NO20111374A1 - Fremgangsmate og innretning for innhenting av seismiske data. - Google Patents

Fremgangsmate og innretning for innhenting av seismiske data. Download PDF

Info

Publication number
NO20111374A1
NO20111374A1 NO20111374A NO20111374A NO20111374A1 NO 20111374 A1 NO20111374 A1 NO 20111374A1 NO 20111374 A NO20111374 A NO 20111374A NO 20111374 A NO20111374 A NO 20111374A NO 20111374 A1 NO20111374 A1 NO 20111374A1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
streamer
water
detectors
curved profile
profile
Prior art date
Application number
NO20111374A
Other languages
English (en)
Inventor
Robert Soubaras
Original Assignee
Cggveritas Services Sa
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 Cggveritas Services Sa filed Critical Cggveritas Services Sa
Publication of NO20111374A1 publication Critical patent/NO20111374A1/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
    • 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
    • G01V1/3826Positioning of seismic devices dynamic steering, e.g. by paravanes or birds

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Streamer og fremgangsmåte for å utplassere streamer for innhenting av seismiske data relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Fremgangsmåten inkluderer et trinn som består i å sette et legeme som har en forhåndsbestemt lengde og som er utstyrt med et flertall detektorer ut i et vannlegeme; et trinn som består i å slepe legemet og flertallet detektorer, slik at flertallet detektorer er neddykket; og et trinn som består i å konfigurere et flertall styringsenheter (birds) anordnet langs legemet, for å flyte legemet på et forhåndsbestemt dyp under en vannflate, slik at en første del av legemet har et krummet profil mens legemet slepes under vannflaten.

Description

Kryssreferanse til relaterte søknader
Foreliggende søknad er relatert til og krever fordelen av prioritet fra US provisorisk søknad nr. 61/392,982 som har tittelen "Fremgangsmåte og innretning for å samle inn seismisk data", og er forfattet av R. Soubaras, idet hele innholdet i denne søknad herved er inkorporert ved referansen.
Det tekniske område
Utførelsesformer av oppfinnelsen vist og beskrevet her relaterer seg generelt til fremgangsmåter og systemer, og mer spesifikt til mekanismer og teknikker for innsamling av seismiske data.
Omtale av bakgrunnen
I løpet av de senere år har interessen for å utvikle nye olje- og gassfelter økt dramatisk. Tilgjengeligheten av landbaserte produksjonsfelt er imidlertid begrenset. Industrien har følgelig utvidet utvinningen til boring på offshorefelt som viser seg å inneholde store mengder fossilt drivstoff. Boring offshore er en svært kostbar prosess. De som er engasjert i slikt et kostbart prosjekt investerer vesentlig i geofysiske undersøkelser for derigjennom mer nøyaktig å kunne fastlegge hvor det skal bores for å unngå en tørr brønn.
Marin seismisk dataakkvisisjon og prosessering genererer et profil (avbildning) av den geofysiske struktur (grunnen) under sjøbunnen. Mens dette profilet ikke skaffer til veie en eksakt lokalisering av oljen og gassen, antyder den for det trenede øye, tilstedeværelsen eller fraværet av olje og/eller gass. Å fremskaffe en høyoppløselig avbildning av grunnformasjonen er en pågående prosess ved leting etter naturresurser, inkludert blant annet olje og/eller gass.
Under en seismisk innsamlingsprosess, som vist i figur 1, tauer et fartøy en gruppe med akustiske detektorer 12. Gruppen med akustiske detektorer 12 er plassert i avstand fra hverandre langs et legeme 14. Legemet 14, sammen med dets tilhørende detektorer 12, er noen ganger referert til av fagmannen på området som en streamer 16. Fartøyet 10 kan taue et flertall streamere 16 på samme tid. Nevnte streamere kan være horisontalt beliggende, det vil si at de ligger på samme dyp Zi i forhold til havoverflaten. Et flertall streamere 16 kan også danne en konstant vinkel (det vil si at streamerne kan være skråstilt) i forhold til havflaten, som vist i US patentskrift nr. 4,992,992, idet hele innholdet i denne publikasjonen herved inntas ved referansen. Figur 2 viser en slik konfigurasjon der alle deflektorene 12 er anordnet langs et rett, skråstilt legeme 14 som danner en konstant vinkel a med en horisontal referanselinje 30.
