MX2013011552A - Determinación de una indicación de la velocidad del campo ondulatorio. - Google Patents
Determinación de una indicación de la velocidad del campo ondulatorio.Info
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Abstract
Se reciben datos traslacionales obtenidos por al menos un sensor de levantamiento traslacional, y se reciben datos de rotación. Se determina una representación de la velocidad del campo ondulatorio en función de los datos traslacionales y los datos de rotación.
Description
DETERMINACIÓN DE UNA INDICACIÓN DE LA VELOCIDAD
DEL CAMPO ONDULATORIO
ANTECEDENTES
El levantamiento sismológico se utiliza para identificar elementos subterráneos, tales como yacimientos de hidrocarburos, acuíferos de agua dulce, zonas de inyección de gas, entre otros. En el levantamiento sismológico, las fuentes sísmicas se ubican en varios puntos en una superficie terrestre o en el fondo del mar y las fuentes sísmicas se activan para generar ondas sísmicas dirigidas a una estructura subterránea.
Las olas sísmicas generadas por una fuente sísmica viajan a la estructura subterránea y una parte de las ondas sísmicas se refleja a la superficie para ser recibida por sensores sísmicos (por ejemplo, geófonos, acelerómetros, etc.). Estos sensores sísmicos producen señales que representan ondas sísmicas detectadas. Las señales de los sensores sísmicos son procesadas para producir información sobre el contenido y las características de la estructura subterránea.
Una disposición de levantamiento sismológico con base terrestre puede incluir tender una serie de sensores sísmicos en el terreno. El levantamiento marino puede implicar tender sensores sísmicos en un cable sísmico o de fondo marino.
COMPENDIO
Generalmente, de acuerdo con algunas implementaciones, se reciben datos traslacionales obtenidos por al menos un sensor de levantamiento traslacional. Se reciben datos de rotación obtenidos por al menos un sensor rotativo. Se determina una representación de la velocidad del campo ondulatorio en función de los datos traslacionales y los datos de rotación.
Generalmente, de acuerdo con implementaciones adicionales, un artículo incluye al menos un medio de almacenamiento legible en computadora que almacena instrucciones que al ejecutarse hace que un sistema reciba datos traslacionales adquiridos por al menos un sensor de levantamiento traslacional y que reciba datos de rotación horizontal. Una representación de la velocidad del campo ondulatorio se calcula en función de los datos traslacionales y los datos de rotación horizontal.
Generalmente, de acuerdo con implementaciones adicionales, un sistema incluye un medio de almacenamiento para almacenar datos de rotación obtenidos por al menos un sensor rotativo y datos traslacionales obtenidos por al menos un sensor de levantamiento traslacional en respuesta a la activación de una fuente de levantamiento activa. Al menos un procesador computará una representación de la velocidad del campo ondulatorio en función de los datos traslacionales y los datos de rotación.
En implementaciones adicionales o alternativas, los datos de rotación están generalmente sobre un eje horizontal.
En implementaciones adicionales o alternativas, los datos de rotación incluyen datos de rotación que generalmente están sobre un primer eje horizontal y datos de rotación que generalmente están sobre un segundo eje horizontal diferente.
En implementaciones adicionales o alternativas, la representación de la velocidad del campo ondulatorio incluye una lentitud aparente de un campo ondulatorio.
En implementaciones adicionales o alternativas, la lentitud aparente del campo ondulatorio incluye una lentitud horizontal aparente en el menos una dirección.
En implementaciones adicionales o alternativas, se determinan las representaciones de la velocidad del campo ondulatorio en frecuencias plurales.
En implementaciones adicionales o alternativas, la representación de la velocidad del campo ondulatorio incluye una velocidad aparente de un campo ondulatorio.
En implementaciones adicionales o alternativas, la representación de la velocidad del campo ondulatorio incluye una relación de los datos de rotación con respecto a los datos traslacionales.
En implementaciones adicionales o alternativas, la relación incluye una relación de los datos de rotación horizontal con respecto a los datos traslacionales verticales.
En implementaciones adicionales o alternativas, la representación de la velocidad del campo ondulatorio se usa para llevar a cabo una tarea con respecto a un levantamiento sismológico para caracterizar una estructura subterránea.
En implementaciones adicionales o alternativas, se reciben muestras plurales de los datos traslacionales y los datos de rotación, donde la determinación de la representación de la velocidad del campo ondulatorio se basa en las muestras plurales de los datos traslacionales y los datos de rotación.
En implementaciones adicionales o alternativas, las muestras plurales de los datos traslacionales y los datos de rotación incluyen muestras plurales que están dentro de una ventana de tiempo de una longitud predeterminada.
En implementaciones adicionales o alternativas, se reciben muestras adicionales de datos traslacionales y datos de rotación en una segunda ventana de tiempo de longitud predeterminada y se determina una indicación adicional de la velocidad del campo ondulatorio en función de los datos traslacionales y los datos de rotación en las muestras adicionales.
En implementaciones adicionales o alternativas, la representación de la velocidad
del campo ondulatorio incluye una representación de la velocidad del campo ondulatorio dependiente de la frecuencia.
En implementaciones adicionales o alternativas, los datos de rotación horizontal incluyen una velocidad de rotación generalmente sobre un eje horizontal.
En implementaciones adicionales o alternativas, los datos de rotación horizontal se basan en la medición de un sensor rotativo, donde el sensor rotativo está ubicado de forma conjunta con el sensor de levantamiento traslacional dentro de una carcasa.
En implementaciones adicionales o alternativas, los datos traslacionales incluyen datos traslacionales verticales.
En implementaciones adicionales o alternativas, la representación de la velocidad del campo ondulatorio se computa para una o más frecuencias de un campo ondulatorio de interés.
En implementaciones adicionales o alternativas, se rotan los datos de rotación, donde la representación de la velocidad del campo ondulatorio se basa en los datos de rotación rotados.
