MX2010012149A

MX2010012149A - Sistema y tecnica para obtener la profundida y forma de un cable marino y sus aplicaciones.

Info

Publication number: MX2010012149A
Application number: MX2010012149A
Authority: MX
Inventors: Nicolas Goujon; Johan O A Robertsson
Original assignee: Geco Technology Bv
Priority date: 2008-06-28
Filing date: 2009-06-11
Publication date: 2010-12-20
Also published as: BRPI0913225A2; GB201019200D0; US8456948B2; WO2009158205A2; GB2473360A; GB2473360B; WO2009158205A3; NO20110121A1; US20090323467A1; NO344643B1

Abstract

Se describen una técnica que incluye la obtención de las primeras mediciones adquiridas por los sensores de un cable marino sísmico remolcado, que son indicativas de una inclinación del cable marino. Basado por lo menos en parte en las mediciones, es determinada una forma del cable marino mientras es remolcado.

Description

SISTEMA Y TECNICA PARA OBTENER LA PROFUNDIDAD Y FORMA DE UN CABLE MARINO Y SUS APLICACIONES Campo de la Invención La invención se refiere generalmente a un sistema y técnica para obtener la profundidad y forma de un cable marino y sus aplicaciones.

Antecedentes de la Invención La exploración sísmica implica examinar las formaciones geológicas subterráneas con respecto a depósitos de hidrocarburo. Un examen implica comúnmente implementar fuentes sísmicas y sensores sísmicos en ubicaciones predeterminadas. Las fuentes generan ondas sísmicas, que se propagan en las formaciones geológicas que crean cambios de presión y vibraciones a lo largo de su trayectoria. Los cambios en las características elásticas de la formación geológica dispersan las ondas sísmicas, cambiando su dirección de propagación y otras características. Parte de la energía emitida por las fuentes alcanza los sensores sísmicos. Algunos sensores sísmicos son sensibles a los cambios de presión (hidrófonos), otros al movimiento de partícula (por ejemplo, geófonos), y los exámenes industriales pueden implementar solamente un tipo de sensores o ambos. En respuesta a los acontecimientos sísmicos detectados, los sensores generan señales eléctricas que producen datos sísmicos. El análisis de los datos sísmicos puede entonces indicar la presencia o ausencia de ubicaciones probables de depósitos de hidrocarburo.

Algunos exámenes se conocen como exámenes "marinos" debido a que se conducen en ambientes marinos. Sin embargo, los exámenes "marinos" se pueden conducir no sólo en ambientes de agua salada, sino también en agua dulce y agua salobre. En un tipo de examen marino, llamado examen de "conjunto remolcado", un conjunto de cables marinos que contienen sensores sísmicos y fuentes se remolcan detrás de una embarcación de examen.

Breve Descripción de la Invención En una modalidad de la invención, una técnica incluye la obtención de las primeras mediciones adquiridas por los sensores de un cable marino sísmico remolcado, que son indicativas de una inclinación del cable marino. Basado por lo menos en parte en las mediciones, se determina una forma del cable marino mientras es remolcado.

En otra modalidad de la invención, un sistema incluye una interfaz y procesador. La interfaz recibe las mediciones adquiridas por los sensores de un cable marino sísmico remolcado, que son indicativas de una inclinación del cable marino. El procesador determina una forma del cable marino mientras es remolcado basado por lo menos en parte en las mediciones.

En aún otra modalidad de la invención, un artículo incluye un medio de almacenamiento accesible por computadora para almacenar las instrucciones que cuando son ejecutadas por un sistema basado en procesador hacen que el sistema basado en procesador reciba las mediciones adquiridas por los sensores de un cable marino sísmico remolcado. Las mediciones son indicativas de una inclinación del cable marino. Las instrucciones cuando son ejecutadas hacen que el sistema basado en procesador determine una forma del cable marino mientras es remolcado basado por lo menos en parte en las mediciones.