Med henvisning til figur 1 kan fartøyet 10 også taue en lydkilde 20 som er konfigurert for å generere en akustisk bølge 22a. Den akustiske bølgen 22a forplanter seg og penetrerer sjøbunnen 24 for til slutt å bli reflektert av en reflekterende struktur 26 (reflektor R). Den reflekterte akustiske bølgen 22b forplanter seg oppover og kan detekteres av detektoren 12. For enkelthets skyld viser figur 1 bare to baner 22a som sammenfaller med den akustiske bølgen. Den akustiske bølgen som sendes ut fra kilden 20 kan imidlertid være en i det vesentlige sfærisk bølge, for eksempel en bølge som forplanter seg i alle retninger fra kilden 20. Deler av den reflekterte akustiske bølgen 22b (primærdelen) blir registrert av de ulik detektorene 12 (de registrerte signaler blir kalt spor), mens deler av den reflekterte bølge 22c passerer detektoren 12 og kommer fram til vannflaten 18. Siden grensesnittet mellom vann og luft er godt approksimert som en kvasi-perfekt reflektor (det vil si vannflaten fungerer som et speil for de akustiske bølgene) vil den reflekterte bølgen 22c reise tilbake til detektoren 12, som vist ved bølgen 22d i figur 1. Bølgen 22d blir normalt referert til som en spøkelsesbølge siden denne bølgen er skapt på grunn av en falsk refleksjon. Spøkelsessignalene blir også registrert av detektoren 12, men med en reversert polaritet og en tidsforsinkelse i forhold til primærbølgen 22b. Den degenerative effekten som spøkelsessignalbølgene har på båndbredde og oppløsning av seismiske målinger, er kjent. I essens forårsaker interferensen mellom de primære ankomstene og spøkelsesankomstene, blant andre brudd eller gap i frekvensen som inneholder dataene registrert av detektorene.
Sporene kan bli brukt for å bestemme grunnformasjonen (det vil si jordstruk-turer under overflaten 24) og å bestemme posisjonen til og tilstedeværelsen av reflektorer 26. Spøkelsene forstyrrer imidlertid nøyaktigheten til den endelige avbildningen av grunnformasjonen og minst av denne grunn, foreligger det forskjellige metoder for å fjerne spøkelse, det vil si avspøking, fra resultatene fra en seismisk analyse.
Streamerkonfigurasjonen illustrert i figur 2 er ansett å fremskaffe en mer nøyaktig datainnhenting enn konfigurasjonen illustrert i figur 1. En grunn til denne forskjellen er det faktum at for hver reflektor blir tidsgapet mellom detektering av de primære refleksjonene og spøkelsesrefleksjonene større, jo lengere detektoren 12 er fra kilden 20, på grunn av den skråstilte posisjonen til detektorene, og for på den måten å gjennomføre avspøking.
Den skråstilte streameren vist i figur 2 har imidlertid følgende begrensninger som gjør den upraktisk. De hittil kjente streamere har en typisk lengde i størrelses-orden seks til ti kilometer. Det å benytte skråstilte streamere som foreslått i US patentskrift nr. 4,992,992, det vil si med en helling på to grader i forhold til den horisontale linjen 20, vil lede til en dybde på rundt 280 meter for den siste detektoren, mens de hittil kjente marine detektorene i realiteten er utformet for å operere på vanndyp opp til rundt 50 meter. For de hittil kjente streamere vil følgelig tilnærmingsmåten foreslått i US 4,992,992 kreve detektorer plassert på vanndyp som overstiger deres eksisterende kapasiteter, noe som følgelig resulterer i detektorsvikt eller noe som gjør det umulig å fremskaffe detektorer for slike dyp.
For nøyaktig å lokalisere dype reflektorer, er ikke høyfrekvente akustiske bølger egnet på grunn av den store dempingen de blir utsatt for under deres propagering. Følgelig er det ønskelig å ha lavfrekvente akustiske bølger tilstede i spekteret som registreres av detektorene. Derfor er det ønskelig å skaffe tilveie en oktav i det lavfrekventerte området til de tradisjonelle metodene, for derigjennom å øke den konvensjonelle båndbredden fra 5-40 Hz, til for eksempel en båndbredde på 2,5 til 40 Hz. Ved å oppnå en ekstra oktav, er det mulig å øke dybden til streameren. Det er imidlertid ikke tilstrekkelig å gi prioritet til lavfrekvenser, siden høyfrekvenser er nødvendig for å estimere presist hastighetsmodellen til formasjonslagene. Forholdet signal til støy skulle også bli forbedret for lavfrekvent akustiske bølger uten å forringe det for høyfrekvente akustiske bølger.