Otras características resultarán evidentes de la siguiente descripción, de las figuras
y de las reivindicaciones.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS
Algunas modalidades se describen con referencia a las siguientes figuras:
la Figura 1 es un digrama esquemático de un ejemplo de disposición de montajes de sensores que pueden tenderse para realizar el levantamiento sismológico, de acuerdo con algunas modalidades;
las Figuras 2 y 3 son diagramas esquemáticos de montajes de sensores de acuerdo con varias modalidades;
las Figuras 4 y 5 son diagramas de flujo de procesos de acuerdo con varias modalidades; y
las Figuras 6 y 7 ilustran las ventanas de tiempo que contiene muestras de datos de medición, que se usarán de acuerdo con algunas modalidades.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
En el levantamiento sismológico (levantamiento sismológico marino o terrestre), se utilizan sensores sísmicos (por ejemplo, geófonos, acelerómetros, etc.) para medir
datos sísmicos, como datos de desplazamiento, velocidad o aceleración. Los sensores sísmicos pueden incluir geófonos, acelerómetros, sensores ME S (sistemas microelectromecánicos) o cualquier otro tipo de sensores que midan el movimiento traslacional (desplazamiento, velocidad o aceleración, por ejemplo) de la superficie en al menos una dirección, tal como la dirección vertical. Un sensor sísmico también puede medir el movimiento traslacional en otra dirección, tal como en una o ambas direcciones horizontales. Un sensor sísmico en la superficie de la tierra puede registrar el componente vectorial de un campo ondulatorio elástico justo debado de la superficie libre (superficie terrestre o fondo del mar, por ejemplo).
Un sensor sísmico también puede denominarse un "sensor sísmico traslacional" o más generalmente un "sensor de levantamiento traslacional". El movimiento de traslación (o componente vectorial de un campo ondulatorio) medido por el sensor sísmico se denomina datos traslacionales. Cuando los sensores de componentes múltiples se tienden, los componentes del vector del campo ondulatorio pueden medirse en múltiples direcciones, como tres direcciones ortogonales (vertical Z, horizontal longitudinal X, horizontal transversal Y).
Determinar una velocidad aparente de un campo ondulatorio medido puede ser útiles para varios fines. Una "velocidad aparente" de un campo ondulatorio puede hacer referencia a una velocidad del campo ondulatorio como se observa en una dirección dada (por ejemplo, en dirección horizontal). Cabe señalar que la
velocidad aparente del campo ondulatorio depende tanto de la dirección de propagación horizontal y del ángulo incidente vertical (ángulo con respecto al eje vertical) del campo ondulatorio en el sensor sísmico. Para una onda que se propaga longitudinalmente, si este ángulo incidente (con respecto al eje vertical) se representa como a y la velocidad real del campo ondulatorio es V, entonces la velocidad longitudinal horizontal aparente (v) puede expresarse como v = V/sin a, mientras que la velocidad aparente transversal es infinita. En términos generales, la velocidad horizontal aparente (conocida también como la inversa del parámetro del rayo o lentitud horizontal) es una propiedad o atributo que caracteriza por completo una trayectoria sísmica (o un frente de rayo). El parámetro del rayo es un parámetro que puede usarse en muchos cálculos.
Dado que el parámetro del rayo se mantiene constante a lo largo de toda la trayectoria sísmica (no varía en cuanto a la transmisión, reflexión, refracción y transformación), el parámetro del rayo puede usarse para modelar la trayectoria completa del rayo en la estructura subterránea (trazado del rayo).
En algunos ejemplos, la velocidad aparente de un campo ondulatorio puede usarse para llevar a cabo la caracterización cercana a la superficie de al menos una propiedad de una estructura subterránea cerca de la superficie de la tierra o el fondo del mar, tal como dentro de 50 metros de la superficie de la tierra o el fondo del mar. En otros ejemplos, la velocidad aparente del campo ondulatorio puede usarse para descomponer un campo ondulatorio en sub-componentes, como onda
una P y una onda S. Una onda P es una onda de compresión, mientras que una onda S es una onda rotativo. La onda P se extiende en la dirección de propagación de un campo ondulatorio sísmico, mientras que la onda S se extiende en una dirección generalmente perpendicular a la dirección de propagación del campo ondulatorio sísmico.
En otros ejemplos, la velocidad aparente del campo ondulatorio puede usarse para la atenuación del ruido. Los datos sísmicos registrados pueden contener contribuciones de ruido, incluyendo ruido de propagación horizontal tal como ruido de onda superficial. El ruido de onda superficial hace referencia a las ondas sísmicas producidas por fuentes sísmicas u otras fuentes tales como autos en movimiento, motores, bombas y fenómenos naturales como viento y olas oceánicas, que generalmente viajan de manera horizontal a través de la superficie de la tierra hacia los receptores sísmicos. Estas ondas sísmicas que viajan horizontalmente, tales como ondas de Rayleigh u ondas de Love, son componentes no deseados que pueden contaminar los datos sísmicos. Otro tipo de ruido de onda superficial incluye las ondas de Scholte que se propagan horizontalmente debajo del fondo del mar. Otros tipos de ruido horizontal incluyen las ondas flexurales o las ondas extensionales. Aun otro tipo de ruido incluye una onda de viento, que es una onda horizontal que se propaga en la interface aire-agua en un contexto de levantamiento marino.
En otros ejemplos, la velocidad aparente del campo ondulatorio puede usarse para
llevar a cabo el apilamiento, que implica agregar (por ejemplo, sumar) trayectorias de datos sísmicos registrados para formar un registro sísmico. El apilamiento puede mejorar la calidad total de los datos, así como reducir el ruido.
Aunque en lo que antecede se dan varios ejemplos de usos de la velocidad aparente, cabe señalar que puede haber otros ejemplos de usos de la velocidad aparente de un campo ondulatorio.
De acuerdo con algunas modalidades, una representación de una velocidad de un campo ondulatorio puede determinarse en función de los datos traslacionales obtenidos por al menos un sensor sísmico traslacional y en función de los datos de rotación obtenidos por al menos un sensor rotativo. La "representación de una velocidad" de un campo ondulatorio puede ser una velocidad aparente, una lentitud aparente (que es la inversa de la velocidad aparente) o cualquier otra indicación de la velocidad del campo ondulatorio observado. En algunos casos (como en los casos que implican campos ondulatorios de propagación horizontal), la velocidad aparente corresponde a la velocidad real en la tierra.