Las ventajas y otras características de la invención llegarán a ser evidentes a partir de los siguientes dibujos, descripción y reivindicaciones.

Breve Descripción de los Dibujos La figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema de adquisición de datos sísmicos marinos de acuerdo con una modalidad de la invención.

La figura 2 es una ilustración de un cable marino ejemplar mientras es remolcado de acuerdo con una modalidad de la invención.

La figura 3 es un diagrama de flujo que representa una técnica para determinar la forma de un cable marino sísmico remolcado de acuerdo con una modalidad de la invención.

La figura 4 es un diagrama de flujo que representa una técnica para determinar el perfil de profundidad de un cable marino sísmico remolcado y para utilizar la profundidad determinada para eliminar las mediciones sísmicas falsas adquiridas por los sensores sísmicos del cable marino de acuerdo con una modalidad de la invención.

La figura 5 es un diagrama de flujo que representa una técnica para corregir los cambios de tiempo en las mediciones sísmicas adquiridas por los sensores sísmicos de un cable marino de acuerdo con una modalidad de la invención.

La figura 6 es un diagrama de flujo que representa una técnica para procesar las mediciones sísmicas adquiridas por los sensores sísmicos de un cable marino basado en un perfil de forma determinado del cable marino de acuerdo con una modalidad de la invención.

La figura 7 es un diagrama esquemático de un sistema de procesamiento de datos sísmico de acuerdo con una modalidad de la invención.

Descripción Detallada de la Invención La figura 1 representa una modalidad 10 de un sistema de adquisición de datos sísmicos marinos de acuerdo con algunas modalidades de la invención. En el sistema 10, una embarcación de examen 20 remolca uno o más cables marinos sísmicos 30 (un cable marino ejemplar 30 es representado en la figura 1) detrás de la embarcación 20. Los cables marinos sísmicos 30 pueden tener varios miles de metros de largo y pueden contener varios cables de soporte (no mostrados), así como cableado y/o circuitos (no mostrados) que se pueden utilizar para soportar la comunicación a lo largo de los cables marinos 30. Cada cable marino 30 incluye generalmente un cable primario en donde están los sensores sísmicos montados 58 que registran las señales sísmicas.

De acuerdo con las modalidades de la invención, los sensores sísmicos 58 pueden ser sensores de presión únicos o pueden ser sensores sísmicos de múltiples componentes. Para el caso de los sensores sísmicos de múltiples componentes, cada sensor es capaz de detectar un campo de onda de presión y por lo menos un componente de un movimiento de partícula que se asocie a las señales acústicas que están próximas al sensor sísmico de múltiples componentes. Los ejemplos de movimientos de partícula incluyen uno o más componentes de un desplazamiento de partícula, uno o más componentes (componente en línea (x), línea de cruce (y) línea vertical (z) (ver, por ejemplo, los ejes 59)) de una velocidad de partícula y uno o más componentes de una aceleración de partícula.

Dependiendo de la modalidad particular de la invención, el sensor sísmico de múltiples componentes puede incluir uno o más hidrófonos, geófonos, sensores de desplazamiento de partícula, sensores de velocidad de partícula, acelerómetros, sensores de gradiente de presión, o combinaciones de los mismos.

Por ejemplo, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, un sensor sísmico de múltiples componentes particular puede incluir un hidrófono para medir la presión y tres acelerómetros alineados de manera ortogonal para medir tres componentes ortogonales correspondientes de velocidad y/o aceleración de partícula cerca del sensor sísmico. Se observa que el sensor sísmico de múltiples componentes se puede implementar como un solo dispositivo o se puede implementar como una pluralidad de dispositivos, dependiendo de la modalidad particular de la invención. Un sensor sísmico de múltiples componentes particular puede también incluir sensores de gradiente de presión, que constituyen otro tipo de sensores de movimiento de partícula. Cada sensor de gradiente de presión mide el cambio en el campo de onda de presión en un punto particular con respecto a una dirección particular. Por ejemplo, uno de los sensores de gradiente de presión puede adquirir los datos sísmicos indicativos, en un punto particular, del derivado parcial del campo de onda de presión con respecto a la dirección de línea de cruce, y otro de los sensores de gradiente de presión puede adquirir, en un punto particular, los datos sísmicos indicativos de los datos de presión con respecto a la dirección en linea.

