое судно (не показано) может также буксировать одну или несколько групп сейсмоисточников 24. Только одна такая группа показана на фиг. 1 для ясности иллюстрации. Группа сейсмоисточников 24, как правило, включает ряд сейсмических источников энергии, которые в настоящем примере могут представлять собой пневмопушки, имеющие различные размеры камер, как объясняется выше. После правильно синхронизированной по времени активации отдельных пневмопушек в группе 24 (как правило, с помощью сигналов управления от записывающей системы 12) сейсмический импульс с конкретным спектральным составом направляется в воду 11. Сейсмические сигналы, возникающие в результате такой активации, регистрируются сейсмическими датчиками 22, а зарегистрированные сигналы передаются на записывающую систему 12. Способ записи и обработки сигналов, зарегистрированных различными сейсмическими датчиками 22, хорошо известен специалистам и не обсуждается далее в настоящем документе.
Группа сейсмоисточников 24 может буксироваться судном 10 с использованием шлангокабеля 113. Группа сейсмоисточников 24 может включать устройство управления 26, расположенное поблизости от одного или каждого из ее продольных концов. Шлангокабель 113 может включать (не показанный отдельно) силовой элемент для передачи буксировочного усилия судна 10 на группу сейсмоисточников 24, одну или несколько линий сжатого воздуха или газа и электрические и/или оптические проводники для обеспечения связи между различными компонентами группы источников 24 и записывающей системой 12. Как объясняется ниже, устройство управления 26 может обеспечивать управляемость группы сейсмоисточников 24 как в боковом направлении, так и по глубине. В одном примере устройство управления 26 может использовать единственную лебедку или крыло для осуществления управления в вертикальном и горизонтальном направлениях. Группа сейсмоисточников 24 может также включать одно или несколько плавучих устройств (см. фиг. 2 и 3), которые обеспечивают управляемую плавучесть группы сейсмоисточников 24.
Пример группы сейсмоисточников 24 схематически показан на фиг. 2. Группа сейсмоисточников 24 может буксироваться сейсморазведочным судном (10 на фиг. 1) за кормовую оконечность шлангокабеля 113, как объяснялось выше. Группа сейсмоисточников 24 в настоящем примере включает главный килевой брус, или мидель-бимс 112, который, как правило, соединен со шлангокабелем 113. На бимсе 112 с помощью канатов управления глубиной погружения 114 подвешена вспомогательная рама 115, находящаяся на выбранном расстоянии от бимса. Один или несколько сейсмоисточников 119 (например, пневмопушек) могут быть подвешены на вспомогательной раме 115 с помощью цепей 118 или аналогичных подвесных устройств. Определение глубины источников может выполняться с помощью датчиков глубины крепления 117 (например, датчиков давления), расположенных на известном расстоянии по вертикали от сейсмоисточников 119. Количество сейсмоисточников в любом конкретном варианте осуществления не ограничивает объем настоящего изобретения, которое также не ограничивается пневмопушками. Настоящее изобретение может также использоваться с морскими вибраторами и гидропушками в качестве неограничивающих примеров.
Мидель-бимс 112 можно подсоединить к одному или нескольким плавучим устройствам 107, каждое из которых состоит из некоторого количества плавучего материала для заполнения пустот, например пенополистирола или пенополиуретана, заключенного в герметичный корпус (совместно показаны позицией 107а). Внутренний объем корпуса может содержать одну или несколько непроницаемых для жидкости камер 108 для балластировки с помощью воды. Таким образом, каждое плавучее устройство 107 об- 2 021673 ладает управляемой плавучестью. В настоящем примере представлены три таких плавучих устройства 107. Другие примеры, один из которых объясняется ниже со ссылкой на фиг. 6, может включать только одно такое плавучее устройство. Количество таких плавучих устройств определяется по усмотрению разработчика группы источников в соответствии с различными аспектами настоящего изобретения и не ограничивает объем настоящего изобретения. Возможное преимущество использования нескольких плавучих устройств, как показано в настоящем примере, состоит в обеспечении лучшего контроля над выравниванием группы источников 24.
Балластировкой можно управлять с помощью устройства регулирования плавучести 109. Устройство регулирования плавучести 109 (объясняемое ниже со ссылкой на фиг. 3) может работать автоматически в зависимости от измерений, выполненных с помощью датчика глубины (например, давления) 110а, весового датчика 106 и датчиков уровня или угла наклона 110Ь. Поверхность управления 111 можно использовать для корректировки временных колебаний глубины и/или уровня. Пример механизма для работы с поверхностью управления 111 объясняется со ссылкой на фиг. 4. Размеры корпуса, материал для заполнения пустот, материал корпуса и внутренние камеры 108 можно выбирать таким образом, чтобы плавучие устройства 107 обеспечивали достаточную силу плавучести для подъема плавучих устройств 107 к водной поверхности, когда вся вода удаляется из камер(ы) 108, и могли обеспечивать нейтральную или немного отрицательную плавучесть, когда камера(ы) 108 до конца заполнены балластной водой.