En algunas implementaciones, los datos traslacionales obtenidos por el al menos un sensor sísmico traslacional son en respuesta a la activación de al menos una fuente sísmica activa. Una "fuente sísmica activa" hace referencia a una fuente sísmica que es controlable por un operador de levantamiento. En otras implementaciones, los datos traslacionales obtenidos por al menos un sensor
sísmico traslacional puede ser parte de un levantamiento pasivo, que no emplea ninguna fuente sísmica activa. Un levantamiento pasivo usa sensores sísmicos para llevar a cabo uno o más de los siguientes: monitoreo de (micro )terremotos (un microterremoto es un terremoto con una intensidad relativamente baja); monitoreo de hidro-fracturación donde se observan microterremotos debido a una falla rocosa causada por fluidos que se inyectan activamente en la subsuperficie (para llevar a cabo la fracturación subterránea, por ejemplo); entre otros.
Mediante el uso de datos traslacionales y datos rotativos para obtener la representación de la velocidad del campo ondulatorio, no se debe depender del uso de mediciones de una serie de sensores sísmicos traslacionales para computar la representación de la velocidad del campo ondulatorio, en algunas implementaciones. En algunos casos, puede usarse una serie de sensores sísmicos traslacionales ubicados cerca (dentro de una distancia predeterminada) para medir las diferencias en los tiempos de llegada de un campo ondulatorio en los respectivos de los sensores sísmicos traslacionales. Luego dichas diferencias en los tiempos de llegada pueden usarse para determinar una velocidad aparente en uno específico de los sensores sísmicos traslacionales. Utilizar una serie de sensores sísmicos traslacionales para obtener la velocidad aparente puede aumentar la complejidad.
Mediante el uso de técnicas o mecanismos de acuerdo con algunas modalidades, la determinación de la representación de la velocidad del campo ondulatorio puede
determinarse "localmente", solo en función del uso de un montaje de sensor simple que incluye un sensor sísmico traslacional y un sensor rotativo. Aunque se hace referencia a determinar una representación de la velocidad del campo ondulatorio localmente, cabe señalar que dicha determinación local de la representación de la velocidad del campo ondulatorio puede ser en el contexto de una disposición de levantamiento que use un patrón (por ejemplo, una serie) de sensores sísmicos múltiples. Cabe señalar también que la determinación de la representación de la velocidad del campo ondulatorio puede basarse en mediciones de montajes de sensores múltiples.
Usando técnicas o mecanismos de acuerdo con algunas implementaciones, la determinación de una representación de velocidad del campo ondulatorio puede lograrse con varios tipos distintos de disposiciones de levantamiento, incluyendo aquellas con disposiciones de sensores sísmicos relativamente dispersos (levantamientos sismológicos de nodos, por ejemplo).
También, aunque en la presente descripción se hace referencia a determinar una representación de la velocidad del campo ondulatorio en el contexto de llevar a cabo levantamientos sismológicos de estructuras subterráneas para caracterizar las estructuras subterráneas, cabe señalar que pueden usarse técnicas o mecanismos de acuerdo con implementaciones adicionales para determinar una representación de la velocidad del campo ondulatorio en el contexto de otros tipos de levantamientos, tales como levantamientos para la visualizacion de tejidos
humanos, visualización de estructuras mecánicas, entre otros. En tales implementaciones, el equipo de levantamiento puede incluir un sensor de levantamiento (por ejemplo, un sensor acústico, geófono, etc.) para medir datos traslacionales y un sensor de rotación para medir datos de rotación. El equipo de levantamiento puede incluir una fuente de levantamiento activa para generar ondas acústicas que se propagan hacia una estructura objetivo (por ejemplo, tejido humano, estructura mecánica, etc.). Más generalmente, un sensor de levantamiento (o sensor de levantamiento traslacional) puede hacer referencia ya sea a un sensor sísmico para el levatamiento de una estructura subterránea o una sensor acústico para el levantamiento de otro tipo de estructura objetivo.
Como se señaló anteriormente, los datos de rotación pueden medirse mediante un sensor rotativo. Los datos de rotación hacen referencia al componente rotativo del campo ondulatorio sísmico. Como ejemplo, un tipo de sensor rotativo es el sensor rotativo R-1 de Eentec, ubicado en St. Louis, Misuri. En otros ejemplos, pueden usarse otros sensores rotativos.
Los datos de rotación se refieren a la velocidad de una rotación (o al cambio de una rotación en el tiempo) sobre un eje horizontal, como sobre el eje longitudinal horizontal (X) y/o sobre el eje transversal horizontal (Y) y/o sobre el eje vertical (Z). En el contexto del levantamiento sismológico marino, el eje longitudinal se refiere al eje que es generalmente paralelo a la dirección de movimiento de un cable sísmico de sensores de levantamiento. El eje transversal Y es generalmente
ortogonal al eje longitudinal X. El eje vertical Z es generalmente ortogonal a tanto X como Y. En el contexto del levantamiento sismológico terrestre, puede seleccionarse cualquier dirección horizontal para el eje longitudinal X, mientras que el eje transversal V puede ser cualquier eje que sea generalmente ortogonal a X.
En algunos ejemplos, un sensor rotativo puede ser un sensor rotativo multicomponente que es capaz de proporcionar mediciones de velocidades de rotación sobre ejes ortogonales múltiples (por ejemplo, Rx sobre el eje longitudinal X, Ry sobre el eje transversal Y y Rz sobre el eje vertical Z). Generalmente, R¡ representa datos de rotación, donde el subíndice / representa el eje (X, Y o Z) sobre el cual se miden los datos de rotación.
En algunos ejemplos, los datos de rotación pueden obtenerse en dos componentes ortogonales. Un primer componente está en dirección a la fuente (rotación sobre el eje transversal, Y, en el plano longitudinal-vertical, plano X-Z) y el segundo componente está perpendicular al primer componente (rotación sobre el eje longitudinal, X, en el plano transversal-vertical, plano Y -Z). En dicha geometría, los datos de rotación en el plano X-Z están dominados por ondas directas, mientras que el componente perpendicular estará dominado por ondas dispersas laterales.