El sistema de adquisición de datos sísmicos marinos 10 incluye una fuente sísmica 104 que se puede formar de uno o más elementos de fuente sísmica (por ejemplo, pistolas de aire) y se puede remolcar por una embarcación de examen 20. Alternativamente, en otras modalidades de la invención, la fuente sísmica 104 puede operar independientemente de la embarcación de examen 20, en donde la fuente 104 se puede acoplar a otras embarcaciones o boyas, como algunos de los ejemplos anteriores.

Mientras los cables marinos sísmicos 30 son remolcados, las señales acústicas 42 (una señal acústica ejemplar 42 que es representada en la figura 1), designadas frecuentemente como "tiros", son producidas por la fuente sísmica 104 y son dirigidas hacia abajo a través de una columna de agua 44 en los estratos 62 y 68 debajo de una superficie del lecho marino 24. Las señales acústicas 42 son reflejadas desde varias formaciones geológicas subterráneas, tal como una formación ejemplar 65 que es representada en la figura 1.

Las señales acústicas incidentales 42 producen las señales acústicas reflejadas correspondientes, o las ondas de presión 60, que son detectadas por los sensores sísmicos 58. Se observa que las ondas de presión se reciben y detectan por los sensores sísmicos 58 incluidas las ondas de presión "ascendentes" que se propagan hacia los sensores 58 sin reflexión, así como las ondas de presión "descendentes" que son producidas por las reflexiones de las ondas de presión 60 desde un límite de air-agua 31.

Los sensores sísmicos 58 generan las señales (por ejemplo, señales numéricas), llamadas "trazas", que indican las mediciones adquiridas a partir del campo de onda de presión y movimiento de partícula (si los sensores son sensores de movimiento de partícula). Las trazas se registran y se pueden por lo menos procesar parcialmente por una unidad de procesamiento de señales 23 que se implementa en la embarcación de examen 20, de acuerdo con algunas modalidades de la invención. Por ejemplo, un sensor sísmico de múltiples componentes particular puede proporcionar una traza, que corresponde a una medición de un campo de onda de presión por su hidrófono; y el sensor puede proporcionar una o más trazas que corresponden a uno o más componentes del movimiento de partícula, que son medidos por sus acelerómetros.

El objetivo de la adquisición sísmica es constituir una imagen de un área de examen para los propósitos de identificación de las formaciones geológicas subterráneas, tal como la formación geológica ejemplar 65. El análisis subsecuente de la representación puede revelar ubicaciones probables de depósitos de hidrocarburo en las formaciones geológicas subterráneas. Dependiendo de la modalidad particular de la invención, las porciones del análisis de la representación se pueden realizar en la embarcación de examen sísmico 20, por ejemplo por la unidad de procesamiento de señales 23. De acuerdo con otras modalidades de la invención, la representación se puede procesar por un sistema de procesamiento de datos sísmico (tal como un sistema de procesamiento de datos sísmico ejemplar 320 que se representa en la figura 7 y es descrito adicionalmente más adelante) que se puede, por ejemplo, ubicar en tierra en la embarcación 20. Además, por lo menos parte del sistema de procesamiento de datos sísmicos se puede ubicar en los cables marinos 30. Así, muchas variaciones son posibles y están dentro del alcance de las reivindicaciones anexas.