Selv om en skråstilt streamer delvis kan forlenge den ovennevnte båndbredden på grunn av at den konstante deflektordybden øker i forhold til vannflaten, eksisterer det derfor tilleggsbegrensninger i den tilnærmingsmåten som er foreslått i US 4,992,992, som videre illustrert nedenfor.
Figurene 3 og 4 illustrerer den simulerte effekten av spøkelsene i frekvens-spekteret (heretter referert til som det "effektive spektrum") samsvarende med en grunn detektor (plassert på et dyp rundt 800 m) for en skråstilt streamer etter stacking (stacking er en prosess der de forskjellige spor tilsvarende det samme felles punkt er addert sammen for å redusere støy og forbedre den totale datakvaliteten). Med andre ord samsvarer spektrene 34 og 38 med forskjellige detektordybder med ingen spøkelser, mens spektrene 36 og 40 samsvarer med de samme detektordybder, men med spøkelse. Disse spektersimuleringene er for en streamer som har en første detektor plassert på en dybde i forhold til vannoverflaten på rundt 7,5 m og rundt 15 m. Det skal anføres at relative verdier på frekvensenes amplituder er plottet mot frekvensene i figurene 3 og 4.1 begge de spøkelsesfrie simuleringene (34 og 38) er den siste detektoren plassert på en skråstilt streamer på et dyp på rundt 37,5 m i forhold til vannflaten. De spøkelsesfrie simulerte spektrene (henholdsvis kurvene 34 og 38) ser bort fra spøkelseseffekten, det vil si at de representerer en "idealisert" situasjon der tilstedeværelsen av spøkelser er blitt kunstig fjernet fra simuleringen, for derigjennom å vise svakhetene ved de konvensjonelle datainnhentingsmetodene. De effektive spektrene 36 og 40 blir kalkulert uten kunstig fjerning av effekten av spøkelsene. Som tydelig vist i figurene 3 og 4 har de to spektrene 34 og 36 for den første konfigurasjonen forskjellige former, da det effektive spekteret 36 inkluderer mindre energi for de lave frekvensene (lavere enn rundt 10 Hz) og de høye frekvensene (høyere enn rundt 60 Hz), sammenlignet med det spøkelsesfrie simulerte spekter 34.1 og med at den endelige avbildningen av grunnformasjonen er sensitiv for lave og høye frekvenser, anses to spektra som har disse delene forskjellig fra hverandre å være forskjellig, og følgelig produseres ikke dataene som svarer til det effektive spekteret 36, en nøyaktig endelig avbildning av grunnformasjonen.
En fordel ved å øke dybden til den første detektoren, er å minimere effekten av svellestøy, det vil si støy fra dønninger på havflaten. Svellestøyen er kjent for å hovedsakelig påvirke detektorene nær vannflaten. Et simulert spekter 38 for denne situasjonen og et samsvarende effektivt spekter 40 er vist i figur 4. Selv for dette tilfellet viser imidlertid det effektive spekteret 40 et hakk ved rundt 45 til 50 Hz som samsvarer med en detektor som har en dybde på rundt 15 m.
For en reflektor på et dyp på rundt 15, kan dataene registrert av detektorene relativt nær den seismiske kilden, ha en overlagret påvirkning i en stacking da fjernmottakeren gir et mindre viktig bidrag. For en gruntliggende reflektor blir derfor de fleste registreringene fra detektoren plassert i hodedelen til streameren (nærmest fartøyet) benyttet. Dette betyr at dybdedynamikken til detektorene, som bestemmer mangfoldet av hakkene, er utilstrekkelig for god kvalitet på spøkelseselimineringen.
