MX2014011859A - Métodos y dispositivos para recopilación de datos de prospección mejorada. - Google Patents

Abstract

Se describen métodos y sistemas de computación para mejorar la recopilación de datos de prospección. En una modalidad, se realiza un método que incluye desplegar un arreglo de cables sísmicos marinos, en donde los cables respectivos en el arreglo incluyen diversos receptores sísmicos; remolcar el arreglo de cables sísmicos marinos; dirigir activamente el arreglo de cables sísmicos marinos; y mientras se dirige activamente el arreglo de cables sísmicos marinos, mantener un perfil de profundidad de remolque para el arreglo, de modo que los diversos receptores sísmicos se configuren para adquirir datos sísmicos que tienen una frecuencia de respuesta fantasma del receptor que varía linealmente.

Description

MÉTODOS Y DISPOSITIVOS PARA RECOPILACIÓN DE DATOS UNA PROSPECCIÓN MEJORADA REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUD RELACIONADA La presente solicitud reivindica el beneficio de la solicitud de patente provisional estadounidense N. ° de serie 61/620.120, presentada el 4 de abril de 2012 y la solicitud de patente no provisional N. ° de serie 13/689.583, presentada el 29 de noviembre de 2012, las cuales se incorporan al presente por referencia en su totalidad.

ANTECEDENTES En las prospecciones sísmicas, se encuentran diversos tipos de ruido, incluido reflexiones múltiples o "múltiples" para abreviar. Los múltiples típicos son reverberaciones dentro de una zona de baja velocidad, como dentro de la superficie del mar y el fondo del mar. Las interfases agua-aire, o sea, la superficie del mar, pueden reflejar una onda sísmica y provocar una reflexión descendente. Además, la geometría de la fuente-receptor puede producir múltiples de trayectoria corta que vuelven hacia abajo desde la superficie del mar, que a veces se denominan fantasmas. El fantasma tiene una respuesta que depende de la frecuencia que interfiere constructiva y destructivamente con la señal primaria. La respuesta del fantasma está relacionada directamente con la diferencia de tiempo de viaje entre la señal primaria y la señal fantasma. A determinada frecuencia, denominada la frecuencia de muesca fantasma, la señal primaria y la señal fantasma se anularán y dejarán el registro sísmico prácticamente sin amplitud de señal. Como regla general, al variar la distancia entre un receptor y el reflector (p. ej . , la superficie del mar) que genera el fantasma puede mover la muesca del fantasma con respecto a una frecuencia determinada (y/o modificar la respuesta de frecuencia al fantasma) . Como la diferencia de tiempo de viaje entre la señal primaria y la señal fantasma cambia en función del desplazamiento de la fuente al receptor, un cable sísmico marino de profundidad constante tendrá una respuesta fantasma que cambia en función del desplazamiento.

Los enfoques actuales intentan aumentar la diversidad de la respuesta fantasma en función del desplazamiento, y por lo tanto reducen el impacto de la muesca fantasma, mediante la modificación de la profundidad del cable utilizando cables sísmicos marinos con forma de gradiente constante o utilizando cables curvos que se aplanan con el aumento del desplazamiento. Aunque estas técnicas pueden aumentar la diversidad de la respuesta de la muesca en determinados intervalos de desplazamiento, el índice de cambio de la respuesta fantasma no es constante, lo que produce una menor variación en la diversidad de la muesca fantasma en determinados intervalos de desplazamiento.

Como tal, puede resultar útil elegir parámetros operativos de prospección, como profundidades y configuraciones del cable sísmico marino, para variar la muesca fantasma de forma lineal en función del desplazamiento de la fuente al detector o en función del ángulo de incidencia de la reflexión objetivo.

COMPENDIO De acuerdo con algunas modalidades, se realiza un método que incluye desplegar un arreglo de cables sísmicos marinos, en donde los cables respectivos en el arreglo incluyen diversos receptores sísmicos; remolcar el arreglo de cables sísmicos marinos; dirigir activamente el arreglo de cables sísmicos marinos; y mientras se dirige activamente el arreglo de cables sísmicos marinos, mantener un perfil de profundidad de remolque para el arreglo, de modo que los diversos receptores sísmicos se configuren para adquirir datos sísmicos que tienen una frecuencia de respuesta fantasma del receptor que varía linealmente.

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un sistema de computación que incluye al menos un procesador, al menos una memoria y uno o más programas almacenados en la al menos una memoria, en donde el o los programas se configuran para ser ejecutados por el o los procesadores, el o los programas incluyen instrucciones para desplegar un arreglo de cables sísmicos marinos, en donde los cables respectivos en el arreglo incluyen diversos receptores sísmicos; remolcar el arreglo de cables sísmicos marinos; dirigir activamente el arreglo de cables sísmicos marinos; y mientras se dirige activamente el arreglo de cables sísmicos marinos, mantener un perfil de profundidad de remolque para el arreglo, de modo que los diversos receptores sísmicos se configuren para adquirir datos sísmicos que tienen una frecuencia de respuesta fantasma del receptor que varía linealmente.

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un medio de almacenamiento legible por computadora, el medio tiene un conjunto de uno o más programas que incluyen instrucciones que cuando se ejecutan por un sistema de computación provocan que el sistema de computación despliegue un arreglo de cables sísmicos marinos, en donde los cables respectivos en el arreglo incluyen diversos receptores sísmicos; remoque el arreglo de cables sísmicos marinos; dirija activamente el arreglo de cables sísmicos marinos; y mientras se dirige activamente el arreglo de cables sísmicos marinos, mantenga un perfil de profundidad de remolque para el arreglo, de modo que los diversos receptores sísmicos se configuren para adquirir datos sísmicos que tienen una frecuencia de respuesta fantasma del receptor que varía linealmente .

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un sistema de computación que incluye al menos un procesador, al menos una memoria y uno o más programas almacenados en la al menos una memoria; y medios para desplegar un arreglo de cables sísmicos marinos, en donde los cables respectivos en el arreglo incluyen diversos receptores sísmicos; medios para remolcar el arreglo de cables sísmicos marinos; dirigir activamente el arreglo de cables sísmicos marinos; y mientras se dirige activamente el arreglo de cables sísmicos marinos, medios para mantener un perfil de profundidad de remolque para el arreglo, de modo que los diversos receptores sísmicos se configuren para adquirir datos sísmicos que tienen una frecuencia de respuesta fantasma del receptor que varía linealmente .

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un aparato para el procesamiento de la información para utilizar en un sistema de computación que incluye medios para desplegar un arreglo de cables sísmicos marinos, en donde los cables respectivos en el arreglo incluyen diversos receptores sísmicos; medios para remolcar el arreglo de cables sísmicos marinos; dirigir activamente el arreglo de cables sísmicos marinos; y mientras se dirige activamente el arreglo de cables sísmicos marinos, medios para mantener un perfil de profundidad de remolque para el arreglo, de modo que los diversos receptores sísmicos se configuren para adquirir datos sísmicos que tienen una frecuencia de respuesta fantasma del receptor que varía linealmente.

De acuerdo con algunas modalidades, se realiza un método que incluye: determinar un primer índice de cambio de profundidad de remolque para una primera ubicación en un cable sísmico marino, en donde el primer índice de cambio de profundidad de remolque se configura para mantener un primer índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en la primera ubicación; y basándose, al menos en parte, en el primer índice de cambio de profundidad de remolque, determinar una profundidad de remolque para una segunda ubicación en el cable marino.

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un sistema de computación que incluye al menos un procesador, al menos una memoria y uno o más programas almacenados en la al menos una memoria, en donde el o los programas están configurados para ser ejecutados por el o los procesadores, los cuales programas incluyen instrucciones para determinar un primer índice de cambio de profundidad de remolque para una primera ubicación en un cable sísmico marino, en donde el primer índice de cambio de profundidad de remolque se configura para mantener un primer índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en la primera ubicación; y basándose, al menos en parte, en el primer índice de cambio de profundidad de remolque, determinar una profundidad de remolque para una segunda ubicación en el cable marino.

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un medio de almacenamiento legible por computadora, el medio tiene un conjunto de uno o más programas que incluyen instrucciones que cuando se ejecutan por un sistema de computación provocan que el sistema de computación determine un primer índice de cambio de profundidad de remolque para una primera ubicación en un cable sísmico marino, en donde el primer índice de cambio de profundidad de remolque se configura para mantener un primer índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en la primera ubicación; y basándose, al menos en parte, en el primer índice de cambio de profundidad de remolque, determine una profundidad de remolque para una segunda ubicación en el cable marino.

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un sistema de computación que incluye al menos un procesador, al menos una memoria y uno o más programas almacenados en la al menos una memoria; y medios para determinar un primer índice de cambio de profundidad de remolque para una primera ubicación en un cable sísmico marino, en donde el primer índice de cambio de profundidad de remolque se configura para mantener un primer índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en la primera ubicación; y basándose, al menos en parte, en el primer índice de cambio de profundidad de remolque, medios para determinar una profundidad de remolque para una segunda ubicación en el cable marino.

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un aparato para el procesamiento de la información para utilizar en un sistema de computación que incluye medios para determinar un primer índice de cambio de profundidad de remolque para una primera ubicación en un cable sísmico marino, en donde el primer índice de cambio de profundidad de remolque se configura para mantener un primer índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en la primera ubicación; y basándose, al menos en parte, en el primer índice de cambio de profundidad de remolque, medios para determinar una profundidad de remolque para una segunda ubicación en el cable marino.