No todas las partes del cable marino 30 se remolcan a la misma profundidad. En este sentido, el cable marino 30 no es siempre plano, algunas partes del cable marino 30 pueden ser más pesadas que otras partes, la estabilización no es perfecta, y la expansión puede también desempeñar una función en hacer que la profundidad y forma del cable marino 30 varíen mientras es remolcado. Así, para los propósitos de procesar exactamente las mediciones sísmicas adquiridas por los sensores sísmicos 58 del cable marino 30, las técnicas y sistemas se describen en la presente para determinar la forma del cable marino 30 mientras es remolcado y determinar las profundidades de los sensores sísmicos 58.

Más específicamente, de acuerdo con algunas modalidades de la invención descritas en la presente, las mediciones que son adquiridas por los sensores del cable marino 30 se utilizan para derivar la forma del cable marino 30 en el plano en línea (x) y vertical (z). A partir de la forma determinada, se puede determinar la profundidad exacta de cualquier sensor sísmico 58 a lo largo del cable marino 30, y las mediciones sísmicas adquiridas por los sensores sísmicos 58 se pueden, por lo tanto, corregir para compensar las variaciones de profundidad del sensor.

La figura 2 representa una ilustración de la superficie marina 31 y un cable marino ejemplar 30 mientras es remolcado. Convencionalmente, un cable marino puede tener sensores de profundidad que se montan en el cable marino y tienen una separación en el orden de cientos de metros. Los sensores de profundidad se pueden colocar con los dispositivos de control de profundidad, llamados "resonadores". Los resonadores se programan comúnmente el control a la misma profundidad fija, y la profundidad de los sensores sísmicos entre estos puntos de medición se asumen generalmente como constantes. Sin embargo, según lo representado en la figura 2, esta suposición puede ser incorrecta, puesto que el cable marino 30 no es siempre plano y así, las profundidades de los sensores sísmicos 58 puede variar significativamente debido a los factores que se mencionaron anteriormente.

De acuerdo con las modalidades de la invención descrita en la presente, las mediciones que son adquiridas por los sensores en el cable marino 30 se utilizan con el objeto de determinación de la forma del cable marino en el plano x-z (ver los ejes 59 en la figura 2). Más específicamente, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, los sensores sísmicos 58 son los sensores de múltiples componentes, que proporcionan las mediciones en línea (es decir, mediciones en la dirección x, o en línea) del movimiento de partícula (por ejemplo, mediciones de aceleración en línea). Estas mediciones en línea se pueden, a su vez, utilizar con el objeto de la determinación de la forma del cable marino.

Generalmente, el valor DC o promedio de la medición en línea del movimiento de partícula, proporciona una indicación de una inclinación, o tangente 100, del cable marino 30 en la ubicación de cada sensor sísmico 58, según lo mostrado en la figura 2. Alternativamente, de acuerdo con otras modalidades de la invención, el cable marino 30 puede incluir los inclinómetros para proporcionar las indicaciones de la inclinación del cable marino 30 en cada inclinómetro.

Sin importar el tipo de sensor usado para adquirir las mediciones de inclinación en línea, las mediciones en línea constituyen un derivado espacial de la forma vertical del cable marino 30 (es decir, la forma del cable marino 30 en el plano x-z). Por lo tanto, de acuerdo con las modalidades de la invención, las mediciones en línea espacial se integran con el propósito de derivación de un perfil de forma del cable marino 30, y la solución se puede limitar por las mediciones de profundidad relativamente limitadas (por ejemplo, adquiridas por los sensores de profundidad del cable marino 30) con el propósito de la generación del perfil de profundidad para el cable marino 30.

Por lo tanto, con referencia a la figura 3, de acuerdo con las modalidades de la invención descrita en la presente, una técnica 130 incluye la recepción de las mediciones sísmicas que son adquiridas por los sensores de un cable marino 30 y son indicativas de la inclinación, o gradiente del cable marino 30, de acuerdo con el bloque 134. Las mediciones se integran (bloque 138) para determinar la forma del cable marino 30 en el plano x-z (ver los ejes 59 en la figura 2). Las mediciones sísmicas que son adquiridas por los sensores sísmicos 58 del cable marino 30 entonces se pueden procesar (bloque 142) basado por lo menos en parte en la forma determinada. Según lo mencionado más adelante, el proceso puede incluir usar la forma determinada y/o la profundidad determinada para propósitos tal como eliminación de medición falsa, corrección del cambio de tiempo y control de calidad.