Som en kan utlede fra ovennevnte oppsummerende, illustrative diskusjon, er en hovedsakelig disparitet ved lav- og høyfrekvenser i spekteret fortsatt til stede når en benytter streamere med en konstant skråstilling, hvilket resulterer i en dårlig sluttavbildning av grunnformasjonen. Følgelig er det ønskelig å skaffe tilveie systemer og metoder som unngår eller signifikant reduserer ovennevnte problemer og ulemper ved de konvensjonelle systemene.
Oppsummering
Ifølge en eksemplifisert utførelsesform anvendes en streamer for innsamling av seismiske data i forbindelse med en grunnformasjon under en vannmasse. Streameren inkluderer et legeme som har en forhåndsbestemt lengde; et flertall detektorer som er anordnet langs legemet og et flertall styringsenheter (birds) anordnet langs legemet. Styringsenhetene er konfigurert for å kunne flyte når disse er satt ut under vann, på en forhåndsbestemt dybde fra vannoverflaten, slik at en første del av legemet har et krummet profil når legemet blir slepet under vannflaten.
Ifølge en andre eksemplifisert utførelsesorm fremkommer det en fremgangsmåte for innsamling av data i tilknytning til en grunnformasjon under et vannlegeme. Fremgangsmåten inkluderer trinnene å slepe et legeme som har en forhåndsbestemt lengde sammen med et flertall detektorer anordnet langs legemet; et trinn med konfigurering av et flertall styringsenheter anordnet langs legemet for å flyte på et forhåndsbestemt dybde under vannflaten, slik at en første del av legemet har et krummet profil mens legemet blir slept under vann, og et trinn med å registrere ved hjelp av flertallet detektorer de seismiske dataene som genereres i vannlegemet mens legemet slepes.
Ifølge en annen eksemplifisert utførelsesform er det en fremgangsmåte for å
sette ut en streamer for seismisk datainnsamling relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Fremgangsmåten inkluderer utsetting ut i vannlegemet fra fartøyet et legeme som har en forhåndsbestemt lengde sammen med en et flertall av detektorer festet på denne; å slepe legemet og flertallet detektorer slik at flertallet detektorer blir neddykket; og å konfigurere er flertall styringsenheter anordnet langs legemet for å
flyte på et forhåndsbestemt dyp under vannflaten slik at en første del av legemet har et krummet profil mens dette slepes neddykket gjennom vannet.
Ifølge en ytterligere eksemplifisert utførelsesform benyttes en streamer for innsamling av seismiske data relatert med en grunnformasjon under et vannlegeme. Streameren inkluderer et legeme som har en forhåndsbestemt lengde; et flertall detektorer anordnet langs legemet; og et flertall styringsenheter anordnet langs legemet. Streameren er konfigurert for å flyte under vannflaten når den slepes, slik at flertallet detektorer er fordelt langs et krummet profil beskrevet av (i) en dybde zofor en første detektor, (ii) en helling s0for en første del av legemet med en akse parallell med overflaten til vannlegemet, og (iii) en forhåndsbestemt horisontal avstand hcmellom den første detektoren og en ende på det krummede profilet.
Ifølge nok en ytterligere eksemplifisert utførelsesform benyttes en streamer for innsamling av seismiske data fra en grunnformasjon under et vannlegeme. Streameren inkluderer et legeme som har en forhåndsbestemt lengde; et flertall detektorer plassert langs legemet; og et flertall styringsenheter anordnet langs legemet. Streameren er konfigurert for å flyte i neddykket stand når den taues, slik at flertallet detektorer er distribuert langs en første del og en andre del av legemet. Den første delen har et skråprofil med en første helling og en andre del som har et skråprofil med en andre helling som er forskjellig fra den første.
