NO20101809L - Marine seismikkabelsystemkonfigurasjoner, systemer og fremgangsmater for ikke-lineaer seismikkundersokelsesnavigering - Google Patents

Marine seismikkabelsystemkonfigurasjoner, systemer og fremgangsmater for ikke-lineaer seismikkundersokelsesnavigering

Info

Publication number
NO20101809L
NO20101809L NO20101809A NO20101809A NO20101809L NO 20101809 L NO20101809 L NO 20101809L NO 20101809 A NO20101809 A NO 20101809A NO 20101809 A NO20101809 A NO 20101809A NO 20101809 L NO20101809 L NO 20101809L
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
acoustic
seismic
network
cables
reconfiguration
Prior art date
Application number
NO20101809A
Other languages
English (en)
Inventor
Kenneth E Welker
Original Assignee
Geco Technology Bv
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Geco Technology Bv filed Critical Geco Technology Bv
Publication of NO20101809L publication Critical patent/NO20101809L/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3817Positioning of seismic devices
    • G01V1/3835Positioning of seismic devices measuring position, e.g. by GPS or acoustically
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63BSHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/56Towing or pushing equipment
    • B63B21/66Equipment specially adapted for towing underwater objects or vessels, e.g. fairings for tow-cables
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3817Positioning of seismic devices
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01SRADIO DIRECTION-FINDING; RADIO NAVIGATION; DETERMINING DISTANCE OR VELOCITY BY USE OF RADIO WAVES; LOCATING OR PRESENCE-DETECTING BY USE OF THE REFLECTION OR RERADIATION OF RADIO WAVES; ANALOGOUS ARRANGEMENTS USING OTHER WAVES
    • G01S5/00Position-fixing by co-ordinating two or more direction or position line determinations; Position-fixing by co-ordinating two or more distance determinations
    • G01S5/18Position-fixing by co-ordinating two or more direction or position line determinations; Position-fixing by co-ordinating two or more distance determinations using ultrasonic, sonic, or infrasonic waves

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Radar, Positioning & Navigation (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)

Abstract

Det beskrives fremgangsmåter for bestemmelse av relative posisjoner for marine seismikkabler i et nettverk av slike, ved hjelp av akustisk avståndsmåling. Det beskrives også seismikkabelkonfigurasjoner og systemer som overvinner svake eller ikke-eksisterende akustiske posisjoneringssignaler. Det akustiske nettverket innbefatter et antall akustiske transceiverpar, og fremgangsmåtene innbefatter implementering av en nettverksløsningsbasert rekonfigurasjon av de akustiske trå nscei verpa rene. Når nettverket av seismikkabler endres mer enn i en kritisk grad, rekonfigureres nettverket. Den kritiske graden foreligger når den nettverksløsningsbaserte rekonfigurasjonen ikke lenger er adekvat med hensyn til tilveiebringelsen av nok akustiske signaler for oppnåelse av fornuftige relative posisjoner for de akustiske trå nscei verpa rene i nettverket, som følge av deres spatiale relasjon.