Por ejemplo, de acuerdo con las modalidades de la invención, el perfil de forma determinado se puede utilizar como entrada para un algoritmo para eliminar las mediciones sísmicas falsas. Más específicamente, la figura 4 representa una técnica 150 de acuerdo con algunas modalidades de la invención. De acuerdo con la técnica 150, las mediciones de profundidad y las mediciones de inclinación adquiridas por los sensores del cable marino 30 se reciben, de acuerdo con los bloques 154 y 158. Basado por lo menos en parte en las mediciones de profundidad e inclinación del cable marino 30, un perfil de profundidad del cable marino 30 es determinado, de acuerdo con el bloque 162. Las mediciones sísmicas que son adquiridas por los sensores sísmicos 58 del cable marino 30 entonces se pueden someter a la eliminación de mediciones falsas (bloque 166) basado por lo menos en parte en el perfil de profundidad determinado.

Como ejemplos, la eliminación de mediciones sísmicas falsas se describe en la Patente Estadounidense No. 7,068,568 titulada, "FORMATION ISOLATION VALVE," presentada el 14 de agosto de 2003; la Patente WO No. 0201254; Amundsen, L., Roesten, T., y Robertsson, J., "Rough-Sea Deghosting of Seismic Data Using Vertical Partial Velocity Approximations", Solicitud de Patente 2002; Robertsson J.O.A., y Kragh, E., Robertsson J. O. A., y Kragh, E., "Rough Sea Deghosting Using A Single Streamer And A Pressure Gradient Approximation", Geophysics, 67, 2005-2011, 2002; y Amundsen, L, Roesten, T., y Robertsson, J. O. A., "Rough-Sea Deghosting of Seismic Data Using Pressure Gradient Approximations," Geophysics, 70, V1-V9, 2005.

El perfil de profundidad determinado del cable marino se puede utilizar para propósitos de correcciones de estática en el caso en donde el cable marino 30 se mueve con la superficie marina 31. La determinación de la altura de onda usada con respecto a la eliminación de mediciones falsas no distingue entre una superficie marina móvil y el movimiento del cable marino 30 en la dirección vertical. Por lo tanto, usando la técnica descrita anteriormente para determinar la forma del cable marino 30 mientras es remolcado, las correcciones se pueden hacer para los pequeños cambios de tiempo en los datos registrados que se presentan a partir del hecho de que la ubicación relativa de los sensores sísmicos 58 con respecto al lecho marino y geología subyacente variantes.

Así, con referencia a la figura 5, una técnica 200 de acuerdo con las modalidades de la invención incluye la determinación (bloque 204) del perfil de profundidad de un cable marino 30 y la corrección (bloque 208) para los cambios de tiempo en las mediciones sísmicas adquiridas basadas por lo menos en parte en el perfil de profundidad determinado del cable marino 30.

El perfil de forma determinado del cable marino 30 también puede ser útil como herramienta de control de calidad, puesto que la forma revela qué partes del cable marino 30 no son sustancialmente planas y así, identifica qué mediciones sísmicas particulares pueden degradar la calidad total del sistema de mediciones sísmicas adquiridas. Así, por ejemplo, las mediciones sísmicas que son adquiridas por los sensores sísmicos 58 que se ubican en porciones más planas del cable marino 30 pueden ser más pesadas en el procesamiento de datos sísmicos, con respecto a las mediciones sísmicas adquiridas de los sensores sísmicos 58, que se ubican en los segmentos del cable marino 30, que no son sustancialmente planos.