В некоторых примерах поверхностный буй-ориентир 101 с хвостовым стабилизатором 104 для стабилизации движения в воде может быть подвешен впереди на самом переднем из плавучих устройств 107 с помощью троса, кабеля или каната 105. Канат 105 может быть подсоединен одним концом к весовому датчику 106. Измерения, выполненные весовым датчиком 106, показывают, какую весовую нагрузку на буй-ориентир 101 создает передняя часть группы источников 24. Такие весовые данные можно использовать, чтобы регулировать балласт плавучего устройства для корректировки плавания группы источников 24 в целях ее выравнивания. Измерения с помощью весового датчика показывают также, не оторвался ли буй-ориентир 101.
Другой конец каната 105 может быть присоединен к блоку лебедки 102, расположенному на буеориентире 101 для управления глубиной группы источников.
Управление блоком лебедки 102 может осуществлять модуль управления и связи 103. Модуль связи 103 может обмениваться сигналами с записывающей системой (12 на фиг. 1), используя, например, линию радиосвязи. Приемник ГСП 120 может размещаться на буе-ориентире 101 для определения геодезического положения. В других примерах поверхностный буй-ориентир 101 может быть исключен. Если, например, нужно увеличить глубину группы источников, сигнал может передаваться от записывающей системы (12 на фиг. 1) на модуль связи 103. Модуль связи 103 управляет лебедкой 102 для вытягивания каната 105.
Два или несколько загрузочно-разгрузочных кабеля 116 могут быть пропущены через бимс 112 и соответствующие направляющие блоки 121. Загрузочно-разгрузочные кабели 116 протянуты от плавучих устройств 107 до точки крепления 122 на шлангокабеле 113. Точка крепления 122 может располагаться на выбранном расстоянии впереди плавучих устройств 107. Загрузочно-разгрузочные кабели 116 можно использовать для размещения в воде и подъема группы источников 24.
Пример одного из устройств управления плавучестью 109 схематически показан на фиг. 3. Контроллер 109а, например микропроцессор, может принимать в качестве входных данных результаты измерений от одного из датчиков угла наклона 110Ь и датчиков глубины (давления) 110а. Контроллер 109а может также обмениваться сигналами с записывающей системой (12 на фиг. 1).
Самое переднее из устройств управления плавучестью 109 может принимать в качестве входных данных сигналы от весового датчика 106. В настоящем примере часть веса группы источников в воде (24 на фиг. 2) может поддерживаться буем-ориентиром (101 на фиг. 2). Сила плавучести, создаваемая буемориентиром (101 на фиг. 2), будет измеряться весовым датчиком 106. Если измеренная сила выходит за пределы заданного диапазона, балластировка может регулироваться устройством управления плавучестью 109. Если при требуемой нагрузке на буй-ориентир нужная глубина не достигается, лебедка (102 на фиг. 2) должна изменить длину выпущенного каната (105 на фиг. 2). Такое изменение может быть выполнено, например, с помощью передачи результатов измерения весового датчика 106 на записывающую систему (12 на фиг. 1) по шлангокабелю (113 на фиг. 1), который передает сигнал на буй-ориентир (101 на фиг. 2), давая команду лебедке (102 на фиг. 2) дополнительно выпустить канат (105 на фиг. 2).
Выход контроллера 109а можно подключить к трехпутевому пневмораспределителю с электромагнитным управлением 109Ь. Когда сигналы от одного или нескольких датчиков (например, датчика глубины 110а, датчика угла наклона 110Ь и весового датчика 106) показывают, что плавучесть следует увеличить, контроллер 109а подает команду пневмораспределителю 109Ь на подключение источника сжатого воздуха или газа (не показан) к камере 108. Газ, подаваемый под давлением от источника сжатого газа (не показан), может вытеснить воду из камеры 108, тем самым увеличивая плавучесть конкретного плавучего устройства (107 на фиг. 2). После достижения нужной плавучести контроллер 109а может дать команду пневмораспределителю 109Ь на закрытие камеры 108, тем самым поддерживая уровень воды в камере 108. В случае, если плавучесть необходимо уменьшить, контроллер 109а может дать команду
- 3 021673 пневмораспределителю 109Ъ на выпуск газа из камеры 108, чтобы вода могла попасть в нижнюю часть камеры 108. Контроллер 109а можно запрограммировать на управление пневмораспределителем 109Ъ для поддержания плавучего устройства (107 на фиг. 2) на выбранной глубине в воде. Выбранную глубину можно изменять, например, передавая сигнал управления от записывающей системы (12 на фиг. 1) на контроллер 109а, например, по сигнальной линии (не показана отдельно) в шлангокабеле (113 на фиг. 2). Такой сигнал может быть преобразован в контроллере 109а в сигнал селективного управления пневмораспределителем 109Ъ.