Como las fuentes (fuentes activas o fuentes pasivas) pueden estar ubicadas a cualquier distancia y azimut de la ubicación del sensor de rotación, el primer componente puede no estar apuntando hacia la fuente, mientras que el segundo
componente puede no estar perpendicular a la dirección del receptor de la fuente. En estas situaciones, puede aplicarse el siguiente preprocesamiento que rota matemáticamente ambos componentes hacia la geometría descrita en lo que antecede. Dicho proceso se denomina rotación de vectores y proporciona datos diferentes a los datos de rotación medidos a los cuales se aplica la rotación de vectores. Los componentes de rotación medidos Rx y y se multiplican con una matrix que es una función de un ángulo T entre el eje del sensor de rotación, y la dirección de la fuente corno se ve desde el sensor de rotación:
La operación anterior resulta en la rotación deseada en el plano Y-Z (Re) y el plano X-Z (/?,).
Otro paso de preprocesamiento opcional es la integración de tiempo (f) de los datos de rotación. Este paso puede describirse matemáticamente como:
Rx' = nd RX dt .
La integración de tiempo anter os de rotación resulta en un cambio de fase en la forma de onda y un cambio de su espectro a frecuencias más bajas.
Los datos de rotación (por ejemplo, Rx y/o RY) pueden usarse para determinar la lentitud (o velocidad) horizontal en las dos direcciones ortogonales X longitudinal e
Y transversal (px y py respectivamente). La lentitud horizontal real p puede determinarse a partir de las lentitudes horizontales longitudinal y transversal
mediante:
ara las ondas de propagación longitudinal, px=p. Para las ondas de propagación transversal, py=p.
La Figura 1 es un diagrama esquemático de una disposición de montajes de sensores (estaciones de sensores) 100 que se utilizan para el levantamiento sismológico terrestre. Cabe señalar que las técnicas o mecanismos también pueden aplicarse en disposiciones de levantamiento marino. Los montajes de sensores 100 se tienden en una superficie del suelo 108 (en fila o en serie u otro patrón). Un montaje de sensores 100 que está "en" una superficie del suelo significa que el montaje de sensores 100 se porporciona sobre o por encima de la superficie del suelo, o está enterrado (total o parcialmente) debajo de la superficie del suelo de modo que el montaje de sensores 100 esté dentro de aproximadamente 10 metros de la superficie del suelo, aunque en algunas modalidades otro espaciado puede ser adecuado dependiendo del equipo utilizado. La superficie del suelo 108 está por encima de una estructura subterránea 102 que contiene al menos un elemento subterráneo 106 de interés (por ejemplo, yacimiento de hidrocarburos, acuífero de agua dulce, zona de
inyección de gas, etc.).
Una o más fuentes sísmicas activas 104 (denominadas también "fuentes sísmicas controladas"), que pueden ser vibradores, pistolas de aire comprimido, dispositivos explosivos, entre otros, se tienden en un campo de levantamiento en el cual se encuentran los montajes de sensores 100. La una o más fuentes sísmicas 104 también se proporcionan en la superficie del suelo 108. La una o más fuentes sísmicas activas 104 se activan en respuesta al control por parte de un operador de levantamiento, tal como emitiendo señales de control desde el sistema de control 1 16 a la o las fuentes sísmicas activas 104. La activación de las fuentes sísmicas 104 hace que las ondas sísmicas se propaguen hacia la estructura subterránea 102.
Como se señaló anteriormente, en lugar de usar fuentes sísmicas activas para proporcionar levantamientos de fuente controlada o activos, pueden usarse técnicas de acuerdo con algunas implementaciones en el contexto de los levantamientos pasivos (cuando no se proporcionan fuentes sísmicas activas).
Las ondas sísmicas reflejadas desde la estructura subterránea 102 (y desde el elemento subterráneo 106 de interés) se propagan hacia arriba hacia los montajes de sensores 100. Los sensores sísmicos 1 12 (por ejemplo, geófonos, acelerómetros u otros sensores sísmicos traslacionales) en los montajes de sensores 100 correspondientes miden los datos traslacionales que corresponden a
las ondas sísmicas reflejadas desde la estructura subterránea 102. Además, de acuerdo con varias modalidades, los montajes de sensores 100 incluyen además sensores rotativos 1 14 diseñados para medir los datos de rotación. En algunos ejemplos, puede suponerse que la respuesta de impulsos de un sensor rotativo 114 se conoce y se compensa de forma adecuada. En otras palabras, se considera que los datos de rotación están calibrados adecuadamente con respecto a los datos traslacionales.
Aunque un montaje de sensores 100 se ¡lustra como que incluye tanto un sensor sísmico 1 12 y un sensor rotativo 1 14, cabe señalar que, en otras modalidades, los sensores sísmicos 1 12 y los sensores rotativos 1 14 pueden incluirse en montajes de sensores separados.
En ejemplos de implementaciones adicionales, también pueden incluirse otros tipos de sensores en los montajes de sensores 100, incluyendo sensores de divergencia (descritos en lo sucesivo).
En algunas implementaciones, los montajes de sensores 100 están interconectados por un cable eléctrico 1 10 a un sistema de control 1 16. En otros ejemplos, en lugar de conectar los montajes de sensores 100 mediante el cable eléctrico 0, los montajes de sensores 100 pueden comunicarse de forma inalámbrica con el sistema de control 1 16. En algunos ejemplos, pueden proporcionarse encaminadores o concentradores intermedios en puntos
intermedios de la red de montajes de sensores 100 para permitir la comunicación entre los montajes de sensores 100 y el sistema de control 116.
