MÉTODO Y APARATO PARA COLOCAR CABLES DE DETECCIÓN SÍSMICOS
Campo de la Invención La presente invención se refiere a la investigación sísmica marina y se refiere en particular a un método y aparato para determinar la posición de un cable sísmico usado para realizar una investigación sísmica marina. Antecedentes de la Invención La exploración sísmica se usa ampliamente para ubicar y/o investigar formaciones geológicas subterráneas para buscar depósitos de hidrocarburos. Debido a que muchos depósitos de hidrocarburos valiosos comercialmente se ubican debajo de cuerpos de agua, se han desarrollado diversos tipos de investigaciones sísmicas marinas. En una investigación sísmica marina común, se remolca una selección de cables marinos sísmicos aproximadamente cinco nudos detrás de una embarcación para investigación sísmica. Los cables marinos sísmicos pueden tener varios metros de largo y contener un gran número de sensores, como pueden ser hidrófonos y equipo electrónico asociado, los cuales se distribuyen en la longitud de cada cable sísmico. Las embarcaciones para investigación también remolcan una o más fuentes sísmicas, como pueden ser pistolas de aire y similares.
Las señales acústicas o "disparos", producidos por las fuentes sísmicas se dirigen hacia abajo a través del agua hacia la tierra debajo del agua, en donde se reflejan diversos extractos de tierra. Las señales que se reflejan se reciben a través de los hidrófonos en los cables sísmicos marinos, se digitalizan y después se transmiten hacia la embarcación para investigación sísmica, ahí se registran y se procesan parcialmente al menos con el objetivo final de construir una representación de los extractos terráqueos en el área que se está investigando. El análisis de la representación puede indicar ubicaciones probables de las formaciones geológicas y los depósitos de hidrocarburos. La precisión del análisis sísmico generalmente está limitada por incertidumbres en las posiciones estimadas y/o medidas de los sensores sísmicos. Las posiciones de los sensores sísmicos usados se pueden estimar usando técnicas de modelado que pronostican la posición de las fuentes sísmicas usadas. Por ejemplo, la posición de un cable sísmico en el fondo del mar se puede estimar usando modelos que consideran las características físicas de los cables sísmicos (por ejemplo, peso, diámetro, etc.) y el efecto de las corrientes marinas pronosticadas en el cable sísmico al descender al fondo del mar. Sin embargo, dichos métodos se pronostican con un conocimiento limitado de las propiedades del agua en la catenaria, así como la geología del fondo marino y de esta manera sólo se provee un estimado de la ubicación del cable sísmico. Se han desarrollado diversas técnicas de medición para determinar la posición de las fuentes sísmicas y los sensores sísmicos mientras estos sensores sísmicos descienden a través de la catenaria y se depositan en el fondo del mar. Por ejemplo, ia fuente sísmica se dispara y el tiempo de llegada del disparo en los sensores se usan entonces para determinar la posición del cable sísmico por triangulación. Sin embargo, esta técnica no se puede usar generalmente durante una investigación debido a que los disparos que se usan para determinar la posición de los sensores sísmicos con frecuencia interfieren en los disparos usados para generar los datos de investigación sísmica. De manera alternativa, las señales acústicas que se producen mediante una disposición en la investigación de fuentes sísmicas se puede usar para determinar la posición del cable sísmico. Sin embargo, además de producir disparos que interfieren con los datos de investigación sísmica, un área grande de la disposición de las fuentes sísmicas se usa en esta técnica y generalmente reduce la precisión de la determinación de la posición de los cables sísmicos. La posición de los cables sísmicos también se puede medir anexando sensores acústicos de línea de base ultracortos (USBL) al cable sísmico. Los sensores acústicos de línea de base ultracortos (USBL) se suspenden sobre el cable sísmico usando collares de flotación. Aunque los sensores acústicos de línea