В одном примере клапан 109Ъ выполнен с возможностью, в случае неисправности электрического или другого компонента в группе источников (24 на фиг. 1), приведения клапана 109Ъ в режиме по умолчанию или в режиме отказа в такое положение, при котором камера 108 подключается к источнику сжатого воздуха или газа. При такой конфигурации камера(ы) 108 будет автоматически продуваться, освобождаясь от воды, и группа источников (24 на фиг. 1) будет возвращаться к водной поверхности в случае отказа одного из компонентов.
Пример механизма для работы с поверхностью управления 111 схематически показан на фиг. 4. В настоящем примере используется гидравлический привод 136, присоединенный с помощью подходящей рычажной передачи 138 с поверхностью управления 111. Привод может приводиться в действие электромагнитным клапаном 134, подключенным для обмена сигналами к контроллеру 109а. Гидравлическая мощность для перемещения привода может обеспечиваться насосом 132, соединенным с гидравлическим баком 130. Контроллер 109а можно запрограммировать для управления клапаном 134, тем самым приводя поверхность управления 111 в действие таким образом, что связанное с ней плавучее устройство (107 на фиг. 2) поддерживается на выбранной глубине, или выравнивается, когда положение группы источников (24 на фиг. 1) становится неровным (глубина с одной стороны больше, чем с другой). Регулирующий клапан 134 может содержать тормозной гидроклапан (не показан отдельно) для блокирования движения гидравлического привода 136, тем самым делая поверхность управления 111 устойчивой к смещению под действием силы, создаваемой перемещением группы источников в воде. Такой тормозной клапан можно реализовать, используя, например, трехходовой распределитель, показанный выше для электромагнитного клапана 134. В типовом трехходовом клапане-распределителе в центральном положении все отверстия клапана закрыты, тем самым перекрывая движение гидравлической жидкости внутрь привода 136 и из него наружу.
Другой пример механизма для работы с поверхностью управления 111 схематически показан на фиг. 5. Контроллер 109а может быть подключен для обмена сигналами к приводу электродвигателя 142, который управляет электродвигателем 140. Двигатель 140 может поворачивать червячную передачу 141. Червячная передача может находиться в контакте с зубчатым сектором 144. Смещаясь под действием червячной передачи 141, сектор 144 может поворачивать поверхность управления 111. Возможное преимущество механизма, показанного на фиг. 5, состоит в том, что двигатель 140 и червячная передача 141 не вращаются, а действуют таким образом, чтобы зафиксировать положение сектора 144, тем самым делая поверхность управления устойчивой к смещению под действием силы, создаваемой перемещением группы источников в воде.
В описанном примере группой источников можно управлять на выбранной глубине в воде, изменяя плавучесть плавучих устройств (107 на фиг. 2), как объясняется выше, и воздействуя на поверхность управления (111 на фиг. 2). Длину каната или троса (105 на фиг. 2) можно регулировать с помощью блока лебедки (102 на фиг. 2) для поддержания выбранного натяжения троса (105 на фиг. 2), измеренного весовым датчиком (106 на фиг. 2), независимо от рабочей глубины группы источников (24 на фиг. 1).
В других примерах группы источников (24 на фиг. 1) буй-ориентир (101 на фиг. 2) можно исключить. Такие примеры могут использоваться в районах, где вероятно столкновение со льдом или другие навигационные опасности на поверхности воды (11 на фиг. 1). В случае столкновения с любой навигационной опасностью плавучим устройствам (107 на фиг. 2) можно придать отрицательную плавучесть за счет балластировки с помощью воды, как объясняется выше, при этом могут быть приведены в действие несколько устройств управления 26, чтобы погрузить группу источников в воду и переместить ее на большую глубину.
Пример группы источников, для которой можно исключить применение буя-ориентира и использовать одно или несколько устройств управления (26 на фиг. 1), показан на фиг. 6. В настоящем примере устройства управления может применяться только одно плавучее устройство 107, соединенное с бимсом 112 и имеющее продольный размер приблизительно такой же, как размер верхней части бимса 112. Бимс 112 может быть снабжен управляющим крылом или плоскостью 150, которая может быть соединена с механизмом 151 (включая привод 151а и соответствующую передачу 153), обеспечивающим вращение плоскости 150 вдоль оси, перпендикулярной направлению движения плавучего устройства 107 (т.е. его продольного измерения) и бимса 112 в воде. Такое вращение плоскости 150 может создать боковую гидродинамическую подъемную силу при движении группы источников (24 на фиг. 1) в воде. Боковую гидродинамическую подъемную силу можно использовать для позиционирования группы источников в выбранном положении относительно буксирующего судна (например, судна 10 на фиг. 1). Устройство управления 26 может также содержать механизм, включающий привод 154 и шарнир 152, соединенный с
- 4 021673 основанием отклоняющего механизма 151, что обеспечивает вращение плоскости 150 вокруг оси, параллельной направлению движения плавучего устройства 107 и бимса 112. Такое отклонение обеспечивает гидродинамическую подъемную силу в вертикальном направлении. Приводные механизмы 151а и154 в настоящем примере могут представлять собой механизмы линейного перемещения, например комбинации гидравлического цилиндра/плунжера или линейные электродвигатели. Примеры приводного механизма последнего типа можно получить в компании ΜΝΑΚ Α/δ по адресу: 8, ул. Смедевэнгет, Нордборг 6430, Дания.