El sistema de control 116 que se muestra en la Figura 1 incluye además un módulo de determinación de velocidad 120 que es ejecutable en uno o más procesadores 122. El o los procesadores 122 están conectados al medio de almacenamiento 124 (por ejemplo, uno o más dispositivos de almacenamiento de disco y/o uno o más dispositivos de memoria). En el ejemplo de la Figura 1 , el medio de almacenamiento 124 se usa para almacenar datos traslacionales 126 comunicados desde los sensores sísmicos 1 12 de los montajes de sensores 100 al sistema de control 116, y para almacenar datos de rotación 128 comunicados desde los sensores rotativos 1 14 o derivados de sensores sísmicos cercanos entre sí. El medio de almacenamiento 124 también puede usarse para almacenar datos de divergencia (que no se muestran) en las implementaciones en las que se usan sensores de divergencia.
Los datos traslacionales almacenados 126 pueden incluir datos de traslación vertical (datos de traslación Z), representados como Uz, que son datos de traslación orientados en la dirección vertical (Z). Uz se mide por medio de un componente vertical de un sensor sísmico 1 12. En ejemplos adicionales, los datos de traslación almacenados 126 también pueden incluir datos traslacionales horizontales (datos traslacionales X y/o Y). Los datos traslacionales en las direcciones X e Y también pueden denominarse componentes vectoriales,
representados como L/? y Uy, respectivamente. Los datos de L/? y/o Uy pueden medirse mediante los componentes Xe Y respectivos de un sensor sísmico 1 12.
En operación, el módulo 120 de determinación de la velocidad se utiliza para determinar, en función de los datos traslacionales 126 y los datos de rotación 128, una representación de la velocidad del campo ondulatorio. A pesar de que no se muestra, el sistema de control 1 16 puede incluir además otro(s) módulo(s) de procesamiento que pueden utilizar la representación de la velocidad del campo ondulatorio para realizar procesamientos adicionales, tales como los que se enumeran precedentemente.
La Figura 2 ilustra el montaje del sensor de ejemplo (o estación de sensor) 100, de acuerdo con algunos ejemplos. El montaje del sensor 100 puede incluir un sensor sísmico 1 12 para medir los datos traslacionales (por ejemplo, desplazamiento, velocidad, aceleración, etc.) generalmente a lo largo de un eje en particular, como el eje Z. El sensor sísmico 1 12 es para medir los datos traslacionales "generalmente" a lo largo del eje particular, en el sentido que a pesar de que la colocación objetivo del sensor sísmico 112 es para medir la información de rotación a lo largo del eje Z, los errores de colocación o las tolerancias de fabricación (asociados con la fabricación y construcción del montaje del sensor 100) pueden causar algunos errores en los datos traslacionales medidos de forma que los datos traslacionales medidos se desvían (por alguna tolerancia predefinida) con respecto al eje Z. En algunos ejemplos, el montaje del sensor 100 también puede incluir
sensor(es) sísmico(s) para medir los datos traslacionales generalmente a lo largo de los ejes X o Y.
Además, el montaje del sensor 100 incluye un sensor rotativo 204 orientado para medir la velocidad de rotación transversal (Rx), generalmente sobre el eje longitudinal (eje X), y otro sensor rotativo 206 orientado para medir la velocidad rotación longitudinal (Ry), generalmente sobre el eje transversal (eje Y). La información de rotación Rx o RY corresponde "generalmente" al eje X o eje Y, respectivamente, en el sentido de que a pesar que la colocación objetivo del sensor rotativo 204 o 206 es para medir la información de rotación sobre el eje X o Y, los errores de colocación o tolerancias de fabricación pueden causar algunos errores en los datos de rotación medidos de forma tal que los datos de rotación medidos se desvíen (por alguna tolerancia predefinida) con respecto a los ejes X o Y.
En algunos ejemplos, también se puede proporcionar un sensor rotativo orientado para medir la velocidad rotación vertical (Rz), generalmente en el eje vertical (Z) en el montaje del sensor 100. Nuevamente, los errores de colocación o las tolerancias de fabricación pueden causar un desfasaje (por alguna tolerancia predefinida) del eje vertical (Z). En otros ejemplos, el montaje del sensor 100 puede incluir solo uno de los sensores rotativos 204 y 206. El montaje del sensor 100 tiene una carcasa 210 que contiene los sensores 1 12, 204 y 206. En las implementaciones de acuerdo con la Figura 2, se considera que un sensor rotativo (204 o 206) está ubicado conjuntamente con el sensor sísmico 1 12, dentro de la misma carcasa
El montaje del sensor 100 Incluye adicionalmente (con líneas punteadas) un sensor de divergente 208, que puede incluirse en algunos ejemplos del montaje del sensor 100, pero puede omitirse en otros ejemplos. En algunos ejemplos, en contextos donde se busca la eliminación o atenuación de ruidos, los datos de divergencia del sensor divergente 208 pueden ser utilizados para proporcionar un modelo de referencia de ruido para realizar la atenuación del ruido. El modelo de ruido proporcionado por los datos de divergencia puede ser utilizado junto con la técnica de determinación de la velocidad del campo ondulatorio de acuerdo con algunas modalidades (en función de los datos de rotación) para realizar la atenuación del ruido.
En la Figura 3 se muestra un ejemplo de un sensor divergente 208. El sensor divergente 208 tiene un contenedor cerrado 300 que está cerrado. El contenedor 300 contiene un volumen de líquido 302 (u otro material tal como gel, o un sólido como arena o plástico) adentro del contenedor 300. Además, el contenedor 300 contiene un hidrófono 304 (u otro tipo de sensor de presión) sumergido en el líquido 302 (u otro material). El hidrófono 304 está mecánicamente desacoplado de las paredes del contenedor 300. Como resultado, el hidrófono 304 es sensible únicamente a ondas acústicas inducidas en el líquido 302 a través de las paredes del contenedor 300. Para mantener una posición fija, el hidrófono 304 está acoplado por medio de un mecanismo de acople 306 que amortigua la propagación
de ondas acústicas a través del mecanismo de acople 306. Los ejemplos del líquido 302 incluyen los siguientes: keroseno, aceite mineral, aceite vegetal, aceite silicónico y agua. En otros ejemplos, se pueden utilizar otros tipos de líquidos u otros materiales.