De acuerdo con algunas modalidades, se realiza un método que incluye calcular un perfil de forma curva para al menos parte de un cable sísmico marino remolcado, en donde el perfil de forma curva incluye diversas profundidades de remolque que corresponden a posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, se determinan índices respectivos de cambio de profundidad de remolque para posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, en donde los índices respectivos determinados de cambio de profundidad de remolque se configuran para mantener índices respectivos de cambios de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en las ubicaciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado y se determinan las profundidades de remolque respectivas en las diversas profundidades de remolque basándose, al menos en parte, en los índices respectivos de cambio de profundidad de remolque.

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un sistema de computación que incluye al menos un procesador, al menos una memoria y uno o más programas almacenados en la al menos una memoria, en donde el o los programas están configurados para ser ejecutados por el o los procesadores, los cuales programas incluyen instrucciones para calcular un perfil de forma curva para al menos parte de un cable sísmico marino remolcado, en donde el perfil de forma curva incluye diversas profundidades de remolque que corresponden a posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, se determinan índices respectivos de cambio de profundidad de remolque para posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, en donde los índices respectivos determinados de cambio de profundidad de remolque se configuran para mantener índices respectivos de cambios de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en las ubicaciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado y se determinan las profundidades de remolque respectivas en las diversas profundidades de remolque basándose, al menos en parte, en los índices respectivos de cambio de profundidad de remolque.

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un medio de almacenamiento legible por computadora, el medio tiene un conjunto de uno o más programas que incluyen instrucciones que cuando se ejecutan por un sistema de computación provocan que el sistema de computación calcule un perfil de forma curva para al menos parte de un cable sísmico marino remolcado, en donde el perfil de forma curva incluye diversas profundidades de remolque que corresponden a posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, se determinan índices respectivos de cambio de profundidad de remolque para posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, en donde los índices respectivos determinados de cambio de profundidad de remolque se configuran para mantener índices respectivos de cambios de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en las ubicaciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado y se determinan las profundidades de remolque respectivas en las diversas profundidades de remolque basándose, al menos en parte, en los índices respectivos de cambio de profundidad de remolque.

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un sistema de computación que incluye al menos un procesador, al menos una memoria y uno o más programas almacenados en la al menos una memoria; y medios para calcular un perfil de forma curva para al menos parte de un cable sísmico marino remolcado, en donde el perfil de forma curva incluye diversas profundidades de remolque que corresponden a posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, se determinan índices respectivos de cambio de profundidad de remolque para posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, en donde los índices respectivos determinados de cambio de profundidad de remolque se configuran para mantener índices respectivos de cambios de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en las ubicaciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado y se determinan las profundidades de remolque respectivas en las diversas profundidades de remolque basándose, al menos en parte, en los índices respectivos de cambio de profundidad de remolque.

De acuerdo con algunas modalidades, se proporciona un aparato para el procesamiento de la información para utilizar en un sistema de computación que incluye medios para calcular un perfil de forma curva para al menos parte de un cable sísmico marino remolcado, en donde el perfil de forma curva incluye diversas prof ndidades de remolque que corresponden a posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, se determinan índices respectivos de cambio de profundidad de remolque para posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, en donde los índices respectivos determinados de cambio de profundidad de remolque se configuran para mantener índices respectivos de cambios de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en las ubicaciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado y se determinan las profundidades de remolque respectivas en las diversas profundidades de remolque basándose, al menos en parte, en los índices respectivos de cambio de profundidad de remolque.

En algunas modalidades, el sistema de computación incluye un módulo de perfil de forma de cable para determinar, calcular, estimar y/o derivar un perfil de profundidad de remolque que configura un cable con diversos receptores sísmicos para adquirir datos sísmicos que tienen una frecuencia de respuesta fantasma del receptor que varía linealmente .

En algunas modalidades, el sistema de computación incluye un módulo de perfil de forma de cable, que solo o en conjunto con otras partes del sistema de computación, determina, calcula, estima y/o deriva un perfil de forma curva para un cable en diversos cables .

En algunas modalidades, un aspecto de la invención incluye que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varíe linealmente en función de un desplazamiento entre una fuente sísmica y los diversos receptores sísmicos.

En algunas modalidades, un aspecto de la invención incluye que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varíe linealmente en función de un ángulo de incidencia de trayectorias de rayos entre una fuente sísmica y los diversos receptores sísmicos.

En algunas modalidades, un aspecto de la invención incluye que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varíe linealmente, de forma primaria, en función de un desplazamiento entre una fuente sísmica y un primer subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos .

En algunas modalidades, un aspecto de la invención incluye que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varíe linealmente, de forma secundaria, en función de un desplazamiento entre la fuente sísmica y un segundo subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos .

En algunas modalidades, un aspecto de la invención incluye que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varíe linealmente, de forma primaria, en función de un ángulo de incidencia de trayectorias de rayos entre una fuente sísmica y un primer subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos.

En algunas modalidades, un aspecto de la invención incluye que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varíe, de forma secundaria, en función del ángulo de incidencia de trayectorias de rayos entre la fuente sísmica y un segundo subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos.

En algunas modalidades, un aspecto de la invención incluye que los datos sísmicos adquiridos incluyan un gradiente lineal correspondiente a la muesca de frecuencia para la frecuencia de respuesta fantasma del receptor, el gradiente lineal es sustancialmente equivalente a un primer valor para un primer subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos y el gradiente lineal es sustancialmente equivalente a un segundo valor diferente para un segundo subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos.

En algunas modalidades, un aspecto de la invención incluye que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor se encuentre en un dominio de adquisición.

En algunas modalidades, un aspecto de la invención incluye que los índices de cambio de profundidad de remolque respectivos se determinen basándose, al menos en parte, en función de un ángulo de incidencia de trayectorias de rayos entre una fuente sísmica y posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado.

En algunas modalidades, un aspecto de la invención incluye que los índices de cambio de profundidad de remolque respectivos se determinen basándose, al menos en parte, en función de un desplazamiento entre una fuente sísmica y posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para entender mejor las modalidades mencionadas anteriormente así como las modalidades adicionales de estas, se debe hacer referencia a la siguiente descripción de las modalidades, junto con los siguientes dibujos en los cuales los números de referencia similares se refieren a partes correspondientes en todas las figuras.

Las figuras de 1A a 1P ilustran configuraciones de prospecciones marinas variadas de acuerdo con algunas modalidades .

La figura 2 es una gráfica ejemplar que ilustra una profundidad del receptor dependiente del desplazamiento necesaria para mantener una respuesta fantasma que aumente linealmente en función del desplazamiento.

La figura 3 es un diagrama de flujo que ilustra un método de estimación de la forma del cable de acuerdo con algunas modalidades.

Las figuras 4 y 5 son perfiles de cables en forma curva de acuerdo con algunas modalidades.

La figura 6 ilustra un sistema de computación de acuerdo con algunas modalidades.

Las figuras 7A, 7B, 8 y 9 son diagramas de flujo que ilustran diversos métodos de acuerdo con algunas modalidades.

DESCRIPCIÓN DE LAS MODALIDADES Se hace ahora referencia en detalle las modalidades, los ejemplos de estas están ilustrados en las figuras adjuntas y dibujos. En la siguiente descripción detallada, se establecen varios detalles específicos para proporcionar una comprensión exhaustiva de la invención. Sin embargo, será aparente para un experto en la técnica que la invención se puede llevar a cabo sin estos detalles específicos. En otras instancias, no se han descrito en detalle métodos, procedimientos, componentes, circuitos y redes conocidos para no dificultar innecesariamente los aspectos de las modalidades .

Se entenderá también que a pesar de los términos primero, segundo, etc. se pueden usar en la presente para describir varios elementos, estos elementos no deben limitarse por estos términos. Estos términos solamente se utilizan para distinguir un elemento de otro. Por ejemplo, un primer objeto o etapa se puede llamar segundo objeto o etapa, y de manera similar, un segundo objeto o etapa se puede llamar primer objeto o etapa, sin apartarse del alcance de la presente invención. El primer objeto o etapa y el segundo objeto o etapa son objetos o etapas, respectivamente, pero no se considerarán el mismo objeto o etapa.

La terminología usada en la descripción de la presente intención es con el fin de describir modalidades particulares únicamente y no pretende limitar la invención. Tal como se utiliza en la descripción de la intención y las reivindicaciones adjuntas, las formas singulares "un", "una", "el" y "la" pretenden también incluir las formas plurales, a no ser que el contexto indique claramente lo contrario. También se entenderá que el término "y/o" tal como se usa en la presente se refiere y comprende cualquiera y todas las combinaciones posibles de uno o más de los ítems enumerados asociados. Se entenderá además que los términos "incluye", "que incluye", "comprende" y/o "que comprende", cuando se utilizan en esta especificación, especifican la presencia de características, enteros, etapas, operaciones, elementos y/o componentes indicados, pero no excluye la presencia o adición de una o más características, enteros, etapas, operaciones, elementos, componentes y/o grupos de estos.

Tal como se usa en la presente, el término "si" se puede interpretar como "cuando" o "luego" o "en respuesta para determinar" o "en respuesta para detectar", dependiendo del contexto.

Ahora se hace referencia a las figuras 1A-1P, que ilustran configuraciones de prospecciones marinas de acuerdo con diversas modalidades.

