EA030344B1 - Способ автоматического управления перемещением сейсмической косы в поперечном направлении - Google Patents

Способ автоматического управления перемещением сейсмической косы в поперечном направлении Download PDF

Info

Publication number
EA030344B1
EA030344B1 EA201490430A EA201490430A EA030344B1 EA 030344 B1 EA030344 B1 EA 030344B1 EA 201490430 A EA201490430 A EA 201490430A EA 201490430 A EA201490430 A EA 201490430A EA 030344 B1 EA030344 B1 EA 030344B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
seismic
streamer
spit
diverters
seismic streamer
Prior art date
Application number
EA201490430A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201490430A1 (ru
Inventor
Ойвинн Хиллезунн
Торбьёрн Урсин
Торальф Лунд
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 EA201490430A1 publication Critical patent/EA201490430A1/ru
Publication of EA030344B1 publication Critical patent/EA030344B1/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
    • 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

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)
  • Vibration Prevention Devices (AREA)

Abstract

В области морской геофизической разведки предлагаются системы и способы управления пространственным распределением или ориентацией сейсмической косы или группы сейсмических кос для геофизических исследований, буксируемой позади сейсморазведочного судна. Предложены различные методы изменения пространственного распределения или ориентации таких сейсмических кос для геофизических исследований в ответ на изменение состояния. Например, состояния поперечных течений могут определяться на основе данных конфигурации, полученных от устройств позиционирования, расположенных по длине сейсмической косы, а новая требуемая ориентация может быть определена на основе состояний поперечных течений. Новая требуемая ориентация может включать в себя новый требуемый угол сноса сейсмической косы.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее описание изобретения, в целом, относится к области морской геофизической разведки. Более конкретно, описание изобретения относится к системам и способам управления пространственным распределением или ориентацией сейсмической косы или группы сейсмических кос для геофизических исследований, буксируемой 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 содержат, например, 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 нескольких (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 (буксируемых в воде сейсморазведочным 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 системе выполняется запись сигналов, генерируемых каждым датчиком (или группами таких датчиков). 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, также могут использоваться в системах для морской электромагнитной геофизической разведки.
Одна или несколько сейсмических 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. Из-за большой длины типовой сейсмической косы она не может полностью перемещаться по прямой линии за сейсморазведочным судном в каждой точке вдоль своей длины в связи с тем, что, помимо прочих факторов, сейсмическая коса взаимодействует с водой.
Сейсмические косы, буксируемые судном, выполненным с возможностью буксирования нескольких сейсмических кос, как правило, связаны с оборудованием, поддерживающим передние концы сейсмических кос на выбранных боковых расстояниях друг от друга и от продольной оси симметрии сейсморазведочного судна в то время, как происходит их буксирование в воде. Единственные косы обычно используются при геофизической разведке, известной под названием двухмерной, а 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 конкретном участке геологической среды. Отдельные сейсмические косы в таких системах обычно оказываются под воздействием тех же самых сил, которые воздействуют на единственную сейсмическую косу.
На качество геофизических изображений геологической среды, получаемых с помощью трехмерной сейсморазведки, влияет точность управления положением отдельных датчиков в сейсмических косах. Качество изображений, формируемых по зарегистрированным сигналам, до некоторой степени зависит также от относительного расположения сейсмоприемников, поддерживаемого в течение всего процесса геофизической разведки.
Различные варианты осуществления систем и способов управления сейсмическими косами раскрыты в публикации США 2012/0002502 под названием "Способ сбора морских геофизических данных (варианты)", включенного в настоящую заявку посредством ссылки.
Сущность изобретения
Способ согласно одному из аспектов настоящего описания изобретения содержит буксирование сейсмической косы позади судна в водоеме. Получают информацию, относящуюся к поперечным течениям в водоеме, и на основании этой информации определяют требуемую ориентацию сейсмической косы. После этого ориентацию сейсмической косы регулируют в соответствии с требуемой ориентацией.
Способ согласно другому аспекту настоящего описания изобретения содержит буксирование сейсмической косы, оснащенной отклонителями, расположенными вдоль нее в водоеме. Сейсмическую косу буксируют при текущем угле сноса косы, измеряемом относительно некоторой оси отсчета. Способ содержит получение информации, относящейся к усилиям, прикладываемым отклонителями, и автоматическое определение требуемого угла сноса сейсмической косы на основе полученной информации. Способ содержит также автоматическое регулирование сейсмической косы при помощи отклонителей в целях отслеживания требуемого угла сноса сейсмической косы.
Устройство управления сейсмической косой согласно одному из аспектов настоящего описания изобретения содержит по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью осуществления связи с устройствами позиционирования, расположенными вдоль сейсмической косы, буксируемой по- 1 030344
зади судна в водоеме. Процессор выполнен также с возможностью определения данных конфигурации, соответствующих устройствам позиционирования, при этом данные конфигурации указывают на состояние поперечных течений. Процессор выполнен также с возможностью регулирования устройств позиционирования на основе данных о состоянии поперечных течений.
Перечень фигур, чертежей
На фиг. 1 изображено судно, буксирующее группу сейсмических кос, включая устройства для регулирования геометрических характеристик соответствующих кос.
На фиг. 2 изображен отклонитель сейсмической косы.
На фиг. 3 изображено судно и некоторые возможные оси отсчета, относительно которых можно измерять угол сноса сейсмической косы.
На фиг. 4А изображено судно, буксирующее набор сейсмических кос под углом сноса.
На фиг. 4В изображено судно, показанное на фиг. 4А, буксирующее сейсмические косы под другим углом сноса.
На фиг. 5А изображено судно, буксирующее набор сейсмических кос при одной ориентации.
На фиг. 5В изображено судно, показанное на фиг. 5А, буксирующее сейсмические косы при другой ориентации.
На фиг. 6 и 7 изображены два примера последовательности операций в соответствии с вариантами осуществления настоящего описания изобретения.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Данное описание изобретения включает ссылки на "один вариант осуществления" или "вариант осуществления". Появление таких фраз, как в "одном варианте осуществления" или "в варианте осуществления", необязательно относится к одному и тому же варианту. Конкретные признаки, конструкции или характеристики могут сочетаться с любым подходящим способом, согласующимся с настоящим описанием.
Терминология. В следующих параграфах представлены определения и (или) контекст для терминов, встречающихся в данном описании (включая прилагаемую формулу изобретения).
"На основе", "исходя из". В данном контексте этот термин используется для описания одного или нескольких факторов, влияющих на определение. При этом данный термин не исключает дополнительных факторов, способных влиять на определение. Другими словами, определение может быть получено исключительно исходя из этих факторов или только части этих факторов. Рассмотрим фразу "определить А исходя из В". Эта фраза означает, что В является фактором, влияющим на определение А, но не исключает определения А исходя также из С. В других случаях А может определяться исходя исключительно из В.
"Выполненный с возможностью". В данном контексте этот термин означает, что конкретный компонент аппаратного или программного обеспечения устроен таким образом, чтобы в процессе работы исполнять конкретную задачу или задачи. Таким образом, тот факт, что система "выполнена с возможностью" исполнения задачи А, означает, что эта система может содержать аппаратное и (или) программное обеспечение, исполняющее или способное исполнять задачу А в процессе работы системы. (Как таковая, система может быть "выполнена с возможностью" исполнения задачи А, даже если система в данный момент не работает.)
"Ориентация". В данном контексте этот термин включает в себя любую информацию, относящуюся к геометрическому расположению сейсмической косы. В качестве неограничивающих примеров термин "ориентация" может включать в себя угол сноса относительно некоторой оси отсчета, форму сейсмической косы, положение сейсмической косы относительно другой косы или положение части сейсмической косы.
"Угол сноса". В данном контексте этот термин относится к углу, образуемому сейсмической косой относительно некоторой оси отсчета. Поскольку сейсмическая коса не всегда может располагаться вдоль идеально прямой линии, этот термин следует толковать как охватывающий любой подходящий способ задания среднего или приблизительного угла для таких сейсмических кос. В качестве неограничивающих примеров таких способов "приблизительное направление" для сейсмической косы можно определить как линию, соединяющую один конец сейсмической косы с другим концом; альтернативно, приблизительное направление можно определить как линию наилучшего соответствия, которую можно вычислить дискретно или непрерывно различными способами.
"Требуемый угол сноса". В данном контексте этот термин относится к углу сноса, который оператор или система управления пытается заставить сейсмическую косу образовать относительно оси отсчета. Как правило, хотя и не всегда, "требуемый угол сноса" будет представлять собой ориентацию сейсмической косы вдоль прямой линии. Однако, как указано выше, этот термин следует также толковать как охватывающий любой подходящий способ определения среднего или приблизительного требуемого угла для таких сейсмических кос.
"Автоматический". В данном контексте этот термин включает в себя любые действия, выполняемые аппаратным или программным устройством управления.
"Соединенный". В данном контексте этот термин включает в себя соединение между компонента- 2 030344
ми, прямое или непрямое.
"Устройство поперечного управления". В данном контексте этот термин включает в себя различные устройства для позиционирования сейсмических кос в поперечном направлении. В настоящем описании изобретения такие устройства могут называться по-разному: "устройства поперечного управления", "устройства управления боковым усилием", "птички", "устройства позиционирования", "устройства поперечного позиционирования" и "отклонители". Следует также понимать, что эти термины охватывают устройства, обеспечивающие дополнительные возможности, такие как управление глубиной; например, такие термины, как "устройства управления боковым усилием и глубиной", "БУГ" и им подобные также могут использоваться в качестве наименования таких устройств.
На фиг. 1 показана типовая система морской геофизической съемки, которая может содержать набор сейсмических кос для геофизических исследований. Каждая из сейсмических кос может направляться в воде одним или несколькими устройствами поперечного управления, соединенными с каждой из кос. Система геофизической съемки содержит сейсморазведочное судно 10, движущееся 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 в себя устройства, такие как блок записи данных (не показанный отдельно) для выполнения записи сигналов, генерируемых различными датчиками системы сбора данных, в зависимости от времени. Записывающая система 12 также содержит, как правило, навигационное оборудование (не показанное отдельно) для определения и записи в выбранные моменты времени геодезического положения судна 10, и, с помощью других устройств, раскрытых 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 2А сигналов геодезического положения, такой как приемник глобальной навигационной спутниковой системы СР8, схематически обозначенный позицией 12А. Специалистам известны также другие устройства для определения геодезического положения, например другие глобальные навигационные спутниковые системы. Упомянутые выше элементы записывающей системы 12 знакомы специалистам, и, за исключением приемника 12А, регистрирующего геодезическое положение, не показаны отдельно на чертежах 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, сейсмические датчики, реагирующие на давление, сейсмические датчики, реагирующие на временной градиент давления, электроды, магнетометры, датчики температуры или комбинации перечисленных типов. В различных вариантах осуществления настоящего изобретения 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 среду энергоисточником 17. Сейсмическая волна, например, может испускаться сейсмоисточником или группой таких источников, размещаемых в водоеме 11 и буксируемых сейсморазведочным судном 10 или другим судном (не показано). Электромагнитную энергию можно обеспечить благодаря пропусканию электрического тока через проволочную рамку или пару электродов (не показаны для ясности). Энергоисточник (не показан) может буксироваться в водоеме 11 сейсморазведочным судном 10 или другим судном (не показано). Записывающая система 12 может также содержать оборудование управления энергоисточником (не показано отдельно) для избирательного управления энергоисточником 17.
В сейсморазведочной системе, показанной на фиг. 1, имеются четыре сейсмических косы 20, буксируемых сейсморазведочным судном 10. Однако количество сейсмических кос, показанных на фиг. 1, служит только для целей иллюстрации настоящего изобретения и не ограничивает количество кос, используемых в любом конкретном варианте осуществления. Как объяснялось в разделе "Уровень техники" настоящего документа, в морских системах сбора геофизических данных, таких как система, показанная на фиг. 1, содержащих набор сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении, сейсмические косы 20, как правило, присоединены к буксировочному оборудованию, закрепляющему передний конец каждой из 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 содержать два паравана 14, присоединенных к сейсморазведочному судну 10 при помощи буксировочных канатов 8 параванов. Параваны 14 представляют собой крайние компоненты зоны охвата сейсмической косы и используются для обеспечения некоторого расстояния между буксируемыми сейсмическими косами.
Каждый из двух буксировочных канатов 8 параванов присоединен к сейсморазведочному судну 10 одним концом с помощью лебедки 19 или аналогичного устройства для намотки каната, позволяющего изменять длину выпущенной части каждого буксировочного каната 8 паравана. В показанном варианте осуществления дальний конец каждого буксировочного каната 8 паравана соединен с параванами 14.
- 3 030344
Каждому из параванов 14 придана форма, обеспечивающая поперечную составляющую движения к различным буксировочным компонентам, размещаемым в водоеме 11, когда параваны 14 движутся по нему. 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, соединенных концами между параванами 14.
Каждая из сейсмоприемных кос 20 может быть присоединена своим осевым концом, ближайшим к сейсморазведочному судну 10 ("передний конец"), к концевому устройству 20А соответствующего буксировочного троса-кабеля. Концевые устройства 20А буксировочных тросов-кабелей могут быть присоединены или связаны с распределительными канатами или тросами 24, чтобы зафиксировать поперечные положения сейсмических кос 20 по отношению друг к другу и к продольной оси симметрии сейсморазведочного судна 10. Электрическое, оптическое и (или) любое другое подходящее соединение между соответствующими компонентами в записывающей системе 12 и, в конечном счете, между геофизическими датчиками 22 (и/или другими схемами) в сейсмических косах 20, находящихся с внутренней стороны боковых краев системы, может быть выполнено с помощью внутренних буксировочных тросовкабелей 18, каждый из которых оканчивается соответствующим концевым устройством 20А. Концевое устройство 20А буксировочных тросов-кабелей расположено на переднем конце каждой сейсмической косы 20. Соответствующее электрическое, оптическое и (или) другое подходящее соединение между соответствующими компонентами записывающей системы 12 и геофизическими датчиками 22 в крайних боковых сейсмических косах 20 может быть выполнено с помощью соответствующих концевых устройств 20А с использованием крайних буксировочных тросов-кабелей 16. Каждый из внутренних буксировочных тросов-кабелей 18 и крайних буксировочных тросов-кабелей 16 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 16, 18. Тип буксировочного оборудования, присоединяемого к переднему концу каждой сейсмической косы, показанный 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 описанию изобретения могут использовать другие буксировочные конструкции.
Система сбора данных, показанная на фиг. 1, может также содержать набор устройств 26 поперечного управления, соединенных с каждой из сейсмических кос 20 в выбранных положениях по длине каждой сейсмической косы 20. Каждое устройство 26 поперечного управления может содержать одну или несколько поворотных поверхностей управления (не показанных отдельно на фиг. 1; см. пример осуществления на фиг. 2), 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 выбранном направлении. Таким образом, такие устройства 26 поперечного управления могут использоваться для поддержания выбранной ориентации сейсмических кос 20. Однако конкретная конструкция устройств 26 поперечного управления не ограничивает объем настоящего изобретения.
В одном из вариантов осуществления устройства определения положения могут быть связаны с устройствами 26 поперечного управления. В одном из примеров устройство определения положения может представлять собой акустическое дальномерное устройство ("АДУ") 26А. Такие АДУ, как правило, содержат ультразвуковой приемопередатчик или передатчик и электронную схему, выполненные с возможностью инициирования излучения импульсов акустической энергии приемопередатчиком. 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 при проведении сейсморазведочных работ по существу не изменяется, или может быть измерена каким-либо устройством, таким как испытательная ячейка для определения скорости в воде. Альтернативно или дополнительно, АДУ могут располагаться в выбранных положениях вдоль каждой из сейсмических кос, не совмещенных с устройствами 26 поперечного управления. Такие 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 сейсморазведочного судна 10, чтобы относительные расстояния между выбранными положениями судна 10 и любым из АДУ на сейсмических косах также можно было определить.
Сейсмические косы 20 могут, дополнительно или альтернативно, содержать набор датчиков 29 курса, пространственно разнесенных по длине каждой сейсмической косы 20. Датчики 29 курса могут представлять собой геомагнитные датчики направления, например, магнитные компасные устройства, прикрепленные снаружи к сейсмической косе 20. Датчики 29 курса формируют сигнал, указывающий курс
- 4 030344
(направление на северный магнитный полюс) сейсмической косы 20 в осевом положении датчика 29 курса вдоль соответствующей сейсмической косы. Измерения такого курса в пространственно разнесенных местах вдоль каждой сейсмической косы могут использоваться для интерполяции ориентации (включая пространственное распределение) каждой сейсмической косы.
На дальнем конце каждой сейсмической косы 20 может располагаться хвостовой буй 25. Хвостовой буй 25 может содержать, помимо прочих измерительных устройств, приемник 25А геодезического положения, например, ОРЗ-приемник, позволяющий определять геодезическое положение каждого хвостового буя 25. Приемник 25А геодезического положения в каждом хвостовом буе 25 может обмениваться сигналами с записывающей системой 12.
Определяя расстояние между АДУ 26А, 23, включающее одно или несколько АДУ на сейсморазведочном судне 10, и (или) интерполируя пространственное распределение сейсмических кос по результатам измерений, осуществляемых с помощью датчика 29 курса, можно выполнить оценку ориентации каждой сейсмической косы 20. Ориентация сейсмических кос 20 может совместно называться "ориентацией группы".
Различные компоненты измерения положения, описанные выше, включая относящиеся к датчикам 29 курса, АДУ 26А, 23 и, в случае их использования, к дополнительным приемникам 25А геодезического положения в хвостовых буях 25, могут использоваться по отдельности или в любой комбинации. АДУ и датчики курса для удобства могут называться датчиками "определения относительного положения". Определяя относительные положения в каждой точке вдоль каждой сейсмической косы по отношению к выбранной точке на сейсморазведочном судне или энергоисточнику, можно определить геодезическое положение каждой из таких точек сейсмической косы, если геодезическое положение судна или энергоисточника определено. Как объяснялось выше, навигационная часть записывающей системы 12 может содержать ОРЗ-приемник или любой другой геодезический приемник 12А. В некоторых примерах энергоисточник 17 может также включать в себя геодезический приемник 17А, такой как ОРЗ-приемник.
В процессе работы системы сбора геофизических данных, показанной на фиг. 1, может понадобиться отрегулировать поперечное положение частей сейсмических кос 20, чтобы сохранить требуемую ориентацию сейсмической косы или группы во время геофизической разведки. Записывающая система 12 может быть выполнена с возможностью передачи подходящих управляющих сигналов на каждое устройство 26 поперечного управления, чтобы перемещать соответствующие части каждой сейсмической косы 20 в поперечном направлении. Такое поперечное перемещение может быть выбрано таким образом, чтобы каждая точка по длине каждой сейсмической косы находилась в заданном относительном положении в любой момент времени. Относительные положения могут быть привязаны в положению сейсморазведочного судна 10 или энергоисточника 17. Примеры различных режимов управления ориентацией группы согласно настоящему описанию изобретения приведены ниже.
Во время работы показанной на фиг. 1 системы сбора данных, используемой для сейсморазведки, например, может оказаться желательным расположить сейсмические косы 20 как можно более равномерно позади сейсморазведочного судна 10, чтобы избежать пропусков в области съемки. "Равномерно" или "ровно" в настоящем контексте означает, что желательно расположить сейсмические косы 20 параллельно друг другу по всей длине, чтобы между соседними сейсмическими косами были равные продольные расстояния, и чтобы сейсмические косы шли параллельно в выбранном направлении. Отклонение от такого равномерного расположения, помимо прочих причин, может быть вызвано разрывными течениями, поперечными течениями и струями от винта сейсморазведочного судна 10. Пропуски в области съемки возникают в состоянии, при котором сейсмические датчики расположены более редко, чем было бы в случае равномерной ориентации группы, как определено выше.
Для целей настоящего описания изобретения термин "параллельно можно определить как «приблизительное направление» сейсмических кос, как отмечалось выше. Среднему специалисту в данной области техники будет понятно, что для различных целей могут оказаться достаточными различные уровни параллельности. Например, в различных вариантах осуществления две сейсмические косы могут считаться параллельными, если их приблизительные направления различаются не более чем на 0,1°, 0,5°, 1°, 2°, 3°, 4°, 5°, 10°, 15° или 20°. Для целей настоящего описания изобретения под параллельными могут подразумеваться "имеющие приблизительные направления в пределах 5°", а под "практически параллельными" - "имеющие приблизительные направления в пределах 10°".
На фиг. 2 показан пример "птички" (регулятора поперечного положения) 30, способной обеспечивать управление сейсмической косой в поперечном направлении.
Регулятор 30 содержит крепежные приспособления 32 для присоединения к сейсмической косе 20. При движении сейсмической косы 20 и регулятора 30 в воде угол крыла 34 относительно оси 33 крыла определяет величину бокового усилия, обеспечиваемого регулятором 30 для сейсмической косы 20. Этим углом крыла можно управлять, используя набор регуляторов 30, прикрепленных к сейсмической косе 20, для обеспечения требуемой величины и направления бокового усилия в различных точках по длине сейсмической косы 20, чтобы изменять ориентацию сейсмической косы. Из уровня техники известно много различных типов устройств поперечного управления, поэтому регулятор 30 представлен только в качестве примера такого устройства.
- 5 030344
На фиг. 3 показаны примеры осей отсчета, относительно которых можно измерять угол сноса сейсмической косы. Курс сейсморазведочного судна 10 представляет собой один из практичных вариантов выбора, представленный на чертеже в виде курсовой оси 50. На следующих чертежах будет использоваться курсовая ось 50; возможны также и другие варианты, раскрытые ниже.
При наличии поперечного течения 52 фактическое направление перемещения сейсморазведочного судна 10 может отличаться от его курса; таким образом, это направление перемещения также может использоваться в качестве оси отсчета. Оно показано в виде направления оси 54 перемещения. Другие возможные варианты включают истинный север 56 и магнитный север 58. Другие возможные варианты (не показаны) включают направление переднего конца сейсмической косы и направление расположения точек возбуждения до начала работ при сейсмосъемке. Под "направлением расположения точек возбуждения до начала работ" подразумевается идеальный путь судна. Например, при трехмерной съемке линии расположения точек возбуждения, как правило, представляют собой равномерно распределенные, параллельные (или практически параллельные) линии, идущие вдоль района исследований и разделенные расстоянием, равным ширине района, охватываемой за один проход. При четырехмерной съемке направление расположения точек возбуждения до начала работ, как правило, следует фактическому предыдущему пути судна. Таким образом, направление расположения точек возбуждения до начала работ может быть постоянным (таким как для каждой линии при трехмерной съемке) или переменным (таким как при четырехмерных съемках).
В некоторых вариантах осуществления линии расположения точек возбуждения до начала работ могут быть кольцевыми. Например, идеальный путь судна может представлять собой ряд перекрывающихся, непрерывно связанных окружностей. Эти окружности могут иметь приблизительно один и тот же фокус или разные фокусы. В некоторых вариантах осуществления траектории движения сейсмических кос 20 равномерно распределены по заданному участку вокруг линии расположения точек возбуждения до начала работ. Например, сейсмические косы 20 могут равномерно распределяться по заданной ширине поперечного пространства.
Выше были представлены некоторые из наиболее широко используемых вариантов выбора; однако в качестве оси отсчета может служить любая подходящая ось, просто обеспечивающая систему отсчета для измерения углов сноса сейсмической косы.
На фиг. 4А показано сейсморазведочное судно 10, буксирующее набор сейсмических кос 20. Для простоты параваны 14, буксировочные канаты 8 параванов, буксировочные тросы-кабели 16 и 18, концевые устройства 20А буксировочных тросов-кабелей и распределительные канаты или тросы 24 не показаны отдельно на этом и последующих чертежах. Эти различные компоненты объединены в такелажную оснастку 64. Кроме того, различные устройства, располагающиеся по длине сейсмических кос 20, опущены для простоты.
Как показано на чертеже, курсовая ось 50 выбрана в этом примере в качестве оси отсчета. Сейсмические косы 20 показаны ориентированными под начальным углом 62 сноса относительно курсовой оси 50. Управляющее оборудование (не показано) может быть выполнено с возможностью управления регуляторами поперечного положения, расположенными вдоль каждой сейсмической оси 20, для получения необходимых углов крыльев, поддерживающих конкретный угол сноса. Как правило, желательно, чтобы сейсмические косы имели угол сноса, близкий к нулю (относительно курсовой оси 50 или направления оси 54 перемещения). Однако при наличии поперечных течений достижение нулевого угла сноса не всегда осуществимо физически. Кроме того, поперечные течения могут изменяться как в зависимости от времени по мере проведения съемки, так и в зависимости от положения вдоль длины сейсмических кос
20. Так, в некоторых случаях регулятор может испытывать воздействие особенно сильного поперечного течения, которому необходимо противодействовать в целях сохранения угла сноса. Соответственно чтобы обеспечить величину усилия, необходимую для сохранения конкретного угла сноса и (или) ориентации сейсмической косы, некоторые регуляторы могут принимать положения, при которых углы их крыльев становятся чрезмерно большими. Увеличение усилия, формируемого регулятором, способствует повышению создаваемых при этом турбулентности и помех, что может негативно сказаться на качестве данных, собираемых в ходе сейсмосъемки. Соответственно в некоторых ситуациях может оказаться желательным снизить помехи, создаваемые регуляторами, за счет изменения угла сноса. В одном из вариантов осуществления это изменение может включать в себя увеличение угла сноса.
Согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения изменение угла сноса можно осуществить, попытавшись определить угол сноса, при котором уменьшается сумма усилий, формируемых регуляторами (или любым выбранным поднабором регуляторов, или усилие, формируемое конкретным регулятором). В некоторых вариантах осуществления угол сноса можно определить, чтобы попытаться минимизировать или значительно снизить такие усилия. Поскольку минимизация не всегда может оказаться возможной или практически осуществимой, в качестве приближенной минимизации можно использовать приемлемый альтернативный вариант. Разные уровни приближенной минимизации могут считаться достаточными в различных вариантах осуществления. Например, максимальное усилие, прикладываемое регулятором, может быть принято за 100%, при этом фактическое минимально возможное усилие может быть принято за 0%. Однако в контексте настоящего описания изобретения термин
- 6 030344
"минимизация" следует толковать как включающий значения, не превышающие 5% максимального усилия. Термин "приближенная минимизация" следует толковать как включающий значения, не превышающие 20% максимального усилия. В различных других вариантах осуществления достаточными могут считаться значения, не превышающие 0,1%, 0,5%, 1%, 2%, 3%, 4%, 5%, 10%, 15%, 20%, 25%, 30%, 35%, 40%, 45%, или 50% максимального усилия.
Таким образом, можно определить требуемый угол сноса, уменьшающий, минимизирующий или приближенно минимизирующий требуемую сумму усилий. Этот требуемый угол сноса стремится просто отслеживать среднее поперечное течение. Такой вариант осуществления может быть полезным в случаях, когда фактический угол сноса не имеет особого значения, однако важно свести к минимуму помехи, создаваемые регулятором. Помехи регулятора, как правило, представляют собой более серьезную проблему, чем угол сноса, поэтому среднему специалисту в данной области техники понятна необходимость выбора оптимального соотношения между управлением и приемлемым уровнем помех. Кроме того, в некоторых случаях достижение требуемого угла сноса оказывается невозможным или практически неосуществимым вследствие сильных поперечных течений; в таких случаях предпочтительным может оказаться использование стратегии, позволяющей углу сноса отслеживать среднее поперечное течение, поддерживая сейсмические косы выпрямленными и разнесенными на нужное расстояние.
На фиг. 4В показаны те же элементы, что и на фиг. 4А, но угол 62 сноса был отрегулирован до величины нового угла 72 сноса, увеличенного относительно угла 62 сноса. Фактические углы необязательно изображены с соблюдением масштаба. Увеличение с угла 62 сноса до нового угла 72 сноса, как правило, осуществляют с целью уменьшения усилий, формируемых регуляторами. Однако преследование различных целей может обусловить и другие значения нового угла 72 сноса.
Как описано выше, увеличение угла сноса, как правило, приводит к уменьшению усилий, создаваемых регулятором. Это уменьшение усилий может осуществляться однократно, непрерывно или периодически на основе значения усилий, создаваемых регулятором. В одном из вариантов осуществления уменьшение усилий может быть основано на мгновенных (например, кратковременно действующих) усилиях, создаваемых регуляторами. Уменьшение усилий может дополнительно включать в себя такие аспекты, как временную фильтрацию, усреднение по времени и (или) интегрирование величины усилий в целях подавления любой потенциальной неустойчивости и (или) колебаний заданного требуемого угла сноса, вызываемых регулировками угла сноса каждую секунду, когда кратковременные (например, при масштабе в одну секунду) изменения поперечных течений могут оказывать нежелательное сильное воздействие на требуемый угол сноса. Например, усилия, создаваемые регуляторами, могут усредняться за 30-секундный временной интервал, 60-секундный временной интервал, двухминутный временной интервал или любой другой подходящий интервал, чтобы определить требуемый угол сноса, менее зависимый от кратковременных флуктуации поперечных течений и усилий, создаваемых регуляторами.
Требуемый угол сноса может определяться не только в целях уменьшения, минимизации или приближенной минимизации усилий, создаваемых регуляторами, но и для их удержания ниже некоторого требуемого порогового значения таким образом, чтобы требуемый угол сноса оставался при этом как можно близким к некоторому опорному углу сноса (например, к заданной идеальной величине). В этом варианте осуществления регулирование угла сноса может осуществляться однократно, непрерывно или периодически на основе создаваемых регулятором усилий. Угол сноса также может быть обусловлен мгновенными (например, кратковременно действующими) усилиями, создаваемыми регуляторами; однако угол сноса может включать в себя такие аспекты, как временную фильтрацию, усреднение по времени и (или) интегрирование величины усилий в целях подавления любой потенциальной неустойчивости и (или) колебаний определяемого требуемого угла сноса. Этот вариант осуществления может быть полезен в ситуациях, когда необходимо выбрать наилучшее компромиссное соотношение между оптимальным углом сноса и помехами со стороны регуляторов.
Эти варианты осуществления, предусматривающие уменьшение усилий, создаваемых регуляторами, или поддержание усилий, создаваемых регуляторами, ниже определенного порога, могут также зависеть от некоторых условий. Например, система управления может потребовать от оператора подтверждения, прежде чем изменить угол сноса. В некоторых вариантах осуществления система управления может разрешить изменение угла сноса только по окончании прохождения съемочного профиля и перед началом следующего съемочного профиля, чтобы обеспечить единый угол сноса для каждого съемочного профиля.
На фиг. 5А и 5В показан другой вариант осуществления, предусматривающий адаптацию ориентации сейсмической косы в ответ на усилия, создаваемые регуляторами. На фиг. 5А сейсморазведочное судно 10 буксирует сейсмические косы 20 при начальном угле сноса, приблизительно равном нулю, относительно курсовой оси 50. Эта конфигурация может оказаться желательной, чтобы получить оптимальную область съемки при относительно небольших поперечных течениях.
Однако как отмечалось выше, поперечные течения могут изменяться не только во времени, но и вдоль длины сейсмических кос 20. Как показано на фиг. 5В, сильное поперечное течение в передней части сейсмических кос 20 до некоторой степени отклоняет переднюю часть сейсмических кос 20. Однако сейсморазведочное судно 10 еще не прошло достаточное расстояние, чтобы задняя часть сейсмических
- 7 030344
кос 20 столкнулась с этим поперечным течением. В такой ситуации может оказаться желательным адаптировать угол сноса сейсмической косы с учетом того факта, что задние части сейсмических кос 20, вероятно, будут испытывать воздействие такого поперечного течения, но позднее. Таким образом, можно выбрать требуемый угол сноса, чтобы с упреждением расположить задние части сейсмических кос 20 под углом сноса, учитывающим это сильное поперечное течение. Соответственно система управления задает новый требуемый угол 82 сноса.
После этого можно определить усилия регуляторов по длине сейсмических кос 20, чтобы установить требуемую ориентацию сейсмической косы по прямой линии при новом требуемом угле 82 сноса. Следует принимать во внимание, что, хотя идеально прямая линия может представлять собой оптимальное расположение сейсмической косы, в природе такой идеально прямой линии не существует. Соответственно небольшие отклонения от идеального случая могут здесь считаться приемлемыми. Следует также принимать во внимание, что, хотя требуемая ориентация может по существу представлять собой идеально прямую линию, фактическая ориентация в реальном мире всегда будет являться ее приближением.
В качестве примера можно привести использование следующего способа количественного определения "прямизны" сейсмической косы. Пусть "Ьфакт" определяется как расстояние между двумя концами сейсмической косы, расположенными в воде (т.е. длина сейсмической косы в фактической конфигурации). Пусть "Ьпрям" определяется как длина, которую имела бы сейсмическая коса, будучи полностью прямой (т.е. идеальная длина сейсмической косы). Тогда прямизну сейсмической косы δ можно определить как §=Тфакт/Ьпрям. Согласно этому определению δ можно рассматривать в качестве процентного значения, указывающего, насколько "близка" сейсмическая коса к тому, чтобы представлять собой прямую линию. В различных вариантах осуществления для сейсмической косы может оказаться достаточным иметь значение δ, равное 50%, 55%, 60%, 65%, 70%, 75%, 80%, 85%, 90%, 95%, 96%, 97%, 98%, 99%, 99.5%, 99.9% или 100%.
В контексте настоящего описания изобретения термин "прямая" может означать величину δ, составляющую 90% или больше. Термин "приближенная прямая" может означать величину δ, составляющую 80% или больше.
Усилия 84, 86, 88, 90 и 92 регуляторов показаны на фиг. 5В четко различимыми, чтобы продемонстрировать, что в различных местах по длине сейсмических кос 20 могут потребоваться различные усилия, при этом они необязательно должны совпадать друг с другом. Использование прогнозного аспекта настоящего варианта осуществления позволяет уменьшить максимальные значения усилий, требующихся от регуляторов.
На фиг. 5В, изображающем описанную выше ситуацию, показан случай, когда поперечное течение достаточно сильное, чтобы регуляторы, прикрепленные к передней части сейсмических кос 20, не могли поддерживать нулевой угол сноса (или любой начальный угол сноса). Однако аналогичная ситуация может возникнуть и в случае, когда регуляторы, прикрепленные к передней части сейсмических кос 20, способны поддерживать начальный угол сноса, но лишь за счет формирования нежелательно больших поперечных усилий. В этой ситуации также может оказаться желательным, чтобы система управления определила новый требуемый угол 82 сноса.
Следует отметить, что, хотя в приведенном выше описании основное внимание уделяется усилиям, формируемым регуляторами при задании требуемого угла или ориентации сейсмической косы, в качестве параметра, заменяющего усилие, могут также использоваться различные другие количественные величины. Например, данные о конфигурации регуляторов могут служить полезной заменой величины усилия. Данные о конфигурации могут содержать информацию, относящуюся к углу крыльев регуляторов, или другую информацию, указывающую на текущее состояние регуляторов или на величину усилия или помех, производимых регуляторами для поддержания угла сноса и (или) ориентации сейсмической косы. Кроме того, данные о конфигурации могут содержать информацию, указывающую на поперечные течения, включая, помимо прочего, прямое измерение поперечных течений.
На фиг. 6 показан пример последовательности операций в соответствии с одним из вариантов осуществления согласно настоящему описанию изобретения.
На шаге 100 сейсмическую косу буксируют в водоеме. На этом шаге в данной последовательности операций сейсмическая коса имеет начальную ориентацию. Начальная ориентация может представлять собой прямую линию, идущую под конкретным углом сноса относительно некоторой оси отсчета, или приближенную прямую линию, идущую под приближенным углом сноса, либо ориентация может быть нелинейной.
На шаге 102 получают информацию, относящуюся к поперечным течениям в водоеме. Как обсуждалось выше, эта информация может быть основана на усилиях, создаваемых устройствами, расположенными вдоль сейсмической косы, или на данных о конфигурации, или на любом источнике информации, относящемся к поперечным течениям.
На шаге 104 определяют требуемую ориентацию сейсмической косы на основе полученной информации, относящейся к поперечным течениям. Например, требуемая ориентация может представлять собой прямую линию при угле сноса, отслеживающем средние поперечные течения в водоеме.
На шаге 106 ориентацию сейсмической косы регулируют на основе определяемой требуемой ори- 8 030344
ентации сейсмической косы. Эта регулировка может выполняться при помощи устройств позиционирования (например, регуляторов), расположенных по длине сейсмической косы.
На фиг. 7 показан другой пример последовательности операций в соответствии с одним из вариантов осуществления согласно настоящему описанию изобретения.
На шаге 120 сейсмическую косу буксируют в водоеме при начальном угле сноса. Помимо прочих компонентов, сейсмическая коса может содержать набор отклонителей, расположенных в различных положениях вдоль ее длины для создания усилий, воздействующих на сейсмическую косу.
На шаге 122 получают информацию, относящуюся к усилиям, создаваемым отклонителями вдоль длины сейсмической косы. Эти усилия могут представлять собой усилия, необходимые для удержания сейсмической косы под начальным углом сноса. Эта полученная информация может относиться к прямым или непрямым измерениям таких усилий, при этом она может быть основана на данных, полученных от набора отклонителей.
На шаге 124 автоматически определяют новый требуемый угол сноса сейсмической косы. Как подробнее говорилось выше, требуемый угол сноса сейсмической косы может определяться в целях уменьшения суммы усилий, требующихся от набора отклонителей, чтобы придать сейсмической косе предпочтительную ориентацию с помощью прогнозирования на основе измеренных состояний поперечных течений, или любым другим способом, учитывающим выходные усилия набора отклонителей. Новый требуемый угол сноса сейсмической косы может представлять собой прямую линию, измеренную относительно оси отсчета. Автоматическое определение может выполняться без ввода данных пользователем или взаимодействия с ним.
На шаге 126 ориентация сейсмической косы автоматически регулируется на основе нового угла сноса сейсмической косы. Перед автоматической регулировкой система управления может потребовать или не потребовать ввода данных и (или) подтверждения от пользователя. Эта регулировка может выполняться при помощи отклонителей, расположенных по длине сейсмической косы.
Хотя выше описаны конкретные варианты осуществления, эти варианты осуществления не ограничивают объем раскрытия изобретения, даже если в связи с каким-либо конкретным признаком описан только один вариант осуществления. Примеры признаков, представленные в настоящем раскрытии изобретения, предназначены для целей иллюстрации, а не ограничения, если не оговорено противное. Приведенное выше описание охватывает такие альтернативные варианты, модификации и эквиваленты, которые будут понятны специалисту, воспользовавшемуся раскрытым здесь изобретением.
В объем настоящего раскрытия изобретения входит любой признак или комбинация признаков, раскрытых в документе (явно или неявно), или любое их обобщение, независимо от того, смягчают ли они все или любые из рассматриваемых здесь проблем. Соответственно в ходе ведения дела по данной заявке (или по заявке, испрашивающей приоритет по данной заявке) может быть составлена новая формула изобретения на такую комбинацию признаков. В частности, что касается прилагаемой формулы изобретения, признаки зависимых пунктов формулы изобретения могут комбинироваться с признаками независимых пунктов, а признаки соответствующих независимых пунктов могут комбинироваться любым подходящим образом, а не просто в виде конкретных комбинаций, перечисленных в прилагаемой формуле изобретения.

Claims (22)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ управления сейсмической косой, в котором
    буксируют сейсмическую косу позади судна в водоеме, причем сейсмическая коса имеет текущую ориентацию и причем сейсмическая коса содержит набор отклонителей, выполненных с возможностью прикладывать соответствующие усилия к сейсмической косе;
    получают с помощью системы управления информацию, относящуюся к поперечным течениям в водоеме;
    с помощью системы управления на основе полученной информации определяют требуемую ориентацию сейсмической косы, причем требуемая ориентация включает в себя угол отклонения, который определяют так, чтобы минимизировать сумму соответствующих усилий, прикладываемых к косе набором отклонителей; и
    регулируют с помощью системы управления текущую ориентацию сейсмической косы на основе определяемой требуемой ориентации в соответствии с заданным уровнем минимизации.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что система управления, получающая информацию, относящуюся к поперечным течениям, представляет собой систему управления, получающую информацию, относящуюся к поперечным течениям в передней части сейсмической косы, причем система управления, определяющая требуемую ориентацию сейсмической косы, представляет собой систему управления, определяющую требуемую ориентацию задней части сейсмической косы.
  3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что требуемая ориентация сейсмической косы представляет собой прямую линию.
  4. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что требуемая ориентация сейсмической косы представляет
    - 9 030344
    собой приближенную прямую линию.
  5. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что сейсмическая коса содержит набор геофизических датчиков.
  6. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что система управления расположена на борту судна.
  7. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что система управления расположена на сейсмической косе.
  8. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что информация, относящаяся к поперечным течениям в водоеме, представляет собой информацию, указывающую на направление и скорость поперечных течений в каждой из набора точек по длине сейсмической косы.
  9. 9. Способ управления сейсмической косой, в котором
    буксируют сейсмическую косу позади судна в водоеме, причем сейсмическая коса имеет набор отклонителей, размещенных по ее длине, и расположена под текущим углом отклонения сейсмической косы, измеряемым относительно оси отсчета;
    получают информацию, относящуюся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей; на основе полученной информации, относящейся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей, автоматически определяют требуемый угол отклонения сейсмической косы, причем требуемый угол отклонения сейсмической косы определяют так, чтобы минимизировать сумму усилий, прикладываемых к косе набором отклонителей; и
    автоматически регулируют сейсмическую косу при помощи набора отклонителей для отслеживания определяемого требуемого угла отклонения сейсмической косы относительно оси отсчета в соответствии с заданным уровнем минимизации.
  10. 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что информация, относящаяся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей, представляет собой информацию, относящуюся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей к сейсмической косе.
  11. 11. Способ по п.9, отличающийся тем, что информация, относящаяся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей, представляет собой информацию, относящуюся к усилиям, прикладываемым набором отклонителей к воде.
  12. 12. Способ по п.9, отличающийся тем, что набор отклонителей содержит набор регуляторов поперечного положения, оснащенных крыльями с регулируемыми углами.
  13. 13. Способ по п.9, отличающийся тем, что ось отсчета представляет собой направление движения судна согласно схеме расположения точек возбуждения до начала работ.
  14. 14. Способ по п.9, отличающийся тем, что ось отсчета представляет собой направление движения переднего конца сейсмической косы.
  15. 15. Способ по п.9, отличающийся тем, что требуемый угол отклонения сейсмической косы определяют автоматически для уменьшения одного или более мгновенно действующих усилий, прикладываемых набором отклонителей.
  16. 16. Способ по п.9, отличающийся тем, что сумма усилий представляет собой сумму усредненных по времени усилий, прикладываемых набором отклонителей.
  17. 17. Способ по п.9, отличающийся тем, что требуемый угол отклонения сейсмической косы определяют автоматически для минимизации суммы усилий.
  18. 18. Способ по п.9, отличающийся тем, что требуемый угол отклонения сейсмической косы также определяют автоматически таким образом, чтобы минимизировать разность между требуемым углом отклонения сейсмической косы и опорным углом отклонения, при этом сумму усилий минимизируют.
  19. 19. Способ по п.9, отличающийся тем, что требуемый угол отклонения сейсмической косы определяют для отслеживания среднего поперечного течения в водоеме.
  20. 20. Устройство для управления сейсмической косой, содержащее по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью осуществления действий в соответствии со способом по любому из пп.119.
  21. 21. Устройство по п.20, отличающееся тем, что информация содержит текущий угол крыла по меньшей мере одного устройства из набора отклонителей.
  22. 22. Устройство по п.20, отличающееся тем, что меньшей мере один процессор выполнен с возможностью регулирования, непрерывно или периодически, набора отклонителей на основе требуемой ориентации.
    - 10 030344
EA201490430A 2013-03-14 2014-03-05 Способ автоматического управления перемещением сейсмической косы в поперечном направлении EA030344B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/831,362 US9423519B2 (en) 2013-03-14 2013-03-14 Automated lateral control of seismic streamers

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201490430A1 EA201490430A1 (ru) 2014-09-30
EA030344B1 true EA030344B1 (ru) 2018-07-31

Family

ID=50236088

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201890617A EA201890617A3 (ru) 2013-03-14 2014-03-05 Способ управления перемещением сейсмической косы (варианты) и соответствующее устройство
EA201490430A EA030344B1 (ru) 2013-03-14 2014-03-05 Способ автоматического управления перемещением сейсмической косы в поперечном направлении

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201890617A EA201890617A3 (ru) 2013-03-14 2014-03-05 Способ управления перемещением сейсмической косы (варианты) и соответствующее устройство

Country Status (9)

Country Link
US (3) US9423519B2 (ru)
EP (1) EP2778719A3 (ru)
CN (2) CN104049277B (ru)
AU (3) AU2014201471B2 (ru)
BR (1) BR102014005851A2 (ru)
CA (1) CA2843935C (ru)
EA (2) EA201890617A3 (ru)
MX (3) MX343963B (ru)
MY (1) MY182140A (ru)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9423519B2 (en) 2013-03-14 2016-08-23 Pgs Geophysical As Automated lateral control of seismic streamers
WO2014173979A1 (en) * 2013-04-25 2014-10-30 Cgg Services Sa Cutter device for marine survey system and related method
US11048003B2 (en) 2018-12-18 2021-06-29 Pgs Geophysical As Bridle bite adjustment

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20060227657A1 (en) * 2005-04-08 2006-10-12 Tallak Tveide Apparatus and methods for seismic streamer positioning
US20060285434A1 (en) * 2005-06-03 2006-12-21 Welker Kenneth E Streamer steering device orientation determination apparatus and methods
US20080008032A1 (en) * 2006-07-07 2008-01-10 Welker Kenneth E Underwater acoustic positioning methods and systems based on modulated acoustic signals
US20100118644A1 (en) * 2008-11-07 2010-05-13 Seale Daniel B Method and system for controlling streamers
EP2474840A2 (en) * 1998-10-01 2012-07-11 WesternGeco Seismic Holdings Limited Control system for positioning of marine seismic streamers

Family Cites Families (122)

* 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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
US4709355A (en) 1984-06-18 1987-11-24 Syntron, Inc. Controller for marine seismic cable
EP0168959B1 (en) 1984-06-19 1988-08-17 Texas Instruments Incorporated Bi-planar pontoon paravane seismic source system
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
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
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
DE3742147A1 (de) 1987-12-09 1989-06-22 Prakla Seismos Ag Verfahren zur erfassung seismischer daten
DE3742528A1 (de) 1987-12-12 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
US5062583A (en) 1990-02-16 1991-11-05 Martin Marietta Corporation High accuracy bank-to-turn autopilot
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
US5052814A (en) 1990-09-19 1991-10-01 Texaco Inc. Shallow marine seismic system and method
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
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
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
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
EP0852018B1 (en) 1995-09-22 2003-05-21 Input/Output, Inc. 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
GB9626442D0 (en) 1996-12-20 1997-02-05 Geco As Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
GB2331971B (en) 1996-09-20 1999-11-17 Schlumberger Holdings 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
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
US6011753A (en) 1998-03-19 2000-01-04 Syntron, Inc. Control and monitoring of devices external to a marine seismic streamer
GB9810706D0 (en) * 1998-05-20 1998-07-15 Geco As Marine seismic acquisition system and method
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
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
US6418378B1 (en) 2000-06-26 2002-07-09 Westerngeco, L.L.C. Neural net prediction of seismic streamer shape
US6691038B2 (en) 2001-06-15 2004-02-10 Westerngeco L.L.C. Active separation tracking and positioning system for towed seismic arrays
US20110286302A1 (en) * 2004-03-17 2011-11-24 Westerngeco, L.L.C. Marine Seismic Survey Method and System
CN101825723B (zh) * 2004-03-17 2012-09-05 维斯特恩格科地震控股有限公司 海上地震测量方法和系统
US8824239B2 (en) * 2004-03-17 2014-09-02 Westerngeco L.L.C. Marine seismic survey method and system
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
US7933163B2 (en) 2006-07-07 2011-04-26 Kongsberg Seatex As Method and system for controlling the position of marine seismic streamers
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
US9423519B2 (en) * 2013-03-14 2016-08-23 Pgs Geophysical As Automated lateral control of seismic streamers

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2474840A2 (en) * 1998-10-01 2012-07-11 WesternGeco Seismic Holdings Limited Control system for positioning of marine seismic streamers
US20060227657A1 (en) * 2005-04-08 2006-10-12 Tallak Tveide Apparatus and methods for seismic streamer positioning
US20060285434A1 (en) * 2005-06-03 2006-12-21 Welker Kenneth E Streamer steering device orientation determination apparatus and methods
US20080008032A1 (en) * 2006-07-07 2008-01-10 Welker Kenneth E Underwater acoustic positioning methods and systems based on modulated acoustic signals
US20100118644A1 (en) * 2008-11-07 2010-05-13 Seale Daniel B Method and system for controlling streamers

Also Published As

Publication number Publication date
AU2019268119A1 (en) 2019-12-12
US20140269178A1 (en) 2014-09-18
AU2018201698A1 (en) 2018-04-05
CN104049277A (zh) 2014-09-17
BR102014005851A2 (pt) 2014-12-23
MY182140A (en) 2021-01-18
CA2843935A1 (en) 2014-09-14
US20180321408A1 (en) 2018-11-08
AU2018201698B2 (en) 2019-08-22
EA201490430A1 (ru) 2014-09-30
EA201890617A3 (ru) 2019-02-28
CA2843935C (en) 2020-04-14
US20170045635A1 (en) 2017-02-16
MX2014003056A (es) 2014-09-16
MX343963B (es) 2016-11-29
CN104049277B (zh) 2018-11-06
MX2019004612A (es) 2020-11-06
MX364296B (es) 2019-04-22
US9423519B2 (en) 2016-08-23
CN109254325A (zh) 2019-01-22
US10054705B2 (en) 2018-08-21
AU2014201471B2 (en) 2017-12-07
US11119236B2 (en) 2021-09-14
AU2014201471A1 (en) 2014-10-02
EP2778719A2 (en) 2014-09-17
EP2778719A3 (en) 2016-04-27
EA201890617A2 (ru) 2018-08-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2016204266B2 (en) Methods for gathering marine geophysical data
US9903970B2 (en) Methods for controlling towed marine sensor array geometry
US11119236B2 (en) Automated lateral control of seismic streamers
US9250345B2 (en) Reduced-drag towing of geophysical equipment
AU2014201399B2 (en) Wing for wide tow of geophysical survey sources
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 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