Kort beskrivelse av tegningene
De medfølgende tegningene, som er inkorporert og utgjør en del av søknaden, illustrerer en eller flere utførelsesformer og, sammen med beskrivelsen, forklarer disse utførelsesformene. Tegningene viser følgende: Figur 1 er et skjematisk diagram av et konvensjonelt system for innhenting av seismiske data ved hjelp av en horisontal streamer;
figur 2 er et skjematisk diagram av et konvensjonelt system for innhenting av seismiske data med en skråstilt streamer;
figurene 3 og 4 illustrerer konvensjonelle frekvensspektra for systemet for datainnhenting, av data vist i figur 2, vist for to ulike dyp;
figur 5 er et skjematisk diagram av et system for innhenting av seismiske data som anvender en krummet streamer ifølge en eksemplifisert utførelsesform;
figur 6 er et skjematisk diagram av et system for innhenting av seismiske data utstyrt med en krummet streamer ifølge en andre eksemplifisert utførelsesform;
figur 7 er et skjematisk diagram av et system for innhenting av seismiske data utstyrt med en krummet streamer ifølge en ytterligere eksemplifisert utførelsesform;
figur 8 er en avbildning av en grunnformasjon ifølge en konvensjonell streamerkonfigu rasjon;
figur 9 er en avbildning av den samme grunnformasjonen ifølge en ny streamerkonfigu rasjon;
figur 10 er en graf som viser forskjellen i stigningsforhold mellom en konvensjonell streamerkonfigurasjon og flere nye streamerkonfigurasjoner ifølge de viste trekk av oppfinnelsen;
figur 11 er et skjematisk diagram av et system for innhenting av seismiske data som har en dobbeltskrådd streamer ifølge en eksemplifisert utførelsesform;
figur 12 og 13 er grafer som viser et frekvensspekter for en streamer med multiple skråstillinger på forkjellige dybder ifølge en eksemplifisert utførelsesform;
figur 14 er et skjematisk diagram av et system for innhenting av seismiske data som har en streamer med multiple skråstillinger ifølge en eksemplifisert utførelsesform;
figur 15 viser et flytskjema som illustrerer en fremgangsmåte for innhenting av seismiske data ifølge en eksemplifisert utførelsesform; og
figur 16 viser et flytskjema som illustrerer en fremgangsmåte for å sette ut en streamer ifølge en eksemplifisert utførelsesform.
Detaljert beskrivelse
Følgende beskrivelse av eksemplifiserte utførelsesformer refererer til de med-følgende tegninger. De samme henvisningstall i de ulike tegningene identifiserer de samme eller lignende elementer. Den følgende detaljerte beskrivelse begrenser ikke oppfinnelsen. I stedet er oppfinnelsens omfang definert av de medfølgende patentkrav. De følgende utførelsesformene er for enkelthets skyld diskutert med hensyn til terminologien og oppbyggingen av streameren som har et profil som varierer med dybden i det minste innledningsvis. Utførelsesformene som blir diskutert nedenfor er imidlertid ikke begrenset til disse oppbygningene, men kan bli anvendt på andre konstruksjoner som har detektorer anordnet på en variabelt dyp.
Henvisninger gjennom hele beskrivelsen og i kravene til "én utførelsesform" eller "en utførelsesform" betyr at et spesielt trekk, konstruksjon eller karakteristikk som er beskrevet i tilknytning til en utførelsesform, er inkludert i minst en utførelsesform av løsningene som er vist og beskrevet. Bruken av frasene "i én utførelsesform" eller "i en utførelsesform" på forskjellige steder gjennom beskrivelsen og kravene refererer følgelig ikke nødvendigvis til den samme utførelsesformen. De spesifikke trekkene, konstruksjonene eller karakteristikkene kan videre kombineres på en hvilken som helst måte i én eller flere utførelsesformer.
Ifølge en eksemplifisert utførelsesform er et flertall detektorer anordnet (festet til eller innebygd i streameren) på en streamer og konfigurert for å være plassert på forskjellige dybder, på et krummet profil i forhold til en horisontal linje (for eksempel vannlinjen). Det skal anføres at detektorene kan følge det krummede profilet mens streameren ikke trenger, for eksempel kan det faktiske legemet til streameren som detektorene er koplet til, avvike fra det krummede profilet, men en imaginær linje trukket til å ha det krummede profil, kan krysse de fleste, om ikke alle mottakerne. Som diskutert nedenfor, vil ikke enkelte av detektorene ligge eksakt på det krumme profilet og kan avvike fra det krummede profilet innenfor akseptable grenser. Ifølge en annen eksemplifisert utførelsesform, er kurveprofilen på hvilken flertallet detektorer er distribuert, parameterisert, noe som vil bli diskutert i mer detalj senere. Ifølge en ytterligere eksemplifisert utførelsesform kan et stigningsforhold på fordelingen av detektorer variere langs streameren.