Description

Marine seismiske undersøkelser undersøker og kartlegger strukturen og egenskapene til underjordiske geologiske formasjoner under en vannmasse. En eller flere seismikkabler som inneholder akustiske seismikkmottakere, settes ut i vannet etter et fartøy, og én eller flere kilder kan slepes av det samme, eller av et annet fartøy. Mindre enn nøyaktig kjennskap til kildens nøyaktige posisjoner under avfyring, og aktuelle posisjoner for mottakerne, når de reflekterte seismikkbølgene innkommer, vil kunne medføre mindre aksepterbare seismikkdata.
De fleste marine seismikkundersøkelser gjennomføres i rette linjer, og med parallelle seismikkabler som har en konstant innbyrdes avstand. Derfor har de fleste akustiske avstandsmålingssystemer en forventet fast akustisk avstandslengde. Denne lengden brukes for oppstilling av sender/mottakerparene i en konfigurasjonsfil, noen ganger også betegnet som en "set-up file" med nominelle avstander, som brukes for styring av de akustiske innretningene.
Av de tidligere kjente akustiske avstandssystemene som brukes ved innhenting av seismikkdata, er bare systemer som benytter egenavstandsmåling med modulert akustikk (IRMA), integrert in-line i seismikkabelen. Historisk leveres alle andre akustiske avstandssystemer av en tredje part, i den forstand at de tilpasses til ulike seismikkabler ved ekstern tilknytning til kveilledninger, og således ikke er tett integrert i den programvaren som transformerer de akustiske og andre posisjonsmålingene, til koordinater for kilder og mottakere i den seismiske undersøkelsesspredningen. Slike akustiske tredjepartavstandssystemer kan ha vanskeligheter når relasjonen mellom akustiske sende- og mottakerenheter endrer seg betydelig i forhold til den oppstilte filen for nominelle avstander.
Når et sender/mottakerpar endrer sin relative posisjon utenfor de avstandsbegrensninger som det akustiske systemet har, kan den relative posisjonsmålingen gå tapt. Dette kan eksempelvis skje ved nettverksendringer fra rett linje til krummet linje, i området hvor strøm endrer kabelretningen, eller ved kveilskyting med varierende krumningsradius. Dersom dette fortsetter for et større antall målinger, vil nettverkskvaliteten avta, og vil kunne føre til driftsnedtid (også kalt ikke-produktiv tid), dersom de relative posisjonsspesifikasjonene ikke tilfredsstilles.
I noen tilfeller er det kjent at brukeren manuelt oppdaterer de tilnærmede avstandene mellom sender og mottaker, for derved å holde det akustiske avstandssystemet funksjonsdyktig (denne fremgangsmåten kan betegnes som en manuell avstandssporing). Dette er en kritisk prosess, fordi mange av disse systemene må skille målingstidspunktene ved felles tidstransmisjoner, slik at transmisjonene eller sendingene ikke forstyrrer hverandre. Disse begrensningene begrenser lengden til den akustiske registreringstiden, og således avstandslengden og optimale sender/mottakerpar.
I perioder, når sender/mottakerparene er dårlig tilpasset, som følge av relative avstandsendringer, kan den akustiske avstandsinformasjonen gå tapt i nettverksløsningen. Man vil da være avhengig av kompassmålinger for å kontrollere tverrlinjeposisjonsestimatene, samtidig som i-linjen akustikken ikke vil være følsom overfor seismikkabeldynamikk, og vil fortsette sporingen.
En annen kjent fremgangsmåte for avstandssporing, er bruk av signal-til-støy-forholdet (s/n), som en føring for hvordan avstanden endrer seg. Denne fremgangsåten er avhengig av både en god s/n, og at det ikke foreligger forstyrrende refleksjonssignaler. Reflekterende overflater kan være havbunnen, havoverflaten, eller et annet tett grenselag. En vanskelig situasjon foreligger når en refraksjon av mesteparten av det direkte akustiske signalet gjør dette svakt, sammenlignet med en signalrefleksjon som ikke adskiller seg fra den direkte, med mer enn registreringslengden. I et slikt tilfelle vil refleksjonen gi det beste s/n, og vil kunne medføre at en sporingsmetode låser seg til refleksjonssignalet istedenfor til det direkte signalet.
Avstandssporing har vært brukt i akustiske systemer så som IRMA for å redusere den cpu som r nødvendig for korrelering av avstander. Det er imidlertid ikke kjent anvendt for systemer som opererer med oppstilte filer som paringsposisjonerer kilder og mottakere i en tidssekvens med unngåelse av interferens fra refleksjonssignaler.
Når marine seismikkabler slepes ikke-lineært, eksempelvis i forbindelse med en dreiing, eller når retningen til rette seismikkabler endres, eller under kveilskyting, oppstår det et problem med akustiske nettverk, når seismikkablene beveger seg i linjen i forhold til hverandre. Her beskrives det marine seismikkabelsystemkonfigurasjoner, og fremgangsmåter for innhenting av marine seismikkdata for bruk ved enhver seismisk undersøkelsesnavigasjon, særlig i forbindelse med en ikke-lineær seismikkundersøkelsesnavigasjon, som overvinner dette problemet. Som benyttet her skal uttrykket "ikke-lineær" referere seg til seismikkabelslepefartøyets navigeringsbane under i det minste en del av den marine seismikkundersøkelsen. Uttrykket "ikke-rett" brukes også istedenfor uttrykket "ikke-lineær".
I samsvar med ett aspekt beskrives det her en fremgangsmåte for bestemmelse av - relative posisjoner av marine seismikkabler i et nettverk av slike, ved hjelp av akustisk avstandsmåling. Nettverket innbefatter et antall akustisk posisjonerte transceiverpar, og fremgangsmåten innbefatter en implementering av en løsningsbasert nettverksrekonfigurering av de akustiske transceiverparene (eksempelvis kontinuerlig eller intermittent reberegning av den akustiske konfigurasjonsfilen automatisk, basert på den siste detekterte nettverksendringen), og deretter, når seismikkabelnettverket endres mer enn i samsvar med en kritisk grad, akustisk rekonfigurering av nettverket, idet den kritiske graden vil foreligge når den løsningsbaserte nettverksrekonfigureringen ikke lenger er tilstrekkelig til å kunne gi nok akustiske signaler for oppnåelse av fornuftige relative posisjoner for de akustiske transceiverparene i nettverket, som følge av deres spatiale eller romlige relasjon.
Som benyttet her skal uttrykket "akustisk rekonfigurering" bety en fysisk endring av nettverket, mens uttrykket "løsningsbasert rekonfigurering" skal bety en endring, assistering eller styring av programvarealgoritmen (og/eller datainnganger i algoritmen), som brukes for å holde en akseptabel mengde av akustiske nettverksposisjonsdata. I noen utførelser kan "assistering eller styring" innbefatte avstandssporing. Definisjonen av "avstandssporing" i denne beskrivelsen, er at man bruker den beregnede løsningen, som antas å være riktig som følge av de tilgjengelige QC-faktorene, for å bestemme avstanden mellom samtlige sender- og mottakerpar. Avstandssporing kan brukes for oppdatering av den oppstilte filen eller jobbfilen, for å ekskludere reflekterte avstander fra den registreringen som inneholder signalet som går i den direkte banen, og/eller for å finne et intermittent akustisk signal (et signal som er svakt i en periode, men så blir detekterbart og
.utnyttbart igjen).
I de fleste akustiske navigeringssystemer som i dag benyttes i forbindelse med seismikkdataundersøkelser, kan det foreligge perioder hvor signal-støy-forholdet kan være marginalt. Dette innbefatter puls- og kodede/tverrkorrelerte signaltyper. I noen av de her beskrevne utførelsene er det for å fokusere på den mest sannsynlige registreringsdelen for å kunne identifisere signalet, nyttig å styre signaldetekteringsalgoritmen. Dette kan gjøres ved å bruke den sist beregnede avstanden mellom sendere og mottakere i det akustiske nettverket. En slik avstandssporing bruker all kraften i den akustiske informasjonen som er tilgjengelig i én epoke, for styring av signalsøket i den neste epoken. Fremgangsmåten er også meget nyttig når sender-mottakeravstandene endres mer enn registreringslengden, så som når det skyves langs ikke-rette baner, så som i en kurve/vending.
Det beskrives her fremgangsmåter og systemer som benytter en tett integrering mellom en akustisk nettverksløser og et akustisk avstandssporingssystem for å følge avstandsendringer i perioder med høy dynamikk. Således vil alle avstander som brukes i nettverksløsningen bidra til å definere avstanden mellom et sendermottakerpar. Denne informasjonen brukes for oppdatering av de oppstilte filer som er beskrevet foran for systemer hvor det brukes slike filer eller slik informasjon. Informasjonen er også nyttig i forbindelse med innhentingsmetoder så som kveilskyting, hvor seismikkablene i tillegg til at de utsettes for varierende krumning, også utsettes for tilleggsdynamikk ved at de utsettes for strøm fra ulike retninger når de beveger seg gjennom en kveil.
Et annet problem som det tas lak i ved å relatere avstandslengden til en foreliggende løsning, er refleksjoner. Sporing av en avstand reduserer sannsynligheten for detektering av en refleksjon. Med mindre refleksjonen har en lengde meget lik den til det direkte signalet, vil den ikke fremkomme i registreringens søkeområde. Dersom eksempelvis avstanden mellom direkte signal og refleksjon er større enn fem meter, så kan detekteringsområdet være så lite som fem meter. Så menge sender/mottaker-avstanden ikke endrer seg mer enn fem meter under en målingssyklus, kan man finne den direkte avstanden i registreringens smale fem meterbånd, gitt et adekvat s/n.
I tilfeller hvor det foreligger et temporært fall i s/n, eksempelvis i noen målingssykler, kan i visse utførelser som er beskrevet her, forholdet mellom sender og mottaker likevel være kjent, basert på andre akustiske avstander hvor det foreligger et adekvat s/n. Når det svake området igjen styrkes, vil detekteringsalgoritmen søke i det riktige smale registreringsområdet, for å finne avstanden, basert på andre akustiske avstander som bidrar til etablering av avstanden mellom det intermittente sender/mottakerparet.
I noen utførelser innbefatter den akustiske rekonfigureringen av nettverket en plassering av lengre seismikkabler på utsiden av kurven, dvs. at det utformes en marin seismisk undersøkelse, hvor man under planleggingen vet hvordan den ytre séismikkabelkrumningsradiusen vil være, slik at man kan legge ut seismikkabler som har en lengde som er slik at i den skarpeste krumningen som er planlagt for de indre seismikkablene, vil disse opprettholde en forhåndsbestemt akustisk minimumsforbindelse med noen eller samtlige av de ytre seismikkablene i en kurve.