de base ultracortos (USBL) pueden proveer márgenes y demoras razonablemente precisos desde la embarcación para investigación sísmica, aún se presentan diversos inconvenientes en el uso de sensores acústicos de línea de base ultracortos (USBL). Los sensores acústicos de línea de base ultracortos (USBL) en general son caros y se colocan en la parte externa del cable sísmico, en donde pueden interferir con el uso del cable sísmico. Además, los sensores acústicos de línea de base ultracortos (USBL) típicamente tienen un límite de profundidad y es necesaria una fuente externa de alimentación y/o una batería. Sumario de la Invención En un aspecto de la presente invención, se provee un aparato para determinar la posición de un cable sísmico que se usa para realizar una investigación sísmica marina. El aparato incluye al menos un sensor sísmico y una pluralidad de fuentes que se usan de manera tal que es independiente estructuralmente de los sensores sísmicos y se adapta para proveer una señal de posicionamiento que puede distinguirse de una señal de investigación sísmica en los sensores sísmicos. En un aspecto de la presente invención, se provee un método para determinar la posición de un cable sísmico que se usa para realizar una investigación sísmica marina. El método incluye el método transmitir una pluralidad de señales de posicionamiento desde una pluralidad de fuentes usadas de una manera que es independiente estructuralmente de los sensores sísmicos, las señales de posicionamiento pueden distinguirse de la señal de investigación sísmica. El método además incluye la recepción de señales de posicionamiento en los sensores sísmicos y determinar la posición de los sensores sísmicos desde las señales de posicionamiento recibidas Breve Descripción de las Figuras La invención puede comprenderse haciendo referencia a la siguiente descripción tomada en conjunto con los dibujos anexos, en los que los números de referencia similares identifican elementos similares, y en donde: Las figuras 1A y 1B muestran diferentes vistas de un primer sistema ejemplar para colocar un cable sísmico, de conformidad con la primera modalidad de la presente invención; la figura 2 muestra un segundo sistema ejemplar para colocar el cable sísmico, de conformidad con una segunda modalidad de la presente invención; la figura 3 muestra un tercer sistema ejemplar para colocar el cable sísmico, de conformidad con una tercera modalidad de la presente invención;
la figura 4 muestra un sistema para transmitir señales que se usan para determinar una posición del cable sísmico que se muestra en las figuras 1A y 1B, 2 y 3; las figuras 5A y 5B muestran una primera y segunda fuentes acústicas piezoeléctricas ejemplares que se pueden usar en el sistema que se muestra en la figura 4; y la figura 6 muestra un diagrama de flujo que ¡lustra una técnica para determinar las ubicaciones de los sensores. Aunque invención es susceptible de las diversas modificaciones y formas alternativas, se han mostrado modalidades específicas de la misma a manera de ejemplo en los dibujos y se describen detalladamente en la presente. Sin embargo, debe comprenderse que la presente descripción de las modalidades específicas no tiene la intención de limitar la invención a las formas particulares descritas, por el contrario, la intención es cubrir todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que caen dentro del espíritu y alcance de la invención como se define en las reivindicaciones anexas. Descripción Detallada de la Invención Las modalidades ilustrativas de la invención se describen a continuación. Por razones de claridad, no se describen en la presente especificación todas las características de una ¡mplementación real. Desde luego podrá apreciarse que en el desarrollo de cualquier modalidad real, pueden tomarse numerosas decisiones específicas para su implementación para lograr los objetivos específicos de los desabolladores, como puede ser el cumplimiento con los inconvenientes relacionados con el sistema y relacionados con el objetivo, lo que variará entre una implementación y otra. Adicionalmente, será evidente que dicho