Por lo tanto, con referencia a la figura 6, una técnica 220 de acuerdo con las modalidades de la invención incluye la determinación (bloque 224) de un perfil de forma de un cable marino sísmico 30 y la identificación (bloque 228) de las porciones del cable marino 30 que no son sustancialmente planas, basado por lo menos en parte en el perfil de forma determinado. Las mediciones sísmicas que son adquiridas por los sensores sísmicos en el cable marino 30 entonces se pueden procesar por lo menos en parte durante la identificación de las regiones sustancialmente no planas, de acuerdo con el bloque 232.

Con referencia a la figura 7, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, un sistema de procesamiento de datos 320 puede realizar por lo menos algunas de las técnicas 130, 150, 200 y/ó 220 que se describen en la presente para propósitos tal como la determinación de un perfil de forma de un cable marino 30, determinación de un perfil de profundidad de un cable marino 30, eliminación de las mediciones sísmicas falsas usando el perfil de profundidad determinado, realización de la corrección de tiempo usando el perfil de profundidad determinado, uso del perfil de forma determinado del cable marino 30 como una medición de control de calidad, etc. El sistema 320 se puede ubicar en uno de los cables marinos 30, en cada cable marino 30, distribuido entre los cables marinos 30, en la fuente sísmica 104, en la embarcación de examen 30, en un equipo remoto con base en tierra, etc. De acuerdo con algunas modalidades de la invención, el sistema 320 puede incluir un procesador 350, tal como uno o más microprocesadores y/o microcontroladores.

El procesador 350 se puede acoplar a un interfaz de comunicaciones 360 para el propósito de la recepción de los datos indicativos de las mediciones sísmicas, las mediciones de la inclinación del cable marino y las mediciones de la profundidad del cable marino. Los datos relacionados a las mediciones sísmicas pueden ser los datos de presión, datos de múltiples componentes, datos de inclinómetro, datos de sensor de profundidad, etc. Los datos indicativos de las mediciones sísmicas pueden también indicar las mediciones de inclinación si los sensores sísmicos 58 proporcionan las mediciones de movimiento de partícula en línea. Alternativamente, los datos de medición de inclinación se pueden adquirir por los sensores (por ejemplo, inclinómetros) que están separados de los sensores sísmicos 58. Las mediciones de la profundidad se pueden adquirir por los sensores de profundidad de los cables marinos 30.

Como un ejemplo no limitante, la interfaz 360 puede ser un interfaz de bus serial USB, una interfaz de red, una interfaz de medio extraíble (tal como una tarjeta Flash, CD-ROM, etc.) o una interfaz de almacenamiento magnético (como ejemplos interfaces IDE o SCSI,). Así, la interfaz 360 puede tomar numerosas formas, dependiendo de la modalidad particular de la invención.

De acuerdo con algunas modalidades de la invención, la interfaz 360 se puede acoplar a una memoria 340 del sistema 320 y puede almacenar, por ejemplo, varios conjuntos de datos de entrada y/o salida implicados con las técnicas que se describen en la presente. La memoria 340 puede almacenar las instrucciones de programa 344, que cuando son ejecutadas por el procesador 350, pueden hacer que el procesador 350 realice una o más de las técnicas 130, 150, 200 y/o 220 que se describen en la presente, y exhiben los resultados obtenidos vía las técnicas en una pantalla (no mostrado en la figura 7) del sistema 320, de acuerdo con algunas modalidades de la invención. Por ejemplo, la visualización puede ser una imagen que representa el perfil de forma de un cable marino, el resultado de un análisis de eliminación de mediciones falsas, el perfil de profundidad de un cable marino, correcciones de cambio de tiempo, etc.