Когда возникает необходимость погрузить в воду группу источников, чтобы избежать опасности на водной поверхности (такой как лед), можно выполнить балластировку плавучего устройства 107 с помощью воды и управлять плоскостью 150 с помощью приводного механизма 154 для создания направленной вниз гидродинамической силы. После того как опасность миновала, группу источников можно вернуть на поверхность, удалив водяной балласт из камеры (108 на фиг. 3) в плавучем устройстве 107, а плоскостью 150 можно управлять, перемещая приводной механизм 154 таким образом, чтобы плоскость 150 не создавала направленной вверх или вниз гидродинамической силы или создавала направленную вверх гидродинамическую силу, пока плавучее устройство 107 группы источников не окажется на водной поверхности. Такое погружение группы источников можно также выполнить, чтобы обеспечить работу сейсмоисточников (119 на фиг. 2) на выбранной глубине воды, отличной от глубины, когда плавучее устройство 107 располагается в непосредственной близости от водной поверхности за счет плавучести.
Различные примеры морского сейсмоисточника в соответствии с аспектами изобретения могут работать на различной глубине для достижения определенных целей сейсморазведки, при этом ими можно управлять, чтобы избегать опасностей на водной поверхности. В некоторых случаях может оказаться желательным погрузить в воду всю группу источников, включая поплавок, чтобы обеспечить работу сейсмоисточников в воде на большей глубине. В некоторых случаях может также оказаться желательной возможность погрузить в воду плавучее устройство, чтобы избежать таких навигационных опасностей, как лед. При использовании конструкций группы источников, относящихся к уровню техники, в большинстве случае было невозможно изменить глубину плавучего устройства в ходе работы группы сейсмоисточников. Группа сейсмоисточников в соответствии с изобретением может быть полностью погружена в воду, чтобы управлять сейсмоисточниками на большей глубине воды и избегать навигационных опасностей, таких как лед.
Хотя изобретение описано с использованием ограниченного числа вариантов осуществления, специалисты, воспользовавшись раскрытым изобретением, смогут вывести из описания другие варианты осуществления, не отступающие от объема раскрытого изобретения. Соответственно объем изобретения ограничивается только прилагаемой формулой.

Claims (9)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Модуль сейсмического источника энергии, содержащий сейсмический источник энергии;
    плавучее устройство, соединенное с сейсмическим источником энергии и выполненное с возможностью буксирования буксирующим судном, при этом указанный модуль выполнен с возможностью уменьшения плавучести плавучего устройства путем впуска воды во внутреннюю камеру плавучего устройства, а также с возможностью увеличения плавучести плавучего устройства путем удаления воды из внутренней камеры плавучего устройства.
  2. 2. Модуль по п.1, отличающийся тем, что плавучее устройство содержит несколько внутренних камер, при этом модуль выполнен с возможностью впуска воды в одну или более из числа нескольких внутренних камер для уменьшения плавучести плавучего устройства.
  3. 3. Модуль по п.1, отличающийся тем, что он содержит одно или более дополнительных плавучих устройств, причем каждое из числа одного или более дополнительных плавучих устройств содержит внутреннюю камеру, при этом модуль выполнен с возможностью впуска воды в одну или более из числа внутренних камер одного или более дополнительных плавучих устройств для уменьшения плавучести одного или более дополнительных плавучих устройств.
  4. 4. Модуль по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит буй-ориентир, соединенный с плавучим устройством, при этом модуль выполнен с возможностью определения весовой нагрузки на заданную часть плавучего устройства на основании силы, обеспечиваемой буем-ориентиром.
  5. 5. Модуль по п.4, отличающийся тем, что он дополнительно выполнен с возможностью выравнивания плавучего устройства на основании определенной таким образом весовой нагрузки.
  6. 6. Модуль по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит управляющую плоскость, при этом модуль выполнен с возможностью перемещения управляющей плоскости с целью управления плавучим устройством.
  7. 7. Модуль по п.1, отличающийся тем, что он выполнен с возможностью функционирования в режиме по умолчанию, в котором модуль обеспечивает подъем плавучего устройства к водной поверхности.