Configuración de prospección de cables múltiples/profundidades múltiples La figura 1A ilustra una vista lateral de una prospección marina 100 de una subsuperficie subterránea 105 de acuerdo con una o más implementaciones de diversas técnicas descritas en el presente. La subsuperficie 105 incluye la superficie del fondo marino 110. Las fuentes sísmicas 120 pueden incluir fuentes vibroseis marinas, que pueden propagar ondas sísmicas 125 (p. ej . , señales energéticas) en la Tierra durante un período extendido o en una energía casi instantánea proporcionada por fuentes impulsivas. Las ondas sísmicas se pueden propagar mediante fuentes vibroseis marinas como una señal de barrido de frecuencia. Por ejemplo, las fuentes vibroseis marinas pueden emitir inicialmente una onda sísmica a una frecuencia baja (p. ej . , 5 Hz) y aumentar la onda sísmica a una frecuencia alta (p. ej . , 80-90Hz) con el tiempo.

Los componentes de las ondas sísmicas 125 se pueden reflejar y convertir por la superficie del fondo marino 110 (es decir, el reflector) y las reflexiones de las ondas sísmicas 126 pueden ser recibidas por diversos receptores sísmicos 135. Los receptores sísmicos 135 se pueden disponer en múltiples cables (es decir, un arreglo de cables 121) . Los receptores sísmicos 135 pueden generar señales eléctricas que representan las reflexiones de las ondas sísmicas recibidas 126. Las señales eléctricas pueden contener información sobre la superficie 105 y se pueden capturar como un registro de datos sísmicos.

En una implementación, cada cable puede incluir dispositivos de direccionamiento del cable como un sensor aéreo, un deflector, una boya de cola y similares. Los dispositivos de direccionamiento del cable se pueden utilizar para controlar la posición de los cables de acuerdo con las técnicas descritas en el presente. El sensor aéreo, el deflector y la boya de cola se describen más detalladamente con referencia a la figura 1G a continuación.

En una implementación, las reflexiones de las ondas sísmicas 126 pueden viajar hacia arriba y alcanzar la interfase agua/aire en la superficie del agua 140, una parte mayoritaria de las reflexiones 126 se pueden reflejar hacia abajo nuevamente (es decir, ondas fantasma de la superficie del mar 129) y pueden ser recibidas por los diversos receptores sísmicos 135. Las ondas fantasma de la superficie del mar 129 se pueden denominar múltiples superficiales. El punto en la superficie del agua 140 en el cual la onda se refleja hacia abajo se denomina, generalmente, el punto de reflexión hacia abajo.

Las señales eléctricas se pueden transmitir a una embarcación 145 a través de cables de transmisión, comunicación inalámbrica o similares. La embarcación 145 puede transmitir las señales eléctricas a un centro de procesamiento de datos. Alternativamente, la embarcación 145 puede incluir una computadora a bordo capaz de procesar las señales eléctricas (o sea, los datos sísmicos) . Los entendidos en la técnica que se beneficien de la presente descripción, apreciarán que esta ilustración está muy idealizada. Por ejemplo, las prospecciones pueden ser de formaciones profundas, por debajo de la superficie. Las formaciones pueden incluir típicamente múltiples reflectores, algunos de los cuales pueden incluir eventos de echado y pueden generar múltiples reflexiones (incluido conversión de la onda) para la recepción por los receptores sísmicos 135. En una implementación, se pueden procesar los datos sísmicos para generar una imagen sísmica de la subsuperficie 105.

Típicamente, los sistemas de adquisición sísmica marina remolcan cada cable en el arreglo de cables 121 a la misma profundidad (p. ej . , 5-10 m) . Sin embargo, la prospección marina 100 puede remolcar cada cable en el arreglo de cables 121 a diferentes profundidades, de modo que los datos sísmicos se puedan adquirir y procesar de un modo que evite los efectos de la interferencia destructiva debido a las ondas fantasma de la superficie del mar. Por ejemplo, las prospecciones marinas 100 de la figura 1A ilustran ocho cables remolcados por la embarcación 145 a ocho profundidades diferentes. La profundidad de cada cable se puede controlar y mantener utilizando los sensores aéreos dispuestos en cada cable. En una implementación, los cables se pueden disponer en profundidades crecientes, de modo que el cable que se encuentra más a la izquierda sea el cable que se encuentra a mayor profundidad y el cable que se encuentra más a la derecha sea el que se encuentra a menor profundidad o viceversa. (Véase la figura IB) .

Alternativamente, los cables se pueden disponer de un modo simétrico, de modo que los dos cables del medio se remolquen a la misma profundidad; los dos cables a los costados de los cables del medio se remolcan a la misma profundidad, que es más profunda que la de los cables del medio y así sucesivamente. (Véase la figura 1C) . En este caso, la distribución de los cables tendría la forma de una V invertida. Aunque se ha ilustrado la prospección marina 100 con ocho cables, en otras implementaciones la prospección marina 100 puede incluir cualquier cantidad de cables.

Además del remolque de los cables a profundidades diferentes, cada cable de una prospección marina se puede inclinar desde la dirección en línea, mientras se conserva una profundidad constante de los cables. (Véanse las figuras ID y 1E) . En una implementación, el sesgo de cada cable se puede obtener y mantener utilizando el deflector y/o la boya de cola dispuesta en cada cable. El ángulo del sesgo puede ser aproximadamente 5-6 grados de la dirección en línea. El ángulo del sesgo se puede determinar basándose en el tamaño de las celdas de la subsuperficie . Una celda dé la subsuperficie puede corresponder a determinada celda dentro de la subsuperficie de la tierra, típicamente 25 m de largo por 25 m de ancho, en donde las prospecciones sísmicas adquieren los datos sísmicos utilizados para crear imágenes de la subsuperficie . De este modo, el ángulo del sesgo puede ser mayor para las celdas de la subsuperficie de tamaño más grande y puede ser menor para las celdas de la subsuperficie de tamaño más pequeño. El sesgo se puede utilizar para adquirir datos sísmicos desde varias ubicaciones a lo largo de un cable, de modo que la interferencia fantasma de la superficie del mar se pueda producir a diferentes frecuencias para cada receptor.

Configuración de prospección en espiral de cables múl tiples/profundidades múl tiples En otra implementación, se pueden remolcar los cables a diferentes profundidades y se pueden remolcar para seguir trayectorias circulares, como las de una prospección en espiral. (Véanse las figuras 1F, 1H y II). En una implementación, la prospección en espiral se puede realizar mediante el direccionamiento de una embarcación en una trayectoria en espiral (véase la figura II) . En otra implementación, la prospección en espiral se puede realizar mediante el remolque de múltiples embarcaciones en una trayectoria en espira, de modo que un primer conjunto de embarcaciones remolque las fuentes justas y un segundo conjunto de embarcaciones remolque las fuentes y los cables. Los cables también se pueden remolcar a diversas profundidades. Por ejemplo, los cables se pueden disponer de modo que el cable que se encuentra más a la izquierda sea el cable que se encuentra a mayor profundidad y el cable que se encuentra más a la derecha sea el que se encuentra a menor profundidad o viceversa. Los cables también se pueden disponer de modo que formen una forma simétrica (p. ej . , una forma de V invertida) . Al igual que las implementaciones descritas anteriormente, cada cable de la prospección en espiral también se puede inclinar aproximadamente desde la dirección en línea, mientras se conserva una profundidad constante de los cables. Se pueden encontrar datos adicionales sobre las prospecciones en espiral con múltiples embarcaciones en la publicación de patente estadounidense N.° 2010/0142317 (que se incorpora al presente por referencia en su totalidad) y en el planteamiento a continuación sobre las figuras 1F-1G.

La figura 1F ilustra una vista aérea de una prospección en espiral marina con múltiples embarcaciones 175 de una subsuperficie subterránea de acuerdo con una o más implementaciones de diversas técnicas descritas en el presente. La prospección en espiral 175 ilustrada en la figura 1F se proporciona para ilustrar un ejemplo de cómo se puede configurar una prospección en espiral con múltiples embarcaciones 175. Sin embargo, se debe entender que la prospección en espiral con múltiples embarcaciones 175 no se limita al ejemplo descrito en el presente y se puede implementar con diversas configuraciones diferentes.

La prospección en espiral 175 puede incluir cuatro embarcaciones de prospección 143/145/147/149, dos arreglos de cables 121/122 y múltiples fuentes 120/123/127/129. Las embarcaciones 145/147 son "embarcaciones receptoras" porque cada una remolca uno de los arreglos de cables 121/122, aunque también remolcan una de las fuentes 120/127. Como las embarcaciones receptoras 145/147 también remolcan fuentes 120/127, las embarcaciones receptoras 145/147 se suelen denominar embarcaciones de "cables/fuentes" o embarcaciones de "receptores/fuentes". En una implementación, las embarcaciones receptoras 145/147 pueden omitir las fuentes 120/127. Las embarcaciones receptoras se suelen denominar embarcaciones de "cables solamente" si remolcan arreglos de cables 121/122 y no remolcan fuentes 120/127. Las embarcaciones 143/149 se denominan "embarcaciones de fuentes" ya que cada una remolca una fuente respectiva o un arreglo de fuentes 123/129, pero no arreglos de cables. De este modo, las embarcaciones 143/149 se pueden denominar embarcaciones de "fuentes solamente".

Cada arreglo de cables 121/122 puede tener cables de "componentes múltiples". Se pueden encontrar ejemplos de técnicas de construcción adecuadas para los cables de componentes múltiples en la patente estadounidense N.° 6.477.711, en la patente estadounidense N.° 6.671.223, en la patente estadounidense N. ° 6.684.160, en la patente estadounidense N.° 6.932.017, en la patente estadounidense N.° 7.080.607, en la patente estadounidense N.° 7.293.520 y en la publicación de solicitud de patente estadounidense N.° 2006/0239117 (cada una de las cuales se incorpora al presente por referencia en su totalidad, respectivamente) . Se puede utilizar cualquiera de estos cables de componentes múltiples alternativos junto con las técnicas descritas aquí.