Ifølge en eksemplifisert utførelsesform er en streamer som har en del av detektorene anordnet på et krummet profil, vist i figur 5. Figur 5 viser et system 50 som har minst en streamer 52. Streameren 52 inkluderer et legeme (for eksempel en kabel) på hvilken minst én detektor 54 er anordnet. For enkelthets skyld er både streameren og legemet identifisert med det samme referansenummer 52. Som diskutert i tilknytning til figur ,1 kan imidlertid streameren inkludere både legemet og detektorene. Ifølge en anvendelse inkluderer streameren et flertall detektorer 54. Streameren 52 kan være koplet til et fartøy 56 for å bli slept under vannflaten 58. Slepingen av streameren 52 under vannflaten er forskjellig fra kabler som ligger på sjøbunnen, i det minste av følgende grunner. Fordelingen av noen av detektorene på et krummet profil, som diskutert i tilknytning til utførelsesformene diskutert ovenfor, blir holdt i det vesentlige uforandret under slepingen av streameren, i motsetning, til situasjonen der en legger ned kabler og detektorer. Ifølge denne siste situasjonen er operatøren av streameren ikke interessert i å anvende et visst profil på detektorenes distribusjon eller å opprettholde dette profilet.
I en eksemplifisert utførelsesform er avstanden mellom påfølgende detektorer 54 konstant. Ifølge andre anvendelser kan imidlertid avstanden mellom påfølgende detektorer 54 variere. For eksempel kan avstanden mellom påfølgende detektorer i starten og enden på legemet være mindre enn avstanden mellom påfølgende detektorer langs midten av streameren. En avstand mellom to påfølgende detektorer kan være i området av metere eller ti metere. En lengde på streameren kan være i størrelsesorden kilometere.
For å oppnå det krummede profilen som er vist i figur 5, kan et flertall styringsenheter 60 (eller ekvivalente enheter, slik som deflektorer osv.) være anordnet langs streameren. En styringsenhet (bird) kan simpelthen være en vekt som senker en tilhørende del av streameren til en ønsket dybde antatt at legemet flyter under normale forhold. Alternativ kan styringsenheten være en mer eller mindre sofistikert innretning, konfigurert for å opprettholde en ønsket dybde under vannflaten så vel som separering mellom streamerne ved anvendelse av flere streamere. En styringsenhet kan for eksempel ha vinger eller andre innretninger for manøvrering opp, ned, til høyre eller til venstre. Styringsinnretningen, tilsvarende som for detektorene, kan være elektrisk tilkoplet fartøyet for styring og/eller datainnsamling. Ifølge en andre utførelsesform kan styringsenhetene være selvdrevet ved bruk av individuelle batterier.
En detektor er en generisk betegnelse på en hvilken som helst innretning som er i stand til å måle en trykkbølge eller andre kvantiteter (for eksempel partikkelhastig-het eller forflytning av mediet) for å indikere tilstedeværelsen av en akustisk bølge. Et eksempel på en detektor er en geofon eller en hydrofon eller et akselerometer og som er kjent fra den kjente teknikk. Derfor gis det ikke noen detaljert beskrivelse av disse innretningene har.
Den krummede formen til streameren 52 kan ha ulike profiler, slik som diskutert nedenfor. Det skal anføres at den krummede formen til streameren er oppnådd mens streameren blir tauet under vannflaten. Med andre ord må ikke denne krurmmede formen på streameren bli forvekslet med en situasjon der et flertall detektorer, som er koplet til en kabel (havbunnskabel), blir satt ut på havbunnen for passive målinger som anført ovenfor.
Ifølge en eksemplifisert utførelsesform illustrert i figur 6 kan det krummede profilet til streameren 52 bli definert av tre parameterkvantiteter, zo, so og hc. Det skal anføres at ikke hele streameren må ha det krummede profilet. Med andre ord skal ikke det krummede profilet fortolkes alltid å gjelde for hele lengden til streameren. Mens denne situasjonen er mulig, forhindrer ikke denne eksemplifiserte utførelsesformen at det krummede profilet bare blir anvendt på en del av streameren. Med andre ord kan streameren ha (i) bare et krummet profil, eller (ii) en del som har krummet profil og en del som har et flatt profil, idet de to delene er festet til hverandre.