    - 5 021673
  8. 8. Модуль по п.1, отличающийся тем, что он выполнен с возможностью уменьшения плавучести плавучего устройства в ответ на возникновение навигационной опасности вблизи водной поверхности.
  9. 9. Способ управления модулем сейсмического источника энергии, охарактеризованным в п.1, включающий следующие шаги:
    посредством буксирующего судна буксируют в воде плавучее устройство, причем плавучее устройство соединено по меньшей мере с одним сейсмическим источником энергии;
    уменьшают посредством модуля по п. 1 плавучесть плавучего устройства, чтобы вызвать его погружение в случае возникновения навигационной опасности.
EA201001795A 2009-12-22 2010-12-15 Сейсмический источник энергии и способ управления работой этого источника EA021673B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/655,062 US8570829B2 (en) 2009-12-22 2009-12-22 Depth steerable seismic source array

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201001795A1 EA201001795A1 (ru) 2011-06-30
EA021673B1 true EA021673B1 (ru) 2015-08-31

Family

ID=43828875

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201001795A EA021673B1 (ru) 2009-12-22 2010-12-15 Сейсмический источник энергии и способ управления работой этого источника

Country Status (10)

Country Link
US (2) US8570829B2 (ru)
EP (1) EP2343575B1 (ru)
CN (2) CN104267427B (ru)
AU (2) AU2010246575B2 (ru)
BR (1) BRPI1005706B1 (ru)
CA (1) CA2723658C (ru)
EA (1) EA021673B1 (ru)
EG (1) EG26790A (ru)
MX (1) MX2010014513A (ru)
MY (1) MY172568A (ru)

Families Citing this family (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2940838B1 (fr) * 2009-01-05 2012-12-28 Michel Manin Procede et dispositif ameliores de prospection sismique marine
US9535182B2 (en) * 2009-03-09 2017-01-03 Ion Geophysical Corporation Marine seismic surveying with towed components below water surface
US8593905B2 (en) 2009-03-09 2013-11-26 Ion Geophysical Corporation Marine seismic surveying in icy or obstructed waters
US8570829B2 (en) * 2009-12-22 2013-10-29 Pgs Geophysical As Depth steerable seismic source array
US8817574B2 (en) * 2011-05-11 2014-08-26 Pgs Geophysical As Method and system of a compound buoy
US8891331B2 (en) * 2011-09-21 2014-11-18 Cggveritas Services Sa Steerable source array and method
US8891332B2 (en) * 2011-09-21 2014-11-18 Cggveritas Services Sa Steerable source systems and method
EP2771722B1 (en) 2011-10-28 2018-08-22 GX Technology Canada Ltd. Steerable fairing string
US9341730B2 (en) * 2012-03-16 2016-05-17 Cgg Services Sa Steering submersible float for seismic sources and related methods
CN102749648B (zh) * 2012-07-04 2014-07-23 浙江大学 利用不同深度震源提高海上地震数据分辨率的分频匹配滤波方法
US20140036624A1 (en) * 2012-08-02 2014-02-06 Cgg Services Sa Method and device for determining signature of seismic source
CN102910274B (zh) * 2012-10-18 2015-07-29 中国船舶重工集团公司第七一〇研究所 一种水下浮动平台深度与姿态自动调节装置及方法
US20140140169A1 (en) * 2012-11-20 2014-05-22 Pgs Geophysical As Steerable towed signal source
FR2998860B1 (fr) * 2012-11-30 2015-05-22 Cggveritas Services Sa Flotteur de tete de flute ou de source et systeme associe
US9442210B2 (en) 2012-11-30 2016-09-13 Pgs Geophysical As Open collar for multi-cable towing system
US9457879B2 (en) * 2012-12-17 2016-10-04 Seabed Geosolutions B.V. Self-burying autonomous underwater vehicle and method for marine seismic surveys
US10413317B2 (en) * 2012-12-21 2019-09-17 Volcano Corporation System and method for catheter steering and operation
US20140241123A1 (en) * 2013-02-22 2014-08-28 Cgg Services Sa System and method for locating and positioning seismic source
US9551801B2 (en) * 2013-03-13 2017-01-24 Pgs Geophysical As Wing for wide tow of geophysical survey sources
US8830786B1 (en) 2013-03-14 2014-09-09 Pgs Geophysical As Fluid distribution device
CN103454672A (zh) * 2013-05-23 2013-12-18 中国海洋石油总公司 一种海上地震勘探气枪阵列震源三维空间组合方法
CN103344986B (zh) * 2013-07-10 2015-10-28 中国海洋石油总公司 一种海洋空气枪立体子阵延迟激发方法