La figura 1G ilustra una vista aérea de un arreglo de cables 121 en una prospección en espiral marina 175 de acuerdo con una o más implementaciones de diversas técnicas descritas en el presente.

La embarcación 145 puede incluir un aparato de computación 117 que controla el arreglo de cables 121 y la fuente 120 de un modo conocido en la técnica. El arreglo remolcado 121 puede incluir cualquier cantidad de cables. En una implementación, se puede conectar un deflector 106 al frente de cada cable. Se puede conectar una boya de cola 109 en la parte trasera de cada cable. Se pueden utilizar el deflector 106 y la boya de cola 109 para ayudar a controlar la forma y la posición del cable. En una implementación, se pueden utilizar el deflector 106 y la boya de cola 109 para direccionar activamente el cable hacia la inclinación descrita anteriormente con referencia a las figuras 1D-1E.

Se pueden colocar múltiples dispositivos de posicionamiento de cables sísmicos conocidos como "sensores aéreos" 112 entre el deflector 106 y la boya de cola 109. Se pueden utilizar sensores aéreos 112 para direccionar activamente o controlar la profundidad a la cual se remolcan los cables. De este modo, se pueden utilizar los sensores aéreos 112 para ubicar activamente los cables en diversas configuraciones de prof ndidades como las descritas anteriormente con referencia a las figuras 1B-1C.

En una implementación, se pueden implementar las fuentes 120 como arreglos de fuentes individuales. Como se mencionó anteriormente con referencia a la figura 1A, las fuentes 120 pueden incluir fuentes vibroseis marinas que utilizan cualquier tecnología adecuada conocida en la técnica, como fuentes de impulso como explosivos, pistolas de aire y fuentes vibratorias. Se divulga una fuente adecuada en la patente estadounidense N. ° 4.657.482 (que se incorpora al presente por referencia en su totalidad) . En una implementación, las fuentes 120 pueden propagar señales energéticas simultáneamente. Las ondas sísmicas de las fuentes 120 se pueden separar durante los análisis posteriores .

Para realizar una prospección en espiral (p. ej . , la figura 1F/1H), las posiciones relativas de las embarcaciones 143/145/147/149, así como las formas y las profundidades de los cables 121/122, se pueden mantener mientras atraviesan las líneas de vela respectivas 171-174 utilizando técnicas de control conocidas en la técnica. Se puede utilizar cualquier técnica adecuada conocida en la técnica para controlar las formas y las profundidades de los cables, como las descritas en las patentes estadounidenses de titularidad compartida N.° 6.671.223, en la patente estadounidense N. ° 6.932.017, en la patente estadounidense N.° 7.080.607, en la patente estadounidense N.° 7.293.520 y en la publicación de solicitud de patente estadounidense N.° 2006/0239117 (cada una de las cuales se incorpora al presente por referencia en su totalidad, respectivamente) .

Como se muestra en la figura 1F, la distribución de disparos en espiral con múltiples embarcaciones no es a lo largo de un único círculo, sino que es a lo largo de múltiples círculos. La cantidad máxima de círculos es igual a la cantidad de embarcaciones. El patrón de distribución de disparos puede ser aleatorio, que puede ser beneficioso para la imagenología y la atenuación múltiple. Los parámetros de diseño para los disparos en espiral con múltiples embarcaciones pueden incluir la cantidad de cables, la separación de los cables, la longitud de cables, el radio del círculo, la onda del círculo en las direcciones X e Y, la cantidad de embarcaciones y la ubicación relativa de las embarcaciones con respecto a una embarcación maestra. Se pueden seleccionar estos parámetros para optimizar la distribución de datos en celdas de desplazamiento-acimut o en paneles de desplazamiento-vector y eficacia de costo. Los entendidos en la técnica que se beneficien de la presente descripción apreciarán que estos factores se pueden combinar de varios modos para lograr las metas establecidas según el objetivo y las limitaciones de la prospección específica.

Aunque la embarcación y los cables de la figura 1F se ilustran desplazándose en una trayectoria circular en general, en otras implementaciones, la embarcación y los cables se pueden direccionar para que se desplacen en una trayectoria ovalada en general, una trayectoria elíptica en general, una trayectoria como en la figura 8, una trayectoria de curva sinusoidal en general o alguna combinación de estos.

En una implementación, se pueden utilizar algunas características y técnicas durante una prospección, incluido, entre otros, direccionamiento de cables, grabación con sensor único, arreglos de fuentes de gran calibrado orientados, repetición de disparo mejorada, así como beneficios, por ejemplo, mejor muestreo de ruido y atenuación y la capacidad de grabar durante los giros de la embarcación. Cada embarcación 143/145/147/149 puede incluir un receptor de GPS acoplado a una navegación sísmica en base a un sistema informático integrado, un controlador de fuente y un sistema de grabación. En una implementación, las fuentes 120 pueden incluir diversas fuentes de pistola de aire controladas por uno o más controladores adaptados para disparar las pistolas de aire respectivas simultáneamente, de forma sustancialmente simultánea, en secuencias configuradas por el usuario o aleatoriamente .

Aunque se han descrito las figuras 1F-1G que utilizan múltiples embarcaciones para realizar una prospección en espiral, en otras implementaciones , la prospección en espiral se puede realizar utilizando una única embarcación según se describe en la publicación de solicitud de patente estadounidense de titularidad compartida N.° 2008/0285381 (que se incorpora al presente por referencia en su totalidad) . En la figura 1H, se ilustra una vista aérea de una implementación de una prospección en espiral marina con una única embarcación 185.

En una prospección en espiral marina con una única embarcación 185, la embarcación 145 puede desplazarse a lo largo de la línea de vela 171, que, generalmente, es circular. El arreglo de cables 121 puede seguir, en general, la línea de vela circular 171 que tiene un radio R.

En una implementación, la línea de vela 171 puede no ser exactamente circular una vez que se completa sustancialmente el primer paso. En cambio, la embarcación 145 se puede mover ligeramente en la dirección y (vertical) con un valor DY, según se ilustra en la figura II. La embarcación 145 también se puede mover en la dirección x (horizontal) en un valor DX. Cabe señalar que "vertical" y "horizontal" se definen con respecto al plano del dibujo.

La figura II es una interpretación computarizada de una vista en planta del área de prospección cubierta por líneas de vela circulares en general de la prospección en espiral realizada por una prospección en espiral marina con múltiples embarcaciones o una prospección en espiral marina con una única embarcación en el tiempo durante una prospección de disparos y grabación. El desplazamiento de círculo a círculo es DY en la dirección vertical y DX en la dirección horizontal. Como se muestra en la figura II, varias líneas de vela circulares en general cubren el área de prospección. Para una prospección en espiral marina con una única embarcación, la primera línea de vela circular en general se puede haber adquirido en la esquina sureste de la prospección. Cuando se completa una primera trayectoria de vela circular en general, la embarcación 145 se puede mover a lo largo de la tangente con una determinada distancia, DY, en la dirección vertical y comienza una nueva trayectoria circular en general. Se pueden adquirir varias trayectorias curvas circulares en general hasta que se alcanza el límite de la prospección en la dirección vertical. Se puede adquirir una nueva serie de trayectorias circulares en general de un modo similar, pero el origen se moverá con DX en la dirección horizontal. Esta manera de disparar continúa hasta cubrir completamente el área de prospección.

Los parámetros de diseño para llevar a la práctica una prospección en espiral marina con una única embarcación pueden incluir el radio R del círculo (el radio depende del ancho de tendido y del pliegue de cobertura deseado) , DY (la onda en la dirección y) y DX (la onda en la dirección x) . DX y DY dependen del ancho de tendido del cable y del pliegue de cobertura que se desea obtener. El radio R del círculo puede ser mayor que el radio utilizado durante los giros y depende del ancho de tendido del cable. El radio R puede oscilar entre aproximadamente 5 km y aproximadamente 10 km. En una implementación, el radio R oscila entre 6 km y 7 km.

Como se planteó, se pueden adquirir datos sísmicos de acimut completo con una única embarcación utilizando geometría circular o con múltiples embarcaciones. Otro ejemplo de una configuración de adquisición de múltiples embarcaciones 186 que se utiliza actualmente es ilustra en la figura 1J. Aunque la configuración de la figura 1J es similar en algunos aspectos a la figura 1F en que se utilizan dos embarcaciones receptoras y dos embarcaciones fuente, es importante advertir que el arreglo de cables 187 sigue la trayectoria de vela en espiral . Se puede prever otro tipo de configuraciones de embarcaciones múltiples, como dos embarcaciones con cables y tres o cuatro embarcaciones fuente o más de dos embarcaciones con cable y más de dos o tres embarcaciones fuente. La figura 1K ilustra un ejemplo no taxativo de distribución de acimut completo y desplazamiento 188 para dos embarcaciones con cable y dos embarcaciones fuente .

La figura 1L ilustra conceptualmente un arreglo de cables 189 a medida que se remolca a lo largo de una primera parte de una trayectoria de vela en espiral 190 (que, en la figura 1L, está desplazado a la derecha de la trayectoria de vela real a efectos de claridad en la figura) . En algunas modalidades, la primera parte de trayectoria de vela en espiral 190 corresponde a parte de una trayectoria de vela completa de una primera embarcación en la configuración de adquisición de múltiples embarcaciones 186 de la figura 1J o una disposición de prospección en espiral según se ilustra en la figura II.