La Figura 4 es un diagrama de flujo de un proceso de acuerdo con algunas modalidades. El proceso de la Figura 4 puede ser realizado por el módulo de determinación de la velocidad 120 en el sistema de control 116 de la Figura 1 , o por algún otro sistema de control. El proceso recibe (en 402) datos traslacionales obtenido por al menos un sensor de levantamiento traslacional. En algunas implementacíones, los datos traslacionales obtenidos son en respuesta a la activación de al menos una fuente sísmica (por ejemplo, 104 en la Figura 1 ).
El proceso recibe adicionalmente (en 404) datos de rotación obtenidos por al menos un sensor rotativo. En algunas implementacíones, los datos de rotación obtenidos pueden incluir datos de rotación horizontal, que son los datos de rotación generalmente sobre un eje horizontal (eje y/o Y).
El proceso luego determina (en 406) una representación de la velocidad del campo ondulatorio en función de los datos traslacionales y los datos de rotación. La representación determinada de la velocidad del campo ondulatorio puede depender de la frecuencia. La representación de la velocidad del campo ondulatorio puede ser computado para una frecuencia en particular de un campo
ondulatorio de interés, alternativamente, múltiples representaciones de la velocidad del campo ondulatorio pueden ser computadas para frecuencias diferentes del campo ondulatorio de interés. La representación de la velocidad del campo ondulatorio puede utilizarse para procesamientos adicionales, como para la atenuación de ruidos, separación de los componentes del campo ondulatorio, apilamiento, u otros tareas relacionadas con la realización de los levantamientos sismológicos para caracterizar la estructura subterránea. Caracterizar la estructura subterránea puede incluir general una imagen de la estructura subterránea, generando un modelo de la estructura subterránea, y similares.
Como se menciona precedentemente, la representación de la velocidad del campo ondulatorio puede incluir velocidad aparente, lentitud, o alguna otra indicación de la velocidad del campo ondulatorio. La velocidad aparente (que corresponde a una inclinación del evento sísmico en el dominio tiempo-espacio) está relacionada a la inversa de la lentitud horizontal p (aparente lentitud longitudinal px y aparente lentitud transversal py). La lentitud horizontal, p, permanece constante sobre una trayectoria sísmica (la trayectoria del campo ondulatorio sísmico) y también está relacionada con la dirección de propagación de las ondas dentro de la estructura subterránea. Por ejemplo, el ángulo de propagación (respecto al eje vertical Z) está dado por a = asín (px * Vp) para ondas P, donde Vp representa la velocidad real de las ondas P en una ubicación dada dentro de la estructura subterránea. El ángulo de propagación está dado por a = asín (px · Vs) para ondas S, donde Vs representa la velocidad real de las ondas S en una ubicación dada dentro de la
estructura subterránea. En lo que antecede, la velocidad aparente es igual a 1/px.
Conocer la lentitud p puede permitir determinar la trayectoria sísmica de un evento sísmico (para un modelo terrestre conocido definiendo las velocidades reales Vp y Vs, donde el modelo terrestre representa una estructura subterránea), o recíprocamente, permitir determinar las propiedades (Vp, Vs) si se conoce la trayectoria sísmica. Por ejemplo, considerando específicamente ondas superficiales de propagación horizontal (por ejemplo, ruido de rodillo de tierra), conocer p (para varias frecuencias) para un determinado montaje del sensor proporciona información sobre la velocidad de las ondas de cizalla cerca de la superficie debajo montaje del sensor dado. Otra aplicación puede utilizar la velocidad aparente de las ondas para diferenciar un ruido de rodillo de tierra que se propaga lentamente de señales de reflexión más rápidas.
Más generalmente, una representación de la velocidad del campo ondulatorio, ya sea expresada como lentitud aparente (por ejemplo, p), velocidad aparente (por ejemplo, vp, vs) o cualquier otra indicación de la velocidad del campo ondulatorio, puede ser utilizada para cualquier fin relacionado con el levantamiento de una estructura objetivo, tal como una estructura subterránea.
Tomando en cuenta las condiciones frontera (superficie libre o superficie terrestre para los datos del reconocimiento topográfico o el fondo del mar para los datos del reconocimiento marítimo), que los datos de rotación transversal diferenciados en el
tiempo RY es igual (o proporcional, si no está bien calibrado) a la derivada espacial
longitudinal de los datos traslacionales verticales Uz:
dRY _ dü7 _ ? ( X + 8X / 2,Y ) -Uy( X - dX / 2,Y )
dí ~ ex ~ ex
De manera similar, los datos de rotación longitudinal diferenciados en el tiempo Rx
es igual (o proporcional, si no está bien calibrado) a la derivada espacial transversal de los datos traslacionales verticales Uz:
En las ecuaciones precedentes, d? y d? representa la distancia de desfasaje en la
dirección X y la distancia de desfasaje en la dirección Y, respectivamente, y son
distancias relativamente pequeñas en comparación con el campo ondulatorio del
campo ondulatorio de interés.
Las Ecuaciones 1 y 2 pueden reformularse como:
p — n JJ (Ecuaciones 3)
_ rT (Ecuaciones A )
Rx = PrVz ,
donde px = d? / d? y py = ó~f / d? representan la lentitud horizontal longitudinal y
transversal, respectivamente. El valor de 5t representa el desfasaje en el tiempo.
Las Ecuaciones 3 y 4 muestran que los datos de rotación horizontal (Rx y Ry) son versiones a escala de la lentitud de los datos traslacionales verticales (a escala por py y ?, respectivamente). En otras palabras, los datos de rotación horizontal y los datos traslacionales verticales están en fase y se relacionan por un factor proporcional (igual cuando está bien calibrado) a la representación de la velocidad (lentitud aparente o velocidad). Estas relaciones no dependen del tipo de campo ondulatorio considerado (por ejemplo, onda P, onda S, onda de Rayleigh, etc.).
Como resultado, en cualquier momento, la(s) lentitud(es) (por ejemplo, px y/o py) pueden estimarse directamente de los datos de rotación Ry (y/o Rx, respectivamente) sobre los datos traslacionales verticales Uz (de acuerdo con las Ecuaciones 3 o 4) independientemente del tipo de campo ondulatorio de interés. Dicho de otra forma, al procesar cada muestra de tiempo individualmente (e independientemente), donde cada muestra de tiempo incluye los datos de rotación y los datos traslacionales, se puede obtener la lentitud instantánea. Una muestra de tiempo (es decir, una muestra) refiere a los datos de medición recolectados en un momento, donde los datos de medición incluyen los datos de rotación o los datos traslacionales.
Obtener la lentitud horizontal (o inversamente, la velocidad aparente de la fase) instantáneamente (en función de una muestra individual) puede producir resultados
de relativamente alta resolución. En ejemplos diferentes, se pueden considerar múltiples muestras juntas en ciertos escenarios, tal como cuando los datos traslacionales (por ejemplo, Uz) tienden a cero u otro valor relativamente bajo, o cuando los datos de medición (inclusive los datos de rotación y los datos traslacionales son relativamente ruidosos). Nótese que computar la lentitud de acuerdo con las Ecuaciones 3 o 4 pueden reformularse como:
Py = Ry U (Ecuaciones 5)
PY= RX / UZ . (Ecuaciones 6)
En situaciones en las que Uz tiende a un valor bajo o cuando los datos de medición son ruidosos, considerar múltiples muestras juntas puede ayudar a suavizar/estabilizar los resultados. Considerar múltiples muestras juntas puede basarse en definir una ventana de tiempo de una longitud de tiempo predeterminada; los datos de medición recolectados en las muestras dentro de la ventana de tiempo se agregan para computar la lentitud (o inversamente, la velocidad aparente).
En algunos ejemplos, se puede computar la relación RY (o Rx o R¡ luego de la rotación como se describe precedentemente) respecto a Uz en función de múltiples muestras dentro de una ventana de tiempo definida ya sea en el dominio de tiempo como en el dominio de frecuencia. En algunos ejemplos, se puede computar la relación en función de descomposición en valores singulares (DVS) de señales (los
datos de medición que contienen datos de rotación y datos traslacionales) en cada ventana de tiempo individual dicho cómputo se realiza en el dominio de tiempo. En diferentes ejemplos, la relación de amplitud RMS (media cuadrática) puede utilizarse para computar la relación RY (o Rx) respecto a Uz, que puede realizarse tanto en el dominio del tiempo como en el dominio de frecuencia.
En otros ejemplos, el agregado de datos de rotación y datos traslacionales de las muestras en cada ventana de tiempo puede ser el promedio (u otro agregado, tal como la suma, etc.) de los datos de rotación y los datos traslacionales, respectivamente. En cada una de las Ecuaciones 5 y 6, los valores Ry, Rx y Uz
pueden ser reemplazados por los respectivos valores agregados, por ejemplo Y (que representa el promedio u otro agregado de múltiples muestras Ry en la
ventana de tiempo), ?? (que representa el promedio u otro agregado de múltiples
muestras Rx en la ventana de tiempo), y Uz (que representa el promedio u otro agregado de múltiples muestras Uz en la ventana de tiempo).
La Figura 5 es un diagrama de flujo de un proceso de determinación de representaciones de la velocidad del campo ondulatorio (por ejemplo, px y py), en función de múltiples muestras en una ventana de tiempo. El proceso de la Figura 5 puede ser realizado por el módulo de determinación de la velocidad 120 en el sistema de control 1 16 de la Figura 1 , o por algún otro sistema de control.
El proceso de la Figura 5 define (en 502) una ventana de tiempo con una longitud temporal predeterminada. El proceso luego recibe (en 504) múltiples muestras en la ventana de tiempo. Cada una de las múltiples muestras de tiempo incluyen datos de rotación (obtenidos por al menos un sensor rotativo) y datos traslacionales (obtenidos por al menos un sensor sísmico).
El proceso luego agrega (en 506) la información de medición en las múltiples muestras de tiempo dentro de la ventana de tiempo, por ejemplo, en función del uso de la técnica DVS, la técnica de amplitud RMS, u otra técnica de agregación discutida precedentemente.
En función de los datos de rotación agregados y los datos traslacionales agregados, el proceso de la Figura 5 determina (en 508) las representaciones de la velocidad del campo ondulatorio (por ejemplo, px y py).
El proceso de la Figura 5 puede reiterarse para intervalos de tiempo consecutivos. En otras palabras, dado una ventana de tiempo definida de una longitud temporal predefinida, se consideran intervalos de tiempos plurales sucesivos. Para cada uno de los intervalos de tiempo plurales, el proceso de la Figura 5 se aplica a las múltiples muestras de la ventana de tiempo correspondiente, y la(s) representación(es) de la velocidad del campo ondulatorio se computa(n) para cada uno de los intervalos de tiempos correspondientes.
Los intervalos de tiempo plurales sucesivos pueden ser intervalos discretos, como se ilustra en la Figura 6 (que muestra los intervalos de tiempo 1 , 2, 3, y siguientes). Dentro de cada ventana de tiempo, se recopilan cuatro muestras, de acuerdo con el ejemplo descrito (se pueden recopilar números diferentes por ventana de tiempo en otros ejemplos). Con las ventanas de tiempo discretas, las muestras en cualquier primera ventana de tiempo son mutualmente exclusivas de las muestras de cualquier segunda ventana de tiempo (en otras palabras, dos ventanas de tiempo no comparten ninguna muestra).
La Figura 7 ilustra un ejemplo diferente, en el que las ventanas de tiempo plurales sucesivos son intervalos deslizantes. Con la ¡mplementación de las ventanas deslizantes, dos ventanas de tiempo sucesivas se desfasan por un tiempo de desfasaje predeterminado, pero las dos ventanas de tiempo sucesivas se superponen. La Figura 7 muestra las ventanas deslizantes 1 , 2, 3, y siguientes. Debido a la superposición, dos ventanas de tiempo sucesivas comparten un número (uno o más) de muestras. En el ejemplo de la Figura 7, tres muestras 702 en la ventana deslizante 1 se comparten con la ventana deslizante 2.