EP2824482B1 (en) * 2013-07-11 2019-01-23 Sercel Device for producing an acoustic signal in a liquid medium, equipped with hydraulic means for controlling output acoustic signal
NO337413B1 (no) * 2014-02-27 2016-04-11 Rolls Royce Marine As Marint seismisk kildesystem omfattende flere luftkanoner opphengt med justerbare tau i en lang fleksibel flåte
NO338727B1 (no) * 2014-05-15 2016-10-10 Polarcus Dncc Innhenting av seismiske data i områder dekket av is
CA2956220A1 (en) * 2014-07-24 2016-01-28 Ion Geophysical Corporation Marine seismic surveying with towed components below water's surface
US9695949B2 (en) 2014-08-29 2017-07-04 Pgs Geophysical As Method and system of a valve
US9823371B2 (en) 2014-09-02 2017-11-21 Pgs Geophysical As Methods and systems for towing acoustic source sub-arrays
US10018743B2 (en) 2015-02-02 2018-07-10 Cgg Services Sas Deep towed seismic source string
US10197690B2 (en) 2015-02-16 2019-02-05 Pgs Geophysical As Method for acquiring geophysical data by dynamically manipulating survey spread
US9921327B2 (en) 2015-03-25 2018-03-20 Cgg Services Sas Submerged front end buoy
US10042066B2 (en) 2015-03-25 2018-08-07 Cgg Services Sas Method and device for passively and automatically winding seismic survey equipment cable
NO339376B1 (no) * 2015-05-22 2016-12-05 Ulmatec Baro As Sprededeflektor med dybderegulering for tauing av seismiske array
EP3341761B1 (en) 2015-08-26 2022-04-20 PGS Geophysical AS Collapsible fairing
BR112018004656B1 (pt) * 2015-09-08 2023-12-12 Applied Physical Sciences Corp Vibrador marinho
AU2016337528B2 (en) * 2015-10-15 2020-11-12 Ion Geophysical Corporation Dynamically controlled foil systems and methods
MX2018009866A (es) 2016-02-16 2018-11-09 Gx Tech Canada Ltd Depresor de aleta sustentadora de cinta.
FR3054890B1 (fr) 2016-08-02 2019-07-05 Kietta Controle de la position horizontale d’un cable sismique
CN106405630B (zh) * 2016-10-10 2019-06-11 中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司 一种用于浅海区地震勘探的激震装置与方法
US10670760B2 (en) 2016-12-13 2020-06-02 Pgs Geophysical As Steerable marine geophysical source
US10703445B2 (en) * 2017-02-24 2020-07-07 Pgs Geophysical As System for source towing at depth
CN108341029B (zh) * 2018-02-06 2024-06-28 晶日金刚石工业有限公司 水下蛙人驱赶系统及其使用方法
US11372003B2 (en) 2018-04-13 2022-06-28 Incyte Corporation Biomarkers for graft-versus-host disease
CN108394524B (zh) * 2018-04-28 2024-04-02 天津开发区长城石油机械配件有限公司 一种地震采集船用浮体大头
CN108957545B (zh) * 2018-07-12 2019-08-30 中国石油大学(北京) 气枪阵列子波方向性反褶积方法及系统
RU2688634C1 (ru) * 2018-09-21 2019-05-21 Общество с ограниченной ответственностью Научно-технический центр "Транскор-К" Буксируемое устройство
KR101947326B1 (ko) * 2018-09-21 2019-05-21 한국지질자원연구원 자체부력형 탄성파 탐사 모듈을 포함하는 탄성파 탐사 장치 및 그 방법
WO2020073126A1 (en) 2018-10-09 2020-04-16 Gx Technology Canada Ltd. Modular foil system for towed marine array
NO20191059A1 (en) * 2019-09-03 2021-03-04 Seismeq As Bridle block for a deflector
US20220043173A1 (en) * 2020-08-07 2022-02-10 Ion Geophysical Corporation Direct fill chamber
CN114545490A (zh) * 2022-02-11 2022-05-27 上海遨菲克科技有限公司 一种用于海洋地球物理探测的组合式震源
CN117388913B (zh) * 2023-12-13 2024-02-23 自然资源部第二海洋研究所 一种潜式气枪震源及其控制方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1702333A1 (ru) * 1989-04-18 1991-12-30 Институт Океанологии Им.П.П.Ширшова Способ сейсморазведки на акватори х
US5113376A (en) * 1990-04-09 1992-05-12 Geco A.S. Method for conducting seismic surveys in waters covered with ice
WO2008008127A2 (en) * 2006-07-13 2008-01-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method to maintain towed dipole source orientation
RU2317572C1 (ru) * 2006-05-19 2008-02-20 Открытое акционерное общество "Мурманское морское пароходство" Комплекс для буксировки забортного сейсмооборудования

Family Cites Families (60)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US644943A (en) * 1898-10-29 1900-03-06 Giuseppe Pino Diving and submarine apparatus.
US694153A (en) * 1901-07-27 1902-02-25 John P Holland Means for automatically ballasting submarine boats.