De manera significativa, la figura 1M ilustra que, en algunas modalidades, se puede remolcar un arreglo de cables a profundidades variables a lo largo de la longitud del arreglo de cables. Los receptores desplegados a profundidades variables a lo largo del cable (dirección X) con la profundidad del cable constante en la dirección transversal (dirección Y) . La profundidad del receptor zl en el frente del cable es la misma para todos los cables en esta modalidad y la profundidad del receptor z2 en la cola del cable es la misma para todos los cables. A saber, el arreglo de cables se inclina de manera que los bordes frontales de los cables respectivos en el arreglo de cables se encuentren en una primera profundidad Zl y los bordes traseros de los cables respectivos en el arreglo de cables se encuentren a una segunda profundidad Z2, más profunda que la primera profundidad Zl. Por ejemplo, la profundidad de un cable frontal es de 12 metros (o sea, profundidad Zl) para todos los cables en el arreglo de cables y la profundidad del cable de cola es de 32 metros (o sea, profundidad Z2) para todos los cables en el arreglo de cables. La primera profundidad Zl y la segunda profundidad Z2 podrían tener valores diferentes que se determinan en función de la profundidad del agua, los objetivos geofísicos de la prospección sísmica y otras consideraciones pertinentes a la prospección según apreciarán los entendidos en la técnica.

En otras modalidades, la figura 1N ilustra cuando se despliegan los receptores en los cables en el arreglo de cables a distintas profundidades a lo largo del cable de arrastre (es decir, la dirección X) y cuando se despliegan los cables en el arreglo de cables a distintas profundidades en la dirección transversal (es decir, la dirección Y) . Por ejemplo, la profundidad de los receptores a lo largo de un cable de referencia (o primer cable en el arreglo de cables) varía de una primera profundidad Zl (p. ej . , 8 metros) al frente de un cable de referencia a una segunda profundidad Z2 (p. ej . , 28 metros) en el final del cable de referencia; de modo similar, la profundidad de los receptores para el último cable puede oscilar de una tercera profundidad Z3 (p. ej . , 18 metros) en el extremo frontal, a una cuarta profundidad Z4 (p. ej . , 38 metros) en el final del último cable.

La figura 10 ilustra un ejemplo no exhaustivo de un arreglo de cables inclinado en un contexto en perspectiva. El arreglo de cables 191 incluye cuatro cables de 191-1 a 191-4 que se remolcan a lo largo de una trayectoria de vela, que, en algunas modalidades, se puede orientar a lo largo de un espiral. El eje Z 192, que corresponde a las profundidades con relación a la superficie 193, tiene marcadores de profundidad de 192-1 a 192-5, que indican la profundidad creciente. Cada cable en el arreglo 191 disminuye en profundidad desde el borde frontal hasta el extremo trasero del cable de arrastre (p. ej . , el borde frontal del cable de referencia 191-1 se encuentra en 191-la que se encuentra entre la profundidad 192-1 y 192-2; la mitad del cable 191-1 se encuentra a la profundidad 192-2 y, por lo tanto, está más abajo que 191-la; y el extremo trasero del cable 191-1 se encuentra debajo de la profundidad 192-2 y, por lo tanto, está más abajo que 191-la y 191-lb) . Además, cada cable en el arreglo 191 está más profundo que su vecino anterior, (p. ej . , el cable de referencia 191-1 es el que está más llano con respecto a la superficie 193; el cable 191-2 está más profundo que el cable 191-1, etc.).

La figura 1P ilustra un ejemplo no exhaustivo de un arreglo de cables inclinado en espiral en un contexto en perspectiva. El arreglo de cables 193 se remolca en una trayectoria de vela en espiral (p. ej . , que en algunas modalidades puede ser similar a la trayectoria de vela en espiral 190 que se muestra en la figura 1L) y el arreglo 193 incluye los cables de 193-1 a 193-10 (solo se marcan 193-1 y -10 del arreglo a los efectos de claridad en la figura) . Además, el arreglo de cables 193 se remolca con un sesgo de modo que hay profundidades variadas en el arreglo (p. ej . , el arreglo 193-1 se configura para corresponder con una inclinación continuamente decreciente, según se indica en los puntos ejemplares de algunas posiciones en el cable 193 -la, 193 -Ib y 193 -le, que se encentran a profundidades aproximadas de 14, 20 y 32 metros, respectivamente) . Aunque el ejemplo de la figura 1P ilustra que el borde frontal de cada cable de 193-1 a 193-10 en el arreglo 193 se despliega en una primera profundidad (similar a la disposición inclinada de la figura 1M) , en algunas modalidades, el arreglo 193 se puede remolcar en una disposición inclinada en espiral en donde el arreglo se despliega en donde los bordes frontales de los cables se encuentran a profundidades variadas (similar a la disposición inclinada de la figura 1N) .

Algunos beneficios de utilizar un despliegue inclinado y/o inclinado en espiral de un arreglo de cables incluye: conservación de la baja frecuencia mejorada debido a los despliegues de cables más profundos; fantasmas receptores variables de receptor a receptor: esta característica facilitará la atenuación del fantasma receptor; relación de señal a ruido mejorada debido a los despliegues de cables más profundos; y adquisición de acimut completa debido a la geometría de disparos en espiral, aunque los entendidos en la técnica apreciarán que se pueden obtener muchos beneficios cuando se utiliza dicha geometría de adquisición.

Ahora se hace referencia a las características adicionales y funciones de los sistemas de adquisición de prospecciones sísmicas marinas remolcadas. En términos generales, el método de realización de prospecciones sísmicas marinas con cables remolcados utiliza una fuente sísmica para generar un campo de presión que se propaga en todas las direcciones, incluido un campo de ondas que desciende por el agua e ingresa en la tierra. El campo de ondas se refleja y/o refracta los horizontes geológicos y las características de la subsuperficie, vuelve hacia arriba a través del agua y es grabado por los receptores sísmicos que están dispuestos en uno o más cables remolcados o cerca de estos . Este campo de onda reflejado continúa más allá de los receptores para reflejar la superficie del mar; el campo de onda reflejado desde la superficie del mar interfiere positiva y negativamente con el campo de onda reflejado en general. La reflexión de la superficie del mar se suele denominar la respuesta fantasma u onda fantasma (véase p. ej . , la onda fantasma de la superficie del mar 129 en la figura 1A y la descripción adjunta de la figura 1A del presente para obtener una descripción adicional y datos) .

El método de realización de prospecciones sísmicas marinas con cables remolcados captura una medición de reflexión que está limitada en ancho de banda por la respuesta fantasma. La respuesta de este efecto de interferencia está relacionada con la profundidad de remolque y el desplazamiento de la fuente al receptor/ángulo de incidencia .

En algunas modalidades, una configuración de remolque de cables marinos remolca un cable (o varios cables) en los cuales la frecuencia de la muesca fantasma varía linealmente (o de manera sustancialmente lineal) en función del desplazamiento entre una fuente sísmica y los receptores sísmicos dispuestos en o con el cable o en función del ángulo de incidencia de la trayectoria de desplazamiento del frente de onda sísmica (también denominado trayectoria de rayo en el presente) emanado de la fuente sísmica (y reflejado por características geológicas específicas, incluido, por ejemplo, el objetivo geológico) y los receptores sísmicos dispuestos en o con el cable. (Véase, p. ej . , la figura 2, que es una gráfica ejemplar 200 que ilustra la profundidad del receptor dependiente del desplazamiento necesaria para mantener una respuesta fantasma que aumente linealmente en función del desplazamiento (eje x 202) . La línea de la gráfica 204 detalla la profundidad del receptor en función del desplazamiento (eje y del lado derecho 206) y la línea de la gráfica 208 ilustra la frecuencia de la muesca resultante (eje y del lado derecho 210) que aumenta linealmente en función del desplazamiento) .

En algunas modalidades, se despliegan uno o más cables sísmicos marinos remolcados, y se mantiene la profundidad de remolque del cable con direccionamiento activo, (p. ej . , con sensores aéreos, amortiguadores y/u otras técnicas adecuadas) para garantizar que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varíe linealmente en función del desplazamiento entre una fuente sísmica y múltiples receptores sísmicos marinos remolcados. En algunas modalidades, esto incluye utilizar una medición en la cual la frecuencia de la muesca fantasma varíe linealmente en función del desplazamiento o el ángulo entre A y B, en donde A=2*B, sobre el desplazamiento o el intervalo de ángulo deseado. En algunas modalidades, esto incluye utilizar una medición en la cual la frecuencia de la muesca fantasma varíe linealmente en función del desplazamiento o el ángulo de A a B, en donde A=2*B, sobre subconjuntos específicos del desplazamiento o del intervalo de ángulo requerido. En algunas modalidades, esto incluye una medición en la cual la polaridad del gradiente de la frecuencia de la muesca lineal es diferente para los diferentes subconjuntos del intervalo de desplazamiento o de ángulo requerido. En diversas modalidades, el mantenimiento de la profundidad del cable se puede basar en uno o más de lo siguiente: la respuesta fantasma según se mediría en tiempo real (o sea, sin perturbaciones de tiempo debido a las etapas de procesamiento requeridas) , después de la corrección de salida normal, después de la migración o después de otras etapas de procesamiento sísmico normales según apreciarán los entendidos en la técnica. En algunas modalidades, se utilizará la respuesta de la muesca de un reflector objetivo particular (p. ej . , el objetivo geológico) medido en tiempo real para calcular y aplicar correcciones a la profundidad de remolque de modo que la respuesta de la muestra medida varíe linealmente en función del desplazamiento o del ángulo de incidencia. En otra modalidad, se utilizará la respuesta de la muesca de un reflector objetivo particular (p. ej . , el objetivo geológico) , después de la aplicación de una o más etapas típicas de procesamiento de datos sísmicos, para calcular y aplicar correcciones a la profundidad de remolque de modo que la respuesta de la muestra procesada varíe linealmente en función del desplazamiento o del ángulo de incidencia .