esfuerzo de desarrollo puede ser complejo y requerir de mucho tiempo, sin embargo será una tarea rutinaria para los expertos en la técnica que gocen del beneficio de la presente descripción. Haciendo referencia a la figura 1A, se muestra una vista superior de un primer sistema 100 ejemplar para la colocación acústica de un cable sísmico 105. El primer sistema 100 ejemplar incluye una embarcación para investigación sísmica 110, la cual usa el cable sísmico 105 en una superficie de un cuerpo de agua, el cual, en modalidades alternativas puede ser agua dulce, agua marina o agua salobre. Una pluralidad de sensores sísmicos 115 se acopla a los cables sísmicos 105. En una modalidad, el cable sísmico 105 puede ser un cable marino que permanece en la superficie del cuerpo de agua. Sin embargo, en modalidades alternativas, el cable sísmico 105 también puede descender a través de la catenaria hasta que llega al fondo del mar 112, como se ilustra en la figura 1B. Aunque sólo se muestra un cable sísmico 105 en la figura 1A y 1B, la presente invención no se limita a esto. En modalidades alternativas, se pueden usar más cables sísmicos 105 sin separarse del alcance de la presente invención. En particular, se puede usar una disposición de cables sísmicos 105. En una modalidad del primer sistema ejemplar 100, que se ilustra en la figura 1B, se muestra una fuente sísmica 114 cerca de la embarcación para investigación 110. La fuente sísmica 114 generalmente es arrastrada detrás de la embarcación para investigación 110 y puede ser parte de una disposición de otras fuentes sísmicas (no se muestran). Sin embargo, será evidente que, en modalidades alternativas, la fuente sísmica 114 puede usarse en cualquier ubicación deseable, incluyendo una disposición remolcada por una embarcación cercana (no se muestra), suspendida por debajo de la embarcación para investigación 110, en una bolla (no se muestra), en el fondo del mar 112, y similares. La fuente sísmica 114 proporciona una señal de investigación sísmica 118. En una modalidad, la señal de investigación sísmica 118 es una señal acústica de banda ancha con un margen de frecuencia de 0 a aproximadamente 120 Hz. La señal de investigación sísmica 118 se propaga en la tierra y forma una señal que se refleja 116 cuando la señal de investigación sísmica 118 se refleja desde las formaciones geológicas, por ejemplo depósitos de hidrocarburo. Como se muestra en la figura 1B, en una modalidad, los sensores sísmicos 115 reciben las señales reflejadas 116. Como se analizó anteriormente, el análisis de las señales reflejadas 116 recibidas por los sensores sísmicos 115 se usa para realizar una representación de los extractos terrestres cercanos a los sensores sísmicos 115 y de esta manera ubicar y/o investigar las formaciones geológicas. La precisión del análisis de las señales que se reflejan
116 dependen del conocimiento preciso de la posición del cable sísmico 105. Sin embargo, la posición del cable sísmico 105 es difícil de terminar. Durante y después del uso de los cables sísmicos 105, el tamaño y forma del cable sísmico 105, las corrientes del cuerpo de agua, la velocidad de la embarcación para investigación 110 y otros factores similares pueden ocasionar que el cable sísmico 105 se mueva de manera no predecible a través del agua. De esta manera, de conformidad con una modalidad de la presente invención, una pluralidad de fuentes 120 (1-3) transmite una pluralidad de señales de posicionamiento 130 (1-3) a los sensores sísmicos 115, los cuales reciben las señales de posicionamiento 130 (1-3). En una modalidad, las señales de posicionamiento 130 (1-3) son señales acústicas. Sin embargo, la presente invención no está limitada a esto. En modalidades alternativas de la presente invención, cualquier señal de colocación deseable 130 (1-3) se puede usar, incluyendo, sin limitarse a esto, señales ópticas, señales de radar, y similares. En una modalidad, una primera fuente 120 (1) se suspende por debajo de la embarcación para investigación. En modalidades alternativas, la primera fuente 120 (1) se puede montar en un casco de la embarcación para investigación 110 o en una cámara en todo el campo de la investigación para una segunda y una tercera fuentes 120 (2-3) se suspenden debajo de las bollas 125. En diversas modalidades, las bollas 125 pueden ser fijas o pueden ser autónomas, bollas o controladas de manera remota autoalimentadas 125 que sirven a la embarcación para investigación 110. En una modalidad, las bollas 125 controladas de manera remota autoalimentadas, autónomas sirven a la embarcación para investigación 110 y mantienen una configuración física. En una modalidad, las bollas 125 se pueden usar a lo largo de una longitud o en el cable sísmico 105 o en una disposición de cables sísmicos 105. Observe que al menos dos fuentes sísmicas 120 (1-3) se usan de una manera independiente estructuralmente del cable 105, es decir, no hay relación estructural entre la fuente 114 y el cable sísmico 105. Aunque se ¡lustran tres fuentes 120 (1-3) y dos bollas
125 en la figura 1A, la presente invención no está limitada a esto. Dos o más fuentes 120 (1-3) y cualquier número deseable de bollas 125 se pueden emplear sin separarse del alcance de la presente invención. Por ejemplo, dos fuentes 120 (1-3) se pueden emplear en una agrupación lineal. En otro ejemplo, cuatro fuentes 120 (1-3) se pueden emplear en un agrupamiento rectangular aproximadamente. Para obtener otro ejemplo, se pueden emplear cinco fuentes 120 (1-3) en un agrupamiento casi pentagonal. Adicionalmente, en modalidades alternativas, fuentes adicionales 120 (1-3) también se pueden colocar o controlarse a través de una segunda embarcación para investigación (no se muestra). Como se describe detalladamente a continuación y de conformidad con un aspecto de la presente invención, las señales de posicionamiento 130 (1-3) se pueden formar de manera tal que una unidad de procesamiento de señales 140 puede distinguir entre las señales de posicionamiento 130 (1-3) y la señal de investigación sísmica 118. Por ejemplo, en una modalidad, las señales de posicionamiento 130 (1-3) tienen frecuencias que van de 700 Hz a 800 Hz cuando la señal de investigación sísmica 118 tiene un margen de frecuencia de 0 a 120 Hz. Sin embargo, será evidente para los expertos en la técnica que gozan del beneficio de la presente descripción que las señales de posicionamiento 130 (1-3) y la señal de investigación sísmica 118 no necesariamente deben distinguirse por la frecuencia. Por ejemplo, en modalidades alternativas, las señales de posicionamiento 130 (1-3) y la señal de investigación sísmica 118 se pueden distinguir al modularse por secuencias ortogonales, como una secuencia maximal o una secuencia Kasami. La unidad del procesamiento de señales 140 determina la posición de los sensores sísmicos 115 usando las señales de posicionamiento 130 (1-3) que se transmiten a través de las fuentes 120 (1-3) y se reciben a través de los sensores sísmicos 115. Aunque la unidad de procesamiento de señales 140 que se ilustra en las Figuras 1A y 1B se ubica en la embarcación de investigación 110, la presente invención no está limitada a esto. En modalidades alternativas, porciones de la unidad de procesamiento de señales 140 se puede colocar en los sensores sísmicos 115, en las bollas 125 o en cualquier ubicación deseable sin separarse del alcance de la presente invención. Los expertos en la técnica que gozan del beneficio de la presente descripción apreciarán adicionalmente que la precisión de la posición de la determinación depende del número y tipo de fuente 120 (1-3) y sensores sísmicos 115. De esta manera, la frase "determinar la posición" de los sensores sísmicos 115 y/o el cable sísmico 105, en la presente se comprenderá que significa determinar la posición de los sensores sísmicos 115 y/o el cable sísmico 105 dentro de un margen razonable de posiciones. Haciendo referencia ahora a la figura 2, se muestra un segundo sistema 200 ejemplar para la colocación del cable sísmico 105. En una modalidad el segundo sistema 200 ejemplar, las fuentes 120 (2-3) se suspenden por debajo de las bollas 125, las cuales se acoplan a la embarcación para investigación 110 a través de los cables 210. Sin embargo, la presente invención no está limitada a esto. En una modalidad alternativa del segundo sistema 200 ejemplar, las fuentes 120 (2-3) se montan en los cascos de las bollas 125. En otra modalidad alternativa del segundo sistema 200 ejemplar, las fuentes 120 (2-3) se suspenden por debajo o se montan en cables con profundidad controlada 210 que son remolcados detrás de la embarcación para investigación 110. Además de proveer una conexión mecánica entre las bollas 125 y la embarcación para investigación 110, los cables 210 también pueden proveer un enlace de comunicación entre las bollas 125 y la embarcación para investigación 110. Por ejemplo, los cables 210 pueden incluir uno o más alambres o cables conductores eléctricamente (no se muestran) que pueden transmitir señales desde las bollas 125 hacia la embarcación para investigación 110. En otro ejemplo, los cables 210 pueden incluir una o más fibras ópticas (no se muestran) que pueden transmitir señales desde las bollas 125 hacia la embarcación para investigación 110. Sin embargo, en modalidades alternativas, los cables 210 pueden no proveer una conexión de comunicación entre las bollas 125 y la embarcación para investigación 110. Por ejemplo, las bollas 125 pueden comunicarse con la embarcación para investigación 110 a través de una transmisión de radiofrecuencia inalámbrica. Haciendo referencia ahora a la figura 3, se muestra un tercer sistema 300 ejemplar para la colocación acústica de un cable sísmico 105. En el tercer sistema ejemplar 300, las fuentes 120 (2-3) se acoplan a la embarcación para investigación 110 a través de una resonancia 310. En una modalidad, las fuentes 120 (2-3) se suspenden desde la resonancia 310 de manera que las fuentes 120 (2-3) al menos están sumergidas parcialmente en el cuerpo de agua. La resonancia 310 también puede proveer una conexión de comunicación entre las fuentes 120 (2-3) y la embarcación para investigación 110. Por ejemplo, la resonancia 310 puede incluir uno o más alambres conductores eléctricamente (no se muestran) que pueden transmitir señales desde las fuentes 120 (2-3) hacia la embarcación para investigación 110. En otro ejemplo, la resonancia 310 puede incluir una o más fibras ópticas (no se muestran) que transmiten señales desde las fuentes 120 (2-3) hacia la embarcación para investigación 110. Sin embargo, en modalidades alternativas, la resonancia 310 puede no proveer una conexión de comunicación entre las fuentes 120 (2-3) y la embarcación para investigación 110. Por ejemplo, las fuentes 120 (2-3) pueden comunicarse con la embarcación para investigación 110 a través de transmisiones de radiofrecuencia inalámbrica. También será evidente que, en diversas modalidades alternativas, más de una resonancia 310 se puede acoplar a la embarcación para investigación 110. La figura 4 muestra un sistema 400 para transmitir las señales de posicionamiento 130 (1-3) de conformidad con una modalidad de la presente invención. Las fuentes 120 (1-3) transmiten la pluralidad de señales de posicionamiento 130 (1-3) de conformidad con una modalidad de la presente invención. Por ejemplo, las fuentes 120 (1-3) pueden transmitir una barrida que varía en frecuencia de 700 Hz a 2,000 Hz. Para un ejemplo más, las fuentes 120 (1-3) transmiten una barrida que varía en frecuencia de 1,500 Hz a 4,500 Hz. Sin embargo, será evidente para los expertos en la técnica que gocen del beneficio de la presente descripción que la presente invención no está limitada a esto. En modalidades alternativas, las barridas hacia arriba, barridas hacia abajo y otros patrones deseables que tienen variaciones de frecuencia superior y/o inferior pueden usarse sin separarse del alcance de la presente invención. En una modalidad alternativa, las fuentes 120 (1-3) también pueden transmitir señales de posicionamiento ortogonal 130 (1-3). Por ejemplo, las señales de posicionamiento 130 (1-3) se pueden modular a través de una secuencia ortogonal, como una secuencia maximal, una secuencia Kasami y similares. En una modalidad alternativa, las fuentes 120 (1-3) pueden tener una frecuencia multiplexada. Las fuentes 120 (1-3) también transmiten una señal 415 