US1487138A (en) * 1919-06-24 1924-03-18 Western Electric Co Method of detecting the direction of underwater vibrations
US2572255A (en) * 1950-01-18 1951-10-23 Texas Co Seismic survey system for submerged areas
US3331050A (en) 1965-04-16 1967-07-11 Sinclair Research Inc Method of underwater seismic exploration
GB1165834A (en) 1967-05-31 1969-10-01 Mobil Oil Corp Depth Control System for Marine Seismic Surveying
US3611975A (en) 1969-08-15 1971-10-12 Ashbrook Clifford L Paravane device
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
US3673556A (en) 1970-07-15 1972-06-27 Western Geophysical Co Two-level depth controllers for seismic streamer cables
US3774570A (en) 1972-01-25 1973-11-27 Whitehall Electronics Corp Non-rotating depth controller paravane for seismic cables
US3961303A (en) 1974-05-08 1976-06-01 Western Geophysical Company Of America Depth controllers with controllable negative and uncontrollable positive lift-producing means
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
US3932835A (en) 1974-09-25 1976-01-13 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Towable VLF sonar projector
US4055138A (en) 1975-02-07 1977-10-25 Klein Associates, Inc. Underwater vehicle towing and recovery apparatus
US4038630A (en) 1975-10-28 1977-07-26 Bolt Associates, Inc. Airgun marine seismic survey streamer method and apparatus
SE415072B (sv) * 1975-11-29 1980-09-08 Ind Wert Beteiligungsgesellsch Anordning for avskiljning av vetskedroppar serskilt droppar av en tvettvetska, ur en gasstrom
US4027616A (en) * 1975-12-10 1977-06-07 Mobil Oil Corporation Protection means for depth control device
US4033278A (en) 1976-02-25 1977-07-05 Continental Oil Company Apparatus for controlling lateral positioning of a marine seismic cable
US4064479A (en) 1976-03-22 1977-12-20 Mobil Oil Corporation Vertically directive arrays for marine seismic exploration
US4222340A (en) 1978-11-01 1980-09-16 Syntron, Inc. Cable depth control apparatus
US4290124A (en) 1978-11-01 1981-09-15 Syntron, Inc. Remote control cable depth control apparatus
US4350111A (en) 1980-05-30 1982-09-21 Boyce Ii William D Laterally and vertically controllable underwater towed vehicle
US4404664A (en) 1980-12-31 1983-09-13 Mobil Oil Corporation System for laterally positioning a towed marine cable and method of using same
US4382486A (en) 1981-02-05 1983-05-10 Mobil Oil Corporation Tuned air gun array
DE3131006A1 (de) * 1981-08-05 1983-02-24 Henkel Kgaa "cremegrundlage"
NO150751C (no) * 1981-09-28 1984-12-12 Seismic Profilers As Anordning ved flytelegeme.
GB2142432A (en) * 1983-06-29 1985-01-16 Exxon Production Research Co Float assembly for seismic sources
US4625302A (en) 1983-10-24 1986-11-25 Exxon Production Research Co. Acoustic lens for marine seismic data multiple reflection noise reduction
US4709355A (en) 1984-06-18 1987-11-24 Syntron, Inc. Controller for marine seismic cable
US4719987A (en) 1984-06-19 1988-01-19 Texas Instruments Incorporated Bi-planar pontoon paravane seismic source system
US4729333A (en) 1986-07-09 1988-03-08 Exxon Production Research Company Remotely-controllable paravane
US4890568A (en) 1988-08-24 1990-01-02 Exxon Production Research Company Steerable tail buoy
US4928262A (en) 1988-11-09 1990-05-22 Mobil Oil Corporation Marine seismic streamer retrieval system
US4974213A (en) 1988-12-16 1990-11-27 Siwecki Thomas L Passive active underwater sound detection apparatus
DE69302513T2 (de) 1992-03-24 1996-09-19 Geco As Ottergerät
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
US5404339A (en) 1994-02-25 1995-04-04 Concord Technologies Inc. Retriever for a seismic streamer cable
NO301737B1 (no) 1996-05-31 1997-12-01 Petroleum Geo Services As Anordning for justering av oppdrift
GB9626442D0 (en) 1996-12-20 1997-02-05 Geco As Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
AU740881B2 (en) 1997-06-12 2001-11-15 Ion Geophysical Corporation Depth control device for an underwater cable
NO973319A (no) 1997-07-18 1998-12-14 Petroleum Geo Services Asa Sammenleggbar dybdekontroller
US6002648A (en) 1998-10-16 1999-12-14 Western Atlas International, Inc. Slotted cylinder marine siesmic method and source
US6230840B1 (en) 1998-10-16 2001-05-15 Western Atlas International, Inc. Marine vibrator