I andre utførelser innbefatter akustisk rekonfigurering av nettverket en utforming av en marin seismikkundersøkelse, hvor noen eller samtlige av seismikkablene er lengre enn det geofysiske kravet, idet denne "ekstra" lengden bare brukes for akustisk posisjonering. Således vil traser eller spor ved enden av de ytre seismikkablene i en kurve ikke være godt posisjonert, men dette er ikke kritisk for den geofysiske hensikten.
I noen utførelser innbefatter akustisk rekonfigurering av nettverket bruk av multifartøynettverk. I marine multifartøyseismikkdatainnhentinger, brukes akustiske avstander fra andre fartøy, som brukes i undersøkelsen, for å forsterke svake deler av det akustiske nettverket som har endret form.
I noen utførelser kan satellittposisjoneringsteknologi suplementere de her beskrevne systemer og fremgangsmåter, slik det er beskrevet nærmere nedenfor.
De beskrevne fremgangsmåtene kan brukes i marine 3-D og 4-D seismikkdatainnhentinger, hvor dataene kan velges fra seismikkdata, elektromagnetiske data (EM), og fra både seismiske data og EM-data. Innretninger for gjennomføring av fremgangsmåtene er også beskrevet, og utgjør nok et inventivt aspekt.
Hvordan hensiktene med fremgangsmåtene og systemene ifølge oppfinnelsen oppnås, og hvordan ønskede egenskaper kan oppnås, blir forklart nedenfor under henvisning til tegningen, hvor:
Fig. 1-3 viser tidligere kjente seismikkabelkonfigurasjoner i en kurve,
Fig. 4-6 viser marine seismikknettverkskonfigurasjoner i samsvar med oppfinnelsen, Fig. 7 viser en fremgangsmåte og et system hvor en løsningsbasert rekonfigurasjon etterfølges av en akustisk rekonfigurasjon, Fig. 8 er en virkelig registrering av en tidligere kjent avstandssporing, og viser en registrering av avstandsdata som ikke er sentrert om signalet, og når avstandsbevegelsestiden øker (y-aksen øker nedover), vil signalet migrere ut fra registreringsperioden, og Fig. 9 viser en avstandsdataregistrering målt i samsvar med foreliggende oppfinnelse, og viser avstandsdata som er sentrert om signalet.
I den etterfølgende beskrivelsen angis flere detaljer for å klargjøre oppfinnelsen, men fagpersoner vil forstå at fremgangsmåtene og systemene kan gjennomføres uten disse detaljene, og at det kan tenkes ulike varianter eller modifikasjoner av de beskrevne utførelsene.
I mange marine seismikkdatainnhentinger med slepte seismikkabler, er modellen med faste (innenfor visse grenser) relasjoner mellom sender/mottakerpar utilstrekkelig. Fremgangsmåtene og systemet ifølge foreliggende oppfinnelse muliggjør at den akustiske konfigurasjonsfilen kan reberegnes basert på en oppdatert nettverksform. I noen utførelser blir filen automatisk reberegnet basert på den siste nettverksformen. (For å unngå unødvendige repetisjoner, skal uttrykket "nettverk" her bety et akustisk nettverk, med mindre annet er sagt). Denne løsningsbaserte rekonfigureringen er meget verdifull når den akustiske nettverksformen endrer seg slik, så som under overgangen fra en rett linje til en krummet linje, i områder hvor strømmene endrer kabelretningen, ved kveilskyting med varierende krumningsradius, og i lignende situasjoner.
En løsningsbasert rekonfigurasjon er utnyttbar for bibehold av et godt nettverk i perioder hvor det forekommer nettverksformvariasjoner, hvor de indre seismikkablene i en konvensjonelt utplassert spredning kan forskyve seg så betydelig i en krummet form, at løsningsbasert rekonfigurasjon ikke vil nytte. Problemet må løses ved å tilveiebringe akustiske avstander for andre posisjoneringsenheter til disse isolerte akustiske punktene, som brukes for posisjonering av seismikkspor som måtte være av interesse. Fremgangsmåter for tilveiebringelse av akustiske avstander innbefatter plassering av seismikkabler som har større lengder, i det minste for de indre seismikkablene, og eventuelt å utplassere seismikkabler som er lengre enn nødvendig for oppnåelse av det geofysiske objektivet, eller å forsterke de manglende avstandene med ekstra fartøy, som enten er dedikert for dette formålet, eller benyttes for geofysiske formål som del av en flerfartøyundersøkelse.
Fig. 1-3 viser tidligere kjente seismikkabelkonfigurasjoner i en kurve. Det er fordelaktig å innhente seismikkdata i kurvene, men dersom posisjonen til sporene eller trasene ikke kan bestemmes på en adekvat måte, vil sporene ikke være utnyttbare. Fig. 1 viser fire seismikkabler 2a, 2b, 2c og 2d (det kan også være færre eller flere) med et antall akustiske posisjonssendere, -mottakere, eller transceivere 4, på i og for seg kjent måte. Seismikkablene kan ha
seismikkabelposisjoneringsinnretninger 6, eksempelvis slike som er kjent under varemerket Q-FIN fra WesternGeco LLC. Det kan også brukes andre seismikkabelposisjoneringsinnretninger. Et slepefartøy (ikke vist i fig. 1-3) trekker seismikkablene 2a-2d generelt opp til venstre i hver figur, slik at kablene går i en kurve. Det samme, eller et annet slepefartøy kan slepe én eller flere seismikkildeenheter. Slike fartøy er ikke vist. Bruken av seismikkildeenhetene er
velkjent, og krever ingen ytterligere beskrivelse her. En initiell konfigurasjonsfil for akustisk posisjonering av seismikkablene lastes inn i et computersubsystem om bord på fartøyet, og definerer par av mottakere/sendere som muliggjør posisjonering ved hjelp av akustisk avstandsmåling, slik det er indikert med de stiplede linjene 8, mellom seismikkablene 2a-2d. Som vist i den øvre høyre delen av fig. 1, vil, som følge av seismikkablenes haleendelinjeforskyvning i en kurve, en del av seismikkabelen 2a ikke være adekvat posisjonert med konfigurasjonsfilen. Fig. 2 viser at avstandene 8a er adekvate, men avstandene 8b er blitt større, som følge av linjeforskyvningen av kablene 2a og 2b. Fig. 3 viser at en del 10 av seismikkabelen 2a ikke er posisjonert i det hele tatt, hvilket skyldes en ekstrem linjeforskyvning.
Fig. 4-6 viser akustiske rekonfigurasjoner. I fig. 4a er det vist et fartøy 12 som sleper fire neddykkede seismikkabler 2a-2d mot venstre. Seismikkablene 2a, 2b, 2c og 2d trekkes i hovedsaken vekk fra en senterlinje, under påvirkning av deflektorenheter 13a, 13b, 13c og 13d, på i og for seg kjent måte. Halebøyer 14a, 14b, 14c og 14d er vist ved seismikkablenes 2a-2d respektive haleender, og er her vist dannende en linje 15, som danner en vinkel 9 med kursretningen 17. Akustiske avstander er fremdeles aksepterbare i denne konfigurasjonen, men nær halebøyene' vil posisjoneringen ikke være ideell. Ved en sving mot babord, med radius r, som vist i fig. 4b, danner halebøyene 14a-14d en linje som ikke lenger egner seg for akustisk avstandsmåling, og derfor må seismikkablenes posisjoner bestemmes på bedre måte i kurven. Når vinkel 9 blir mindre, kan det arbeides med en mindre radius i svingen, ved et kompromiss med dårligere akustiske avstander nær seismikkablenes haleender når de beveger seg lineært. Når vinkel cp øker mot 90°, kan det på adekvat måte brukes en større krumningsradius i svingen. Det skal her selvfølgelig nevnes at svingen eller dreiingen ikke behøver å være sirkulær, den kan være kveilformet (som en spiral), hvor radius endrer seg, eller ha en elliptisk eller en annen form.
Fig. 5 viser en utførelse hvor seismikkablene 2a-2d er lengre enn som nødvendig for å tilfredsstille det geofysiske kravet. En første lengde "A" er indikert mellom linjene 1 og 2. En slik lengde vil i samsvar med kjent teknikk være stor nok til å tilfredsstille de geofysiske kravene. Avstanden "B" mellom linjene 1 og 5, indikerer at det kan brukes lengre seismikkabler, slik at det i en kurve kan oppnås seismikkdata med trygghet for at seismikkablenes posisjoner vil være kjent med tilstrekkelig sikkerhet til å kunne unngå en andre eller ytterligere undersøkelse for innsamling av data som man ikke har fått tak i, i en første undersøkelse. Forholdet mellom lengdene A og B, vil variere i samsvar med undersøkelsestypen, antall seismikkabler, og i samsvar med andre parametere, men generelt gjelder at jo mindre svingradius r (fig. 4B) er, desto lengre bør seismikkablene være, dvs. at med andre ord bør forholdet B/A bli større når svingradius avtar. Fordi de ekstra seismikkabelavsnittene mellom linjene 1 og 3 brukes for posisjonering, og ikke brukes for geofysisk undersøkelse, kan de i struktur være identiske med de regulære seismikkabelavsnittene som brukes for en geofysisk undersøkelse, eller de kan adskille seg fra disse. I førstnevnte tilfelle brukes signaler fra hydrofonene i de ekstra seismikkablene for akustisk avstandsmåling, og således ikke for registrering av seismikkdata. I det sistnevnte tilfellet er de ekstra seismikkabelavsnittene kompatible med hensyn til navigering og håndtering, men har en annen intern struktur. De inneholder bare akustiske transceivere for posisjoneringsnettverket. Fig. 6 viser en annen utførelse, hvor det benyttes flere fartøy for suplementering av akustiske avstander som enten er for svake, eller som ikke er mulige med en løsningsbasert rekonfigurasjon. Fartøyene 20 og 22 tilveiebringer ekstra akustiske sendere (eller mottakere, eller transdusere etter behov), for tilveiebringelse av henholdsvis supplerende avstander 28 og 30. Fartøyene 20 og 22 kan være overflatefartøy, eller undervannsfartøy. Ett eller flere fartøy vil kunne være tilstrekkelig. Egnede fartøy innbefatter seismikkfartøy, arbeidsfartøy, AUVer, ROVer og lignende. Fartøy 20 og 22 som tilveiebringer et minimum av akustisk støy, kan brukes i visse tilfeller. Fartøyene 20 og 22 kan kommunisere og dele informasjon med slepefartøyet, eller ikke. Fig. 7 viser en fremgangsmåte og et system hvor en løsningsbasert rekonfigurasjon etterfulgt av en akustisk rekonfigurasjon vil kunne være gunstig. I fig. 7A sleper fartøyet 12 fire seismikkabler mot høyre, i en tverrstrøm Cl, som medfører at seismikkablene avviker med en vinkel a. Når fartøyet 12 og de slepte seismikkablene beveger seg videre mot høyre, som vist i fig. 7B, vil fartøyet 12 møte en tverrstrøm C2, som er en størrelsesorden kraftigere enn Cl, dette gjelder også for deler av seismikkabler som befinner seg nærmest fartøyet 12, slik at seismikkablene får en avviksvinkel P, idet P > a. I fig. 7A og 7B kan løsningsbasert rekonfigurasjon, beregnet kontinuerlig eller i en regulær eller irregulær tidsperiode, kunne levere adekvate posisjoner for seismikkablene. Imidlertid, når fartøyet og seismikkablene har nådd posisjonen i fig. 7C, kan forholdene være slik at den løsningsbaserte rekonfigurasjonen ikke lenger vil kunne levere adekvate posisjoner mot seismikkabelendene, og det kan da brukes en akustisk rekonfigurasjon for seismikkabelendene, som indikert med det ekstra fartøyet 20, som har supplementerende akustiske sendere, eller mottakere, eller transdusere (som i fig. 6). Den løsningsbaserte rekonfigurasjonen kan således benyttes for de fleste av seismikkablene, mens akustisk rekonfigurasjon kan benyttes nær seismikkablenes haleender. Fig. 8 er en virkelig registrering av en tidligere kjent avstandssporing, og viser avstandsdata som ikke er sentrert om signalet. Når avstandsbevegelsestiden øker (y-aksen øker nedover), så vil signalet migrere ut fra registreringsperioden. Fig. 9 viser en avstandsdataregistrering opptatt i samsvar med foreliggende oppfinnelse, og viser registreringsdata som er sentrert om signalet. Hver skuddsyklus i det beregnede området mellom to transceiverpar, sammenlignes med registreringssenteret, basert på styrken til samtlige avstander i det akustiske nettverket kombinert. Dersom forskjellen mellom disse to er større enn portterskelen, så resentreres registreringen om den beregnede verdien. Dette muliggjør at avstanden kan spores, og sikrer adekvate, akustiske avstandsmålinger, slik at nettverket kan løses også i meget dynamiske miljøer.
