EA031795B1 - Морской сейсмический вибратор и способ сейсморазведки - Google Patents

Морской сейсмический вибратор и способ сейсморазведки Download PDF

Info

Publication number
EA031795B1
EA031795B1 EA201490218A EA201490218A EA031795B1 EA 031795 B1 EA031795 B1 EA 031795B1 EA 201490218 A EA201490218 A EA 201490218A EA 201490218 A EA201490218 A EA 201490218A EA 031795 B1 EA031795 B1 EA 031795B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
marine seismic
frequency
vibrators
shell
vibrator
Prior art date
Application number
EA201490218A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201490218A1 (ru
Inventor
Стиг Руне Леннарт Тенгамн
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 EA201490218A1 publication Critical patent/EA201490218A1/ru
Publication of EA031795B1 publication Critical patent/EA031795B1/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
    • G01V1/02—Generating seismic energy
    • G01V1/04—Details
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B06—GENERATING OR TRANSMITTING MECHANICAL VIBRATIONS IN GENERAL
    • B06B—METHODS OR APPARATUS FOR GENERATING OR TRANSMITTING MECHANICAL VIBRATIONS OF INFRASONIC, SONIC, OR ULTRASONIC FREQUENCY, e.g. FOR PERFORMING MECHANICAL WORK IN GENERAL
    • B06B1/00—Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency
    • B06B1/02—Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency making use of electrical energy
    • B06B1/0207—Driving circuits
    • B06B1/0223—Driving circuits for generating signals continuous in time
    • B06B1/0269—Driving circuits for generating signals continuous in time for generating multiple frequencies
    • B06B1/0276—Driving circuits for generating signals continuous in time for generating multiple frequencies with simultaneous generation, e.g. with modulation, harmonics
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B06—GENERATING OR TRANSMITTING MECHANICAL VIBRATIONS IN GENERAL
    • B06B—METHODS OR APPARATUS FOR GENERATING OR TRANSMITTING MECHANICAL VIBRATIONS OF INFRASONIC, SONIC, OR ULTRASONIC FREQUENCY, e.g. FOR PERFORMING MECHANICAL WORK IN GENERAL
    • B06B1/00—Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency
    • B06B1/02—Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency making use of electrical energy
    • B06B1/04—Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency making use of electrical energy operating with electromagnetism
    • B06B1/045—Methods or apparatus for generating mechanical vibrations of infrasonic, sonic, or ultrasonic frequency making use of electrical energy operating with electromagnetism using vibrating magnet, armature or coil system
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
    • G01V1/005—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design with exploration systems emitting special signals, e.g. frequency swept signals, pulse sequences or slip sweep arrangements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/02—Generating seismic energy
    • G01V1/143—Generating seismic energy using mechanical driving means, e.g. motor driven shaft
    • G01V1/145—Generating seismic energy using mechanical driving means, e.g. motor driven shaft by deforming or displacing surfaces, e.g. by mechanically driven vibroseis™
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G10—MUSICAL INSTRUMENTS; ACOUSTICS
    • G10K—SOUND-PRODUCING DEVICES; METHODS OR DEVICES FOR PROTECTING AGAINST, OR FOR DAMPING, NOISE OR OTHER ACOUSTIC WAVES IN GENERAL; ACOUSTICS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G10K9/00—Devices in which sound is produced by vibrating a diaphragm or analogous element, e.g. fog horns, vehicle hooters or buzzers
    • G10K9/12—Devices in which sound is produced by vibrating a diaphragm or analogous element, e.g. fog horns, vehicle hooters or buzzers electrically operated
    • G10K9/121—Flextensional transducers
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
    • G01V2210/12—Signal generation
    • G01V2210/121—Active source
    • G01V2210/1214—Continuous
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
    • G01V2210/12—Signal generation
    • G01V2210/129—Source location
    • G01V2210/1293—Sea

Abstract

Варианты осуществления относятся к морским сейсмическим вибраторам для использования при сейсморазведке и соответствующим способам применения. В одном из вариантов осуществления предлагается морской сейсмический вибратор, содержащий оболочку, имеющую коэффициент жесткости, подобранный для получения первой резонансной частоты в рабочем диапазоне частот от порядка 1 Гц до порядка 300 Гц; привод, расположенный в оболочке и имеющий первый конец и второй конец; и пружинный элемент, присоединенный к оболочке между первым концом и вторым концом привода, причем пружинный элемент имеет второй вид колебаний, обеспечивающий вторую резонансную частоту в рабочем диапазоне частот.