US6111817A (en) 1999-02-23 2000-08-29 L-3 Communications Corporation Towed body yaw angle sensor
FR2796360B1 (fr) 1999-07-16 2001-09-07 Geco As Flotteur de ligne touee
NO321016B1 (no) 2001-01-24 2006-02-27 Petroleum Geo Services As System for styring av kabler i et seismisk slep og hvor noen av kablene har kontrollenheter innrettet for a male og rapportere om sine posisjoner
CN1207578C (zh) * 2003-07-15 2005-06-22 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院南京石油物探研究所 无线高速地震勘探数据采集装置
US8824239B2 (en) * 2004-03-17 2014-09-02 Westerngeco L.L.C. Marine seismic survey method and system
CN1332226C (zh) * 2004-08-06 2007-08-15 中国科学院海洋研究所 一种深海潜标测量系统
US20060133200A1 (en) 2004-12-17 2006-06-22 Tenghamn Stig Rune L Apparatus for steering a marine seismic streamer via controlled water ejection
US7167412B2 (en) 2004-12-17 2007-01-23 Pgs Americas, Inc. Apparatus for steering a marine seismic streamer via controlled bending
CN1289920C (zh) * 2005-04-19 2006-12-13 中国海洋石油总公司 用于地球物理勘探的地震数据采集板
US7403448B2 (en) 2005-06-03 2008-07-22 Westerngeco L.L.C. Streamer steering device orientation determination apparatus and methods
US7457193B2 (en) 2006-07-21 2008-11-25 Pgs Geophysical As Seismic source and source array having depth-control and steering capability
US7404370B2 (en) * 2006-08-02 2008-07-29 Pgs Norway Geophysical As Steerable diverter for towed seismic streamer arrays
FR2912818A1 (fr) * 2007-02-19 2008-08-22 Georges Grall Systeme de flutes automotrices pour prospection en sismique marine 3d a grande productivite
US9535182B2 (en) * 2009-03-09 2017-01-03 Ion Geophysical Corporation Marine seismic surveying with towed components below water surface
US8570829B2 (en) * 2009-12-22 2013-10-29 Pgs Geophysical As Depth steerable seismic source array
US8817574B2 (en) * 2011-05-11 2014-08-26 Pgs Geophysical As Method and system of a compound buoy

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1702333A1 (ru) * 1989-04-18 1991-12-30 Институт Океанологии Им.П.П.Ширшова Способ сейсморазведки на акватори х
US5113376A (en) * 1990-04-09 1992-05-12 Geco A.S. Method for conducting seismic surveys in waters covered with ice
RU2317572C1 (ru) * 2006-05-19 2008-02-20 Открытое акционерное общество "Мурманское морское пароходство" Комплекс для буксировки забортного сейсмооборудования
WO2008008127A2 (en) * 2006-07-13 2008-01-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method to maintain towed dipole source orientation

Also Published As

Publication number Publication date
AU2016203604B2 (en) 2017-03-23
EA201001795A1 (ru) 2011-06-30
US8570829B2 (en) 2013-10-29
EP2343575A1 (en) 2011-07-13
CN104267427B (zh) 2018-11-09
US20110149681A1 (en) 2011-06-23
EG26790A (en) 2014-09-14
AU2010246575A1 (en) 2011-07-07
CN104267427A (zh) 2015-01-07
AU2010246575B2 (en) 2016-03-10
MY172568A (en) 2019-12-03
CA2723658A1 (en) 2011-06-22
US20140010044A1 (en) 2014-01-09
CN102103214A (zh) 2011-06-22
BRPI1005706B1 (pt) 2019-09-03
EP2343575B1 (en) 2012-10-10
MX2010014513A (es) 2011-06-21
CA2723658C (en) 2018-09-04
US9395461B2 (en) 2016-07-19
AU2016203604A1 (en) 2016-06-16
BRPI1005706A2 (pt) 2015-09-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA021673B1 (ru) Сейсмический источник энергии и способ управления работой этого источника
US7457193B2 (en) Seismic source and source array having depth-control and steering capability
EP0613025B1 (en) A device and method for positioning of towing systems for use in marine seismic surveys
US9535182B2 (en) Marine seismic surveying with towed components below water surface
RU2451309C2 (ru) Сейсмокоса, отслеживающая морское дно
EA021094B1 (ru) Система и способ буксирования сейсмоприемной косы
CA2920447C (en) Apparatus and method for surveying
SU1028242A3 (ru) Подводный носитель океанографических приборов
US20130121114A1 (en) Seismic Wave Emitting Device for Marine Seismic Acquisition and Method for Implementation Thereof
EP3370092B1 (en) System for source towing at depth
US8770336B2 (en) Marine seismic source
DK201770138A1 (en) Marine seismic surveying with towed components below water's surface
US20190257969A1 (en) Node deployment using deflectors
WO2016014926A1 (en) Marine seismic surveying with towed components below water's surface

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU