EA024525B1 - Способ сбора морских геофизических данных (варианты) - Google Patents

Способ сбора морских геофизических данных (варианты) Download PDF

Info

Publication number
EA024525B1
EA024525B1 EA201170727A EA201170727A EA024525B1 EA 024525 B1 EA024525 B1 EA 024525B1 EA 201170727 A EA201170727 A EA 201170727A EA 201170727 A EA201170727 A EA 201170727A EA 024525 B1 EA024525 B1 EA 024525B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
seismic
control
geophysical
streamers
reference point
Prior art date
Application number
EA201170727A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201170727A2 (ru
EA201170727A3 (ru
Inventor
Ойвинн Хиллезунн
Стиан Хегна
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 EA201170727A2 publication Critical patent/EA201170727A2/ru
Publication of EA201170727A3 publication Critical patent/EA201170727A3/ru
Publication of EA024525B1 publication Critical patent/EA024525B1/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
    • G01V1/3808—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

В первом варианте осуществления изобретение предлагает способ сбора геофизических данных, включающий буксирование оборудования для сбора геофизических данных позади сейсморазведочного судна в водоеме, причем указанное оборудование включает группу сейсмоприемных кос, тянущихся за указанным судном, и определения геодезического местоположения опорной точки управления косой, находящейся на переднем конце группы сейсмоприемных кос, и опорного направления. По меньшей мере одна сейсмоприемная коса, входящая в указанную группу сейсмоприемных кос, отклоняется в поперечном направлении под влиянием определенного геодезического местоположения указанной опорной точки управления сейсмической косой и указанного определенного опорного направления.

Description

Изобретение в целом относится к области морской геофизической разведки. Более конкретно, изобретение относится к способам управления пространственным распределением или оборудованием для сбора геофизических данных, буксируемым позади сейсморазведочного судна.
Предшествующий уровень техники
Системы морской геофизической разведки, такие как системы сбора сейсмических данных и системы электромагнитной съемки, используются для получения геофизических данных из формаций, расположенных ниже подошвы водного слоя, например, озера или океана. Как правило, морские сейсморазведочные системы, например, включают сейсморазведочное судно, на борту которого находятся навигационное оборудование, оборудование управления сейсмическими источниками и аппаратура записи геофизических данных. Сейсморазведочное судно, как правило, выполнено с возможностью буксирования в воде одной или, чаще всего, набора сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении. В выбранные моменты времени оборудование управления сейсмическими источниками вызывает активацию одного или нескольких сейсмических источников (которые могут буксироваться в воде сейсморазведочным судном или другим судном). Сигналы, генерируемые различными датчиками одной или нескольких сейсмических кос в ответ на зарегистрированную сейсмическую волну, подаются в конечном счете на записывающее оборудование. В записывающей системы выполняется запись сигналов, генерируемых каждым датчиком (или группами таких датчиков), в зависимости от времени. В дальнейшем записанные сигналы интерпретируются для вывода заключения о строении и составе формаций, расположенных ниже подошвы водного слоя. Соответствующие компоненты для возбуждения электромагнитных полей и регистрации электромагнитных явлений, возникающих в геологической среде в ответ на такие поля, направленные в эту среду, могут использоваться в системах для морской электромагнитной геофизической разведки.
Одна или несколько сейсмоприемных кос представляют собой, в самом широком смысле, длинные кабели с геофизическими датчиками, расположенными в пространственно разнесенных местах по длине кабелей. Типовая сейсмическая коса может тянуться за геофизическим сейсморазведочным судном на несколько километров.
Системы с несколькими сейсмическими косами применяются при геофизической разведке, известной под названием трехмерной и четырехмерной. Четырехмерная сейсморазведка представляет собой трехмерную съемку, повторяющуюся в выбранные моменты времени на одном и том же участке геологической среды.
На качество геофизических изображений геологической среды, получаемых с помощью трех- или четырехмерной сейсморазведки, влияет точность, с которой осуществляется управление положением отдельных датчиков в сейсмических косах. Специалистам известны различные устройства для позиционирования сейсмических кос в поперечном направлении и (или) на выбранной глубине ниже водной поверхности. Например, в патенте США № 5,443,027, выданном О\\ъ1су и др., описано устройство передачи бокового усилия для смещения буксируемого подводного акустического кабеля, которое обеспечивает смещение в горизонтальном и вертикальном направлениях.
В патенте США № 6,011,752, выданном 1атЬ8 и др., описан модуль управления положением сейсмической косы.
В патенте США № 6,144,342, выданном ВсПНсак и др., описан способ навигационного управления буксируемой сейсмической косой с помощью регуляторов глубины погружения, прикрепленных к внешней части сейсмической косы.
Сущность изобретения
В первом варианте осуществления изобретение предлагает способ сбора геофизических данных, включающий буксирование оборудования для сбора геофизических данных позади сейсморазведочного судна в водоеме, причем указанное оборудование включает группу сейсмоприемных кос, тянущихся за указанным судном, и определения геодезического местоположения опорной точки управления косой, находящейся на переднем конце группы сейсмоприемных кос, и опорного направления. По меньшей мере одна сейсмоприемная коса, входящая в указанную группу сейсмоприемных кос, отклоняется в поперечном направлении под влиянием определенного геодезического местоположения указанной опорной точки управления сейсмической косой и указанного определенного опорного направления.
В другом варианте осуществления изобретение предлагает способ сбора геофизических данных, включающий буксирование оборудования для сбора геофизических данных позади сейсморазведочного судна в водоеме, причем указанное оборудование включает группу сейсмоприемных кос, содержащую набор сейсмоприемных кос, тянущихся за указанным судном, определения геодезического местоположения опорной точки управления судном, находящейся на переднем конце указанной группы сейсмоприемных кос, и управления сейсморазведочным судном, реализуемого таким образом, чтобы опорная точка управления судном следовала по предварительно выбранной траектории движения.
Еще в одном варианте осуществления изобретение предлагает способ сбора геофизических данных, включающий буксирование оборудования для сбора геофизических данных позади сейсморазведочного судна в водоеме, причем указанное оборудование включает геофизический источник возбуждения и
- 1 024525 группу сейсмоприемных кос, содержащую набор сейсмоприемных кос, тянущихся за указанным судном, определения геодезического местоположения опорной точки управления источником, находящейся на переднем конце указанной группы сейсмоприемных кос, определения требуемого поперечного положения источника по отношению к опорной точке управления источником и управления указанным геофизическим источником, реализуемого таким образом, чтобы указанный геофизический источник придерживался требуемого поперечного положения.
Прочие особенности и преимущества настоящего изобретения будут ясны из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Перечень чертежей
На фиг. 1 показана группа сейсмоприемных кос, каждая из которых включает устройства передачи бокового усилия и управления глубиной для регулирования геометрических характеристик соответствующей косы.
На фиг. 2 представлен вариант осуществления изобретения, предусматривающий режим отслеживания переднего конца косы.
На фиг. 3 представлен вариант осуществления изобретения, предусматривающий управление судном для удержания переднего конца косы на заданной траектории.
На фиг. 4 представлен вариант осуществления изобретения, предусматривающий режим отслеживания энергоисточника.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения На фиг. 1 показана типовая система морской геофизической съемки 2, которая может включать набор сейсмоприемных кос 20 для геофизических исследований. Каждая из сейсмоприемных кос может направляться в воде одним или несколькими устройствами управления боковым усилием и глубиной (БУГ) 26, совместно соединенными с каждой из кос 20. Как более подробно объясняется ниже, устройства БУГ 26, которые могут обеспечить возможность управления глубиной, применяются по усмотрению разработчика системы. Для целей настоящего изобретения необходимо только, чтобы устройства, связанные с геофизическими сейсмоприемными косами, обеспечивали управление по направлению, чтобы выдерживать направление косы параллельным плоскости водной поверхности при движении косы в водоеме.
Система геофизической съемки 2 включает сейсморазведочное судно 10, которое движется по поверхности водоема 11, например, озера или океана. Сейсморазведочное судно 10 может везти оборудование, обозначенное в целом позицией 12 и для удобства совместно называемое записывающей системой. Записывающая система 12, как правило, включает устройства (ни одно из описанных ниже устройств не показано отдельно), такие как блок записи данных для выполнения записи сигналов, генерируемых различными датчиками системы сбора данных, в зависимости от времени. Записывающая система 12 также включает, как правило, навигационное оборудование для определения и записи в выбранные моменты времени геодезического положения судна 10, и, с помощью других устройств, которые объясняются ниже, геодезического положения каждого из набора геофизических датчиков 22, расположенных в пространственно разнесенных местах вдоль сейсмических кос 20, буксируемых сейсморазведочным судном 10.
В одном из примеров устройство для определения геодезического положения может представлять собой приемник сигналов геодезического положения, такой как приемник глобальной навигационной спутниковой системы (ОР8, §1оЬа1 ροδίΐίοηίη§ 5а1сШ1с). схематически обозначенный позицией 12А. Специалистам известны также другие устройства для определения геодезического положения. Упомянутые выше элементы записывающей системы 12 знакомы специалистам, и, за исключением приемника 12А, регистрирующего геодезическое положение 12А, не показаны отдельно на рисунках в настоящем документе для ясности иллюстрации.
Геофизические датчики 22 могут представлять собой геофизические датчики любого типа, известного специалистам. Неограничивающими примерами таких датчиков являются сейсмические датчики, реагирующие на движение частиц, такие как геофоны или акселерометры, датчики, реагирующие на давление, сейсмические датчики, реагирующие на временной градиент давления, электроды, магнетометры, датчики температуры или комбинации перечисленных типов. Геофизические датчики 22 могут измерять, например, энергию сейсмических или электромагнитных волн, первично отраженных или преломленных различными структурами геологической среды, расположенными ниже подошвы водного слоя 11, в ответ на волну, направляемую в геологическую следу энергоисточником 17. В качестве энергоисточника 17 может использоваться, например, сейсмоисточник или группа таких источников. Неограничивающими примерами сейсмоисточников являются пневмопушки и гидропушки. Энергоисточником 17 может также быть источник электромагнитного поля, например, проволочная рамка или пара электродов (не показаны для ясности). Энергоисточник 17 может буксироваться в воде 11 сейсморазведочным судном 10, как показано на рисунке, или другим судном (не показано). Записывающая система 12 может также включать оборудование управления энергоисточником (не показано отдельно) для избирательного управления энергоисточником 17.
В сейсморазведочной системе, показанной на фиг. 1, имеются четыре сейсмоприемных косы 20, буксируемых сейсморазведочным судном 10. Однако количество сейсмоприемных кос, показанных на
- 2 024525 фиг. 1, служит только для целей объяснения настоящего изобретения и не ограничивает количество кос, которое может использоваться в любой конкретной системе геофизической съемки согласно настоящему изобретению. В морских системах сбора геофизических данных, таких как показана на фиг. 1, которые включают набор сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении, сейсмические косы 20, как правило, присоединены к буксировочному оборудованию, рассчитанному на то, чтобы закрепить передний конец сейсмических кос 20 в выбранном поперечном положении по отношению к соседним сейсмическим косам и сейсморазведочному судну 10. Как показано на фиг. 1, буксировочное оборудование может включать два буксировочных каната 8 параванов, каждый из которых присоединен к судну 10 одним концом с помощью лебедки 19 или аналогичного устройства для намотки каната, которое позволяет изменять длину выпущенной части каждого буксировочного каната 8 паравана. Дальний конец каждого буксировочного каната 8 паравана функционально соединен с параваном 14. Каждому из параванов 14 придана форма, обеспечивающая поперечную составляющую движения к различным буксировочным компонентам, размещаемым в воде 11, когда параваны 14 движутся в воде 11. Поперечный в настоящем контексте означает расположенный поперечно направлению движения сейсморазведочного судна 10 в воде 11. Поперечная составляющая движения каждого паравана 14 направлена противоположно поперечной составляющей другого паравана 14. Объединенная поперечная составляющая движения обоих параванов 14 отдаляет параваны 14 друг от друга до тех пор, пока это не приведет к натяжению одного или нескольких распределительных канатов или тросов 24, функционально соединенных концами между параванами 14.
Каждая из сейсмоприемных кос 20 может быть присоединена своим осевым концом, ближайшим к судну 10 (передний конец), к концевому устройству 20А соответствующего буксировочного тросакабеля. Концевые устройства 20А буксировочных тросов-кабелей могут быть присоединены или связаны с распределительными канатами или тросами 24, чтобы по существу зафиксировать поперечные положения сейсмических кос 20 по отношению друг к другу. Каждое из концевых устройств 20А буксировочных тросов-кабелей может включать датчик сигналов относительного положения (не показан отдельно и более подробно объясняется ниже). Электрическое и (или) оптическое соединение между соответствующими компонентами в записывающей системе 12 и, в конечном счете, между геофизическими датчиками 22 (и/или другим схемами) в сейсмических косах 20 может быть выполнено с помощью буксировочных тросов-кабелей 18, каждый из которых оканчивается соответствующим концевым устройством 20А. Одно из концевых устройств 20А буксировочных тросов-кабелей расположено на переднем конце каждой сейсмической косы 20. Каждый из буксировочных тросов-кабелей 18 может разворачиваться с помощью соответствующей лебедки 19 или аналогичного устройства для намотки каната таким образом, чтобы можно было изменять длину выпущенной части каждого троса-кабеля 18. Тип буксировочного оборудования, присоединяемого к переднему концу каждой сейсмической косы, который показан на фиг. 1, предназначен только для того, чтобы проиллюстрировать тип оборудования, которое может буксировать в воде группу сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении. В других примерах системы сбора геофизических данных согласно настоящему изобретению могут использоваться другие буксировочные конструкции.
Система сбора данных, показанная на фиг. 1, может также включать набор устройств управления боковым усилием и глубиной (БУГ) 26, совместно соединенных с каждой из сейсмических кос 20 в выбранных положениях по длине каждой сейсмической косы 20. Каждое устройство управления БУГ 26 может включать одну или несколько поворотных поверхностей управления (не показанных отдельно), которые, при переходе к выбранной вращательной ориентации по отношению к направлению движения таких поверхностей в воде 11, создают гидродинамическую подъемную силу в выбранном направлении, подталкивающую сейсмическую косу 20 в любом выбранном верхнем или нижнем направлении в воде 11 или по поверхности воды в направлении, поперечном по отношению к направлению движения судна 10. Таким образом, такие устройства управления БУГ 26 могут использоваться для поддержания выбранного геометрического расположения сейсмических кос 20. Неограничивающий пример устройства управления БУГ, которые может использоваться в некоторых вариантах осуществления, описан в публикации заявки на патент США № 2009/0003129, поданной 5>1оккс1апб и др., исходная патентная заявка на которую находится в совместном владении с настоящим изобретением. Однако конкретная конфигурация устройств управления БУГ 26 не ограничивает объем настоящего изобретения. Как объяснялось выше, для целей настоящего изобретения только для некоторых устройств, используемых в качестве устройств управления БУГ 26, необходимо обеспечить возможность приложения выбираемого бокового усилия к соответствующим сейсмическим косам 20. Может предусматриваться управление глубиной сейсмических кос 20 пассивным способом, например, если предусмотреть для сейсмических кос 20 выбранный общий объемный вес или отдельные устройства управления глубиной (не показаны). Таким образом, ссылка на управление глубиной, обеспечиваемое устройствами управления БУГ, распространяется только на данный пример осуществления, например, с использованием устройства, представленного в публикации заявки на патент 129, поданной 5>1оккс1апб и др., которая упоминается выше. Любая ссылка на активное управление глубиной сейсмических кос 20 не ограничивает объем настоящего изобретения. Поэтому для целей определения объема настоящего изобретения устройства БУГ 26 должны
- 3 024525 выполнять только функцию устройств управления боковым усилием, а объясняемое здесь включение управления глубиной в качестве части функции, выполняемой устройствами управления БУГ 26, предназначено для того, чтобы специалисты в данной области понимали, что использование примера устройств управления БУГ 26, раскрытое в настоящем документе, как и другие аналогичные примеры, входит в объем настоящего изобретения.
В настоящем примере каждое устройство управления БУГ 26 может включать соответствующее устройство определения относительного положения. В одном из примеров устройство определения положения может представлять собой акустическое дальномерное устройство (АДУ) 26А. Такие АДУ, как правило, включают ультразвуковой приемопередатчик или передатчик и электронную схему, выполненные с возможностью инициировать излучение приемопередатчиком импульсов акустической энергии. Время пробега акустических волн между передатчиком и приемником, расположенным на расстоянии от него, например, по длине той же сейсмической косы и (или) на другой сейсмической косе, связано с расстоянием между передатчиком и приемником и скоростью распространения акустической волны в воде. Можно предположить, что скорость распространения акустической волны в воде по существу не изменяется при проведении сейсморазведочных работ, или может быть измерена каким-либо устройством, таким как испытательная ячейка для определения скорости в воде. Альтернативно или дополнительно, акустические дальномерные устройства (АДУ) могут располагаться в выбранных положениях вдоль каждой из сейсмических кос, не являясь при этом связанными с устройствами управления БУГ 26. Такие дополнительные АДУ обозначены позицией 23 на фиг. 1. Каждое из АДУ 26А, 23 может обмениваться сигналами с записывающей системой 12 таким образом, чтобы в любой момент времени расстояние между любыми двумя АДУ 26А, 23 на любой из сейсмических кос 20 поддавалось определению. Одно или несколько АДУ могут помещаться в выбранных положениях в непосредственной близости от кормовой оконечности судна 10, чтобы относительные расстояния между выбранными положениями судна 10 и любым из АРД на сейсмических косах также можно было определить. Неограничивающий пример АДУ и системы, используемой с такими АДУ, описан в патенте США № 7,376,045, выданном Ра1кеиЬег§ и др., переуступленном патентообладателю настоящего изобретения и включенном в настоящий документ посредством ссылки.
Сейсмические косы 20 могут, дополнительно или альтернативно, включать набор датчиков курса 29, пространственно разнесенных по длине каждой сейсмической косы 20. Датчики курса 29 могут представлять собой геомагнитные датчики направления, например, магнитные компасные устройства, прикрепленные снаружи к сейсмической косе 20. Один из типов компасного устройства описан в патенте США № 4,481,611, выданном Виггаде и включенном в настоящий документ посредством ссылки. Датчики курса 29 формируют сигнал, указывающий курс (направление на северный магнитный полюс) сейсмической косы 20 в осевом положении датчика курса 29 вдоль соответствующей сейсмической косы. Измерения такого курса в пространственно разнесенных местах вдоль каждой сейсмической косы могут использоваться для интерполяции геометрических характеристик (пространственного распределения) каждой сейсмической косы.
На дальнем конце каждой сейсмической косы 20 может располагаться хвостовой буй 25. Хвостовой буй 25 может включать, помимо прочих измерительных устройств, приемник геодезического положения 25А, например, ΟΡδ-приемник, который может определять геодезическое положение каждого хвостового буя 25. Приемник геодезического положения 25А в каждом хвостовом буе 25 может обмениваться сигналами с записывающей системой 12.
Определяя расстояние между АДУ 26А, 23, включающими одно или несколько АДУ на судне 10, и (или) интерполируя пространственное распределение сейсмических кос 20 по результатам измерений, осуществляемых с помощью датчика курса 29, можно выполнить оценку геометрических характеристик каждой сейсмической косы 20. Геометрические характеристики сейсмических кос 20 могут совместно называться «геометрической конфигурацией группы». Для целей определения объема настоящего изобретения различные компоненты измерения положения, описанные выше, включая относящиеся к датчикам курса 29, АДУ 26А, 23 и, в случае их использования, к дополнительным приемникам геодезического положения 25А в хвостовых буях 25, могут использоваться по отдельности или в любой комбинации. Для целей настоящего изобретения необходимо только иметь возможность выполнить удовлетворительную оценку относительного положения каждой точки по длине каждой сейсмической косы 20 по отношению к результату измерения в одной или нескольких точках в системе съемки. Одна такая точка может находиться на сейсморазведочном судне 10, измеренная ΟΡδ-приемником геодезического положения 12А и (или) ΟΡδ-приемниками геодезического положения 25А в хвостовых буях 2П5р.и надлежащем выборе мест по длине каждой сейсмической косы, в которых расположены описанные выше различные устройства для измерения относительного положения, можно определять геометрическую конфигурацию группы без необходимости измерять, оценивать или иным образом определять абсолютное геодезическое положение в большом количестве мест по длине каждой сейсмической косы, например, путем использования большого количества ΟΡδ-приемников. Для удобства определения изобретения АДУ 26А, 23 и датчики курса 29 могут называться датчиками определения относительного положения. Определяя относительные положения в каждой точке вдоль сейсмической косы по отноше- 4 024525 нию к выбранной точке на сейсморазведочном судне, хвостовому бую 25 и (или) энергоисточнику 17 (геодезическое положение которого измеряется с помощью установленного на нем соответствующего датчика), можно определить геодезическое положение каждой из таких точек сейсмической косы. Конкретный пример системы для определения относительного положения сейсмических кос с помощью акустических сигналов описан в патенте, выданном Ра1кеиЬет§ и др., упоминаемом выше.
В настоящем примере энергоисточник 17 может включать устройство управления 17В, обеспечивающее автономное управление траекторией источника 17. Устройство управления энергоисточника 17В может контролироваться при помощи подходящих управляющих сигналов, поступающих из записывающей системы 12.
В процессе работы системы сбора геофизических данных, показанной на фиг. 1, может понадобиться отрегулировать геометрическую конфигурацию группы сейсмических кос, чтобы обеспечить или сохранить выбранную геометрическую конфигурацию группы во время геофизической разведки. Записывающая система 12 может быть выполнена с возможностью передачи подходящих управляющих сигналов на каждое устройство БУГ 26, чтобы перемещать соответствующие части каждой сейсмической косы 20 в поперечном направлении.
В ходе выполнения геофизических разведочных работ часто бывает необходимо развернуть сейсмические косы 20 позади судна 10 в выбранной геометрической конфигурации. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения может понадобиться равномерно развернуть сейсмические косы позади судна, чтобы не допустить образования дыр при охвате измерениями геологической среды. Однако могут быть заданы и другие варианты выбранных геометрических конфигураций. Равномерно в данном контексте означает, что поперечные расстояния между соседними сейсмическими косами 20 будут одинаковыми по всей длине сейсмических кос 20, или поперечные расстояния будут связаны, например, пропорциональной зависимостью, с продольным расстоянием от передних концов сейсмических кос. Отклонения от равномерного распределения могут возникать в результате, например, разрывных течений в воде 11 и струи от винта судна 10.
1. Режим отслеживания переднего конца сейсмической косы.
Первый вариант осуществления настоящего изобретения может быть назван режимом отслеживания переднего конца сейсмической косы. Согласно фиг. 2, оборудование для сбора геофизических данных 2, включая группу сейсмоприемных кос 20, буксируется позади сейсморазведочного судна 10 в водоеме 11. В этом варианте осуществления определяется геодезическое положение опорной точки 42 управления сейсмической косой на переднем конце сейсмоприемных кос 20 и опорное направление 48 указанной опорной точки 42 управления сейсмической косой. Далее, сейсмоприемные косы 20 управляются с помощью устройств БУГ 26 в ответ на сигналы, поступающие от записывающей системы (12 на фиг. 1) таким образом, чтобы сейсмоприемные косы 20 стремились поддерживать геометрическую конфигурацию, определенную по отношению к указанной опорной точке и опорному направлению. По меньшей мере одна сейсмоприемная коса, входящая в указанную группу сейсмических кос 20, отклоняется в поперечном направлении под влиянием указанного определенного геодезического местоположения указанной опорной точки 42 управления сейсмической косой и определенного опорного направления 48.
Геодезическое положение переднего конца одной или нескольких сейсмоприемных кос 20 можно определить путем использования датчика относительного положения (не показан отдельно), расположенного в концевых устройствах 20А переднего конца сейсмоприемных кос, и вычисления геодезического положения передних концов сейсмоприемных кос по измеренному относительному положению между концевым устройством 20А переднего конца и результатами одного или нескольких измерений, выполненных датчиками геодезического положения (например, обозначенными позициями 12А на фиг. 1, 17А на фиг. 1 или 25А на фиг. 1). Геодезические положения, вычисленные таким образом для концевого устройства 20А переднего конца, можно использовать для определения опорной точки 42 управления сейсмической косой. Опорная точка 42 управления сейсмической косой может, например, находится в поперечном центре концевых устройств 20А переднего конца. Опорная точка 42 может быть определена, например, путем вычисления среднего значения геодезических положений всех концевых устройств 20А переднего конца. Опорная точка управления сейсмической косой может также определяться на основе только одного или ограниченного количества концевых устройств 20А переднего конца сейсмической косы с возможным учетом бокового смещения. Например, опорная точка управления сейсмической косой может быть основана на двух концевых устройствах 20А переднего конца сейсмоприемных кос.
В дополнение к опорной точке управления сейсмической косой определяется также опорное направление 48. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения опорным направлением 48 может быть направление движения опорной точки 42 управления сейсмической косой при буксировании сейсмоприемных кос 20 позади сейсморазведочного судна 10. Для определения этого опорного направления геодезическое положение опорной точки 42 управления сейсмической косой может определяться многократно через выбранные временные интервалы (например, каждую секунду) с целью вычисления направления перемещения опорной точки 42 управления сейсмической косой. Опорные точки управления сейсмическими косами могут быть подвергнуты действию сглаживающего фильтра (например, в
- 5 024525 записывающей системе 12 на фиг. 1) для удаления любых кратковременных помех или вибраций. В другом варианте осуществления настоящего изобретения опорным направлением 48 может быть направление между геодезическим местоположением указанной опорной точкой 42 управления сейсмической косой и местоположением 50 на указанном сейсморазведочном судне 10 или другим местоположением на указанном геофизическом оборудовании 2. Также может использоваться вариант опорного направления 48, подвергнутого временной фильтрации, который получают путем определения направления между геодезическим местоположением указанной опорной точки 42 управления сейсмической косой и местоположением 50 на указанном геофизическом оборудовании 2. Могут быть и другие подходящие способы определения опорного направления. Опорное направление может также представлять собой заранее выбранное направление. Опорная точка 42 управления сейсмической косой и опорное направление 48 могут далее использоваться для определения требуемого расположения указанных сейсмоприемных кос 20. Для каждой сейсмоприемной косы 20 возможной требуемой траекторией движения является следование опорной точке и опорному направлению 48, но со смещением относительно опорной точки на выбранную величину смещения для каждой сейсмической косы или выбранных частей каждой сейсмической косы. В данном примере боковое смещение, перпендикулярное опорному направлению 48, можно определить для каждого устройства БУГ 26 на каждой сейсмической косе 20, при этом окончательное предпочтительное положение для каждого устройства БУГ может быть определено по опорной точке 42 плюс боковое смещение. Боковое смещение может вычисляться отдельно для каждого устройства БУГ, как правило, но не обязательно, в зависимости от расстояния каждого такого устройства от судна 10, а также соответствующего номинального бокового смещения сейсмической косы относительно диаметральной линии судна. Другими факторами, вызывающими смещение, могут быть боковые течения. В случае сильных боковых течений попытка полностью скорректировать перекос буксировочного устройства может оказаться нежелательной. Вместо этого можно добавить всем сейсмическим косам некоторое смещение в направлении течения, чтобы компенсировать этот перекос. Выбранная геометрическая конфигурация датчиков может быть прямой линией, идущей параллельно или под некоторым углом к опорному направлению 48, но она может и не быть прямой линией.
В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения опорная точка управления сейсмической косой представляет собой передний конец одной из указанных сейсмоприемных кос, входящих в указанную группу сейсмоприемных кос. В другом варианте осуществления настоящего изобретения определяется геодезическое местоположение опорной точки второй сейсмической косы, находящейся на переднем конце второй из сейсмоприемных кос, при этом указанная вторая сейсмическая коса отклоняется в поперечном направлении под влиянием определенного геодезического местоположения второй опорной точки управления косой.
Необходимое положение для каждого устройства БУГ 26 можно определить в соответствии с методами, объяснявшимися выше, при это работа устройств БУГ 26 может осуществляться таким образом, чтобы сейсмические косы 20 по существу перемещались, придерживаясь такого требуемого положения.
2. Управление судном с целью удержания передних концов сейсмических кос на определенной траектории.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения может называться управлением судном с целью удержания передних концов сейсмических кос на определенной траектории 49. Согласно фиг. 3, оборудование для сбора геофизических данных 2, включая группу сейсмоприемных кос 20, буксируется позади сейсморазведочного судна 10 в водоеме 11. В этом варианте осуществления изобретения курс судна 41 можно корректировать, чтобы заставить опорную точку 43 управления судном, находящуюся на переднем конце указанной группы сейсмоприемных кос 20, следовать по определенной геодезической траектории 49, например, по траектории, пересекавшейся передним концом группы сейсмоприемных датчиков при ранее проводившейся геофизической разведке. Геодезическое местоположение опорной точки 43 управления судном на переднем конце группы сейсмоприемных датчиков 20 поддается определению. В одном из вариантом осуществления настоящего изобретения опорная точка 43 управления судном может быть той же самой, что опорная точка 42 управления сейсмической косой. Управление сейсморазведочным судно 10 осуществляется таким образом, чтобы опорная точка 43 управления судном следовала по предварительно выбранной траектории 49. При управлении судном, как правило, учитываются результаты измерения ветра и водных течений с целью повышения точности управления судном для обеспечения необходимого управления передним концом сейсмической косы. Управление группой геофизических датчиков, как объяснялось выше, может дать определенные преимущества. Выбирая курс судна 41 таким образом, чтобы опорная точка 43 следовала по выбранной траектории, можно существенно уменьшить величину отклоняющей силы, требующейся в непосредственной близости от переднего конца каждой сейсмической косы и обеспечиваемой устройствами БУГ 26 для поддержания выбранной геометрической конфигурации сейсмоприемных кос 20.
3. Режим отслеживания энергоисточника.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения может называться режимом отслеживания энергоисточника. Согласно фиг. 4, оборудование для сбора геофизических данных 2, включая группу сейсмоприемных кос 20, буксируется позади сейсморазведочного судна 10 в водоеме 11. В этом варианте
- 6 024525 осуществления изобретения устройство управления 17В энергоисточником работает таким образом, чтобы заставить энергоисточник 17 двигаться по направлению к поперечному положению, которое может находиться на линии 47, проведенной вперед относительно переднего конца указанной группы сейсмоприемных кос 20. В одном из вариантов осуществления изобретения опорная точка 44 управления источником является той же самой, что и опорная точка 42 управления сейсмической косой. Требуемое поперечное положение источника можно определить, продолжая линию 47 вперед относительно опорной точки 44 управления источником. Линия 47 может быть определена таким же способом, как опорное направление 48, как было описано выше при обсуждении режима отслеживания переднего конца сейсмической косы, путем определения направления движения опорной точки 44 управления источником или направления от опорной точки 44 управления источником к местоположению указанного сейсморазведочного судна 10 или к другому местоположению на указанном геофизическом оборудовании 2. Линию 47 можно также определить по предварительно выбранному опорному направлению. В одном из вариантов осуществления изобретения линия 47 является той же самой, что опорная точка и опорное направление, определенные применительно к режиму отслеживания переднего конца сейсмической косы, описанному со ссылкой на фиг. 2. Как правило, сейсмический источник включает группу отдельных элементовисточников или отдельные подгруппы, при этом управление центральным положением источника осуществляется таким образом, чтобы поддерживать его в заданном поперечном положении, определенном линией 47. Требуемое центральное положение источника можно использовать для определения требуемого положения смещения для каждого отдельного элемента-источника или подгруппы относительно проведенной линии 47 источника.
Способы применения устройств управления БУГ и контроля геометрической конфигурации группы датчиков согласно различным аспектам настоящего изобретения позволяют обеспечить более равномерное покрытие при морской геофизической разведке, более точное позиционирование геофизических датчиков, а также повысить безопасность группы в неблагоприятных условиях окружающей среды. Любой из описанных выше способов (Режим отслеживания переднего конца сейсмической косы, Управление судном с целью удержания передних концов сейсмических кос на заданной траектории и Режим отслеживания энергоисточника) могут использоваться по отдельности или в любой комбинации из двух или трех этих режимов.
Хотя настоящее изобретение описано с использованием ограниченного числа вариантов осуществления, специалисты, воспользовавшись раскрытым здесь изобретением, смогут вывести из настоящего описания другие варианты осуществления, не отступающие от объема раскрытого здесь изобретения. Соответственно, объем настоящего изобретения ограничивается только прилагаемой формулой изобретения.

Claims (10)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ сбора геофизических данных, включающий следующие шаги:
    буксируют оборудование для сбора геофизических данных позади сейсморазведочного судна в водоеме, причем указанное оборудование включает по меньшей мере один геофизический источник и группу сейсмоприемных кос, тянущихся за указанным судном;
    определяют геодезическое местоположение первой опорной точки управления, находящейся на переднем конце группы сейсмоприемных кос, причем эту первую опорную точку управления определяют как среднее значение положений соответствующих концевых устройств переднего конца сейсмоприемных кос;
    определяют опорное направление, являющееся направлением от указанной первой опорной точки управления к выбранному местоположению на сейсморазведочном судне; и отклоняют в поперечном направлении, посредством устройства передачи бокового усилия, как по меньшей мере одну сейсмоприемную косу, входящую в группу сейсмоприемных кос, так и указанный по меньшей мере один геофизический источник, причем это отклонение в поперечном направлении основано на определенном геодезическом местоположении указанной первой опорной точки управления и указанном определенном опорном направлении.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает определение требуемого поперечного положения источника по отношению к первой опорной точке управления и управление геофизическим источником таким образом, чтобы геофизический источник придерживался требуемого поперечного положения.
  3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает управление сейсморазведочным судном таким образом, чтобы указанная первая опорная точка управления следовала по предварительно выбранной траектории движения.
  4. 4. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что в нем определяют геодезическое местоположение второй опорной точки управления, представляющей собой передний конец другой из указанных сейсмоприемных кос, входящей в группу сейсмоприемных кос, и отклоняют в поперечном направлении указанную другую сейсмическую косу под влиянием определенного геодезического местоположения второй опорной точки управления и определенного опорного направления.
    - 7 024525
  5. 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что определение указанного опорного направления включает последовательное определение геодезического положения первой опорной точки управления и определение указанного опорного направления по результатам последовательного определения геодезического положения указанной первой опорной точки управления.
  6. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что он включает временную фильтрацию указанного определенного опорного направления.
  7. 7. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что отклонение в поперечном направлении указанной по меньшей мере одной сейсмоприемной косы осуществляют в направлении опорной линии, проходящей через указанную первую опорную точку управления вдоль указанного опорного направления.
  8. 8. Способ сбора геофизических данных, включающий следующие шаги:
    буксируют оборудование для сбора геофизических данных позади сейсморазведочного судна в водоеме, причем указанное оборудование включает по меньшей мере один геофизический источник и группу сейсмоприемных кос, тянущихся за указанным судном;
    определяют геодезическое местоположение опорной точки управления, находящейся на переднем конце группы сейсмоприемных кос, причем эту опорную точку управления определяют как среднее значение положений соответствующих концевых устройств переднего конца сейсмоприемных кос;
    управляют сейсморазведочным судном таким образом, чтобы опорная точка управления следовала по предварительно выбранной траектории движения; и управляют указанным геофизическим источником на основании указанной опорной точки управления.
  9. 9. Способ по п.8, отличающийся тем, что управление указанным геофизическим источником включает определение требуемого поперечного положения источника по отношению к опорной точке управления и управление геофизическим источником таким образом, чтобы геофизический источник придерживался требуемого поперечного положения.
  10. 10. Способ сбора геофизических данных, включающий следующие шаги:
    буксируют оборудование для сбора геофизических данных позади сейсморазведочного судна в водоеме, причем указанное оборудование включает геофизический источник и группу сейсмоприемных кос, тянущихся за указанным судном;
    определяют геодезическое местоположение опорной точки управления, находящейся на переднем конце группы сейсмоприемных кос, причем эту опорную точку управления определяют как среднее значение положений соответствующих концевых устройств переднего конца сейсмоприемных кос;
    определяют требуемое поперечное положение источника по отношению к опорной точке управления;
    управляют геофизическим источником таким образом, чтобы геофизический источник придерживался требуемого поперечного положения;
    определяют опорное направление, являющееся направлением от указанной опорной точки управления к выбранному местоположению на сейсморазведочном судне; и отклоняют в поперечном направлении посредством устройства передачи бокового усилия по меньшей мере одну сейсмоприемную косу на основе указанной опорной точки управления и указанного опорного направления.
EA201170727A 2010-07-02 2011-06-27 Способ сбора морских геофизических данных (варианты) EA024525B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/803,730 US8792297B2 (en) 2010-07-02 2010-07-02 Methods for gathering marine geophysical data

Publications (3)

Publication Number Publication Date
EA201170727A2 EA201170727A2 (ru) 2012-01-30
EA201170727A3 EA201170727A3 (ru) 2012-03-30
EA024525B1 true EA024525B1 (ru) 2016-09-30

Family

ID=44674124

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201690514A EA201690514A1 (ru) 2010-07-02 2011-06-27 Способ сбора морских геофизических данных, а также соответствующие система и устройство
EA201170727A EA024525B1 (ru) 2010-07-02 2011-06-27 Способ сбора морских геофизических данных (варианты)

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201690514A EA201690514A1 (ru) 2010-07-02 2011-06-27 Способ сбора морских геофизических данных, а также соответствующие система и устройство

Country Status (10)

Country Link
US (2) US8792297B2 (ru)
EP (1) EP2402791A3 (ru)
CN (2) CN105842737B (ru)
AU (2) AU2011202820B2 (ru)
BR (1) BRPI1103241B1 (ru)
CA (1) CA2742347C (ru)
EA (2) EA201690514A1 (ru)
MX (1) MX2011007175A (ru)
MY (2) MY163375A (ru)
SG (1) SG177066A1 (ru)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
CA2909330A1 (en) * 2013-04-25 2014-10-30 Sercel Sa Cutter device for marine survey system and related method
MX2016006408A (es) * 2013-11-18 2016-08-01 Cgg Services Sa Dispositivo y metodo para dirigir una embarcacion sismica.
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
AU2015347276B2 (en) 2014-11-11 2018-03-01 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
EP3308198B1 (en) 2015-06-12 2021-11-10 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Marine seismic surveying
US12043356B2 (en) * 2020-08-07 2024-07-23 Digicourse, Llc Control system for steerable towed marine equipment

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
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
RU31658U1 (ru) * 2003-05-20 2003-08-20 Савостин Леонид Алексеевич Система "ларге" для морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки
EP2128654A2 (en) * 2008-04-21 2009-12-02 PGS Geophysical AS Methods for Controlling Towed Marine Sensor Array Geometry

Family Cites Families (180)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US3531762A (en) 1968-12-26 1970-09-29 Numak Inc Depth controllers for seismic streamer cables
US3531761A (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
US4063213A (en) 1976-06-28 1977-12-13 Texaco Inc. Methods for accurately positioning a seismic energy source while recording seismic data
US4087780A (en) 1976-06-28 1978-05-02 Texaco Inc. Offshore marine seismic source tow systems and methods of forming
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
NO850948L (no) 1984-03-12 1985-09-13 Atlantic Richfield Co Fremgangsmaate og system til seismiske undersoekelser til havs
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
DE3564410D1 (de) 1984-06-19 1988-09-22 Texas Instruments Inc 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
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
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
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
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
US6091670A (en) 1995-09-22 2000-07-18 Input/Output, Inc. Underwater cable arrangement and coil support arrangement for an underwater cable
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
US6671223B2 (en) 1996-12-20 2003-12-30 Westerngeco, L.L.C. 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
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
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
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
CN1520522A (zh) 2001-03-14 2004-08-11 威顿技术公司 将位置信息与测量信息融合和进行滤波获得相对地球坐标精确定位的高质量图像的方法
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
CN1271422C (zh) 2002-05-23 2006-08-23 输入/输出公司 基于gps的水下拖缆定位系统
GB2400662B (en) 2003-04-15 2006-08-09 Westerngeco Seismic Holdings Active steering for marine seismic sources
US7415936B2 (en) 2004-06-03 2008-08-26 Westerngeco L.L.C. Active steering for marine sources
US8824239B2 (en) 2004-03-17 2014-09-02 Westerngeco L.L.C. 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
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
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
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
CA2739990C (en) 2008-11-07 2016-12-20 Ion Geophysical Corporation Method and system for controlling streamers
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

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
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
RU31658U1 (ru) * 2003-05-20 2003-08-20 Савостин Леонид Алексеевич Система "ларге" для морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки
EP2128654A2 (en) * 2008-04-21 2009-12-02 PGS Geophysical AS Methods for Controlling Towed Marine Sensor Array Geometry

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI1103241A2 (pt) 2012-12-04
EP2402791A3 (en) 2013-04-24
EA201690514A1 (ru) 2016-11-30
CN102375157A (zh) 2012-03-14
EP2402791A2 (en) 2012-01-04
CA2742347A1 (en) 2012-01-02
AU2011202820B2 (en) 2016-03-31
MY163375A (en) 2017-09-15
US9851464B2 (en) 2017-12-26
MX2011007175A (es) 2012-01-02
MY185256A (en) 2021-04-30
AU2011202820A1 (en) 2012-01-19
AU2016204266B2 (en) 2017-12-14
US8792297B2 (en) 2014-07-29
CN102375157B (zh) 2016-03-23
EA201170727A2 (ru) 2012-01-30
US20120002502A1 (en) 2012-01-05
AU2016204266A1 (en) 2016-07-07
US20150085609A1 (en) 2015-03-26
EA201170727A3 (ru) 2012-03-30
BRPI1103241B1 (pt) 2020-02-18
SG177066A1 (en) 2012-01-30
CN105842737B (zh) 2018-10-26
CN105842737A (zh) 2016-08-10
CA2742347C (en) 2018-05-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2016204266B2 (en) Methods for gathering marine geophysical data
US9903970B2 (en) Methods for controlling towed marine sensor array geometry
EA025769B1 (ru) Способ сейсморазведки с поперечным разнесением сейсмических источников
AU2018201698B2 (en) Automated lateral control of seismic streamers
AU2014208244B2 (en) Methods for controlling towed marine sensor array geometry

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