Seismikkabler som kan brukes for utøvelse av de her beskrevne ulike utførelser, kan innbefatte en hvilken som helst type marin seismikkabel, og dersom det forefinnes mer enn én seismikkabel, kan disse være like eller ulike, så lenge de bare innbefatter tilstrekkelige akustiske posisjoneringsinnretninger for gjennomføring av de foran beskrevne fremgangsmåtene. Egnede seismikkabler innbefatter tradisjonelle seismikkabler, som bare har hydrofoner eller hydrofongrupper, fordelt over lengden, flerkomponentseismikkabler (seismikkabler som har mer enn én type seismisk sensor, eksempelvis har både hydrofoner og geofoner), og lignende. Seismikkablene er typisk bygget i lengder, ved hjelp av seismikkabelseksjoner. Seismikkablene kan også innbefatte seismikkabelstyreinnretninger, som kan være tilknyttet i linjen, eller festet på utsiden av seismikkablene. Seismikkablene vil typisk innbefatte innvendige styrkeelementer, og kan innbefatte oppdriftsmidler, faste, væskeformede, eller til og med gassformede. Samtlige av disse trekkene er forklart nærmere andre steder, og anses som kjent.
Her beskrevne fremgangsmåter og systemer innbefatter enten løsningsbasert rekonfigurasjon, akustisk rekonfigurasjon, eller begge kan også trekke fordel av systemer hvor det benyttes målinger som relaterer en GPS-antenneposisjon til én eller flere akustiske innretninger som inngår som deler av det akustiske seismikkspredningsnettverket, eksempelvis de metodene som finnes beskrevet i US patentsøknad nr. 12/049923, innlevert 17.03.2008, dokument nr. 14.0373-US, og viss innhold det her vises til. Den nevnte patentsøknaden beskriver bevegelsesmålingsinnretninger som vil bedre nøyaktigheten i forholdet mellom GPS-antennen eller en annen satellittantenne, og én eller flere akustiske avstandsmåleinnretninger, som utgjør en del av det akustiske nettverket. For å unngå unødvendige gjentagelser, bruker man her uttrykket GPS, idet det skal være underforstått at det kan brukes andre satellitlposisjoneringssystemer. En slik fremgangsmåte innbefatter bestemmelse av relative posisjoner for seismiske posisjoneringskomponenter i et slept seismisk undervannsnettverk, med akustisk avstandsmåling, idet de relative posisjonene relateres til en
koordinatreferanseramme som tilveiebringes av én eller flere
satellittposisjoneringsantenner tilknyttet et stivt legeme som flyter på overflaten til en vannmasse over det seismiske nettverket. Det kan også benyttes bestemmelse, ved hjelp av akustiske signaler, av en avstand fra en akustisk innretning, som er festet til det stive legemet, og til en akustisk innretning som er én av de seismiske posisjoneringskomponentene i det seismiske undervannsnettverket. En mulig fremgangsmåte er også måling av et tilstrekkelig antall orienteringsparametere for det stive legemet, for bestemmelse av 3D-forskyvninger i
koordinatreferanserammen til den akustiske innretningen som er festet til det stive legemet, og korrigering av avstanden med bruk av 3D-forskyvningen i et subsystem om bord. I noen utførelser velges orienteringsparameterne fra gruppen som innbefatter stamping, rulling, giring, jaging, og kombinasjoner av disse. I andre utførelser velges det stive legemet fra gruppen som innbefatter en bøye, og en seismikkildeflottør. I andre utførelser velges bøyen fra gruppen som innbefatter en styrbar bøye, og en ikke-styrbar bøye. I noen utførelser bestemmes 3D-.forskyvningen tilstrekkelig til å gi en submeternøyaktighet for bestemmelsen av 3D-forskyvningen. Som brukt her, skal uttrykket "submeter" bety en nøyaktighet som ligger innenfor pluss eller minus 1 meter eller mindre, eksempelvis pluss eller minus 0,9 meter, eller pluss eller minus 0,8 meter, pluss eller minus 0,5 meter, eller pluss eller minus 0,3 meter, eller til og med pluss eller minus 0,1 meter. I andre utførelser kan det stive legemet være en bøye, eksempelvis én eller flere seismikkabelhalebøyer, eller -frontendebøyer. Disse bøyene kan helt enkelt slepes med et fartøy, eller seismikkabel (uten energi eller integrert styremekanisme, dvs. bare passivt styrbare), eller de kan være aktivt styrbare. "Aktivt styrbare" betyr her en innretning som har en egen mekanisme for posisjonsendring, så som et ror, én eller flere vinger, hydrofoiler, balanseror, og lignende, og innbefatter ikke passivt styrbare innretninger. En aktivt styrbar innretning kan eventuelt motta signaler fra
en fjerntliggende innretning, enten gjennom ledninger eller trådløst, hvilke signaler indikerer hvilke posisjonsendringer som er ønsket. "Aktivt styrbar" innbefatter ikke innretninger som bare kan styres ved at de er forbundet med andre innretninger som er aktivt styrbare, så som et marint slepefartøy, et arbeidsfartøy, en ROV, eller lignende. I noen utførelser er komponenten i undervannsnettverket en enkelt
seismikkabel, og den akustiske avstandsmålingen gjennomføres mellom avsnitt av seismikkabelen. I andre utførelser er komponentene mer enn én seismikkabel, og de relative posisjonene som bestemmes er relative posisjoner mellom to eller flere seismikkabler. Seismikkablene kan innbefatte akustiske seismikksensorer, elektromagnetiske sensorer (EM), eller begge deler. I noen utførelser vil målingen av bevegelsene til det stive legemet innbefatte bruk av én eller flere inertmåleenheter, så som akselerometre, gyroskoper, og lignende. I noen utførelser innbefatter bevegelsesmåling av det stive legemet en måling av orienteringen til minst tre satellittantenner som er festet til det stive legemet. I andre utførelser innbefatter det stive legemets bevegelsesmåling måling av kurs, inklinasjon vertikalt i tverrlinjen, og i-linjen sleperetninger.
En annen fremgangsmåte innbefatter bestemmelse av relative posisjoner for komponenter i et slept seismisk undervannsnettverk, med akustisk avstandsmåling, idet det seismiske undervannsnettverket innbefatter en seismikkabelhalebøye som er forbundet med en seismikkabel, hvilken bøye har én eller flere satellittantenner festet til seg, og som rager opp over vannet, og relatering av koordinater for én av satellittantennene til koordinater for en akustisk node i en referanseramme, hvilken akustiske node er på eller i et ikke-horisontalt avsnitt av seismikkabelen på et punkt som ligger i retning skipet, regnet fra bøyen og i en kjent avstand fra bøyen, innbefattende måling av inklinasjon, dybde og tverrlinjevinkel for det ikke-horisontale avsnittet i punktet.
I noen utførelser plasseres seismikkabler i forhold til hverandre ved hjelp av akustisk avstandsmåling. De relative posisjonene blir så relatert til en jordfiksert koordinatreferanseramme, som typisk tilveiebringes ved hjelp av satellitt (eksempelvis GPS, GLONASS, eller andre satellittposisjoneringssystemer, eller kombinasjoner av disse)-kontrollpunkter på slepte bøyer (seismikkabelhale- eller frontbøyer) på havoverflaten, over de neddykkede seismikkablene. Det brukes en akustisk innretning som bestemmer en avstand fra den slepte bøyen, og til én eller flere av de neddykkede komponentene (viss relative posisjoner er kjent). Den fysiske forbindelsen eller sammenkoblingen mellom satellittantennen og den akustiske innretningen, er en nøkkelkomponent med hensyn til posisjonsnøyaktigheten. Den fysiske forbindelsen må ikke endres ødeleggende i lengden (mer enn få cm), i posisjoneringsmetodene. I noen utførelser kan det brukes inklinometere, en trykkføler for å bestemme dybden, og et kompass. Disse instrumentene kan være integrert i, eller tilknyttet et avsnitt mellom det stive legemet, hvor én eller flere GPS-antanner (i noen tilfeller vil én antenne kunne være tilstrekkelig), er montert, og en akustisk node i det seismiske nettverket. En fordel med denne fremgangsmåten er at den relaterer GPS-antennepunktet og akustiske punkter uten at en akustisk node er stivt tilknyttet det stive legemet. En stiv forbindelse mellom en akustisk innretning, og et stivt legeme, har i noen tilfeller medført akustiske ytelsesproblemer for transmisjonen. Jo dypere transmitteren er, desto bedre er det akustiske signalet. Akustiske mottakere nær havoverflaten vil kontamineres av havoverflatestøy, og innretninger så som en stiv stang, som er festet til en flytende overflateinnretning, eksempelvis en halebøye, representerer en sleperisiko fordi stangen kan støte på rester i havet under slepet, og derved skades. Videre er det nødvendig med en plasserings- og innhentingsløsning, for å beskytte stangen, og den akustiske enheten i forbindelse med disse operasjonene.
Selv om det her bare er beskrevet noen få mulige utførelsesformer av oppfinnelsen, så vil fagpersoner forstå at det kan tenkes mange modifikasjoner av disse, uten at man derved går utenfor den nye lære, og de fordeler som de her beskrevne fremgangsmåter og systemer medfører. Derfor er alle slike modifikasjoner ment å være dekket av rammen som definert av patentkravene.