Aunque la presente invención se ha descrito con respecto a un número limitado de modalidades, los expertos en la técnica, que tienen la ventaja de esta descripción, apreciarán numerosas modificaciones y variaciones a partir de las mismas. Se piensa que las reivindicaciones anexas cubren todas las modificaciones y variaciones tal como las que se encuentran dentro del espíritu y alcance reales de esta presente invención.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método que comprende: obtener las primeras mediciones adquiridas por los sensores de un cable marino sísmico remolcado, las primeras mediciones que son indicativas de una inclinación del cable marino; y basado por lo menos en parte en las primeras mediciones, determinar una forma del cable marino mientras es remolcado.

2. El método de la reivindicación 1, que adicionalmente comprende: procesar las mediciones sísmicas adquiridas por los sensores del cable marino sísmico remolcado basado por lo menos en parte en la forma determinada.

3. El método de la reivindicación 2, en donde el proceso incluye la identificación de por lo menos un segmento del cable marino que no es sustancialmente plano basado por lo menos en parte en la forma determinada, y adicionalmente procesar basado por lo menos en parte en por lo menos un segmento.

4. El método de la reivindicación 1, que adicionalmente comprende: obtener las mediciones de profundidad del cable marino; y basado por lo menos en parte en las primeras mediciones y en las mediciones de profundidad, determinar un perfil de profundidad del cable marino.

5. El método de la reivindicación 4, que adicionalmente comprende: eliminar las mediciones sísmicas falsas basado por lo menos en parte en el perfil de profundidad determinado.

6. El método de la reivindicación 1, que adicionalmente comprende: corregir los cambios de tiempo presentes en las mediciones sísmicas basado por lo menos en parte en la forma determinada.

7. El método de la reivindicación 1, en donde el acto de obtener las primeras mediciones comprende obtener las primeras mediciones de los inclinómetros.

8. El método de la reivindicación 1, en donde el acto de obtener las primeras mediciones comprende la obtención de las primeras mediciones de los sensores sísmicos de múltiples componentes.

9. Un artículo que comprende un medio de almacenamiento accesible por computadora que almacena las instrucciones que cuando son ejecutadas por un sistema basado en procesador hacen que el sistema basado en procesador realice un método de acuerdo con las reivindicaciones 1-8.

10. Un sistema que comprende: una interfaz para recibir las primeras mediciones adquiridas por los sensores de un cable marino sísmico remolcado, las primeras mediciones que son indicativas de una inclinación del cable marino; y un procesador para determinar una forma del cable marino mientras es remolcado basado por lo menos en parte en las primeras mediciones.

11. El sistema de la reivindicación 10, en donde el procesador se adapta adicionalmente a las mediciones sísmicas de proceso adquiridos por los sensores sísmicos del cable marino sísmico mientras es remolcado basado por lo menos en parte en la forma determinada.

12. El sistema de la reivindicación 10, en donde el procesador es parte del cable marino.

13. El sistema de la reivindicación 10, que adicionalmente comprende: la cable marino; y una embarcación de examen para remolcar el cable marino.

14. El sistema de la reivindicación 10, en donde la interfaz se adapta para recibir las mediciones de profundidad del cable marino, y el procesador se adapta para determinar un perfil de profundidad del cable marino mientras es remolcado basado por lo menos en parte en las primeras mediciones y en las mediciones de profundidad.

15. El sistema de la reivindicación 14, en donde el procesador se adapta para eliminar las mediciones sísmicas falsas adquiridas por los sensores sísmicos del cable marino mientras es remolcado basado por lo menos en parte en el perfil de profundidad determinado.

16. El sistema de la reivindicación 10, en donde el procesador se adapta para corregir los cambios de tiempo presentes en las mediciones sísmicas adquiridas por los sensores sísmicos del cable marino mientras es remolcado basado por lo menos en parte en la forma determinada.

17. El sistema de la reivindicación 10, en donde el procesador se adapta para identificar por lo menos un segmento del cable marino que no es sustancialmente plano basado por lo menos en parte en la forma determinada y en las mediciones sísmicas de proceso adquiridas por los sensores sísmicos del cable marino mientras es remolcado basado por lo menos en parte en por lo menos el segmento identificado.