Description

Настоящее изобретение, в целом, относится к морской сейсморазведке. В частности, в одном или нескольких вариантах осуществления настоящее изобретение относится к морским сейсмическим вибраторам для использования при сейсморазведке и соответствующим способам применения.
Уровень техники
Способы морской съемки включают в себя морскую сейсморазведку, позволяющую осуществлять сбор геофизических данных под поверхностью Земли. Сейсморазведка находит применение при поиске и добыче полезных ископаемых и источников энергии, помогая определять участки нефтегазоносных пластов. Сейсморазведка, как правило, может включать в себя буксирование сейсмического источника ниже или вблизи от поверхности водоема. Одна или несколько сейсмических кос могут буксироваться в воде тем же или другим судном. Сейсмические косы, как правило, представляют собой кабели, содержащие набор датчиков, расположенных в пространственно разнесенных местах по длине каждого кабеля. При некоторых сейсморазведочных работах датчики размещают на морском дне на донных кабелях или узлах в дополнение к сейсмическим косам или вместо них. Датчики могут быть выполнены с возможностью генерирования сигнала, связанного с параметром, измеряемым датчиком. В выбранные моменты времени сейсмический источник может активироваться, генерируя, например, сейсмическую волну, распространяющуюся в воде в нижнем направлении и проникающую в формацию геологической среды. Сейсмическая волна, взаимодействующая с границами раздела, главным образом, с границами между пластами формаций, может возвращаться к поверхности и регистрироваться датчиками на сейсмических косах. Регистрируемую волну можно использовать для выведения заключения об определенных свойствах пород геологической среды, таких как строение, минералогический состав и характер насыщенности пласта, тем самым, получая информацию, полезную при извлечении углеводородов.
Большинство сейсмических источников, применяемых в настоящее время в морской сейсморазведке, относятся к импульсному типу, предназначенному для выработки как можно большего количества энергии за как можно более короткий промежуток времени. Среди этих источников импульсного типа наиболее распространены пневмопушки, как правило, использующие сжатый воздух для генерации звуковой волны. Другими примерами источников импульсного типа служат взрывчатые вещества и импульсные источники типа падающий груз. Еще одним типом сейсмического источника, который может использоваться при сейсморазведке, являются виброисточники, в том числе гидравлические источники, электромеханические вибраторы, электрические морские сейсмические вибраторы и источники, использующие пьезоэлектрический или магнитострикционный материал. Виброисточники, как правило, генерируют вибрации в некотором диапазоне частот по одной из известных схем, известной как свип или линейная частотная модуляция (ЛЧМ).
Хорошо известно, что в то время, как звуковые волны распространяются в воде и структурах геологической среды, более высокочастотные звуковые волны могут затухать быстрее, чем более низкочастотные звуковые волны, и, вследствие этого, более низкочастотные звуковые волны можно передавать в воде и геологических структурах на большие расстояния, чем высокочастотные звуковые волны. Соответственно, возникла потребность в мощных низкочастотных морских источниках звука, работающих в диапазоне частот 1-100 Гц. Однако как используемые до настоящего времени импульсные источники, так и виброисточники, вырабатывают очень небольшое количество или совсем не вырабатывают энергию в диапазоне частот ниже 20 Гц. Кроме того, низкочастотные источники, как правило, имеют низкий КПД, особенно если не удается достичь хорошего согласования импедансов.
Таким образом, существует потребность в усовершенствованных сейсмических источниках для использования в морской сейсморазведке.
Краткое описание чертежей
Эти чертежи иллюстрируют определенные аспекты некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения и не должны использоваться в целях ограничения или определения объема изобретения.
На фиг. 1 изображен пример осуществления морской сейсморазведочной системы, использующей морской сейсмический вибратор;
на фиг. 2 - пример осуществления морского сейсмического вибратора;
на фиг. 3a и 3b - примеры осуществления морских сейсмических вибраторов в поперечном разрезе; на фиг. 4 - другой вид примера осуществления морского сейсмического вибратора;
на фиг. 5 - другой вид примера осуществления морского сейсмического вибратора;
на фиг. 6 - частотная модель, изображающая первый вид колебаний пружинного элемента в примере осуществления морского сейсмического вибратора;
на фиг. 7 - частотная модель, изображающая второй вид колебаний пружинного элемента в примере осуществления морского сейсмического вибратора;
на фиг. 8 представлены моделируемые амплитудные спектры для примера реализации пары мор
- 1 031795 ских сейсмических вибраторов с двумя резонансами;
на фиг. 9 - измеряемые амплитудные спектры для примера осуществления низкочастотного морского сейсмического вибратора;
на фиг. 10 - измеряемые амплитудные спектры для примера осуществления высокочастотного морского сейсмического вибратора;
на фиг. 11 - пример реализации буксирования морского сейсмического вибратора в водоеме;
на фиг. 12 - пример реализации комплекта морских сейсмических вибраторов, буксируемого в водоеме;
на фиг. 13 изображен пример реализации рулевого управления для комплекта морских сейсмических вибраторов;
на фиг. 14 - пример реализации морского сейсмического вибратора, присоединенного к исследовательскому судну.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к морским сейсмическим вибраторам. По сравнению с морскими сейсмическими вибраторами, разработанными ранее, морские сейсмические вибраторы, раскрытые в настоящей заявке, могут обладать повышенной акустической мощностью и повышенной надежностью. Раскрытые морские сейсмические вибраторы предпочтительно могут обеспечивать резонансную частоту на нижнем конце сейсмического диапазона частот (например, между 1 и 300 Гц). Низкочастотная акустическая волна может генерироваться более эффективно при низкой резонансной частоте, когда мнимая (реактивная) часть импеданса обнуляется. Варианты осуществления могут включать в себя морские сейсмические вибраторы, имеющие более жесткую оболочку, чем использовалась до сих пор, чтобы обеспечить поддержание низкой резонансной частоты. Варианты осуществления могут включать в себя использование пружинного элемента, имеющего второй резонансный режим, обеспечивающий вторую резонансную частоту в сейсмическом диапазоне частот.
На фиг. 1 изображена морская сейсморазведочная система 2 в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. В изображенном варианте осуществления система 2 может содержать сейсморазведочное судно 4, движущееся по поверхности водоема 6, например озера или океана. Сейсморазведочное судно 4 может везти оборудование, обозначенное в целом позицией 8 и для удобства совместно называемое в настоящей заявке записывающей системой. Записывающая система 8 может содержать устройства (не показанные отдельно), служащие для регистрации и выполнения записи индексированных по времени сигналов, генерируемых каждым из сейсмических датчиков (как подробнее объясняется ниже), а также для активации морского сейсмического вибратора 10 в выбранные моменты времени. Записывающая система 8 может также содержать устройства (не показанные отдельно) для определения геодезического положения сейсморазведочного судна 10 и различных сейсмических датчиков.
Как показано на чертеже, сейсморазведочное судно 4 может буксировать сейсмические косы 12. Сейсмические косы 12 можно буксировать в выбранной конфигурации в водоеме 6 при помощи сейсморазведочного судна 4 или другого судна. Как показано на чертеже, сейсмические косы 12 могут быть пространственно разнесены в поперечном направлении позади сейсморазведочного судна 4. Поперечный или поперечно в настоящем контексте означает расположенный поперечно направлению движения сейсморазведочного судна 4. Каждая из сейсмических кос 12 может быть образована, например, путем соединения встык набора сегментов сейсмической косы, как объясняется в патенте США № 7142481, содержание которого включено в настоящую заявку посредством ссылки. Сейсмические косы 12 можно поддерживать в выбранной конфигурации при помощи буксировочного оборудования 16, такого как параваны или двери, создающие боковое усилие для разведения сейсмических кос 12 в выбранные поперечные положения относительно сейсморазведочного судна 4. Сейсмические косы 12 могут иметь длину, например, в диапазоне приблизительно от 2000 до 12000 м или большем. Конфигурации сейсмических кос 12 на фиг. 1 представлены, чтобы проиллюстрировать один из вариантов осуществления, при этом они не ограничивают объем настоящего изобретения. Следует отметить, что, хотя в настоящем примере показаны четыре сейсмических косы 12, изобретение применимо к любому количеству сейсмических кос 12, буксируемых сейсморазведочным судном 4 или любым другим судном. Например, в некоторых вариантах осуществления сейсморазведочное судно 4 может буксировать большее или меньшее количество кос, чем четыре сейсмических косы 12, при этом сейсмические косы 12 могут быть пространственно разнесены в поперечном, вертикальном, или и в поперечном, и в вертикальном направлениях.
Сейсмические косы 12 могут содержать сейсмические датчики 14, расположенные на них в пространственно разнесенных местах. Сейсмические датчики 14 могут представлять собой любой тип сейсмических датчиков, известных из уровня техники, в том числе гидрофоны, геофоны, датчики скорости частиц, датчики смещения частиц, датчики ускорения частиц или датчики градиента давления, например. В качестве примера сейсмические датчики 14 могут генерировать ответные сигналы, такие как электрические или оптические сигналы, в ответ на регистрацию сейсмической волны, излучаемой морскими сейсмическими вибраторами 10, после взаимодействия волны с формациями (не показаны), расположенными ниже подошвы водного слоя. Сигналы, генерируемые сейсмическими датчиками 14, могут передаваться записывающей системе 8.
- 2 031795
Как показано на фиг. 1, сейсморазведочное судно 4 или другое судно может также буксировать морской сейсмический вибратор 10. В некоторых вариантах осуществления могут использоваться несколько морских сейсмических вибраторов 10, которые могут буксироваться сейсморазведочным судном 4 или, например, другими сейсморазведочными судами. Хотя показан лишь один морской сейсмический вибратор 10, следует понимать, что в конкретном применении по желанию могут использоваться несколько морских сейсмических вибраторов 10. Возбуждающий кабель 18 может соединять морской сейсмический вибратор 10 с сейсморазведочным судном. Возбуждающий кабель 18 может воспринимать тяговые усилия, а также может содержать электрические проводники (не показанные отдельно) для передачи электрического тока от записывающей системы 8, расположенной на сейсморазведочном судне 4, к сейсмическим источникам 10.
Возбуждающий кабель 18 может также содержать сигнальные кабели или волокна для передачи сигналов на и (или) от морского сейсмического вибратора 10 на записывающую систему 8. Возбуждающий кабель 18 может также содержать силовые элементы (не показанные отдельно) для передачи буксировочного усилия от сейсморазведочного судна 4 к морским сейсмическим вибраторам 10. Возбуждающий кабель 18 может также содержать трубки для передачи воздуха к морскому сейсмическому вибратору 10 в целях компенсации давления, например. Возбуждающий кабель 18 может иметь длину приблизительно от 200 до 2000 м или больше, например. В некоторых вариантах осуществления возбуждающий кабель 18 может быть длиной около 900 м и иметь внешний диаметр около 65 мм. В некоторых вариантах осуществления возбуждающий кабель 18 может быть расположен в целом параллельно поверхности водоема 6, тогда как в других вариантах осуществления возбуждающий кабель 18 может использовать механизмы управления глубиной, например, в целях расположения более чем одного морского сейсмического вибратора 10 на нескольких различных глубинах.
В отличие от источников импульсного типа, передающих энергию в течение очень ограниченного промежутка времени, морской сейсмический вибратор 10 может оказывать сниженное воздействие на окружающую среду вследствие распределения энергии по времени. В частности, в ходе проведения сейсморазведки морской сейсмический вибратор 10 может иметь уменьшенную максимальную амплитуду передаваемого сейсмического сигнала при небольшом снижении качества данных, или при отсутствии снижения. Так, при использовании морского сейсмического вибратора 10, имеющего, например, пятисекундный свип-сигнал, вместо источника импульсного типа, такого как пневмопушка, максимальные амплитуды можно уменьшать на целых 30 дБ или еще больше. Если последовательности псевдошумовых сигналов используются для распределения не только энергии, но и частоты по времени, максимальные амплитуды можно уменьшить еще на 20 дБ или даже больше. В некоторых вариантах осуществления максимальные амплитуды могут находиться в диапазоне приблизительно от 10 до 40 дБ.
В некоторых вариантах морской сейсмический вибратор 10 может содержать источник с оболочкой гибконапряженного типа. При проектировании источников с оболочкой гибконапряженного типа может использоваться некоторое количество параметров, часть которых может относиться к самой оболочке и к типу привода. В некоторых вариантах осуществления морской сейсмический вибратор 10 может иметь по меньшей мере две резонансные частоты в сейсмическом диапазоне частот, как правило, в диапазоне приблизительно между 1 и 300 Гц. В некоторых вариантах осуществления сейсмический диапазон частот может находиться приблизительно между 5 и 100 Гц.
Полный импеданс, испытываемый морским сейсмическим вибратором 10, может быть выражен следующей формулой
Zr = Rr + jXr (Выражение 1) где Zr - полный импеданс, Rr - радиационный импеданс, а Xr - реактивный импеданс.
При анализе передачи энергии морским сейсмическим вибратором 10 в качестве модели системы может быть выбран поршень-вытеснитель. В выражении для общего испытываемого импеданса радиационный импеданс Rr поршня-вытеснителя можно представить в виде
Я = na2pocRi (х) (Выражение 2) а реактивный импеданс - в виде
Хг = ла2 ρθοΧ^χ) (Выражение 3) где х = 2ка = (4ла/А) = (2соа/с) и где
Ri(x) = 1 - (2/x)JUx) и
Xi(x) = sin2ada (Выражение 4) (Выражение 5) (Выражение 6) где р0 - плотность воды, ω = радиальная частота, k = волновое число, a = радиус поршня, c = скорость звука, λ = длина волны, и J - Бесселева функция первого порядка.
Разложение в ряд Тейлора вышеприведенных выражений дает
- 3 031795 R1(x) = “ № + - (Выражение 7) γ γ3 y$ X'<x) = /3-—Н—7- - (Выражение 3)
Для низких частот, когда x=2ka много меньше 1, действительная и мнимая части выражения для полного импеданса могут быть аппроксимированы первыми членами своих рядов Тейлора. Соответствующие выражения для низких частот, когда длина волны много больше радиуса поршня, приобретают следующий вид:
ИДх) = (1 /2)(ка)2 (Выражение 9)
ХДх) —>(8ка)/(3тт) (Выражение 10)
Отсюда следует, что для низких частот радиационный импеданс R будет мал в сравнении с реактивным импедансом X, что означает очень низкую эффективность генерации сигнала. Однако в некоторых вариантах осуществления в нижний край частотного спектра может быть введен резонанс, чтобы более эффективно генерировать низкочастотную акустическую волну. При резонансе мнимая (реактивная) часть импеданса обнуляется, и морской сейсмический вибратор 10 способен эффективно возбуждать акустическую волну в водоеме 6.
Однако обеспечение низкой резонансной частоты может оказаться непростой задачей при конструировании оболочки морского сейсмического вибратора 10. Например, изготовление морского сейсмического вибратора 10 оболочечного типа разумно небольшого размера в сочетании с низким резонансом может представлять собой проблему. В некоторых вариантах осуществления для поддержания резонансной частоты на нижнем конце заданного диапазона частот может предусматриваться более жесткая оболочка, чем использовалась до сих пор.
На фиг. 2 изображен пример осуществления морского сейсмического вибратора 10. Как показано на чертеже, морской сейсмический вибратор 10 может монтироваться в раме 22. Кронштейн 24 может соединяться с верхом рамы 22. Кронштейн 24 может использоваться для спуска морского сейсмического вибратора 10 в воду. Морской сейсмический вибратор 10 может содержать оболочку 26. Форму оболочки 26 обычно называют гибконапряженной. В одном из конкретных вариантов осуществления оболочка 26 может содержать две оболочечные боковины, представляющие собой, по существу, зеркальные отражения друг друга. На фиг. 2 показана одна из боковин оболочки 26, обозначенная как оболочечная боковина 28. В изображенном варианте осуществления оболочечная боковина 28 содержит ребра 30, разнесенные вдоль внешней поверхности оболочечной боковины 28. Ребра 30 могут использоваться, например, для усиления оболочечной боковины 28 и придания оболочечной боковине 28 большей жесткости. Как показано на чертеже, ребра 30 могут проходить в наружном направлении вдоль внешней поверхности оболочечной боковины 28. В изображенном варианте осуществления оболочечная боковина 28 содержит две колонки ребер 30. Оболочка 26 может также содержать концевые балки 32. Как будет более подробно обсуждаться ниже, оболочечная боковина 28 может гибко присоединяться к концевым балкам 32 (например, при помощи шарниров 38 или какого-то другого гибкого элемента, как показано на фиг. 3). Оболочка 26 может завершать полную гибконапряженную оболочку, окружающую другие компоненты морского сейсмического вибратора 10, который будет обсуждаться ниже более подробно. Попрежнему обращаясь к фиг. 2, отметим, что морской сейсмический вибратор 10 может содержать также верхнюю и нижнюю концевые пластины 34. Оболочка 26 может герметично присоединяться к верхней и нижней концевым пластинам 34. В некоторых вариантах осуществления соединение между оболочкой 26 и верхней и нижней концевыми пластинами 34 может быть гибким.
На фиг. 3a изображен морской сейсмический вибратор 10 в частичном поперечном разрезе. Для простоты на фиг. 3 a не показана рама 22 и связанные с ней компоненты. Как показано на чертеже, морской сейсмический вибратор 10 может содержать линейный привод 36, который может представлять собой электродинамический привод (актуатор). В некоторых вариантах осуществления линейный привод 36 может быть приводом с подвижной катушкой, обеспечивающим возможность формирования очень больших амплитуд звуковой волны. Сейсмические источники, использующие один или несколько приводов с подвижной катушкой, могут называться излучателями с подвижной катушкой. Хотя на фиг. 3 изображен единственный двунаправленный линейный актуатор, в объем настоящего изобретения входят варианты осуществления с одним или несколькими приводами или такие, в которых несколько актуаторов работают параллельно. В некоторых вариантах осуществления сила, генерируемая при помощи линейного привода 36, может в два раза превосходить силу, генерируемую в морских сейсмических вибраторах, применявшихся раньше. Соответственно, морской сейсмический вибратор 10 может иметь повышенную выходную мощность. Для уменьшения усталости различных компонентов морского сейсмического вибратора 10 вследствие, например, возрастания силы, варианты осуществления могут предусматривать увеличение размера морского сейсмического вибратора 10, чтобы амплитуда вибраций оболочки 26 оставалась приблизительно такой же. В условиях мелководья кавитации на поверхности морского сейсмического вибратора 10 могут ограничивать выходную мощность.
Изображенный вариант осуществления содержит также оболочку 26. Как упоминалось выше, обо
- 4 031795 лочка 26 может образовывать полную гибконапряженную оболочку, окружающую другие компоненты морского сейсмического вибратора 10, такие как линейный привод 36. Хотя оболочка 26, показанная на фиг. 3a, имеет, по существу, эллиптическую форму, гибконапряженные оболочки других форм, в том числе выпуклые, вогнутые, плоские или их комбинации, также могут использоваться в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. Как показано на чертеже, оболочка 26 может содержать оболочечные боковины 28. Оболочечные боковины 28 могут состоять из пружинной стали, бериллиево-медного сплава, армированного стеклопластика, углепластика или другого подходящего гибкого пружинного материала. Подходящие гибкие пружинные материалы могут иметь высокий предел текучести и не испытывать постоянную деформацию под действием линейного привода 36. В некоторых вариантах осуществления оболочечные боковины 28 могут представлять собой гибконапряженный излучатель класса V. В некоторых вариантах осуществления размеры, набор используемых конструкционных материалов и форму оболочечных боковин 28 можно подбирать так, чтобы обеспечить коэффициент жесткости для вибраций в диапазоне приблизительно от 1 до 300 Гц, альтернативно, приблизительно от 5 до 100 Гц, когда морской сейсмической вибратор 10 погружают в воду, например, на глубину приблизительно от 1 до 375 м, более конкретно приблизительно от 1 до 100 м. Оболочечные боковины 28 могут быть соединены с концевыми балками 32. В изображенном варианте осуществления оболочечные боковины 28 могут быть гибко присоединены к концевым балкам 32 при помощи шарниров 38. Это гибкое соединение позволяет применять более жесткие оболочечные боковины 28, сохраняя при этом низкую резонансную частоту. Если бы оболочечные боковины 28 были непосредственно соединены с концевыми балками 32, оболочечные боковины 28 пришлось бы выполнять менее жесткими, чтобы получить такую же резонансную частоту.
Оболочечные боковины 28 можно сделать более жесткими за счет включения ребер 30. Как показано на чертеже, ребра 30 могут располагаться с каждой стороны от средней линии оболочки для усиления выбранных участков боковин 28, оставляя среднюю линию более слабой. Иными словами, ребра 30 могут быть выполнены с возможностью усиления изгиба оболочечных боковин 28 по средней линии. Ребра 30 могут располагаться поперек средней линии оболочечных боковин 28, причем средняя линия оболочечных боковин 28 проходит от верхней до нижней части оболочечных боковин 28. Количество и расположение ребер 30 можно выбирать в целях усиления определенных участков оболочечных боковин 28, тем самым заставляя оболочечные боковины 28 изгибаться по средней линии. Например, в конкретных вариантах осуществления с каждой стороны от средней линии могут располагаться одно или несколько ребер 30. В некоторых вариантах осуществления ребра 30 могут по отдельности иметь высоту Н в диапазоне приблизительно от 0,25 до 5 дюймов, ширину приблизительно от 1 до 20 дюймов и длину приблизительно от 1 дюйма до 1/4-1/2 ширины оболочки. Ребра могут быть полыми, заполненными или сплошными в зависимости от конкретного применения. Также могут подойти выпуклые или вогнутые ребра. Кроме того, ребра могут быть прикреплены к оболочечным боковинам 28 неразъемно или с возможностью съема. В одном из конкретных вариантов осуществления оболочечные боковины 28 и ребра 30 могут представлять собой цельную деталь.
Оболочечные боковины 28 удерживаются в своем первом резонансном режиме благодаря прикреплению ребер 30. Хотя показаны только ребра 30, на оболочечных боковинах 28 в целях получения усиленного участка и удержания боковин в первом резонансном режиме могут применяться и другие усиливающие элементы. Например, в варианте конструкции, заставляющем боковины 28 изгибаться в средней части, в состав боковин 28 могут быть включены металлический стержень, армирующие волокна или другой подходящий усиливающий элемент. В некоторых вариантах осуществления толщина боковин может регулироваться в целях усиления изгиба по средней линии, например, за счет получения более тонкого участка по средней линии. В некоторых вариантах осуществления оболочечные боковины 28 никогда не достигают своего второго резонансного режима, тем самым обеспечивая лучшую акустическую характеристику. В некоторых вариантах осуществления оболочечные боковины 28 могут содержать стеклотекстолит, обеспечивающий большую степень демпфирования по сравнению с углеродным волокном или сталью. Большая степень демпфирования позволяет создавать равномерный спектр.
Как, кроме того, показано на фиг. 3a, линейный привод 36 может устанавливаться по центру на установочном приспособлении 40. Установочное приспособление 40 должно быть способно удерживать линейный привод 36 на весу внутри оболочки 26. Хотя это не показано на чертеже, установочное приспособление 40 может быть присоединено к оболочке 26. Так, установочное приспособление 40 можно присоединить к концевым балкам 32, например, при помощи линейных подшипников. В некоторых вариантах осуществления линейный привод 36 может содержать электромагнитные детали, монтируемые на установочных приспособлениях. Например, линейный привод 36 может содержать первые электромагнитные детали 42, состоящие из постоянного магнитного материала, монтируемого на каждой стороне установочного приспособления 40. Хотя на фиг. 3 a изображены отдельные электромагнитные детали 42, следует понимать, что магнитные детали 42 линейного привода 36 могут быть объединенными. В качестве примера на фиг. 3b изображен линейный привод 36 для морского сейсмического вибратора, в котором электромагнитные детали 42 объединены. Снова обратившись к фиг. 3a отметим, что линейный привод 36 может содержать также пару задающих катушек 44, расположенных на противоположных
- 5 031795 сторонах установочного приспособления 40. Задающие катушки 44 могут быть присоединены к соответствующим пружинным элементам 46. Задающие катушки 44 могут проходить от передаточных элементов 46 в зазоры в первых электромагнитных деталях 42. При прохождении тока через задающие катушки 44 создается магнитное поле. Магнитное поле может взаимодействовать с полем первых магнитных деталей 42, состоящих из постоянного магнитного материала, и вызывать относительное перемещение деталей. Результирующая сила для одной из задающих катушек 44 может быть выражена следующей формулой:
F = 11 В (Выражение 11) где I - ток в конкретной задающей катушке 44, l - длина проводника в задающей катушке 44, а B магнитная индукция. В зависимости от требуемой силы можно изменять размер электромагнитного привода или количество приводов на каждом из пружинных элементов 46. Передаточный элемент можно использовать для передачи усилия от линейного привода 36 к пружинным элементам 46. Вдоль оси установочного приспособления 40 по меньшей мере с одним линейным приводом 36 можно также использовать несколько передаточных элементов. Это, однако, предпочтительно, если сумма усилий с каждой стороны установочного приспособления 40 симметрична относительно оси рамы в целях минимизации напряжения конструкции. В варианте осуществления, показанном на фиг. 3, преимущество также обеспечивается, если результирующая сила представляет собой вектор, перпендикулярный основной оси оболочечных боковин 28.
Изображенный вариант осуществления содержит также пружинные элементы 46. Как показано на чертеже, пружинные элементы 46 могут располагаться внутри оболочки 26. Пружинные элементы 46, как правило, выполняют две функции. Одна из них заключается в преобразовании изменений длины линейного привода 36 в перемещение оболочки 26. Вторая функция заключается в формировании резонансной системы для более эффективной генерации акустической волны в морской среде. На фиг. 3 показан вариант осуществления, в котором пружинные элементы 46 могут иметь слегка дугообразную форму. В различных вариантах осуществления пружинные элементы 46 могут иметь форму гибких пластин, штырей, стержней или планок, например, и могут предпочтительно быть прикреплены к крепежным устройствам 48 с возможностью вращения. Расстояние от центральной части пружинных элементов 46 до оси между крепежными устройствами 48 может быть существенно меньше, чем расстояние от центральной части до крепежных устройств 48. Таким образом, обеспечивается передача, при которой большое перемещение задающих катушек 44 на пружинных элементах 46, но при относительно небольшом усилии, приводит к небольшому перемещению крепежных устройств 48, но с соответствующим большим усилием. В различных вариантах осуществления эта передача может зависеть от кривизны пружинных элементов 46. Крепежные устройства 48 в изображенных вариантах осуществления показаны в виде балок, но пружинные элементы 46 могут также крепиться непосредственно к оболочке 26. В различных вариантах осуществления оболочка 26 может быть эллиптической, как показано на фиг. 3. Когда крепежные устройства 48 втягиваются внутрь пружинными элементами 46, эллипс может расширяться, создавая волну давления в окружающей среде. Таким образом, перемещения линейного привода 36 распространяются в наружном направлении и приводят к возникновению акустических волн в воде. Изменяя эксцентриситет эллипса и скорость передачи в линейном приводе 36, можно адаптировать варианты осуществления к различным ситуациям. Следует понимать, что настоящее изобретение не ограничивается конкретной конфигурацией, показанной на фиг. 3, и что в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения могут использоваться и другие конфигурации морского сейсмического вибратора 10. В качестве примера крепежные устройства 48 могут крепиться непосредственно к поршням (не показаны), у которых относительно большое перемещение задающих катушек 44 должно обеспечивать небольшое перемещение поршней. В этом примере установочное приспособление 40 может также, по меньшей мере частично, выступать за пределы пружинных элементов 46, чтобы первые электромагнитные детали 42 могли располагаться за пределами задающих катушек 44.
Дополнительные детали примера реализации морского сейсмического вибратора 10 будут теперь раскрыты со ссылкой на фиг. 4 и 5. Как показано на чертеже, морской сейсмический вибратор 10 может содержать линейный привод 36. Первые магнитные детали 42 линейного привода 36 показаны на фиг. 4, но скрыты из виду на фиг. 5. Одна из пар задающих катушек 44 линейного привода 36 показана на фиг. 4 и 5. Другая из задающих катушек 44 на изображенных вариантах осуществления скрыта из виду. Пружинный элемент 46 изображен также на фиг. 5, но исключен на фиг. 4, чтобы яснее показать линейный привод 36. Противоположные концы пружинного элемента 46 могут быть присоединены к внутренним шарнирам 50 на концевых балках 32, обеспечивая возможность, например, сжатия передаточного элемента 46. Концевые балки 32 могут быть присоединены к установочному приспособлению 40. Как упоминалось выше, установочное приспособление 40 может предусматриваться для удержания линейного привода 36 на весу внутри оболочки 26 (например, показанной на фиг. 3). В полностью собранном состоянии второй пружинный элемент (не показан), который может содержать, по существу, зеркальное отражение пружинного компонента 46, может шарнирно соединяться внутренними шарнирами 50, завершая внутреннюю оболочку, окружающую линейный привод 36. Шарнирное соединение между концевыми балками 32 и пружинным элементом 46 в некоторых вариантах осуществления действует таким
- 6 031795 образом, чтобы поддерживать резонансную частоту для пружинного элемента 46 в пределах сейсмического диапазона частот, не ограничивая прочности пружинного элемента 46. Иными словами, если бы пружинный элемент 46 был непосредственно присоединен к концевым балкам 32, пружинный элемент 46 пришлось бы делать менее жестким, чтобы обеспечить низкую резонансную частоту. Хотя и не изображенная на фиг. 4, оболочка 26 (например, показанная на фиг. 2 и 3) обычно окружает внутреннюю оболочку, образованную пружинным элементом 46. Хотя на фиг. 3 пружинный элемент 46 изображен в виде изогнутой пластины, передаточные элементы других форм, включая выпуклую, вогнутую, плоскую, полуэллиптическую или их комбинации, также могут использоваться в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. Пружинный элемент 46 может состоять из пружинной стали, бериллиево-медного сплава, армированного стеклопластика, углепластика или другого подходящего гибкого пружинного материала. Подходящие гибкие пружинные материалы могут иметь высокий предел текучести и не испытывать постоянную деформацию под действием линейного привода 36. В некоторых вариантах осуществления пружинный элемент 46 может представлять собой гибконапряженный излучатель класса V. В некоторых вариантах осуществления размеры, набор используемых конструкционных материалов и форму пружинного элемента 46 можно подбирать так, чтобы обеспечить коэффициент жесткости для вибраций в диапазоне приблизительно от 1 до 300 Гц, альтернативно, приблизительно от 5 до 100 Гц, когда морской сейсмической вибратор 10 погружают в воду. Кроме того, пружинный элемент 46 должен быть выполнен, например, с возможностью обеспечения дополнительной резонансной частоты, помимо частоты, генерируемой оболочкой 26 (например, показанной на фиг. 2 и 3).
Как описано выше, морской сейсмический вибратор 10 может иметь по меньшей мере две резонансные частоты в сейсмическом диапазоне частот, как правило, в диапазоне приблизительно между 1 и 300 Гц. Первая резонансная частота может возникнуть в результате взаимодействия оболочки 26 с эквивалентной массой жидкости, например водоемом, в котором может быть расположен сейсмический вибратор. Оболочку 26 можно сделать жестче для получения более низкой резонансной частоты. Вторая резонансная частота может возникнуть в результате взаимодействия пружинного элемента 46 с линейным приводом 36. Две эти резонансные частоты можно выбирать независимо, обеспечивая большую степень гибкости при оптимизации характеристик. В некоторых вариантах осуществления первая резонансная частота может находиться в двухоктавной полосе нижнего конца сейсмического диапазона частот и, альтернативно, в однооктавной полосе. В некоторых вариантах осуществления вторая резонансная частота может находиться в четырехоктавной полосе первой резонансной частоты и, альтернативно, в трехоктавной полосе. Например, если предположить, что сейсмический диапазон частот составляет от 5 до 25 Гц, первая резонансная частота может быть равной 7 Гц, при этом вторая резонансная частота может быть равной 22 Гц. Высокой эффективности можно достичь при использовании двух резонансных частот, разделенных в исследуемом частотном диапазоне.
В зависимости от требующейся акустической мощности в некоторых вариантах осуществления может оказаться желательным использовать комплект морских сейсмических вибраторов 10, представляющих собой источники с оболочкой гибконапряженного типа, такие как вибраторы, изображенные на фиг. 2-4. Например, два или несколько морских сейсмических вибраторов 10 (например, комплект 68, содержащий низкочастотные морские сейсмические вибраторы 10а и высокочастотные морские сейсмические вибраторы 10b на фиг. 12) могут использоваться одновременно или даже синхронно. Как будет понятно среднему специалисту в данной области техники благодаря раскрытому здесь изобретению, волна, излучаемая комплектом, достигала бы формаций, расположенных ниже подошвы водного слоя, как если бы исходила из точечного источника, когда комплект имеет размеры порядка 30 м или меньше. Комплект 68 морских сейсмических вибраторов 10 может содержать один или несколько низкочастотных морских сейсмических вибраторов 10а, например, работающих в диапазоне приблизительно от 5 до 25 Гц, и один или несколько высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b, работающих в диапазоне приблизительно от 25 до 100 Гц. В некоторых вариантах осуществления каждый из одного или нескольких низкочастотных морских сейсмических вибраторов 10а и одного или нескольких высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b может иметь по две резонансные частоты. В одном из конкретных вариантов осуществления комплект 68 морских сейсмических вибраторов может содержать четыре низкочастотных морских сейсмических вибратора 10а, работающих в диапазоне приблизительно от 5 до 25 Гц, и восемь высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b, работающих в диапазоне приблизительно от 25 до 100 Гц. На частотах приблизительно между 100 и 105 Гц можно ожидать уменьшения сейсмического сигнала приблизительно на 3 дБ. Высокая мощность может вырабатываться при использовании двух или нескольких морских сейсмических вибраторов 10, работающих в сейсмическом диапазоне частот. В некоторых вариантах осуществления один или несколько дополнительных морских сейсмических вибраторов 10 могут работать приблизительно между 100 и 200 Гц. Для покрытия этого более высокого частотного диапазона может использоваться, например, морской сейсмический вибратор 10 меньшего размера.
Для прогнозирования акустической характеристики исходя из конфигураций морских сейсмических вибраторов могут применяться математические модели. В некоторых вариантах осуществления математические модели могут использоваться для прогнозирования акустической характеристики, с целями 190
- 7 031795 дБ в диапазоне от 5 до 10 Гц и 200 дБ в диапазоне от 10 до 100 Гц. Корректировки математических моделей могут включать в себя, например, небольшое уменьшение коэффициента жесткости для низкочастотного морского сейсмического вибратора, чтобы соответствовать цели при 5 Гц (резонансная частота изменяется с 8 до 7 Гц) и небольшое увеличение коэффициента жесткости пружинного элемента 46 высокочастотного источника для повышения второй резонансной частоты до 90 Гц, например. Для поддержания амплитуды вибраций оболочки 26 в том же диапазоне можно увеличить физические размеры источников. Это может помочь снизить или, потенциально, исключить возможные проблемы усталости.
Соответственно, в вариантах осуществления может применяться следующая математическая модель. В этой модели может применяться эквивалентная схема для вычисления акустической характеристики. Модель может иметь следующие входные параметры: 1) геометрические характеристики морского сейсмического вибратора 10, включая большую ось оболочки 26, малую ось оболочки 26, длину оболочки 26, коэффициент жесткости оболочки 26, коэффициент жесткости пружинного элемента 46; 2) сила, развиваемая линейным приводом 36; 3) массы, такие как большая ось центра массы оболочки 26, малая ось центра массы оболочки 26, масса пружинного элемента 46 и масса задающих катушек 44; и 4) коэффициент трансформации оболочки 26 и пружинного элемента 46.
Радиус эквивалентного поршня может быть вычислен для оболочки 26 по оси х и оси у ах (Выражение 12) где ax - радиус эквивалентного поршня по оси х, Sx - площадь поверхности в направлении х, ay радиус эквивалентного поршня по оси y и Sy - площадь поверхности в направлении у.
Исходя из этих значений, эквивалентную массу жидкости и сопротивление излучения в направлениях х и у можно вычислить следующим образом:
(Выражение 13)
А7 2 4 гх =--со · тг · ах
2-с
(Выражение 14) (Выражение 15) (Выражение 16) где rx - сопротивление излучения в направлении х, ρ - плотность воды, ω - круговая частота, ax радиус эквивалентного поршня для оболочки 26 по оси х, ry - сопротивление излучения в направлении y, ay - радиус эквивалентного поршня для оболочки 26 по оси y, mx - эквивалентная жидкая масса в направлении х, а my - эквивалентная жидкая масса в направлении у.
Исходя из этих значений, полный импеданс морского сейсмического вибратора 10 можно вычислить следующим образом:
Z -гу + гэ-шу· j+ty-mj - j н---(- j)+T2 -(rx + ry-mx· j + бУ-т2 · j) ω
(Выражение 17), где Z - полный импеданс, ry - сопротивление излучения в направлении y, ω - круговая частота, my эквивалентная масса жидкости в направлении y, j - мнимое число, m1 - масса источника в направлении y, K - коэффициент жесткости для оболочки 26, T - коэффициент трансформации для оболочки 26, rx - сопротивление излучения в направлении х, mx - эквивалентная масса жидкости в направлении х, m2 - масса источника в направлении х.
Первая резонансная частота fr морского сейсмического вибратора 10 может возникать, когда
4-К /7-^11^+2 -my+ Т2 (mx + m2) (Выражение 18) где K - коэффициент жесткости для оболочки 26, m1 - масса источника в направлении y, my - эквивалентная масса жидкости в направлении y, T - коэффициент трансформации для оболочки 26, mx - эквивалентная масса жидкости в направлении x, m2 - масса источника в направлении x.
Импеданс Z и достижимая амплитуда усилия Fmax могут ограничивать скорость Vo оболочки 26
(Выражение 19)
- 8 031795
При этом выходной уровень мощности Р источника, морского сейсмического вибратора 10, можно вычислить по следующей формуле:
+ 9·ехр (f - f \ spring _ element
I (f γ spring _ element
I 4 J (Выражение 20), где T - коэффициент трансформации для оболочки 26, rx - сопротивление излучения в направлении х, V - скорость оболочки, f - частота, fr - первая резонансная частота в оболочке 26 и fspring_element - вторая резонансная частота в пружинном элементе 46.
Второй член выражения для выходного уровня источника относится к резонансу оболочки 26, а третий член обусловлен второй резонансной частотой в пружинном элементе 46, соединенном с задающими катушками 44.
Следует понимать, что варианты осуществления модели можно настраивать для согласования с несколькими различными источниками, имеющими разные размеры, частоты и т.д. В различных вариантах осуществления доминирующими параметрами могут быть эквивалентная масса жидкости, воздействующая на оболочку 26, и коэффициент жесткости для оболочки 26. Например, как правило, чем меньше источник, тем меньше масса и ниже коэффициент жесткости.
На фиг. 6 и 7 изображены частотные модели, представляющие первый и второй вид колебаний морского сейсмического вибратора 10 в соответствии с примерами осуществления. Как описано выше, морской сейсмический вибратор 10 может содержать пружинный элемент 46, присоединенный к концевой балке 32 внутренними шарнирами 50. Морской сейсмический вибратор 10 может также содержать внешнюю боковину 28, присоединенную к концевым балкам 32 шарнирами 38. Внешняя боковина 28 может содержать ребра 30. На фиг. 6 показан первый вид колебаний или первый резонансный режим для пружинного элемента 46. На фиг. 7 показан второй вид колебаний или второй резонансный режим для пружинного элемента 46. Как лучше всего видно на фиг. 7, пружинный элемент 46 находится не в фазе с внешней боковиной 28. Пружинный элемент 46 со свободными концами может иметь частоты, получаемые из следующего выражения:
Fn = J-| [3.0112, 52, 72,(2п + I)2] (Выражение 21), где F - частота, K - радиус инерции, L - длина пружинного элемента 46, Е - модуль упругости и ρ плотность.
На фиг. 8 показаны результаты моделирования методом конечных элементов пары морских сейсмических вибраторов 10, обозначенных как низкочастотный морской сейсмический вибратор 10а и высокочастотный морской сейсмический вибратор 10b. Как показано на чертеже, низкочастотный морской сейсмический вибратор 10а имеет первую резонансную частоту 52а, обусловленную взаимодействием оболочки 26 с эквивалентной массой жидкости, и вторую резонансную частоту 54а, обусловленную взаимодействием пружинных элементов 36 с линейным приводом 36. Как, кроме того, показано на чертеже, высокочастотный морской сейсмический вибратор 10b имеет первую резонансную частоту 52b, обусловленную взаимодействием оболочки 26 с эквивалентной массой жидкости, и вторую резонансную частоту 54b, обусловленную взаимодействием пружинных элементов 36 с линейным приводом 36. Как показано на фиг. 9 и 10, варианты осуществления низкочастотного морского сейсмического вибратора 10а (фиг. 9) и высокочастотного морского сейсмического вибратора 10b (фиг. 10) могут иметь однозначно равномерную частотную характеристику.
Обратимся теперь к фиг. 11, на котором буксировочное устройства для морского сейсмического вибратора 10 показано более подробно в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. В некоторых вариантах осуществления морской сейсмический вибратор 10 может буксироваться со скоростью приблизительно до 5 узлов или даже большей. При глубине воды меньшей чем 2 м непрерывное буксирование может оказаться невозможным, при этом можно использовать статические (стопход) систему спуска и приемы работы. Морской сейсмический вибратор 10 может быть присоединен к плавучему устройству 56 одним или несколькими подвесными канатами, такими как удерживающий трос 58 и подъемный трос 60. В некоторых вариантах осуществления к морскому сейсмическому вибратору 10 могут добавляться пластины, например, для повышения устойчивости. Удерживающий трос 58 можно выбирать таким образом, чтобы морской сейсмический вибратор 10 мог работать на выбранной глубине в водоеме 6. В некоторых вариантах осуществления глубина может достигать приблизительно от 1 до 150 м и, альтернативно, приблизительно от 1 до 50 м. В альтернативных вариантах осуществления глубина может достигать по меньшей мере приблизительно 1 м, по меньшей мере приблизительно 15 м, по меньшей мере приблизительно 150 м или больших значений. В некоторых вариантах осуществления морской сейсмический вибратор 10 может быть вибратором с компенсированным давлением, чтобы
- 9 031795 внутреннее давление можно было поддерживать равным внешнему давлению. При работах на мелководье предел глубины воды может определяться только размером оболочки 26 (например, показанной на фиг. 2 и 3).
Подъемный трос 60 можно использовать для подъема морского сейсмического вибратора 10 при необходимости отрегулировать его глубину в водоеме 6 или при извлечении или спуске. Примеры способов для регулирования глубины морского сейсмического вибратора 10 раскрыты более подробно в патентной публикации США № 2011/0158045, содержание которой включено в настоящую заявку посредством ссылки. Как показано на чертеже, на морском сейсмическом вибраторе 10 может быть установлен подъемный блок 62, способствующий выполнению этой регулировки при помощи подъемного троса 60. Плавучее устройство 56 может использоваться, чтобы поддерживать морской сейсмический вибратор 10 в водоеме 6. Как показано на чертеже, буксировочный канат 62 или другой подходящий трос может присоединяться к плавучему устройству 56, например, для передачи буксировочного усилия к сейсморазведочному судну 4 (например, показанному на фиг. 1). Кабель 64 может идти от буксировочного каната 62 к морскому сейсмическому вибратору 10 для содействия при позиционировании в водоеме 6. Отдельная сигнальная линия 66 может также использоваться для передачи сигналов и(или) питания морскому сейсмическому вибратору 10, например. Следует отметить, что схема буксировки, показанная на фиг. 11, является просто иллюстративной и не ограничивает объем настоящего изобретения. В соответствии с другими вариантами осуществления настоящего изобретения могут применяться и другие схемы буксировки.
Как упоминалось выше, комплект морских сейсмических вибраторов 10, показанных на фиг. 2-4, например, может использоваться в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. На фиг. 12 изображен комплект 68 морских сейсмических вибраторов 10, буксируемых в водоеме 6. В представленном варианте осуществления морские сейсмические вибраторы 10 обозначены как низкочастотные морские сейсмические вибраторы 10а и высокочастотные морские сейсмические вибраторы 10b. Низкочастотные морские сейсмические вибраторы 10а могут работать, например, в диапазоне приблизительно от 5 до 25 Гц, а высокочастотные морские сейсмические вибраторы 10b могут работать в диапазоне приблизительно от 25 до 100 Гц. В некоторых вариантах осуществления низкочастотные и высокочастотные морские сейсмические вибраторы 10а, 10b могут работать синхронно. Так, низкочастотные и высокочастотные морские сейсмические вибраторы 10а, 10b могут работать одновременно, например, при помощи ортогональных сигналов, использующих свойства взаимной корреляции, таких как псевдошумовые сигналы. Корреляционный шум может быть низким, поскольку низкочастотные и высокочастотные морские сейсмические вибраторы 10а, 10b используют различные частоты. Как показано на чертеже, комплект 68 может содержать три подгруппы, каждая из которых содержит четыре низкочастотных или высокочастотных морских сейсмических вибратора 10а или 10b. В изображенном варианте осуществления имеются две наружные подгруппы, содержащие по четыре высокочастотных морских сейсмических вибратора 10b, и внутренняя подгруппа, содержащая четыре низкочастотных морских сейсмических вибратора 10а. Подгруппы могут быть разделены расстоянием приблизительно от 2 до 30 м, например приблизительно от 8 до 10 м. Низкочастотные морские сейсмические вибраторы 10а могут буксироваться на глубине приблизительно от 1 до 75 м и, альтернативно, на глубине приблизительно 25 м. Высокочастотные морские сейсмические вибраторы 10b могут буксироваться на глубине приблизительно от 1 до 25 м и, альтернативно, на глубине приблизительно 8 м. Буксирование низкочастотных и высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10а, 10b на выбранной глубине позволяет создавать комплект, свободный от волн-спутников, при этом выбранная глубина может называться оптимальной глубиной. Использование отраженной от поверхности волны-спутника позволяет получить дополнительное усиление 6 дБ.
Дополнительное усиление 6 дБ может быть получено, когда глубина соответствует четверти генерируемой длины волны.
Варианты осуществления могут включать в себя использование нелинейного свип-сигнала с целью усиления выходной мощности для конкретного диапазона частот, или увеличения количества морских сейсмических вибраторов 10, чтобы избежать диапазонов частот, в которых амплитудно-частотный спектр находится ниже заданного значения. Амплитудные кривые для отдельных блоков можно выразить в уровнях звукового давления УЗД (SPL) без волны-спутника. УЗД относится к уровню звуковой волны при конкретной частоте. Чтобы сравнить его с амплитудно-частотным спектром комплекта пневмопушек, можно применить следующий анализ:
- 10 031795
Амплитудно-частотный спектр = УЗД - 101од(диапазон частот).
(Выражение 22)
Соответственно, для низкочастотных морских сейсмических вибраторов 10а с диапазоном частот от 5 Гц до 22 Гц справедливо следующее:
Амплитудно-частотный спектр = УЗД - 101од(17) = УЗД - 12,3 дБ (Выражение 23)
Для свип-сигнала длительностью 5 секунд усиление на 3 дБ происходит каждый раз при удвоении длительности (начиная с 1 с), обеспечивая следующий результат:
Амплитудно-частотный спектр = УЗД - 12,3 дБ + 7 дБ = УЗД - 5,3 дБ (Выражение 24)
Предполагая, что выходная мощность удваивается при 6 дБ каждый раз при удвоении количества морских сейсмических вибраторов 10, для низкочастотных морских сейсмических вибраторов 10а (4 источника) можно получить усиление на 12 дБ. При этом для комплекта низкочастотных морских сейсмических вибраторов 10а может быть получен следующий амплитудно-частотный спектр:
Амплитудно-частотный спектр (дБ/кВ. корень Гц) = УЗД + 6,7 дБ (Выражение 25)
Поскольку низкочастотные и высокочастотные морские сейсмические вибраторы 10а, 10b могут работать одновременно, но в разных частотных диапазонах, раскрытые выше способы могут быть применены и для высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b. Соответственно, для высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b с диапазоном частот от 22 до 105 Гц справедливо следующее:
Амплитудно-частотный спектр = УЗД - 101од(83) = УЗД - 19 дБ (Выражение 26)
Для свип-сигнала длительностью 5 с усиление на 3 дБ происходит каждый раз при удвоении длительности (начиная с 1 с), обеспечивая следующий результат:
Амплитудно-частотный спектр = УЗД - 19 дБ + 7 дБ = УЗД - 12 дБ (Выражение 27)
Предполагая, что выходная мощность удваивается при 6 дБ каждый раз при удвоении количества высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b, для высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b (8 источника) можно получить усиление на 18 дБ. При этом для комплекта высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b может быть получен следующий амплитудно-частотный спектр:
Амплитудно-частотный спектр (дБ/кВ. корень Гц) = УЗД + 6 дБ (Выражение 28)
Каждый свип-сигнал может коррелировать индивидуально и суммироваться в целях получения корреляционного пика для комплекта.
В вариантах осуществления высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b может происходить спад выше 100 Гц и иметь место провал в районе 150 Гц. Соответственно, расширение полосы частот высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b до 200 Гц может привести к снижению КПД высокочастотных морских сейсмических вибраторов 10b и потере энергии. Если комплект должен охватывать диапазон приблизительно от 5 до 200 Гц, варианты осуществления могут также содержать источник меньшего размера в целях охвата полосы частот приблизительно от 100 до 200 Гц. Источник меньшего размера можно при этом буксировать, например, на глубине приблизительно от 2 до 3 м, чтобы воспользоваться отраженной от поверхности волной-спутником. Например, размер такого источника может быть весьма небольшим по сравнению с низкочастотными и высокочастотными морскими сейсмическими вибраторами 10а, 10b, раскрытыми выше. В некоторых вариантах осуществления небольшой источник может иметь ширину 0,55 м, высоту 0,6 м и толщину 0,22 м. Варианты осуществления, где применяются три различных источника для диапазона частот приблизительно от 5 до 200 Гц, могут обеспечивать дополнительные преимущества в отношении как стоимости, так и эффективности.
В некоторых вариантах осуществления морскими сейсмическими вибраторами 10 можно управлять в поперечном направлении. Например, при выполнении некоторых операций может оказаться целесообразным воспроизвести положение источника, соответствующее предыдущей съемке. На фиг. 13 представлен пример рулевого управления для одного или нескольких комплектов 68 морских сейсмических вибраторов 10. Как показано на чертеже, один или несколько комплектов 68 морских сейсмических вибраторов 10 может буксироваться сейсморазведочным судном 4. На фиг. 13 показано плавучее устройство 56, при этом структура самих морских сейсмических вибраторов 10 скрыта из вида под поверхностью водоема 6. Как показано на чертеже, поперечным перемещением морских сейсмических вибраторов 10
- 11 031795 можно управлять при помощи одного или нескольких отклонителей 70, которые могут быть присоединены к одному или нескольким комплектам 68. Отклонители 70 могут представлять собой параван, дверь, другое подходящее устройство для обеспечения поперечного усилия для одного или нескольких комплектов 68. Отклонители 70 могут быть выполнены с возможностью создания поперечной составляющей силы при буксировании в воде 6 сейсморазведочным судном 4 при этом в соответствии с настоящими вариантами осуществления поперечная составляющая может быть регулируемой или управляемой. Поперечная составляющая движения каждого отклонителя 70 может быть направлена противоположно поперечной составляющей другого отклонителя 70 и, в целом, в наружном направлении относительно продольной оси симметрии судна 4. Объединенная поперечная составляющая движения отклонителей 70 может отдалять отклонители 70 друг от друга до тех пор, пока это не приведет к натяжению одного или нескольких распределительных канатов или тросов 72, функционально соединенных концами между отклонителями 70. Специалисту понятно, что фактический поперечный интервал между морскими сейсмическими вибраторами 10 может быть связан с натяжением распределительных канатов или тросов 72. В одном из аспектов изобретения предусмотрена возможность руления отклонителями 70 с целью приложения регулируемой поперечной силы, позволяющей управлять распределительными канатами 72, и(или) возможность регулирования поперечного положения морских сейсмических вибраторов относительно сейсморазведочного судна 4.
Размеры морских сейсмических вибраторов 10 можно изменять в соответствии с требованиями конкретного применения. Например, морские сейсмические вибраторы 10 (или источник меньшего размера, обсуждавшийся выше) могут иметь следующие размеры оболочки 26: 1) ширина в пределах приблизительно от 0,5 до 4 м, 2) толщина в пределах приблизительно от 0,2 до 3 м и 3) высота в пределах приблизительно от 0,5 до 4 м. В конкретных вариантах осуществления низкочастотные морские сейсмические вибраторы 10а могут иметь следующие размеры оболочки 26: 1) ширина 1,50 м, 2) толщина 0,60 м и 3) высота 1,70 м. В конкретных вариантах осуществления высокочастотные морские сейсмические вибраторы 10b могут иметь следующие размеры оболочки 26: 1) ширина 0,95 м, 2) толщина 0,40 м и 3) высота 1,10 м. Вариант осуществления морских сейсмических вибраторов 10 может иметь вес в пределах приблизительно от 100 до 10000 кг. В конкретных вариантах осуществления низкочастотные морские сейсмические вибраторы 10а могут иметь вес в воздухе приблизительно 1600 кг, при этом высокочастотные морские сейсмические вибраторы 10b могут иметь вес в воздухе приблизительно 750 кг. В некоторых вариантах осуществления морские сейсмические вибраторы 10 могут быть нейтрально-плавучими в водоеме 6.
Пример осуществления для управления одним или несколькими морскими сейсмическими вибраторами 10 представлен на фиг. 14. Как показано на чертеже, при управлении морским сейсмическим вибратором 10 могут использоваться погруженная в воду система 74 и бортовая система 76. Бортовая система 76 может быть частью записывающей системы 8, показанной на фиг. 1, например. Бортовая система 76 и подводная система 74 могут быть присоединены к возбуждающему кабелю 18. Возбуждающий кабель 18 может содержать электрические проводники (не показанные отдельно) для передачи электрического тока от бортовой системы 76 к подводной системе 74. Возбуждающий кабель 18 может также содержать сигнальные кабели или волокна для передачи сигналов на и(или) от подводной системы 74 к бортовой системе 76. Возбуждающий кабель 18 может также содержать трубки для подачи воздуха к морским сейсмическим вибраторам 10 от бортовой системы 76 для компенсации давления, например.
Как показано на чертеже, подводная система 74 может содержать один или несколько морских сейсмических вибраторов 10. Морской сейсмический вибратор 10 может содержать контроллер 78, представляющий собой, например, контроллер на основе микропроцессора, программируемый логический контроллер или аналогичное устройство. Контроллер 78 может быть присоединен к возбуждающему кабелю 18 для приема и(или) передачи сигналов к и(или) от бортовой системы 76. Контроллер 78 может, помимо прочих, принимать, например, сигналы гидрофонов в ближней зоне поля, температуры, внутреннего давления и внешнего давления, которые затем могут передаваться бортовой системе 76 в целях контроля качества. От бортовой системы 76 контроллер 78 может получать последовательность возбуждающих сигналов, например. Морской сейсмический вибратор 10 может также содержать электропривод 80, используемый для генерации сейсмической волны. Электропривод 80 может быть подключен к модулятору 82 мощности. Модулятор 82 мощности может получать мощность постоянного тока от бортовой системы 76. С выхода модулятора 82 мощности модулированную мощность тока может подавать на электропривод 80. Подводная система 74 может также содержать датчик 84 ближней зоны поля, в качестве которого может использоваться традиционный сейсмический датчик, такой как гидрофоны, геофоны, датчики скорости частиц, датчики смещения частиц, датчики ускорения частиц или датчики градиента давления, например. Датчик 84 ближней зоны поля может быть расположен так, чтобы регистрировать сигнатуру (форму импульса) источника - соседнего морского сейсмического вибратора 10. В некоторых вариантах осуществления сигнатура источника может комбинироваться с сигнатурами источников, регистрируемых другими датчиками 84 ближней зоны поля в комплекте сейсмических источников (например, комплект 68, показанный на фиг. 12). Сенсорная электроника 86 для датчика 84 ближней зоны поля может располагаться на соседнем морском сейсмическом вибраторе 10. В состав сенсорной электроники
- 12 031795 могут входить, например, акселерометр, датчики температуры и другие подобные устройства. Морской сейсмический вибратор 10 может также содержать дополнительные электронные устройства, такие как датчики 88 давления для компенсации давления и датчики 90 температуры для системы охлаждения. Датчики 88 давления можно использовать для измерения как внутреннего, так и внешнего давления. Как более подробно обсуждается ниже, датчики 88 давления можно использовать для компенсации давления таким образом, чтобы внутреннее давление морского сейсмического вибратора 10 было, по существу, таким же, как внешнее давление воды. Датчики 90 температуры можно использовать с системой охлаждения (не показана), например, в целях контроля температуры вибратора и предотвращения перегрева. К морскому сейсмическому вибратору 10 может быть подключено манипуляционное устройство 92, содержащее поплавки и систему для изменения глубины и(или) поперечного положения морского сейсмического вибратора 10, например, подъемные блоки, канаты, кабели, отклонители и(или) другие подобные устройства.
Как показано на чертеже, бортовая система 76 может быть подключена к подводной системе 74 при помощи возбуждающего кабеля 18. Бортовая система 76 может содержать источник 94 питания. Источник 94 питания может, например, снабжать подводную систему 74 мощностью постоянного тока. В некоторых вариантах осуществления источник 94 питания для бортовой системы 76 может быть подключен к системе 96 электропитания судна. В некоторых вариантах осуществления источник питания может быть частью подводной системы 74, в дополнение или вместо источника 94 питания бортовой системы 76. Бортовая система 76 может также содержать управляющую систему 98. Управляющая система 98 может генерировать и передавать управляющие сигналы, такие как последовательность возбуждающих сигналов, подводной системе 74 для активации морского сейсмического вибратора 10. Управляющая система 98 может содержать, например, какой-либо контроллер на основе микропроцессора, программируемый логический контроллер или аналогичное устройство. Устройство 100 для подачи воздуха может быть подключено к управляющей системе 98, например, чтобы обеспечивать воздух для компенсации давления в морском сейсмическом вибраторе 10. В некоторых вариантах осуществления воздух может подаваться на морской сейсмический вибратор 10 при помощи присоединенного баллона со сжатым воздухом, а не отдельного устройства 100 для подачи воздуха. Как будет понятно среднему специалисту в данной области техники благодаря раскрытому здесь изобретению, устройство 100 для подачи воздуха может быть рассчитано на подачу выбранных газов в соответствии с конкретными условиями работы, такими как глубина или температура. Управляющая система 98 может быть подключена к пользовательскому интерфейсу 102 для морского сейсмического вибратора 10, содержащему монитор, клавиатуру или другое оборудование, позволяющее пользователю получать или вводить данные. Управляющая система 100 может также получать входные данные от навигационной системы 104. От навигационной системы 104 управляющая система 98 может, например, получать указание о моменте времени, когда следует запустить последовательность возбуждающих сигналов исходя из положения судна. Навигационная система 104 может формировать указание момента запуска на основе данных 106 о положении. Данные 106 о положении могут включать в себя текущее положение морского сейсмического вибратора 10 на основе данных глобальной системы позиционирования, акустических данных или информации, которая может быть получена от морского сейсмического вибратора 10, например. Навигационная система 104, например, может также использовать статистические данные 108, касающиеся местоположения источников и полученные в результате предыдущих съемок, для направления источников в требуемое положение с целью повторения съемки. Бортовая система 76 может также содержать записывающую систему 110 для записи возбуждающего сигнала и данных, полученных в ближней зоне. Возбуждающий сигнал и данные, полученные в ближней зоне, можно использовать для выполнения различных функций, в том числе для контроля качества. Отдельная записывающая система 112 может применяться для записи данных, генерируемых датчиком 84 ближней зоны поля, которые можно также использовать для контроля качества. Бортовая система 76 может дополнительно содержать систему 114 управления вибраторами, которая может включать управляющее устройство 116 и пользовательский интерфейс 118, например. Система 114 управления вибраторами может использоваться, например, с отклонителями 70, показанными на фиг.
13. Система 114 управления вибраторами может получать данные определения местоположения от навигационной системы 104, а также передавать данные об угле отклонителя и команды управления отклонителем манипуляционному устройству 92.
Как упоминалось выше, в различных вариантах осуществления морских сейсмических вибраторов 10 может применяться активная компенсация давления. Компенсацию давления можно использовать, например, для выравнивания внешнего и внутреннего давления. Как показано на фиг. 14, морские сейсмические вибраторы 10 могут содержать датчики 88 давления, позволяющие измерять внешнее давление воды и внутреннее давление внутри вибратора. На основе этих измерений можно определить перепад давления между водой и внутренним объемом вибратора. При опускании морского сейсмического вибратора 10 можно подавать воздух (или другие выбранные газы) в целях увеличения внутреннего давления. Воздух может поступать из устройства 100 для подачи воздуха, входящего в состав бортовой системы 76, или из присоединенного баллона со сжатым воздухом. При достижении требуемой глубины можно закрыть клапаны, чтобы предотвратить выход воздуха во время проведения операций. При необходи
- 13 031795 мости между свип-сигналами можно выполнять регулирование внутреннего давления. При извлечении морского сейсмического вибратора 10 избыточный воздух можно выпускать в воду.
Таким образом, настоящее изобретение хорошо подходит для выполнения задач и обеспечения преимуществ как упомянутых в данном описании, так и внутренне ему присущих. Раскрытые выше конкретные варианты осуществления даны лишь в целях иллюстрации, так как настоящее изобретение можно модифицировать и практически использовать различными, но эквивалентными способами, понятными специалистам, знакомым с идеями изобретения. Хотя в тексте обсуждаются отдельные варианты осуществления, изобретение охватывает все комбинации всех этих вариантов осуществления. Кроме того, на детали конструкции или схемы в настоящем описании не накладываются никакие ограничения, отличные от раскрытых ниже в пунктах формулы изобретения. Таким образом, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления можно изменять или модифицировать, и что все такие изменения рассматриваются в качестве соответствующих объему и существу настоящего изобретения. Все числа и диапазоны, раскрытые выше, могут отличаться на некоторую величину. В случае когда раскрывается некоторый диапазон числовых значений, имеющий нижний и верхний предел, любое число или любой вложенный диапазон является конкретно раскрытыми. Также термины, используемые в формуле изобретения, имеют обычное общеупотребительное значение, если иное прямо не предусмотрено и четко не определено обладателем патента. В случае какого-либо противоречия при использовании слова или термина в данном описании изобретения и одном или нескольких патентах или других документах, которые могут быть включены в настоящий документ посредством ссылки, для целей понимания настоящего изобретения следует принять определения, согласующиеся с данным описанием.

Claims (23)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Морской сейсмический вибратор, содержащий оболочку, имеющую коэффициент жесткости, подобранный для получения первой резонансной частоты в рабочем диапазоне частот от порядка 1 до порядка 300 Гц, причем эта оболочка содержит концевые балки и оболочечные боковины, присоединенные к концевым балкам, при этом один или более содержащих усиливающий жесткость элемент участков оболочечных боковин расположены с каждой стороны поперечно по меньшей мере одной из оболочечных боковин;
    привод, расположенный в оболочке и имеющий первый конец и второй конец;
    пружинный элемент, присоединенный к оболочке между первым концом и вторым концом привода, причем пружинный элемент имеет второй вид колебаний, обеспечивающий вторую резонансную частоту, отличную от первой резонансной частоты, в рабочем диапазоне частот.
  2. 2. Морской сейсмический вибратор по п.1, отличающийся тем, что оболочечные боковины шарнирно присоединены к концевым балкам.
  3. 3. Морской сейсмический вибратор по п.1, отличающийся тем, что указанные усиленные участки содержат выступающие ребра.
  4. 4. Морской сейсмический вибратор по п.1, отличающийся тем, что указанные усиленные участки обеспечивают удержание оболочечных боковин в пределах первого вида колебаний.
  5. 5. Морской сейсмический вибратор по п.1, отличающийся тем, что пружинный элемент шарнирно присоединен к концевым балкам.
  6. 6. Морской сейсмический вибратор по п.1, отличающийся тем, что первая резонансная частота морского сейсмического вибратора находится в двухоктавной полосе нижнего конца рабочего диапазона частот, при этом вторая резонансная частота морского сейсмического вибратора находится в четырехоктавной полосе первой резонансной частоты.
  7. 7. Морской сейсмический вибратор по п.1, отличающийся тем, что рабочий диапазон частот составляет от порядка 5 до порядка 100 Гц.
  8. 8. Комплект морских сейсмических вибраторов для сейсмического источника, содержащий один или более низкочастотных морских сейсмических вибраторов, причем каждый из числа одного или более низкочастотных морских сейсмических вибраторов содержит морской сейсмический вибратор по п.1, при этом указанные один или более низкочастотных морских сейсмических вибраторов выполнены с возможностью обеспечения первого рабочего диапазона частот от порядка 5 до порядка 25 Гц; и один или более морских сейсмических вибраторов более высокой частоты, причем каждый из числа этих одного или более вибраторов более высокой частоты выполнен с возможностью обеспечения второго рабочего диапазона частот от порядка 25 до порядка 100 Гц и содержит морской сейсмический вибратор по п.1.
  9. 9. Комплект по п.8, отличающийся тем, что усиленные участки оболочки указанного одного или более низкочастотных морских сейсмических вибраторов содержат выступающие ребра, и усиленные участки оболочки указанного одного или более морских сейсмических вибраторов более высокой частоты содержат выступающие ребра.
  10. 10. Комплект по п.8, отличающийся тем, что усиленные участки оболочки указанного одного или
    - 14 031795 более низкочастотных морских сейсмических вибраторов обеспечивают удержание соответствующих оболочечных боковин в пределах первого вида колебаний, и усиленные участки оболочки указанного одного или более морских сейсмических вибраторов более высокой частоты обеспечивают удержание соответствующих оболочечных боковин в пределах первого вида колебаний.
  11. 11. Комплект по п.8, отличающийся тем, что первая резонансная частота одного или более низкочастотных морских сейсмических вибраторов находится в двухоктавной полосе нижнего конца рабочего диапазона частот, при этом вторая резонансная частота одного или более низкочастотных морских сейсмических вибраторов находится в четырехоктавной полосе первой резонансной частоты.
  12. 12. Комплект по п.8, отличающийся тем, что дополнительно содержит один или более дополнительных морских сейсмических вибраторов, имеющих рабочую частоту в диапазоне от порядка 100 до порядка 200 Гц.
  13. 13. Комплект по п.8, отличающийся тем, что содержит четыре низкочастотных морских сейсмических вибратора и восемь морских сейсмических вибраторов более высокой частоты.
  14. 14. Комплект по п.8, отличающийся тем, что дополнительно содержит устройство для подачи воздуха, расположенное на сейсморазведочном судне, для подачи воздуха в целях компенсации давления в низкочастотных морских вибраторах и морских вибраторах более высокой частоты.
  15. 15. Способ сейсморазведки геологической среды, включающий следующие шаги:
    буксируют морской сейсмический вибратор по п.1 в водоеме;
    управляют морским сейсмическим вибратором в водоеме, причем оболочка обеспечивает первую резонансную частоту морского сейсмического вибратора, а пружинный элемент имеет второй вид колебаний, обеспечивающий вторую резонансную частоту морского сейсмического вибратора, при этом указанные усиленные участки вынуждают соответствующие оболочечные боковины изгибаться по средней линии;
    регистрируют сейсмические сигналы, излучаемые морским сейсмическим вибратором.
  16. 16. Способ по п.15, отличающийся тем, что один или более усиленных участков оболочечных боковин обеспечивают удержание оболочечных боковин в пределах первого вида колебаний.
  17. 17. Способ по п.15, отличающийся тем, что один или более усиленных участков содержат ребра.
  18. 18. Способ по п.15, отличающийся тем, что первая резонансная частота морского сейсмического вибратора находится в двухоктавной полосе нижнего конца рабочего диапазона частот, при этом вторая резонансная частота морского сейсмического вибратора находится в четырехоктавной полосе первой резонансной частоты.
  19. 19. Способ по п.15, отличающийся тем, что морской сейсмический вибратор функционирует в рабочем диапазоне частот от порядка 5 до порядка 100 Гц.
  20. 20. Способ по п.15, отличающийся тем, что шаг буксирования морского сейсмического вибратора содержит буксирование комплекта морских сейсмических вибраторов в водоеме, причем комплект содержит низкочастотные морские сейсмические вибраторы, имеющие первый рабочий диапазон частот от порядка 5 до порядка 25 Гц, и высокочастотные морские сейсмические вибраторы, имеющие второй рабочий диапазон частот от порядка 25 до порядка 100 Гц, при этом морской сейсмический вибратор является либо одним из низкочастотных морских сейсмических вибраторов, либо одним из высокочастотных морских сейсмических вибраторов.
  21. 21. Способ по п.20, отличающийся тем, что низкочастотные морские сейсмические вибраторы буксируют на глубине от порядка 1 до порядка 75 м, а также тем, что высокочастотные морские сейсмические вибраторы буксируют на глубине от порядка 1 до порядка 25 м.
  22. 22. Способ по п.20, отличающийся тем, что комплект содержит морской сейсмический вибратор, имеющий меньшие размеры, чем низкочастотные и высокочастотные морские сейсмические вибраторы, и позволяющий расширять рабочий диапазон частот комплекта до пределов от порядка 5 до порядка 200 Гц.
  23. 23. Способ по п.15, отличающийся тем, что дополнительно включает подачу воздуха с судна на морской сейсмический вибратор в целях компенсации внешнего давления воды.
    - 15 031795
EA201490218A 2013-02-08 2014-02-05 Морской сейсмический вибратор и способ сейсморазведки EA031795B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361762424P 2013-02-08 2013-02-08
US14/061,433 US10473803B2 (en) 2013-02-08 2013-10-23 Marine seismic vibrators and methods of use

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201490218A1 EA201490218A1 (ru) 2014-11-28
EA031795B1 true EA031795B1 (ru) 2019-02-28

Family

ID=50030190

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201490218A EA031795B1 (ru) 2013-02-08 2014-02-05 Морской сейсмический вибратор и способ сейсморазведки

Country Status (9)

Country Link
US (2) US10473803B2 (ru)
EP (1) EP2764929A3 (ru)
CN (1) CN103984008B (ru)
AU (1) AU2014200644B2 (ru)
BR (1) BR102014002776A2 (ru)
CA (1) CA2839206A1 (ru)
EA (1) EA031795B1 (ru)
MX (1) MX352349B (ru)
MY (1) MY181599A (ru)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9329292B2 (en) 2013-02-28 2016-05-03 Bp Corporation North America Inc. System and method for preventing cavitation in controlled-frequency marine seismic source arrays
US9857485B2 (en) * 2013-03-15 2018-01-02 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for marine survey acquisition
EA031052B1 (ru) 2013-09-27 2018-11-30 Бипи Корпорейшн Норд Америка Инк. Система и способ осуществления сейсмических исследований при помощи управляемого источника, использующего свип-сигналы максимальной мощности
BR112015029588A2 (pt) 2013-10-23 2019-10-08 Bp Corp North America Inc método para controle de freqüência de ressoador por realimentação ativa
US10310108B2 (en) * 2013-12-30 2019-06-04 Pgs Geophysical As Bow-shaped spring for marine vibrator
ES2961232T3 (es) 2014-01-21 2024-03-11 Bp Corp North America Inc Control operativo en una fuente sísmica
MX352757B (es) 2014-02-19 2017-12-07 Bp Corp North America Inc Fuente sísmica compacta para la adquisición sísmica de zumbido de baja frecuencia.
US9389327B2 (en) 2014-10-15 2016-07-12 Pgs Geophysical As Compliance chambers for marine vibrators
US10605934B2 (en) 2015-08-31 2020-03-31 Pgs Geophysical As Apparatus with thermal stress relief mechanism for heat generating coil and associated methods
US11402531B2 (en) * 2015-09-08 2022-08-02 Applied Physical Sciences Corp. Method of packaging and deploying marine vibrator
US10234585B2 (en) 2015-12-10 2019-03-19 Pgs Geophysical As Geophysical survey systems and related methods
US10222499B2 (en) 2016-01-11 2019-03-05 Pgs Geophysical As System and method of marine geophysical surveys with distributed seismic sources
US10451759B2 (en) 2016-04-15 2019-10-22 Pgs Geophysical As Control system for a marine vibrator
US10481286B2 (en) 2016-04-18 2019-11-19 Pgs Geophysical As Marine seismic vibrator for low frequency and methods of use
US10670760B2 (en) 2016-12-13 2020-06-02 Pgs Geophysical As Steerable marine geophysical source
US10718878B2 (en) * 2018-01-08 2020-07-21 Cgg Services Sas Method and system for hydrostatic balance control, based on pressure modelling, of a marine seismic vibrator
CN108919342B (zh) * 2018-04-04 2020-05-26 武汉光谷航天三江激光产业技术研究院有限公司 一种光纤地震检波器及制备方法
CN112666597B (zh) * 2019-10-16 2024-03-26 中国石油天然气集团有限公司 可控震源扫描方法和装置
CN112946748A (zh) * 2021-02-01 2021-06-11 南方科技大学 一种水下可控震源发生装置及方法
CN114089412B (zh) * 2021-11-05 2022-10-04 青岛海洋地质研究所 一种改进的气枪阵列声场三维空间分布定量评价方法
CN117492068B (zh) * 2023-12-27 2024-04-02 吉林大学 一种具有压力补偿功能的电动液压式海洋可控震源

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7551518B1 (en) * 2008-02-26 2009-06-23 Pgs Geophysical As Driving means for acoustic marine vibrator
EP2184619A2 (en) * 2008-11-07 2010-05-12 PGS Geophysical AS Method for optimizing energy output from a seismic vibrator array
US20100322028A1 (en) * 2009-06-23 2010-12-23 Pgs Geophysical As Control system for marine vibrators and seismic acquisition system using such control system
EP2284575A2 (en) * 2009-08-12 2011-02-16 PGS Geophysical AS Method for generating spread spectrum driver signals for a seismic vibrator array using multiple biphase modulation operations in each driver signal chip

Family Cites Families (96)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3384868A (en) 1967-01-05 1968-05-21 Continental Oil Co Marine vibrator device
US4231112A (en) 1970-07-30 1980-10-28 Fred M. Dellorfano, Jr. High-power underwater transducer with improved performance and reliability characteristics and method for controlling said improved characteristics
US3978940A (en) 1975-03-10 1976-09-07 Hydroacoustics Inc. Acoustic source
US4185714A (en) 1975-04-18 1980-01-29 Davies Chadwick O Implosive acoustic generator
US4211301A (en) 1979-02-12 1980-07-08 Exxon Production Research Company Marine seismic transducer
US4483411A (en) 1981-02-17 1984-11-20 Exxon Production Research Co. Tunable marine seismic source
US4557348A (en) 1981-02-17 1985-12-10 Exxon Production Research Co. Tunable marine seismic source
US4578784A (en) 1981-02-17 1986-03-25 Exxon Production Research Co. Tunable marine seismic source
US4556963A (en) 1982-12-01 1985-12-03 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Underwater sound generator
EP0297100B1 (en) 1986-03-19 1992-04-22 The Secretary of State for Defence in Her Britannic Majesty's Government of the United Kingdom of Great Britain and Sonar transducers
US4739859A (en) 1986-04-10 1988-04-26 Bolt Technology Corporation Method and apparatus for reducing the stretch of an elastomeric diaphragm of a land seismic source
US4785430A (en) 1987-07-07 1988-11-15 Conoco Inc. Hydraulic vibrator with wide dynamic range
US4853905A (en) 1988-02-05 1989-08-01 Conoco Inc. Seal for marine seismic source
GB8900037D0 (en) 1989-01-03 1989-03-01 Geco As Marine seismic data conditioning
US5206839A (en) 1990-08-30 1993-04-27 Bolt Beranek And Newman Inc. Underwater sound source
US5225731A (en) 1991-06-13 1993-07-06 Southwest Research Institute Solid body piezoelectric bender transducer
US5126979A (en) 1991-10-07 1992-06-30 Westinghouse Electric Corp. Variable reluctance actuated flextension transducer
US5233570A (en) 1992-08-13 1993-08-03 Donskoy Dimitri M Low frequency underwater acoustic radiator
NO176457C (no) 1993-03-15 1995-04-05 Pgs Seres As Drivenhet for akustiske sendere
NO179654C (no) 1994-05-06 1996-11-20 Unaco Systems Ab Akustisk sender med lydavgivende flater innrettet til å settes i vibrasjonsbevegelse
NO302718B1 (no) 1994-05-06 1998-04-14 Unaco Systems Ab Akustisk sender
NO301796B1 (no) 1995-05-18 1997-12-08 Unaco Systems Ab Drivenhet for akustiske sendere
NO301795B1 (no) 1995-06-28 1997-12-08 Unaco Systems Ab Elektrodynamisk drivenhet for akustiske sendere
NO961765L (no) 1996-04-30 1997-10-31 Unaco Systems Ab Akustisk sender II
NO303472B1 (no) 1996-04-30 1998-07-13 Unaco Systems Ab Akustisk sender
US6624539B1 (en) 1997-05-13 2003-09-23 Edge Technologies, Inc. High power ultrasonic transducers
US5805529A (en) * 1997-09-17 1998-09-08 Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minister Of National Defence Of Her Majesty's Canadian Government Folded shell projector (FSP)
US5978316A (en) 1997-09-29 1999-11-02 Western Atlas International, Inc. Marine seismic source
US6009047A (en) 1998-07-31 1999-12-28 Gte Internetworking Incorporated Sound generation device
US6230840B1 (en) 1998-10-16 2001-05-15 Western Atlas International, Inc. Marine vibrator
US6076630A (en) 1999-02-04 2000-06-20 Western Atlas International, Inc. Acoustic energy system for marine operations
AU5161300A (en) 1999-05-24 2000-12-12 Edge Technologies, Inc. High power ultrasonic transducer having a plurality of sub-motors connected to asingle horn
US6606958B1 (en) 1999-06-22 2003-08-19 Hydroacoustics Inc. Towed acoustic source array system for marine applications
US6173803B1 (en) 1999-07-07 2001-01-16 Gte Service Corporation High amplitude sound wave generator
SE514569C2 (sv) 1999-08-13 2001-03-12 Cetus Innovation Ab Drivanordning för hydroakustiska sändare samt användning av anordningen för sändning av hydroakustiska vågor i en vätska
RU2159945C1 (ru) 1999-11-09 2000-11-27 Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики Способ сейсмической разведки
GB0007034D0 (en) 2000-03-23 2000-05-10 Geco As Seismic source arrays
US6556510B2 (en) 2000-11-29 2003-04-29 Westerngeco, L.L.C. Integrated marine seismic source and method
US6643222B2 (en) * 2002-01-10 2003-11-04 Bae Systems Information And Electronic Systems Integration Inc Wave flextensional shell configuration
US6851511B2 (en) 2002-05-31 2005-02-08 Stig Rune Lennart Tenghamn Drive assembly for acoustic sources
GB2400662B (en) 2003-04-15 2006-08-09 Westerngeco Seismic Holdings Active steering for marine seismic sources
US7562740B2 (en) 2003-10-28 2009-07-21 Schlumberger Technology Corporation Borehole acoustic source
US7926614B2 (en) 2004-03-03 2011-04-19 Pgs Americas, Inc. Particle motion sensor mounting for marine seismic sensor streamers
US20060193203A1 (en) 2005-02-16 2006-08-31 Tenghamn Stig R L Apparatus for attenuating noise in marine seismic streamers
US7468932B2 (en) 2005-05-13 2008-12-23 Pgs Americas, Inc. System for noise attenuation in marine seismic streamers
US8981682B2 (en) 2005-06-27 2015-03-17 Coactive Drive Corporation Asymmetric and general vibration waveforms from multiple synchronized vibration actuators
US7142481B1 (en) 2005-09-12 2006-11-28 Pgs Geophysical As Method and system for making marine seismic streamers
CA2639947C (en) 2006-02-14 2016-12-20 Exxonmobil Upstream Research Company Source monitoring for electromagnetic surveying
US7929380B2 (en) 2006-03-27 2011-04-19 Inova Ltd. Apparatus and method for generating a seismic source signal
US7539079B2 (en) 2006-03-29 2009-05-26 Pgs Geophysical As System and method for determining positions of towed marine source-array elements
WO2007130551A2 (en) 2006-05-03 2007-11-15 Exxonmobil Upstream Research Company Data adaptive vibratory source acquisition method
US7551517B2 (en) 2006-05-05 2009-06-23 Optoplan As Seabed seismic station packaging
US7885143B2 (en) 2006-07-05 2011-02-08 Westerngeco L.L.C. Seismic acquisition system
US20080253226A1 (en) 2007-04-11 2008-10-16 Stig Rune Lennart Tenghamn System and method for marine seismic surveying
FR2923916B1 (fr) 2007-11-16 2009-11-27 Cgg Services Source sismique marine en etoile
EP2109217A3 (en) 2008-04-07 2013-05-15 Stichting IMEC Nederland System and method for resonance frequency tuning of resonant devices
US20090279387A1 (en) 2008-05-06 2009-11-12 Pgs Geophysical As Marine passive seismic method for direct hydrocarbon detection
US8630149B2 (en) 2008-06-18 2014-01-14 Bp Exploration Operating Company Limited Marine seismic source
US8081540B2 (en) 2008-06-20 2011-12-20 Bp Corporation North America Inc. Rotary subwoofer marine seismic source
US7881158B2 (en) 2008-06-30 2011-02-01 Pgs Geophysical As Seismic vibrator having multiple resonant frequencies in the seismic frequency band using multiple spring and mass arrangements to reduce required reactive mass
US8094514B2 (en) * 2008-11-07 2012-01-10 Pgs Geophysical As Seismic vibrator array and method for using
US8174927B2 (en) 2008-12-17 2012-05-08 Westerngeco L.L.C. Method for optimizing acoustic source array performance
US8098542B2 (en) 2009-01-05 2012-01-17 Pgs Geophysical As Combined electromagnetic and seismic acquisition system and method
US8995232B2 (en) 2009-03-16 2015-03-31 Board Of Regents Of The University Of Texas System Electromagnetic seismic vibrator architecture
US8050139B2 (en) 2009-03-27 2011-11-01 Westerngeco L.L.C. System and method for towing acoustic source arrays
US8102731B2 (en) 2009-04-01 2012-01-24 Pgs Geophysical As Method for operating marine seismic vibrator array to enhance low frequency output
WO2010127213A1 (en) 2009-05-01 2010-11-04 Ion Geophysical Corporation Seismic vibrator controlled by directly detecting base plate motion
US20110069741A1 (en) 2009-09-24 2011-03-24 Alan Erickson System and method for seismological sounding
US8400872B2 (en) 2009-09-25 2013-03-19 Acoustic Zoom, Inc. Seismic source which incorporates earth coupling as part of the transmitter resonance
US8427901B2 (en) 2009-12-21 2013-04-23 Pgs Geophysical As Combined impulsive and non-impulsive seismic sources
BR112012016276B1 (pt) 2009-12-29 2020-03-03 Bp Exploration Operating Company Limited Fonte sísmica marinha
US20110158045A1 (en) 2009-12-30 2011-06-30 Kenneth Karlsen System for adjusting geophysical sensor streamer front end towing depth
US8079440B2 (en) 2010-01-26 2011-12-20 Westerngeco L.L.C. Determining the polarity of movement of an actuator mass in a seismic vibrator
US8261875B2 (en) 2010-02-18 2012-09-11 Conocophillips Company Seismic transducers and baseplates having external dampeners and methods of use
EP2580609B1 (en) 2010-06-08 2016-08-10 BP Corporation North America Inc. Marine mechanical seismic source
US8446798B2 (en) * 2010-06-29 2013-05-21 Pgs Geophysical As Marine acoustic vibrator having enhanced low-frequency amplitude
US20120075955A1 (en) 2010-09-28 2012-03-29 Timothy Dean Efficient seismic source operation in connection with a seismic survey
US8804462B2 (en) 2010-10-01 2014-08-12 Westerngeco L.L.C. Marine vibrator with improved seal
US8582395B2 (en) 2010-11-04 2013-11-12 Westerngeco L.L.C. Marine vibroseis motion correction
CA2820047A1 (en) 2010-12-10 2012-06-14 Joseph Anthony Dellinger Distance-and frequency-separated swept-frequency seismic sources
US9134442B2 (en) 2010-12-16 2015-09-15 Bp Corporation North America Inc. Seismic acquisition using narrowband seismic sources
US9551798B2 (en) 2011-01-21 2017-01-24 Westerngeco L.L.C. Seismic vibrator to produce a continuous signal
US8634276B2 (en) 2011-03-21 2014-01-21 Teledyne Instruments, Inc. Tunable bubble sound source
US8441892B2 (en) 2011-03-21 2013-05-14 Teledyne Instruments, Inc. Gas-filled bubble seismo-acoustic source
US8331198B2 (en) * 2011-03-21 2012-12-11 Teledyne Instruments, Inc. Gas-filled bubble sound source
US9158019B2 (en) 2011-06-08 2015-10-13 Westerngeco L.L.C. Enhancing low frequency content in marine simultaneous vibroseis acquisition
US8670292B2 (en) 2011-08-12 2014-03-11 Pgs Geophysical As Electromagnetic linear actuators for marine acoustic vibratory sources
FR2981746B1 (fr) 2011-10-19 2014-11-21 Cggveritas Services Sa Source et procede d'acquisition sismique marine
WO2014130912A1 (en) 2013-02-24 2014-08-28 Chelminski Research, Llc Device for marine seismic explorations for deposits
US9995834B2 (en) 2013-05-07 2018-06-12 Pgs Geophysical As Variable mass load marine vibrator
US9645264B2 (en) 2013-05-07 2017-05-09 Pgs Geophysical As Pressure-compensated sources
US9864080B2 (en) 2013-05-15 2018-01-09 Pgs Geophysical As Gas spring compensation marine acoustic vibrator
US9341725B2 (en) 2013-09-20 2016-05-17 Pgs Geophysical As Piston integrated variable mass load
US9360574B2 (en) 2013-09-20 2016-06-07 Pgs Geophysical As Piston-type marine vibrators comprising a compliance chamber
US9618637B2 (en) 2013-09-20 2017-04-11 Pgs Geophysical As Low frequency marine acoustic vibrator
US9507037B2 (en) 2013-09-20 2016-11-29 Pgs Geophysical As Air-spring compensation in a piston-type marine vibrator

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7551518B1 (en) * 2008-02-26 2009-06-23 Pgs Geophysical As Driving means for acoustic marine vibrator
EP2184619A2 (en) * 2008-11-07 2010-05-12 PGS Geophysical AS Method for optimizing energy output from a seismic vibrator array
US20100322028A1 (en) * 2009-06-23 2010-12-23 Pgs Geophysical As Control system for marine vibrators and seismic acquisition system using such control system
EP2284575A2 (en) * 2009-08-12 2011-02-16 PGS Geophysical AS Method for generating spread spectrum driver signals for a seismic vibrator array using multiple biphase modulation operations in each driver signal chip

Also Published As

Publication number Publication date
US10473803B2 (en) 2019-11-12
EA201490218A1 (ru) 2014-11-28
EP2764929A2 (en) 2014-08-13
MY181599A (en) 2020-12-29
MX2014001575A (es) 2015-05-01
AU2014200644B2 (en) 2017-07-06
US20200072991A1 (en) 2020-03-05
US20140226439A1 (en) 2014-08-14
CN103984008B (zh) 2018-09-04
CN103984008A (zh) 2014-08-13
AU2014200644A1 (en) 2014-08-28
BR102014002776A2 (pt) 2014-12-02
CA2839206A1 (en) 2014-08-08
EP2764929A3 (en) 2015-12-23
MX352349B (es) 2017-11-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA031795B1 (ru) Морской сейсмический вибратор и способ сейсморазведки
US9995834B2 (en) Variable mass load marine vibrator
US8446798B2 (en) Marine acoustic vibrator having enhanced low-frequency amplitude
US7551518B1 (en) Driving means for acoustic marine vibrator
US10670747B2 (en) Piston integrated variable mass load
CA2698020C (en) Method for operating marine seismic vibrator array to enhance low frequency output
US9864080B2 (en) Gas spring compensation marine acoustic vibrator
US10488536B2 (en) Air-spring compensation in a piston-type marine vibrator
US10481286B2 (en) Marine seismic vibrator for low frequency and methods of use
US10451759B2 (en) Control system for a marine vibrator
US20190391290A1 (en) Dipole Source
Morozov et al. Experimental Marine Vibrator with a Helmholtz Bubble Resonator in the Frequency Range 5–16 Hz
GB2514484A (en) Variable mass load marine vibrator
GB2514921A (en) Gas spring compensation marine acoustic vibrator

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 AZ BY KZ KG TJ TM RU