Ahora se hace referencia a un método 300 para calcular profundidades de remolque del receptor a lo largo de un cable sísmico marino que establecerá (o provocará, generará, condicionará o causará) un cambio lineal en la frecuencia de la muesca en los datos sísmicos recibidos, en donde el cambio lineal depende del desplazamiento entre una fuente sísmica y el cable, o en función del ángulo de incidencia de las trayectorias de los rayo emitidos desde una fuente sísmica y recibidos en el cable. En diversas modalidades, este cambio se puede basar en supuestos de rayos rectos, supuestos de rayos curvos (o sea, suponiendo un cambio lineal en la velocidad de la onda p en función de la profundidad) y/o el trazado de rayos u otros supuestos o técnicas de procesamiento adecuados .

Una implementación ejemplar no exhaustiva de este método según se aplica a un cable único se ilustra en la figura 3.

El método 300 incluye calcular (302) un índice de cambio de la profundidad de remolque requerido para una primera ubicación en un cable sísmico marino, en donde el índice de cambio requerido se configura para mantener un índice de cambio de la frecuencia de la muesca requerido.

En algunas modalidades, el cálculo se basa, al menos en parte, en el desplazamiento entre una fuente sísmica y el cable sísmico marino (304) .

En algunas modalidades, el cálculo se basa, al menos en parte, en el ángulo de incidencia de las trayectorias de los rayos emitidos desde una fuente sísmica y recibidos en el cable (306) .

En algunas modalidades, el índice de cambio de la frecuencia de la muesca requerido se basa, al menos en parte, en una función lineal (308) . Por ejemplo, un índice de cambio lineal de la frecuencia de la muesca se mantiene en función del desplazamiento o del ángulo de incidencia para mantener una diversidad de la muesca constante. En consecuencia, en algunas modalidades, se puede utilizar el método 300 para calcular una forma de cable sísmico marino que mantiene una variación lineal de la frecuencia de la muesca en función del desplazamiento. Además, en algunas modalidades, se puede utilizar el método 300 para calcular una forma de cable sísmico marino para mantener otros índices de cambio de la frecuencia de la muesca basados, al menos en parte, en el desplazamiento o en el ángulo de incidencia. Por ejemplo, algunas modalidades del método 300 calculan una forma de cable sísmico marino que mantiene una frecuencia de la muesca constante con el desplazamiento o el ángulo de incidencia.

El método 300 también incluye calcular una profundidad de remolque para una segunda ubicación en el cable sísmico marino, en donde la profundidad de remolque para la segunda ubicación se basa, al menos en parte, en el índice de cambio de la profundidad de remolque calculado en la primera ubicación (310) .

El método 300 incluye además calcular un índice de cambio de la profundidad de remolque requerido para la segunda ubicación en el cable sísmico marino, en donde el índice de cambio requerido para la segunda ubicación se configura para mantener el índice de cambio de la frecuencia de la muesca requerido (312) .

El método 300 también incluye calcular una profundidad de remolque para una tercera ubicación en el cable sísmico marino, en donde la profundidad de remolque para la tercera ubicación se basa, al menos en parte, en el índice de cambio de la profundidad de remolque calculado en la segunda ubicación (314) .

El método 300 incluye además calcular un índice de cambio de la profundidad de remolque requerido para la tercera ubicación en el cable sísmico marino, en donde el índice de cambio requerido para la tercera ubicación se configura para mantener el índice de cambio de la frecuencia de la muesca requerido (316) .

Según apreciarán los entendidos en la técnica, el ejemplo de la figura 3 y el método 300 describen un método para establecer profundidades de remolque e índices de cambio para tres posiciones en un cable. No obstante, los cálculos en el método 300 se pueden realizar iterativamente para las ubicaciones a lo largo de la longitud de uno o más cables sísmicos marinos, de modo que se puedan calcular los cambios de las profundidades de remolque específicas y de los índices asociados de profundidad de remolque para las ubicaciones respectivas en los cables para generar un perfil de forma de cable y un conjunto de instrucciones de cambio de profundidad de remolque para mantener un perfil de forma de cable (o perfiles de los cables respectivos en el arreglo, en donde los perfiles de forma de cable individuales en un arreglo pueden variar, p. ej . , se puede configurar un primer cable en un arreglo para remolcarse con un primer perfil de forma, se puede configurar un segundo cable en el arreglo para remolcarse con un segundo perfil de forma que sea diferente del primer perfil de forma, etc.) .

Además, en algunas modalidades, se proporciona el conjunto de instrucciones de cambio de profundidad de remolque para mantener un perfil de forma de cable (o un conjunto de instrucciones de cambio de profundidad de remolque para mantener un perfil de forma para un arreglo de cables sísmicos marinos) para (o es preparado por) un sistema de computación que se configura para proporcionar instrucciones de direccionamiento activo a uno o más dispositivos de control de los cables.

Ahora se hace referencia a las figuras 4 y 5, que son diagramas que ilustran ejemplos de remolques de profundidad de cables dependientes del desplazamiento de acuerdo con algunas modalidades. En el ejemplo de la figura 4, el cable de arrastre 400 tiene una forma que se profundiza con el aumento del desplazamiento desde la fuente sísmica 402 (o sea, el extremo distal del cable se encuentra más profundo que el extremo proximal) . Un frente de onda descendente 404 se desplaza desde la fuente 402 y, en la figura 4, se ilustran los rayos descendentes 404-1 y 404-2 asociados con lo que se recibirá como una señal primaria y una señal fantasma, respectivamente. Aunque no se ilustra en la figura 4, una superficie refractaria, como un horizonte subterráneo más allá del borde de la figura, refleja el frente de onda 404 y la señal primaria 406-1 y la señal fantasma 406-2 llegan al cable 400.

En el ejemplo de la figura 5, la forma del cable de arrastre 500 se acerca a la superficie con el aumento del desplazamiento desde la fuente sísmica 502 (o sea, el extremo distal del cable se encuentra menos profundo que el extremo proximal) . Un frente de onda descendente 504 se desplaza desde la fuente 502 y, en la figura 5, se ilustran los rayos descendentes 504-1 y 504-2 asociados con lo que se recibirá como una señal primaria y una señal fantasma, respectivamente. Aunque no se ilustra en la figura 5, una superficie refractaria, como un horizonte subterráneo más allá del borde de la figura, refleja el frente de onda 504 y la señal primaria 506-1 y la señal fantasma 506-2 llegan al cable 500.

Las profundidades de los cables dependientes del desplazamiento para las configuraciones como en los ejemplos ilustrados en las figuras 4 y 5 se pueden calcular y mantener, (p. ej . , mediante direccionamiento activo), de modo que en algunas modalidades, la inversa de la diferencia de un tiempo de desplazamiento de la trayectoria de desplazamiento fantasma y un tiempo de desplazamiento de la trayectoria de desplazamiento primaria varía linealmente en función del desplazamiento; mientras que en modalidades alternativas, la inversa de la diferencia de un tiempo de desplazamiento de la trayectoria de desplazamiento fantasma y un tiempo de desplazamiento de la trayectoria de desplazamiento primaria varía en forma constante en función del ángulo de incidencia. En algunas modalidades, la profundidad de los cables dependiente del desplazamiento se puede calcular y mantener, (p. ej . , mediante direccionamiento activo), de modo que la velocidad del sonido en el agua dividida entre la diferencia entre la distancia de la trayectoria de desplazamiento primaria y fantasma varía linealmente en función del desplazamiento; mientras que en modalidades alternativas, la velocidad del sonido en el agua dividida entre la diferencia entre la distancia de la trayectoria de desplazamiento primaria y fantasma varía linealmente en función del ángulo de incidencia.

Según apreciarán los entendidos en la técnica, se pueden llevar a cabo las prospecciones sísmicas realizadas de acuerdo con algunas modalidades divulgadas en el presente en donde se pueden remolcar uno o más cables en un arreglo con profundidades de cables dependientes del desplazamiento, en donde un primer cable en el arreglo de cables se remolca a una primera profundidad y un segundo cable en el arreglo de cables se remolca a una segunda profundidad diferente de la primera profundidad. Además, en algunas modalidades, se pueden remolcar uno o más cables en un arreglo en donde un primer cable en el arreglo de cables se remolca con una primera forma de cable para mantener un gradiente de la frecuencia de la muesca en función del desplazamiento o del ángulo, y un segundo cable en el arreglo de cables se remolca con una segunda forma de cable para mantener un segundo gradiente de la frecuencia de la muesca en función del desplazamiento o del ángulo. La variación de la profundidad de un arreglo de cables en diferentes direcciones se puede denominar una configuración de adquisición inclinada y se puede utilizar en combinación con diversas modalidades divulgadas en el presente para mantener las frecuencias de la muesca. Además, en algunas modalidades, el uso del direccionamiento activo puede permitir el uso del arreglo de cables en una adquisición en espiral, con profundidades de cables dependientes del desplazamiento. En algunas modalidades, el uso del direccionamiento activo puede permitir el uso del arreglo de cables en una adquisición en espiral mientras el arreglo se remolca en una configuración de adquisición inclinada, con prof ndidades de cables dependientes del desplazamiento.