Claims (17)

1. Fremgangsmåte for med akustisk avstandsmåling å bestemme relative posisjoner for marine seismikkabler i et nettverk av seismikkabler, ved en seismisk undersøkelse når seismikkablene dreier, hvilket nettverk innbefatter et antall akustiske transceiver(kombinert sender/mottaker)-par, hvilken fremgangsmåte innbefatter: a) implementering av en nettverksløsningsbasert rekonfigurasjon av det akustiske transceiverparet, og b) akustisk rekonfigurering av nettverket når seismikkabelnettverket endrer posisjoner over en kritisk grad, hvilken kritiske grad er når den nettverksløsningsbaserte rekonfigurasjonen ikke lenger er tilstrekkelig til å holde en akseptabel mengde av akustiske nettverksposisjonsdata, for å kunne gi fornuftige relative posisjoner for de akustiske transceiverparene i nettverket, som følge av deres spatiale relasjoner.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den løsningsbaserte rekonfigureringen innbefatter endring, assistering, eller styring av en programvarealgoritme som brukes for å holde den aksepterbare mengden av akustiske nettverksposisjonsdata.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at endringen, assisteringen, eller styringen innbefatter avstandssporing.
4. -Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at avstandssporingen innbefatter bruk av en beregnet nettverksløsning for bestemmelse av avstander mellom alle transceiverparene.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at avstandssporingen brukes for oppdatering av en oppstilt fil av nominelle transceiverpar.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at avstandssporingen ekskluderer reflekterte avstander fra avstandsdata som innbefatter både refleksjonssignaler og direkte signaler som beveger seg i direkte baner mellom transceiverparene.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den akustiske rekonfigureringen av nettverket innbefatter utplassering av minst én av seismikkablene som er lengre enn det geofysiske undersøkelseskravet.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at den lengre seismikkabelen er på utsiden av en kurve i forbindelse med en undersøkelsesdreining.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den akustiske rekonfigureringen av nettverket innbefatter utplassering av minst én seismikkabel, som har et akustisk posisjoneringsavsnitt ved sin bakre ende, regnet fra et slepefartøy.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den akustiske rekonfigureringen av nettverket innbefatter utplassering av ett eller flere ekstra fartøy, som har ekstra akustiske posisjoneringsinnretninger, idet akustiske avstander fra de ekstra fartøyene forsterker svake deler av det akustiske nettverket som har endret form.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den akustiske rekonfigureringen av nettverket innbefatter benyttelse av ett eller flere satellittposisjoneringssubsystemer.
12. Marin seismikkabelkonfigurasjon for innhenting av marine seismikkdata i en ikke-lineær marin seismisk undersøkelse, hvilken seismikkabelkonfigurasjon innbefatter én eller flere seismikkabler, som hver har en lengde B som er lengre enn en lengde A, som er nødvendig for tilfredsstillelse av geofysiske datakrav for undersøkelsen.
13. Marin seismikkabelkonfigurasjon ifølge krav 12, karakterisert ved at seismikkablene innbefatter akustiske innretninger for akustisk posisjonering bare langs lengden utover lengden A.
14. Marin seismikkabelkonfigurasjon ifølge krav 12, karakterisert ved at seismikkablene innbefatter både seismiske innretninger for seismisk undersøkelse, og akustiske innretninger for akustisk posisjonering langs lengden utover lengden A.
15. Marin seismikkabelkonfigurasjon ifølge krav 12, karakterisert ved at seismikkablene har slike lengder at deres ender definerer en linje som danner en vinkel cp, som bestemmes av en svingradius r som er en minimumradius for en dreiebevegelse under undersøkelsen.
16. Marin seismikkabelkonfigurasjon ifølge krav 12, karakterisert ved ekstra akustiske posisjoneringsinnretninger over antallet innretninger i seismikkablene, hvilke ekstra akustiske posisjoneringsinnretninger tilveiebringes med ett eller flere fartøy utenom et fartøy som sleper seismikkablene.
17. Marin seismikkabelkonfigurasjon ifølge krav 12, karakterisert ved at i det minste noen av seismikkablene er flerkomponentseismikkabler.
NO20101809A 2008-06-03 2010-12-29 Marine seismikkabelsystemkonfigurasjoner, systemer og fremgangsmater for ikke-lineaer seismikkundersokelsesnavigering NO20101809L (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/131,946 US8724426B2 (en) 2008-06-03 2008-06-03 Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods for non-linear seismic survey navigation
PCT/US2009/045261 WO2009148898A2 (en) 2008-06-03 2009-05-27 Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO20101809L true NO20101809L (no) 2010-12-29

Family

ID=41398783

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20101809A NO20101809L (no) 2008-06-03 2010-12-29 Marine seismikkabelsystemkonfigurasjoner, systemer og fremgangsmater for ikke-lineaer seismikkundersokelsesnavigering

Country Status (7)

Country Link
US (1) US8724426B2 (no)
AU (1) AU2009255340A1 (no)
BR (1) BRPI0912852A2 (no)
GB (3) GB2472540B (no)
MX (1) MX2010012151A (no)
NO (1) NO20101809L (no)
WO (1) WO2009148898A2 (no)

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7400552B2 (en) 2006-01-19 2008-07-15 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys
US8559265B2 (en) 2007-05-17 2013-10-15 Westerngeco L.L.C. Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data
US8488409B2 (en) 2007-05-17 2013-07-16 Westerngeco L.L.C. Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines
FR2917241B1 (fr) * 2007-06-07 2011-04-29 Sercel Rech Const Elect Procede d'aide au deploiement/reploiement d'antennes acoustiques lineaires remorquees par un navire,au cours duquel des moyens de mesure de distance portes par les antennes communiquent entre eux.
US9857491B2 (en) 2008-05-15 2018-01-02 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US8681580B2 (en) 2008-05-15 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US9594181B2 (en) 2008-06-13 2017-03-14 Westerngeco L.L.C. Filtering and presentation of heading observations for coil shooting
US9052411B2 (en) 2008-06-13 2015-06-09 Westerngeco L.L.C. Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path
US8483008B2 (en) 2008-11-08 2013-07-09 Westerngeco L.L.C. Coil shooting mode
CA2745976C (en) * 2008-12-12 2017-07-11 CGGVeritas Services (U.S.) Inc. Seismic array towing system
US8681581B2 (en) 2009-12-30 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition
US8711654B2 (en) 2009-12-30 2014-04-29 Westerngeco L.L.C. Random sampling for geophysical acquisitions
US8069006B1 (en) * 2011-05-23 2011-11-29 NCS Subsea, Inc. System for positioning a wire using sensor information
US9103942B2 (en) 2011-10-28 2015-08-11 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for survey designs
AU2013200375B2 (en) * 2012-01-24 2014-05-22 Cggveritas Services Sa Multi-vessel seismic acquisition with undulating navigation lines
US9285495B2 (en) * 2012-03-27 2016-03-15 Pgs Geophysical As Methods and apparatus for node positioning during seismic survey
NO20120716A1 (no) * 2012-06-20 2013-12-23 Seabird Exploration Norway As Seismisk kabel og modulært seismisk system
US20140254308A1 (en) * 2012-12-17 2014-09-11 Westerngeco L.L.C. Identifying reflection acoustic signals
EP2770344B1 (en) * 2013-02-21 2015-09-09 Sercel Method and device for estimating a relative position between towed acoustic linear antennas
US9194969B2 (en) 2013-02-21 2015-11-24 Pgs Geophysical As Method and system for adjusting vessel turn time with tension feedback
US9383468B2 (en) * 2013-03-12 2016-07-05 Pgs Geophysical As Streamers without tailbuoys
US9618637B2 (en) * 2013-09-20 2017-04-11 Pgs Geophysical As Low frequency marine acoustic vibrator
US9494429B2 (en) 2013-10-30 2016-11-15 Pgs Geophysical As Marine streamer inertial navigating drag body
US10248886B2 (en) 2013-10-30 2019-04-02 Pgs Geophysical As System and method for underwater distance measurement
US20170248723A1 (en) * 2014-09-25 2017-08-31 Cgg Services Sas Positioning along a streamer using surface references
US10234585B2 (en) 2015-12-10 2019-03-19 Pgs Geophysical As Geophysical survey systems and related methods
US10222499B2 (en) 2016-01-11 2019-03-05 Pgs Geophysical As System and method of marine geophysical surveys with distributed seismic sources
US11673628B2 (en) 2019-04-17 2023-06-13 Pgs Geophysical As Marine survey source route configuration for multi-azimuth acquisition
CN111638554B (zh) * 2020-06-08 2024-04-26 自然资源部第一海洋研究所 海洋地震数据接收系统及数据处理方法

Family Cites Families (117)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2693862A (en) 1948-10-11 1954-11-09 Geovision Inc Method of and apparatus for displaying geophysical data
US2823375A (en) * 1951-12-11 1958-02-11 Melpar Inc Distance measuring systems with compressed returned pulses
US3283293A (en) 1964-02-13 1966-11-01 Sonic Engineering Company Particle velocity detector and means for canceling the effects of motional disturbances applied thereto
US3331050A (en) 1965-04-16 1967-07-11 Sinclair Research Inc Method of underwater seismic exploration
US3506674A (en) 1967-07-03 1970-04-14 Gen Electric Certain pyridyl thio ether silanes
US3560912A (en) 1969-02-03 1971-02-02 Westinghouse Electric Corp Control system for a towed vehicle
US3605674A (en) 1969-09-08 1971-09-20 Dresser Ind Underwater cable controller
US3806863A (en) 1971-11-18 1974-04-23 Chevron Res Method of collecting seismic data of strata underlying bodies of water
US3774570A (en) 1972-01-25 1973-11-27 Whitehall Electronics Corp Non-rotating depth controller paravane for seismic cables
US3934220A (en) 1973-07-03 1976-01-20 Avance Oil & Gas Company, Inc. Method of seismic exploration for penetrating diffraction barriers and/or surveying beneath obstacles
US3921124A (en) * 1974-03-18 1975-11-18 Continental Oil Co Marine 3-D seismic method using source position control
US4146870A (en) 1976-07-28 1979-03-27 Mobil Oil Corporation Seismic exploration for dipping formations
US4231111A (en) 1978-03-13 1980-10-28 Mobil Oil Corporation Marine cable location system
US4404664A (en) 1980-12-31 1983-09-13 Mobil Oil Corporation System for laterally positioning a towed marine cable and method of using same
US4468663A (en) 1981-09-08 1984-08-28 Kalt Charles G Electromechanical reflective display device
US4757482A (en) 1983-03-15 1988-07-12 Bolt Technology Corporation Modular airgun array method, apparatus and system
US4486863A (en) 1983-08-11 1984-12-04 Tensor Geophysical Service Corporation Circular seismic acquisition system
US4648080A (en) 1984-06-15 1987-03-03 Western Geophysical Company Method for determining the far field signature of a marine seismic source from near-field measurements
US4669067A (en) * 1985-08-06 1987-05-26 Chevron Research Company Method and apparatus for locating a submerged marine streamer
US4960183A (en) 1985-08-16 1990-10-02 Exxon Production Research Company Seismic source firing control system
US4870624A (en) 1987-12-09 1989-09-26 Prakla-Seismos Ag Procedure for seismic surveying
DE3742528A1 (de) 1987-12-12 1989-06-22 Prakla Seismos Ag Verfahren zur erfassung seismischer daten
US4834181A (en) 1987-12-29 1989-05-30 Mobil Oil Corporation Creation of multi-azimuth permeable hydraulic fractures
US4803668A (en) 1988-05-27 1989-02-07 Exxon Production Research Company Method of 3-D seismic imaging for structures with approximate circular symmetry
NO173206C (no) * 1988-06-06 1999-11-11 Geco As Fremgangsmåte til posisjonsbestemmelse av minst to seismiske kabler i et refleksjonsseismisk målesystem
US4894807A (en) 1988-06-16 1990-01-16 Western Atlas International, Inc. Simultaneous vertical-seismic profiling and surface seismic acquisition method
US4970696A (en) 1988-07-13 1990-11-13 Atlantic Richfield Company Method for conducting three-dimensional subsurface and marine seismic surveys
US4992991A (en) 1988-10-31 1991-02-12 Exxon Production Research Company Marine seismic receiving system employing multiple depth hydrostreamer cable
US4970697A (en) 1989-10-06 1990-11-13 Amoco Corporation Vertical marine seismic array
US4942991A (en) 1989-10-30 1990-07-24 Lyons Robert M Ammunition container
US5430689A (en) 1991-07-03 1995-07-04 Atlantic Richfield Company Method for acquiring marine seismic data having statistically distributed azimuths and offsets
US5300929A (en) 1991-10-04 1994-04-05 Chevron Research And Technology Company Method for delineating an anomalous geologic structure
USH1490H (en) 1992-09-28 1995-09-05 Exxon Production Research Company Marine geophysical prospecting system
US5353223A (en) 1992-10-26 1994-10-04 Western Atlas International, Inc. Marine navigation method for geophysical exploration
NO301950B1 (no) 1993-02-23 1997-12-29 Geco As Anordning til styring av seismisk utstyr som blir slept av et seismisk fartöy under vannoverflaten og fremgangsmåte for posisjonering av slikt utstyr
NO303751B1 (no) * 1993-11-19 1998-08-24 Geco As Fremgangsmöter til bestemmelse av posisjonen for seismisk utstyr og anvendelse av fremgangsmöten
US5443027A (en) 1993-12-20 1995-08-22 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Lateral force device for underwater towed array
US5448531A (en) 1994-05-05 1995-09-05 Western Atlas International Method for attenuating coherent noise in marine seismic data
US5508973A (en) 1994-06-06 1996-04-16 Western Atlas International, Inc. Method for determining the principal axes of azimuthal anisotropy from seismic P-wave data
GB2293010B (en) 1994-07-07 1998-12-09 Geco As Method of processing seismic data
GB9424744D0 (en) * 1994-12-08 1995-02-08 Geco As Method of and apparatus for marine seismic surveying
US5555531A (en) 1994-12-19 1996-09-10 Shell Oil Company Method for identification of near-surface drilling hazards
NO944954D0 (no) 1994-12-20 1994-12-20 Geco As Fremgangsmåte til integritetsovervåking ved posisjonsbestemmelse
CA2635911C (en) 1995-09-22 2010-10-05 Ion Geophysical Corporation Underwater cable arrangements and coil support arrangements for an underwater cable
GB9626442D0 (en) 1996-12-20 1997-02-05 Geco As Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
US5761152A (en) 1996-10-29 1998-06-02 Pgs Exploration (Us), Inc. Method and system for increasing fold to streamer length ratio
US6671223B2 (en) 1996-12-20 2003-12-30 Westerngeco, L.L.C. Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
WO1998059264A1 (en) 1997-06-20 1998-12-30 Bp Amoco Corporation High resolution determination of seismic polar anisotropy
US6061301A (en) 1997-06-30 2000-05-09 Atlantic Richfield Company Filtering of overburden azimuthal anisotropy effects from 3D seismic survey signals
US6023657A (en) 1997-10-15 2000-02-08 Input/Output, Inc. Seismic imaging using omni-azimuth seismic energy sources and directional sensing
US6553315B2 (en) 1997-10-15 2003-04-22 Albin K. Kerekes Seismic imaging using omni-azimuth seismic energy sources and directional sensing
US6590831B1 (en) 1997-12-30 2003-07-08 Westerngeco L.L.C. Method and apparatus for controlling and optimizing seismic data acquisition
US6285956B1 (en) 1997-12-30 2001-09-04 Westerngeco, Llc Marine Seismic tow system
GB9821277D0 (en) 1998-10-01 1998-11-25 Geco As Seismic data acquisition equipment control system
US6178381B1 (en) 1998-01-27 2001-01-23 Shell Oil Company Method of geophysical exploration
FR2774775B1 (fr) 1998-02-09 2000-04-07 Inst Francais Du Petrole Dispositif d'emission sismique immergeable et methode pour sa mise en oeuvre
GB9810706D0 (en) 1998-05-20 1998-07-15 Geco As Marine seismic acquisition system and method
US6044040A (en) 1998-09-23 2000-03-28 Input/Output, Inc. Wide-azimuth, radially-directed seismic data acquisition method
ID29481A (id) 1998-10-29 2001-08-30 Schlumberger Holdings Metode pembuatan suatu pita gelombang laut
EP1127282B1 (en) 1998-11-03 2005-06-29 WesternGeco Seismic Holdings Limited Method and apparatus for seismic data acquisition
GB9924987D0 (en) 1999-10-21 1999-12-22 Geco As Seismic data acquisition and processing method
US6292754B1 (en) 1999-11-11 2001-09-18 Bp Corporation North America Inc. Vector recomposition of seismic 3-D converted-wave data
US6343256B1 (en) 2000-06-12 2002-01-29 Exxonmobil Upstream Research Company Illumination corrections to reduce geometrical artifacts in seismic data
AUPR364701A0 (en) 2001-03-09 2001-04-12 Fleming, Ronald Stephen Marine seismic surveys
US6977867B2 (en) 2001-06-05 2005-12-20 Geo-X Systems, Ltd. Seismic data acquisition system
US6691038B2 (en) 2001-06-15 2004-02-10 Westerngeco L.L.C. Active separation tracking and positioning system for towed seismic arrays
US20030067842A1 (en) 2001-10-05 2003-04-10 Sukup Dwight V. Helix streamer acquisition of seismic data
US6714873B2 (en) 2001-12-17 2004-03-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for estimating subsurface principal stresses from seismic reflection data
RU2319982C2 (ru) 2002-01-15 2008-03-20 Вестернджеко, Л.Л.С. Определение характеристик наклонных трещин с помощью обменных отраженных волн в сочетании с процессом последовательного исключения влияния вышележащих слоев
NO317651B1 (no) 2002-03-07 2004-11-29 Sverre Planke Anordning for seismikk
FR2839368B1 (fr) 2002-05-06 2004-10-01 Total Fina Elf S A Methode de decimation de traces sismiques pilotee par le trajet sismique
WO2003100451A2 (en) * 2002-05-23 2003-12-04 Input/Output, Inc. Gps-based underwater cable positioning system
US6906981B2 (en) 2002-07-17 2005-06-14 Pgs Americas, Inc. Method and system for acquiring marine seismic data using multiple seismic sources
US7239577B2 (en) 2002-08-30 2007-07-03 Pgs Americas, Inc. Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering
US6982926B2 (en) 2002-10-04 2006-01-03 Pgs Americas, Inc. Apparatus and method for bubble shielding towed marine cable
GB2400662B (en) 2003-04-15 2006-08-09 Westerngeco Seismic Holdings Active steering for marine seismic sources
US7321526B2 (en) 2003-05-30 2008-01-22 Westerngeco, L.L.C. Method and apparatus for water velocity decomposition
US7599249B2 (en) * 2003-07-21 2009-10-06 Westerngeco L.L.C. Cable motion detection
US6837175B1 (en) * 2003-07-24 2005-01-04 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Asymmetric tow system for multiple linear seismic arrays
US20050128874A1 (en) 2003-12-15 2005-06-16 Chevron U.S.A. Inc. Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources
US20050194201A1 (en) 2004-03-03 2005-09-08 Tenghamn Stig R.L. Particle motion sensor for marine seismic sensor streamers
US7065449B2 (en) 2004-03-05 2006-06-20 Bell Geospace, Inc. Method and system for evaluating geophysical survey data
US7505360B2 (en) 2004-04-07 2009-03-17 Westerngeco L.L.C. Fast 3-D surface multiple prediction
GB2414299B (en) 2004-05-21 2006-08-09 Westerngeco Ltd Interpolation and extrapolation method for seismic recordings
US7768872B2 (en) 2004-07-23 2010-08-03 Ion Geophysical Corporation Offset-azimuth binning for migration and velocity analysis
US7518951B2 (en) 2005-03-22 2009-04-14 Westerngeco L.L.C. Systems and methods for seismic streamer positioning
FR2884323B1 (fr) 2005-04-07 2007-06-15 Geophysique Cie Gle Procede d'acquisition sismique au fond de la mer, equipement de guidage, ensemble d'acquisition sismique et installation d'acquisition sismique pour la mise en oeuvre de ce procede
US7450467B2 (en) 2005-04-08 2008-11-11 Westerngeco L.L.C. Apparatus and methods for seismic streamer positioning
US8477561B2 (en) * 2005-04-26 2013-07-02 Westerngeco L.L.C. Seismic streamer system and method
US20060256653A1 (en) 2005-05-05 2006-11-16 Rune Toennessen Forward looking systems and methods for positioning marine seismic equipment
US7377224B2 (en) 2005-05-12 2008-05-27 Western Geco L.L.C. Apparatus and methods for seismic streamer positioning
US7660192B2 (en) 2005-05-12 2010-02-09 Western Geco L.L.C. Seismic streamer receiver selection systems and methods
US7403448B2 (en) 2005-06-03 2008-07-22 Westerngeco L.L.C. Streamer steering device orientation determination apparatus and methods
US8391102B2 (en) 2005-08-26 2013-03-05 Westerngeco L.L.C. Automatic systems and methods for positioning marine seismic equipment
US20070104028A1 (en) 2005-11-04 2007-05-10 Dirk-Jan Van Manen Construction and removal of scattered ground roll using interferometric methods
US7778109B2 (en) 2005-12-02 2010-08-17 Westerngeco L.L.C. Current prediction in seismic surveys
US7391673B2 (en) 2005-12-12 2008-06-24 Bp Corporation North America Inc. Method of wide azimuth seismic acquisition
US7400552B2 (en) 2006-01-19 2008-07-15 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys
EP1821116B1 (en) * 2006-02-15 2013-08-14 Sony Deutschland Gmbh Relative 3D positioning in an ad-hoc network based on distances
US7203130B1 (en) 2006-03-21 2007-04-10 Westerngeco, L.L.C. Methods for deriving shape of seismic data acquisition cables and streamers employing a force model
US20080008037A1 (en) * 2006-07-07 2008-01-10 Welker Kenneth E Acoustic propagation velocity modeling methods, apparatus and systems
US8488409B2 (en) 2007-05-17 2013-07-16 Westerngeco L.L.C. Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines
WO2008144492A2 (en) 2007-05-17 2008-11-27 Schlumberger Canada Limited Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data
US8559265B2 (en) 2007-05-17 2013-10-15 Westerngeco L.L.C. Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data
US7616522B2 (en) 2007-05-18 2009-11-10 Input/Output, Inc. Seismic streamer with irregularly spaced hydrophones
US8547783B2 (en) 2007-12-12 2013-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for evaluating submarine formations
US8004930B2 (en) * 2008-03-17 2011-08-23 Westerngeco, L.L.C. Methods and systems for determining coordinates of an underwater seismic component in a reference frame
US20090245019A1 (en) * 2008-03-31 2009-10-01 Jon Falkenberg Method and system for determining geodetic positions of towed marine sensor array components
US8976622B2 (en) 2008-04-21 2015-03-10 Pgs Geophysical As Methods for controlling towed marine sensor array geometry
US8681580B2 (en) 2008-05-15 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US9052411B2 (en) 2008-06-13 2015-06-09 Westerngeco L.L.C. Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path
US9594181B2 (en) 2008-06-13 2017-03-14 Westerngeco L.L.C. Filtering and presentation of heading observations for coil shooting
US8391101B2 (en) 2008-07-03 2013-03-05 Conocophillips Company Marine seismic acquisition with controlled streamer flaring
US8008921B2 (en) 2008-07-16 2011-08-30 Westerngeco L.L.C. Surveying using vertical electromagnetic sources that are towed along with survey receivers
US8483008B2 (en) 2008-11-08 2013-07-09 Westerngeco L.L.C. Coil shooting mode
US8681581B2 (en) 2009-12-30 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition
US8711654B2 (en) 2009-12-30 2014-04-29 Westerngeco L.L.C. Random sampling for geophysical acquisitions