que indican las señales de posicionamiento 130 (1-3) a la unidad de procesamiento de señales 140, la cual puede usar la señal 415 para determinar la posición de las fuentes sísmicas 115, como se describe a continuación detalladamente. La unidad de procesamiento de señales 140 en el sistema 400 puede comunicarse con las fuentes 120 (1-3) a cualquiera de una variedad de maneras ya conocidas por los expertos en la técnica que gocen del beneficio de la presente descripción que incluyen, sin limitarse a esto, alambres conductores, fibras ópticas, transmisiones electromagnéticas inalámbricas y similares. Aunque la unidad de procesamiento de señales 140 se ¡lustra como una sola unidad en la Figura4, la presente invención no está limitada a esto. En modalidades alternativas, porciones (no se muestran) de la unidad de procesamiento de señales 140 se pueden colocar en las bollas 125, la embarcación para investigación 110 o cualquier otra ubicación deseable sin separarse del alcance de la presente invención. La figura 5A muestra una primera fuente acústica piezoeléctrica 500 ejemplar que se puede usar al menos en una de las fuentes 120 (1-3). En una modalidad, la primera fuente acústica piezoeléctrica 500 es emplearse en forma a partir de una pluralidad de obleas piezoeléctricas 510 que se acoplan a al menos una membrana flexible 520. Para transmitir las señales de posicionamiento 130 (1-3), las obleas piezoeléctricas 510 se expanden y/o contraen a lo largo de la dirección que se indica por las flechas 525. La membrana flexible 520 se mueve como respuesta a la expansión y/o contracción de las obleas piezoeléctricas 510 en las direcciones que se indican por las flechas 530. El movimiento de la membrana flexible 520 genera las señales de posicionamiento 130 (1-3). La figura 5B muestra una segunda fuente acústica piezoeléctrica 550 ejemplar que se puede usar al menos como una de las fuentes 120 (1-3). En una modalidad, la segunda fuente acústica piezoeléctrica 550 ejemplar se forma a partir de un anillo piezoeléctrico 560 que se acopla a una membrana flexible interior 565 a través de una pluralidad de conectores 570. Aunque el anillo piezoeléctrico 560 y la membrana flexible interior 565 se han ¡lustrado como circulares, la presente invención no está limitada a esto. En modalidades alternativas, el anillo piezoeléctrico 560 y la membrana flexible interior 565 pueden ser ovales, rectangulares, triangulares o de cualquier otra forma deseable sin separarse del alcance de la presente invención. Para transmitir las señales de posicionamiento 130 (1-3), el anillo piezoeléctrico 560 se expande y/o se contrae en la dirección indicada por las flechas 575. La membrana flexible interior 565 se mueve en las direcciones que se indican por las flechas 575 como respuesta a la expansión y/o contracción del anillo piezoeléctrico 560 y genera las señales de posícionamiento 130 (1-3). Haciendo referencia nuevamente a la Figura4, en una modalidad, las señales de posícionamiento 130 (1-3) se reciben a través de los sensores 115, los cuales comunican una señal detectada 417 a un receptor 420. Por ejemplo, el sensor 115 puede comunicar la señal detectada 417 al receptor 420 a través de una unidad de telemetría de datos (no se muestran) incluida en los sensores 115 y alambres conductores (no se muestran) en el cable 105. Sin embargo, en modalidades alternativas, la señal detectada 417 se puede comunicar al receptor 420 en cualquier manera deseable incluyendo, sin limitarse a esto, transmisiones inalámbricas, dispositivos ópticos y similares. En una modalidad, la señal recibida 417 puede incluir contribuciones de las señales de posícionamiento 130 (1-3) y la señal de investigación sísmica 118. Cuando se determina la posición del cable sísmico 105, puede ser deseable distinguir las contribuciones de las señales de posícionamiento 130 (1-3) de la señal de investigación sísmica 118. De esta manera, en una modalidad, las señales de posícionamiento 130 (1-3) pueden distinguirse de la señal de investigación sísmica 118. Por ejemplo, la señal de investigación sísmica 118 típicamente varía en una frecuencia de 0 