Ahora se hace referencia a la figura 6, que ilustra un sistema de computación ejemplar 600 de acuerdo con algunas modalidades. El sistema de computación 600 puede ser un sistema informático individual 601A o una disposición de sistemas informáticos distribuidos. El sistema informático 601A incluye uno o más módulos de análisis 602 que están configurados para realizar diversas tareas de acuerdo con algunas modalidades, por ejemplo uno o más métodos y/o flujos de trabajo y/o algoritmos descritos en el presente, y/o combinaciones y/o variaciones de estos. Para realizar estas diversas tareas, el módulo de análisis 602 ejecuta independientemente, o en coordinación estos, uno o más procesadores 604, que está (o están) conectados a uno o más medios de almacenamiento 606A. Los procesadores 604 también están conectados a una interfaz de red 608 para permitir que el sistema informático 601A se comunique sobre una red de datos 610 con uno o más sistemas informáticos adicionales y/o sistemas de computación, por ejemplo 601B, 601C y/o 601D (cabe señalar que los sistemas informáticos 601B, 601C y/o 601D pueden compartir o no la misma arquitectura que el sistema informático 601A y pueden estar ubicados en diferentes lugares físicos, p. ej . , los sistemas informáticos 6OIA y 60IB pueden estar en un barco en marcha en el océano y en comunicación con uno o más sistemas informáticos tales como 601C y/o 601D que están ubicados en uno o más centros de datos en tierra, otros barcos y/o ubicados en países distintos en diferentes continentes) .

Un procesador puede incluir un microprocesador, microcontrolador, subsistema o módulo de procesador, circuito integrado programable, puerta programable de campo u otro dispositivo de computación o control.

El medio de almacenamiento 606A se puede implementar como uno o más medios de almacenamiento legibles por máquina o legibles por computadora. Cabe destacar que aunque en la modalidad ejemplar de la figura 6 se presenta el medio de almacenamiento 606A dentro del sistema informático 601A, en algunas modalidades, el medio de almacenamiento 606A puede estar distribuido dentro y/o a través de múltiples gabinetes internos y/o externos del sistema de computación 601A y/o sistemas de computación adicionales. El medio de almacenamiento 606A puede incluir una o más formas diferentes de memoria, incluso dispositivos de memoria de semiconductores tales como memorias de acceso aleatorio 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 tales como discos fijos, floppy y removibles; otros medios magnéticos, incluso casetes; medios ópticos tales como discos compactos (CD) , discos de vídeo digitales (DVD) , BluRay, u otros medios ópticos; u otros tipos de dispositivos de almacenamiento. Cabe destacar que las instrucciones planteadas anteriormente se pueden proporcionar en un medio de almacenamiento legible por máquina o legible por computadora o, alternativamente, se pueden proporcionar en múltiples medios de almacenamiento legibles por máquina o legibles por computadora distribuidos en un gran sistema con varios nodos posibles. Dicho medio o medios de almacenamiento legibles por máquina o legibles por computadora se consideran parte de un artículo (o artículo de producción) . Un artículo o artículo de producción puede hacer referencia a cualquier un solo componente fabricado o a múltiples componentes. El medio o los medios pueden estar ubicados ya sea en la máquina que ejecuta las instrucciones legibles por máquina o en un sitio remoto desde el cual se pueden descargar las instrucciones legibles por máquina sobre una red para la ejecución.

En algunas modalidades, el sistema de computación 600 contiene uno o más módulos de perfil de forma de cable para determinar, calcular, estimar y/o derivar un perfil de profundidad de remolque de los cables. En combinación con otros equipos como equipos de direccionamiento de cables, el módulo de perfil de forma de cable es responsable, en parte, de configurar un cable (y, por lo tanto, múltiples receptores sísmicos) para que adquieran datos sísmicos que tengan una frecuencia de respuesta fantasma del receptor que varíe linealmente. En el ejemplo del sistema de computación 600, el sistema informático 601A incluye un módulo de perfil de forma de cable 609. En algunas modalidades, se puede utilizar un único módulo de perfil de forma de cable para determinar los perfiles de forma de cables respectivos para los cables respectivos en múltiples cables. En otras modalidades, se pueden utilizar los módulos de perfiles de forma de cables respectivos para determinar los perfiles de forma de cables respectivos para los cables respectivos en múltiples cables.

Aunque no se ilustra en la figura 6, en algunas modalidades, el módulo de perfil de forma de cable 609 puede recibir una entrada de los equipos de direccionamiento de cables, en donde la entrada recibida se utiliza para calcular los perfiles de profundidad de remolque para uno o más cables. En algunas modalidades, el módulo de perfil de forma de cable 609 puede recibir una entrada directamente de los equipos de direccionamiento de cables a través de enlaces de comunicación que no se ilustran. En otras modalidades, el módulo de perfil de forma de cable 609 puede recibir una entrada directamente de los equipos de direccionamiento de cables a través del sistema de computación en el cual está dispuesto el módulo de perfil de forma de cable 609.

Se apreciará que el sistema de computación 600 es solamente un ejemplo de un sistema de computación y que el sistema de computación 600 puede tener más o menos componentes de los que se muestran, puede combinar componentes adicionales no presentados en la modalidad ejemplar de la figura 6, y/o el sistema de computación 600 puede tener una disposición o configuración diferente de los componentes presentados en la figura 6. Los diversos componentes que se muestran en la figura 6 se pueden implementar en hardware, software o una combinación de hardware y software, incluso uno o más procesadores, procesadores de señales, microcontroladores , dispositivos lógicos programables, circuitos integrados específicos de aplicación y/u otros equipos de procesamiento adecuados.

También se debe apreciar que en el ejemplo del sistema de computación 600, el sistema informático 601A incluye enlaces entre diversos módulos, p. ej . , un enlace entre los módulos de análisis 602 y los procesadores 604, este es un ejemplo no exhaustivo, y muchas arquitecturas de sistemas informáticos son posibles y están comprendidas por las modalidades descritas en el presente.

Ahora se hace referencia a expresiones matemáticas ejemplares que se pueden utilizar para implementar diversas modalidades descritas en el presente.

La frecuencia de la muesca depende del desplazamiento de la fuente al receptor, o del ángulo de incidencia, y la profundidad de remolque más otros factores relacionados con la geología de la tierra. Con fines de explicación únicamente, se puede describir la frecuencia de la muesca en términos de la profundidad de remolque, lo cual es correcto para el caso del desplazamiento cero. 1 — = Fn{Zrx) en donde Nf = frecuencia de la muesca y Zrx = profundidad del receptor.

Mediante la diferenciación de esta relación, obtenemos una relación: que relaciona el índice de cambio de la frecuencia de la muesca con el índice de cambio de la profundidad de remolque. Para un índice de cambio de la frecuencia de la muesca, es posible calcular el índice de cambio de la profundidad de remolque. En el presente ejemplo no exhaustivo, hemos realizado la diferenciación con respecto al desplazamiento de la fuente al receptor, pero como apreciarán los entendidos en la técnica, también podemos realizar la diferenciación con respecto al ángulo de incidencia.

Ahora se hace referencia a las figuras 7A y 7B, las cuales son diagramas de flujo que ilustran el método 700 para realizar una prospección sísmica marina de acuerdo con algunas modalidades. Algunas operaciones en el método 700 se pueden combinar y/o el orden de algunas operaciones se puede cambiar. Además, algunas operaciones en el método 700 se pueden combinar con aspectos de los métodos ejemplares de las figuras 3, 8 y/o la figura 9, y/o el orden de algunas operaciones en el método 700 se pueden cambiar para tener en cuenta la incorporación de los aspectos de los métodos ilustrados por las figuras 3, 8 y/o 9.

Algunos aspectos del método 700 se pueden realizar en un sistema de computación, como el sistema de computación ejemplar 600 ilustrado en la figura 6.

El método 700 incluye desplegar (702) un arreglo de uno o más cables sísmicos marinos, en donde los cables respectivos en el arreglo incluyen múltiples receptores sísmicos.

El método 700 también incluye remolcar (704) el arreglo de cables sísmicos marinos.

El método 700 también incluye direccionar activamente (706) el arreglo de cables sísmicos marinos.

El método 700 también incluye que, mientras se direcciona activamente el arreglo de cables sísmicos marinos, se mantiene un perfil de profundidad de remolque (708) para el arreglo, de modo que el o los receptores sísmicos se configuren para adquirir datos sísmicos que tienen una frecuencia de respuesta fantasma del receptor que varía linealmente .

En algunas modalidades, la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía linealmente en función de un desplazamiento entre una fuente sísmica y los diversos receptores sísmicos (710) .

En algunas modalidades, la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía linealmente en función de un ángulo de incidencia de trayectorias de rayos entre una fuente sísmica y los diversos receptores sísmicos (712) .

En algunas modalidades, la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía linealmente, de forma primaria, en función de un desplazamiento entre una fuente sísmica y un primer subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos (714). En algunas modalidades, la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía linealmente, de forma secundaria, en función de un desplazamiento entre la fuente sísmica y un segundo subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos (716) .

En algunas modalidades, la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía linealmente, (de forma primaria, en función de un ángulo de incidencia de trayectorias de rayos entre una fuente sísmica y un primer subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos (718). En algunas modalidades, la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía, de forma secundaria, en función del ángulo de incidencia de trayectorias de rayos entre la fuente sísmica y un segundo subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos (720) .

Los datos sísmicos adquiridos incluyen un gradiente lineal correspondiente a la muesca de frecuencia para la frecuencia de respuesta fantasma del receptor, en donde el gradiente lineal es sustancialmente equivalente a un primer valor para un primer subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos y en donde el gradiente lineal es sustancialmente equivalente a un segundo valor diferente para un segundo subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos (722) .

En algunas modalidades, la frecuencia de respuesta fantasma del receptor se encuentra en un dominio de adquisición (724) .