También se puede realizar el análisis de acuerdo con algunas implementaciones en el dominio de frecuencia, en donde la lentitud se calcula para cada muestra de frecuencia (o banda) utilizando una de las técnicas antemencionadas. Esto da la aparente velocidad de las ondas como una función de la frecuencia (llamadas curvas de dispersión), Cuando se consideran las curvas de Rayleigh, por ejemplo,
las curvas de dispersión pueden utilizarse para obtener la velocidad de la onda S cerca de la superficie.
Los procesos descritos en las Figuras 4-5 pueden implementarse con instrucciones legibles en computadora (tal como el módulo 120 en la Figura 1 ). Las instrucciones legibles en computadora se cargan para ejecutarse en un procesador o múltiples procesadores (por ejemplo, 122 en la Figura 1 ). Un procesador puede incluir un microprocesador, un micro controlador, un módulo de procesador o subsistema programable integrado al circuito, una matriz de puertas, u otro dispositivo de control o informático.
Los datos y las instrucciones se almacenan en los respectivos dispositivos de almacenamiento, que se implementan como uno o más medios de almacenamiento legibles en computadora o legibles en máquina. Los medios de almacenamiento incluyen diferentes formas de memoria inclusive dispositivos semiconductores de memoria tal como las memorias de acceso aleatorias dinámicas o estáticas (DRAM o SRAM), memorias de solo lectura programables y borrables (EPROM), memorias de solo lectura programables y borrables eléctricamente (EEPROM) y memorias flash; discos magnéticos tal como discos duros, disquetes y discos extraíbles; otros medios magnéticos inclusive cinta; medios ópticos tal como discos compactos (CD) o discos de video digital (DVD); u otros tipos de dispositivos de almacenamiento. Nótese que las instrucciones precedentes pueden proporcionarse en un medio de almacenamiento legible en computadora o legible en máquina, o alternativamente,
en múltiples medios de almacenamiento legibles en computadora o legibles en máquina distribuidos en un sistema grande con posibilidad de varios nodos. Se considera que dichos medio o medios legibles en computadora o legibles en máquina son parte de un artículo (o artículos de fabricación). Un artículo o artículo de fabricación puede referirse a uno o múltiples componentes de fabricación cualquiera. El medio o medios de almacenamiento pueden estar ubicados ya sea en la máquina ejecutando las instrucciones legibles en máquina, o ubicados en un sitio remoto de donde se pueden descargar las instrucciones legibles en máquina de una red para su ejecución.
En la descripción precedente, se establecen varios detalles para comprender algunos de los temas descritos en la presente. No obstante, se pueden practicar implementaciones sin algunos de estos detalles. Otras ¡mplementaciones pueden incluir modificaciones y variaciones de los detalles discutidos precedentemente. La intención es que las reivindicaciones adjuntas cubran dichas modificaciones y variaciones.
Claims (15)
1. Un método, que comprende: recibir datos traslacionales obtenidos por al menos un sensor de levantamiento traslacional en respuesta a la activación de al menos una fuente de levantamiento activa; recibir datos de rotación obtenidos por al menos un sensor rotativo; y determinar una representación de la velocidad del campo ondulatorio en función de los datos traslacionales y los datos de rotación.
2. El método de la reivindicación 1 , caracterizado porque recibir los datos de rotación comprende recibir los datos de rotación que generalmente están sobre un eje horizontal.
3. El método de la reivindicación 2, caracterizado porque recibir los datos de rotación horizontal comprende recibir los datos de rotación horizontal basados en la medición de un sensor rotativo, donde el sensor rotativo está ubicado conjuntamente con el sensor de levantamiento traslacional dentro de una carcasa.
4. El método de la reivindicación 1 , caracterizado porque recibir los datos de rotación comprende recibir los datos de rotación que generalmente están sobre un primer eje horizontal, y recibir los datos de rotación que generalmente están sobre un segundo eje horizontal diferente.
5. El método de la reivindicación 1 , caracterizado porque determinar la representación de la velocidad del campo ondulatorio comprende determinar la lentitud aparente de un campo ondulatorio.
6. El método de la reivindicación 1 , que comprende adicionalmente determinar representaciones de la velocidad del campo ondulatorio a frecuencias plurales.
7. El método de la reivindicación 1 , caracterizado porque determinar la representación de la velocidad del campo ondulatorio comprende determinar la velocidad aparente de un campo ondulatorio.
8. El método de la reivindicación 1 , caracterizado porque determinar la representación de la velocidad del campo ondulatorio comprende computar una relación de los datos de rotación con respecto a los datos traslacionales.
9. El método de la reivindicación 8, caracterizado porque computar una relación de los datos de rotación comprende computar una relación de los datos de rotación horizontal con respecto a los datos traslacionales verticales.
10. El método de la reivindicación 1 , caracterizado porque: recibir los datos traslacionaciones y los datos de rotación comprende recibir muestras plurales de los datos traslacionales y los datos de rotación; y determinar la representación de la velocidad del campo ondulatorio en función de muestras plurales de los datos traslacionales y los datos de rotación.
1 1. El método de la reivindicación 10, caracterizado porque recibir las muestras plurales de los datos traslacionales y los datos de rotación incluye recibir muestras plurales que están dentro de una ventana de tiempo de una longitud predeterminada.
12. El método de la reivindicación 1 1 , caracterizado porque la ventana de tiempo es una primera ventana de tiempo, el método comprende adicionalmente: recibir muestras adicionales de datos traslacionales y datos de rotación en una segunda ventana de tiempo de una longitud predeterminada; y determinar una indicación adicional de la velocidad del campo ondulatorio en función de los datos traslacionales y los datos de rotación en la muestra adicional.
13. El método de la reivindicación 1 , caracterizado porque computar la representación de la velocidad del campo ondulatorio comprende computar una representación dependiente de la frecuencia de la velocidad del campo ondulatorio.
14. El método de la reivindicación 1 , caracterizado porque los datos traslacionales incluyen los datos traslacionales verticales.
15. Un sistema que comprende: un medio de almacenamiento para almacenar datos de rotación obtenidos por al menos un sensor rotativo y datos traslacionales obtenidos por al menos un sensor de levantamiento traslacional en respuesta a la activación de una fuente de levantamiento activa; y al menos un procesador a configurarse para llevar a cabo cualquier de las reivindicaciones precedentes.
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