Hz a 120 Hz. En una modalidad, las señales de posicionamiento 130 (1-3) tienen frecuencias en el margen de 700 Hz a 4,500 Hz y por lo tanto se distinguen de la señal de investigación sísmica 118 por la frecuencia. En modalidades alternativas, será evidente que porciones de este proceso se pueden desarrollar en los sensores 115, el receptor 420, la unidad de procesamiento de señales 140, una combinación de lo anterior o cualquier otra ubicación deseable sin separarse del alcance de la presente invención. El receptor 420 proporciona una señal recibida 425 a la unidad de procesamiento de señales 140. La señal recibida 425 incluye al menos la porción de la señal detectada 417 que contribuye a las señales de posicionamiento 130 (1-3). El receptor 420 puede, en una modalidad, registrar la señal recibida 425 en cinta y después proveer la cinta a la unidad de procesamiento de señales 140. Sin embargo, la presente invención no está limitada a esto. En modalidades alternativas, el receptor 420 puede proveer la señal recibida 425 usando alambres conductores, fibras ópticas, transmisiones de radiofrecuencia, discos de cómputo y similares. La unidad de procesamiento de señales 140 determina las ubicaciones de los sensores 115 usando la señal recibida 425 y la señal 415. En una modalidad, la unidad de procesamiento de señales 140 puede usar técnicas de correlación cruzada convencionales para determinar la distancia de las fuentes 120 (1-3) a los sensores 115 usando la señal recibida 425 y la señal 415. La unidad de procesamiento de señales 140 entonces puede triangularse para determinar la ubicación de los sensores 115. Sin embargo, será evidente que, en modalidades alternativas, puede incluirse información adicional en la señal recibida 425 y usarse para determinar la ubicación de los sensores 115. Por ejemplo, los sensores 115 pueden determinar el alojamiento de las señales de posicionamiento 130 (1-3) y la unidad de procesamiento de señales 140 puede usar el alojamiento para determinar la ubicación de los sensores 115. El alojamiento de las señales de posicionamiento 130 (1-3) también se puede usar para determinar el encabezamiento de cada sensor 115. La figura 6 muestra un diagrama de flujo que ilustra una técnica para determinar las ubicaciones de los sensores 115. De conformidad con una modalidad de la presente invención. Una o más señales de posicionamiento 130 (1-3) se transmiten (en 610) desde las fuentes 120 (1-3), las cuales son independientes estructuralmente de los sensores 115, a los sensores 115, en la manera descrita detalladamente en párrafos anteriores. En una modalidad, una fuente acústica piezoeléctrica 500, 600 transmite (en 610) las señales de posicionamiento 130 (1-3) a sensores submarinos 115 en un entorno marino. En otra modalidad, una pistola de aire transmite (en 610) las señales de posicionamiento 130 (1-3) a sensores submarinos 115 en un entorno marino. Las señales de posicionamiento 130 (1-3) se reciben (en 620) a través de uno o más sensores 115 y, como se describió anteriormente, la posición de los sensores 115 se determina (en 620). Por ejemplo, en una modalidad, la posición de los sensores se determina (en 630) a través de la determinación (en 630) de las distancias desde las fuentes 120 (1-3) a los sensores 115 y después las triangula. Esto concluye la descripción detallada. Las modalidades particulares descritas en los párrafos anteriores sólo son ilustrativas, ya que la invención puede modificarse y practicarse de diferentes maneras siendo todas equivalentes evidentemente para los expertos en la técnica que gozan del beneficio de las enseñanzas de la presente. Adicionalmente, no se intenta generar limitaciones a los detalles de construcción o diseño mostrados en la presente, diferentes a los descritos en las reivindicaciones a continuación, es por lo tanto evidente que modalidades particulares descritas en los párrafos anteriores se pueden alterar o modificar en diversas variaciones consideradas dentro del alcance y espíritu de la invención. De esta manera, la protección solicitada en la presente se establece en las reivindicaciones a continuación.