Also Published As

Publication number Publication date
GB2493113B (en) 2013-03-06
US20090316525A1 (en) 2009-12-24
BRPI0912852A2 (pt) 2015-10-13
GB2472540B (en) 2013-03-27
GB201216841D0 (en) 2012-11-07
GB2492001A (en) 2012-12-19
US8724426B2 (en) 2014-05-13
GB2472540A (en) 2011-02-09
AU2009255340A1 (en) 2009-12-10
GB2492001B (en) 2013-02-13
GB201019201D0 (en) 2010-12-29
WO2009148898A3 (en) 2010-04-01
GB201216843D0 (en) 2012-11-07
WO2009148898A2 (en) 2009-12-10
GB2493113A (en) 2013-01-23
MX2010012151A (es) 2011-03-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20101809L (no) Marine seismikkabelsystemkonfigurasjoner, systemer og fremgangsmater for ikke-lineaer seismikkundersokelsesnavigering
US7391674B2 (en) Methods and systems for determining orientation of seismic cable apparatus
US9372255B2 (en) Determining a position of a submersible vehicle within a body of water
US8004930B2 (en) Methods and systems for determining coordinates of an underwater seismic component in a reference frame
EP0308222B1 (en) Point location determination at or close to the surface of the sea
AU2004316427B2 (en) Seismic cable positioning using coupled inertial system units
US20170242144A1 (en) Auv based seismic acquisition system and method
MX2014008733A (es) Boya controlada activamente en base a un sistema y metodo para realizar estudios sismicos marinos.
GB2440032A (en) Deriving acoustic propagation velocity model from acoustic ranging data
EP2796901A2 (en) Remotely Operated Modular Positioning Vehicle and Method
GB2317953A (en) Sensor array dynamic position and orientation determination system
JPS60500383A (ja) 海洋地震探査用水中聴音器ケ−ブルにおける装置
MX2011010164A (es) Determinar una posicion de un receptor de reconocimiento en un cuerpo de agua.
US20160195626A1 (en) Method and System for Determining the Position of Control Devices on a Seismic Instrumented Towed Cable
RU2303275C2 (ru) Система определения координат подводных объектов
CN112147578B (zh) 一种高精度深水发射阵及多元垂直接收阵阵元定位系统与方法
US20140269168A1 (en) Interfacing marine survey devices using acoustic transducers
CN116358544A (zh) 基于声学特征匹配定位修正惯性导航误差的方法和系统
Bakare Subsea Field Development: A Critical Review of Metrology Methods and Achievable Accuracies in Spool Tie-In Operations
Fuping et al. Study on a New Time Synchronization Method for Underwater Targets and Vehicles

Legal Events

Date Code Title Description
FC2A Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application