Ahora se hace referencia a la figura 8, la cual es un diagrama de flujo que ilustra el método 800 para determinar un perfil de forma de cable sísmico marino de acuerdo con algunas modalidades. Algunas operaciones en el método 800 se pueden combinar y/o el orden de algunas operaciones se puede cambiar. Además, algunas operaciones en el método 800 se pueden combinar con aspectos de los métodos ejemplares de las figuras 3, 7 y/o la figura 9, y/o el orden de algunas operaciones en el método 800 se pueden cambiar para tener en cuenta la incorporación de los aspectos de los métodos ilustrados por las figuras 3, 7 y/o 9.

Algunos aspectos del método 800 se pueden realizar en un sistema de computación, como el sistema de computación ejemplar 600 ilustrado en la figura 6.

El método 800 incluye determinar (802) un primer índice de cambio de profundidad de remolque para una primera ubicación en un cable marino, en donde el primer índice de cambio de profundidad de remolque se configura para mantener un primer índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en la primera ubicación. El índice de cambio de profundidad de remolque afecta directamente la forma del cable de manera de ayudar a crear un perfil de cable general, como en los ejemplos ilustrados en las figuras 4 y 5.

El método 800 también incluye determinar (804) una profundidad de remolque para una segunda ubicación en el cable marino basada, al menos en parte, en el primer índice de cambio de profundidad de remolque .

En algunas modalidades, el método 800 también incluye determinar un segundo índice de cambio de profundidad de remolque para la segunda ubicación en el cable marino, en donde el segundo índice de cambio de profundidad de remolque se configura para mantener un segundo índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en la segunda ubicación (806) .

En algunas modalidades, el primer y el segundo índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma son sustancialmente equivalentes (808) .

En algunas modalidades, el primer y el segundo índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma corresponden a un índice de cambio constante de la muesca fantasma en los datos sísmicos (810) .

En algunas modalidades, el método 800 también incluye determinar (812) una profundidad de remolque para una tercera ubicación en el cable marino, en donde la determinación se basa, al menos en parte, en el segundo índice de cambio de profundidad de remolque .

Ahora se hace referencia a la figura 9, la cual es un diagrama de flujo que ilustra el método 900 para determinar un perfil de forma de cable sísmico marino de acuerdo con algunas modalidades. Algunas operaciones en el método 900 se pueden combinar y/o el orden de algunas operaciones se puede cambiar. Además, algunas operaciones en el método 900 se pueden combinar con aspectos de los métodos ejemplares de las figuras 3, 7 y/o la figura 8, y/o el orden de algunas operaciones en el método 800 se pueden cambiar para tener en cuenta la incorporación de los aspectos del flujo de trabajo ilustrado por las figuras 3, 7 y/o la figura 8.

Algunos aspectos del método 900 se pueden realizar en un sistema de computación, como el sistema de computación ejemplar 600 ilustrado en la figura 6.

El método 900 incluye calcular (902) un perfil de forma curva para al menos parte de un cable sísmico marino remolcado, en donde: el perfil de forma curva incluye diversas profundidades de remolque que corresponden a posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado; en donde se determinan índices respectivos de cambio de profundidad de remolque para posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado y en donde los índices respectivos determinados de cambio de profundidad de remolque se configuran para mantener índices respectivos de cambios de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en las ubicaciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado; y en donde se determinan las profundidades de remolque respectivas en las diversas profundidades de remolque basándose, al menos en parte, en los índices respectivos de cambio de profundidad de remolque.

En algunas modalidades, se determinan los índices de cambio de profundidad de remolque respectivos basándose, al menos en parte, en función de un ángulo de incidencia de trayectorias de rayos entre una fuente sísmica y posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado (904) .

En algunas modalidades, se determinan los índices de cambio de profundidad de remolque respectivos basándose, al menos en parte, en función de un desplazamiento entre una fuente sísmica y posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado (906) .

Las etapas en los métodos descritos en el presente, incluido el control del di eccionamiento de los cables para controlar la forma de los cables, se pueden implementar mediante la ejecución de uno o más módulos funcionales en los sistemas de computación o en el aparato de procesamiento de información tal como procesadores con fines generales o chips específicos de la aplicación, por ejemplo ASIC, FPGA, PLD u otros dispositivos apropiados. Todos estos módulos, combinaciones de estos módulos y/o su combinación con hardware en general están incluidos dentro del alcance de protección de la invención.

La descripción que antecede, a los efectos de explicación, se ha descrito con referencia a modalidades específicas. Sin embargo, las discusiones ilustrativas anteriores no pretenden ser exhaustivas o limitar la invención a las formas precisas divulgadas. Se pueden realizar varias modificaciones y variaciones en vista de los principios anteriores. Las modalidades fueron escogidas y descritas con el fin de explicar de la mejor manera los principios de la invención y sus aplicaciones prácticas, para permitirles de este modo a otros entendidos en la técnica utilizar la invención y varias modalidades de la mejor manera con varias modificaciones como sea posible para el uso particular contemplado.

Claims (18)

REIVINDICACIONES :

1. Un método que comprende : desplegar un arreglo de uno o más cables sísmicos marinos, en donde los cables respectivos en el arreglo incluyen múltiples receptores sísmicos; remolcar el arreglo de cables sísmicos marinos; direccionar activamente el arreglo de cables sísmicos marinos ; y mientras se direcciona activamente el arreglo de cables sísmicos marinos, mantener un perfil de profundidad de remolque para el arreglo, de modo que los múltiples receptores sísmicos se configuren para adquirir datos sísmicos que tienen una frecuencia de respuesta fantasma del receptor que varía linealmente.

2. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía linealmente en función de un desplazamiento entre una fuente sísmica y los diversos receptores sísmicos.

3. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía linealmente en función de un ángulo de incidencia de las trayectorias de los rayos entre una fuente sísmica y los diversos receptores sísmicos.

4. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía linealmente, de forma primaria, en función de un desplazamiento entre una fuente sísmica y un primer subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos.

5. El método de la reivindicación 4 caracterizado por que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía linealmente, de forma secundaria, en función de un desplazamiento entre la fuente sísmica y un segundo subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos .

6. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía linealmente, de forma primaria, en función de un ángulo de incidencia de las trayectorias de los rayos entre una fuente sísmica y un primer subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos.

7. El método de la reivindicación 6 caracterizado por que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor varía, de forma secundaria, en función del ángulo de incidencia de las trayectorias de los rayos entre la fuente sísmica y un segundo subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos.

8. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que los datos sísmicos adquiridos incluyen un gradiente lineal correspondiente a la muesca de frecuencia para la frecuencia de respuesta fantasma del receptor, en donde el gradiente lineal es sustancialmente equivalente a un primer valor para un primer subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos y en donde el gradiente lineal es sustancialmente equivalente a un segundo valor diferente para un segundo subconjunto de receptores sísmicos en los diversos receptores sísmicos.

9. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que la frecuencia de respuesta fantasma del receptor se encuentra en un dominio de adquisición.

10. Un método que comprende: en un sistema de computación: determinar un primer índice de cambio de profundidad de remolque para una primera ubicación en un cable marino, en donde el primer índice de cambio de profundidad de remolque se configura para mantener un primer índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en la primera ubicación; y basándose, al menos en parte, en el primer índice de cambio de profundidad de remolque, determinar una profundidad de remolque para una segunda ubicación en el cable marino.

11. El método de la reivindicación 10 que además comprende determinar un segundo índice de cambio de profundidad de remolque para la segunda ubicación en el cable marino, en donde el segundo índice de cambio de profundidad de remolque se configura para mantener un segundo índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en la segunda ubicación.

12. El método de la reivindicación 11 caracterizado por que el primer y el segundo índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma son sustancialmente equivalentes.

13. El método de la reivindicación 11 caracterizado por que el primer y el segundo índice de cambio de frecuencia de la muesca fantasma corresponden a un índice de cambio constante de la muesca fantasma en los datos sísmicos.

14. El método de la reivindicación 11 que además comprende determinar una profundidad de remolque para una tercera ubicación en el cable marino, en donde la determinación se basa, al menos en parte, en el segundo índice de cambio de profundidad de remolque .

15. Un sistema de computación que comprende: al menos un procesador, al menos una memoria, y uno o más programas almacenados en la o las memorias, en donde el o los programas comprenden instrucciones que, cuando se ejecutan por el o los procesadores, están configurados para: calcular un perfil de forma curva para al menos parte de un cable sísmico marino remolcado en donde: el perfil de forma curva incluye diversas profundidades de remolque que corresponden a posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, se determinan índices respectivos de cambio de profundidad de remolque para posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado, en donde los índices respectivos determinados de cambio de profundidad de remolque se configuran para mantener índices respectivos de cambios de frecuencia de la muesca fantasma en los datos sísmicos adquiridos en las ubicaciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado y se determinan las profundidades de remolque respectivas en las diversas profundidades de remolque basándose, al menos en parte, en los índices respectivos de cambio de profundidad de remolque .

16. El sistema de computación de la reivindicación 15 caracterizado por que se determinan los índices de cambio de profundidad de remolque respectivos basándose, al menos en parte, en función de un ángulo de incidencia de trayectorias de rayos entre una fuente sísmica y posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado.

17. El sistema de computación de la reivindicación 15 caracterizado por que se determinan los índices de cambio de profundidad de remolque respectivos basándose, al menos en parte, en función de un desplazamiento entre una fuente sísmica y posiciones respectivas en el cable sísmico marino remolcado .

18. El sistema de computación de la reivindicación 15 caracterizado por que el cálculo del perfil de forma curva se realiza, al menos en parte, por un módulo de perfil de forma de cable dispuesto en el 'sistema de computación.