Den første parameteren z0indikerer dybden til en første detektor 54a på streameren i forhold til vannflaten 58. Denne parameteren kan ha en verdi i området fra metere til titalls metere. For eksempel kan z0være rundt 6 meter. Det skal imidlertid anføres at for fagmannen på området kan verdien til z0være avhengig av hver anvendelse og kan være relatert dybden ned til til havbunnen, dybden til reflektoren, styrken på lydkilden, lengden på streameren, osv.
Den andre parameteren So er relatert til hellingen på den første delen av streameren 52 i forhold til en horisontal linje 64. Om parameteren soer hellingen, som illustrert i figur 6, er den relatert til en vinkel dannet av en tangent T til en første del av streameren og den horisontale linjen 64. Det skal anføres at hellingen til det krummede profilet ved punktet 54a er gitt av et forhold mellom endringen av det krummede profilet langs Z-aksen i forhold til endringen langs x-aksen. Hellingen er følgelig lik den matematiske verdien til vinkelens tangens, det vil si hellingen (ved punktet 54a i figur 6) = tan (til den tilsvarende vinkel). Videre skal det anføres at for små vinkler (for eksempel fem grader eller mindre), er tan (vinkel) omlag lik So. For små vinkler kan følgelig hellingen og vinkelen bli brukt om hverandre. Ifølge en utførelsesform kan verdien til s0være mellom 0 og 6 prosent. Eksempelet vist i figur 6 har en initiell helling s0lik i det vesentlige til 3 prosent. Det skal anføres at profilet til streameren 52 i figur 6 ikke er tegnet i målestokk da en helling på 3 prosent er en relativt liten kvantitet. Ifølge en anvendelse kan hellingen være konstant for en viss lengde av streameren, og den kan deretter endres i retning mot null.
Den tredje parameteren hcindikerer en horisontal lengde (avstand langs x-aksen i figur 6, målt fra den første detektoren 54 på det krummede profilet til streameren inntil en ende på det krummede profilet. Denne parameteren kan være i området fra hundretalls til tusentalls meter. For eksempel er hcrundt 3000 m for den konfigurasjon som er vist i figur 6. Denne parameter definerer enden til den krummede delen på streameren 52. Med andre ord kan streameren 52 ha en første del 52a som har et første krummet profil og en andre del 52b som enten er flat eller som har et ulikt krummet profil. Parameteren hcdefinerer den første delen 52a. Det skal anføres at i en anvendelse har streameren 52 både den første delen 52a og den andre delen 52b, mens ifølge en annen anvendelse har streameren 52 bare en første del 52a. En slik utførelsesform er illustrert i figur 7 der detektorene 54 bare ligger på den første delen 52a og der detektoren 54b er den siste detektoren på streameren 52. Det skal anføres at en projeksjon langs linjen 64 av lengden av streameren 52 i figur 7 kan være mindre enn hc. Med andre ord strekker ifølge noen utførelsesformer ikke streameren seg langs hele det krummede profilet, det vil si en lengde av streameren projisert på x-aksen er mindre enn hc.
Ifølge en andre eksemplifisert utførelsesform kan det krummede profilet til streameren 52 bli beskrevet, omtrentlig av følgende ligninger:
I disse ligningene er z målt langs z-aksen og h er målt langs x-aksen, der Z er vinkelrett på vannflaten og X strekker seg langs vannflaten. Det skal også anføres at i noen anvendelser kan bare ligningen (1) bli benyttet for å definere streamerens profil, avhengig av streamerens lengde. Med andre ord, ifølge noen utførelsesformer må ikke streameren ha en flat del eller andre deler ved enden av den krummede delen. For seismiske data innsamlet med streamere som er beliggende langs et profil gitt av disse spesifikke ligningene, har en funnet at klarheten til de prosesserte avbild-ningene av grunnformasjonen er vesentlig forbedret, som vist i figurene 8 og 9. Det skal anføres at figur 8 illustrerer den endelige avbildning av grunnformasjonen oppnådd med tradisjonell innsamlingsinnretninger, mens figur 9 illustrerer den endelige avbildning av den samme grunnformasjonen ved å anvende den nye innsamlingsinnretningen beskrevet ovenfor. Videre skal det anføres at den første ligningen (1) fremskaffer det krummede profil mens den andre ligningen (2) fremskaffer en rett linje (konstant dybde).
Fagmannen på området vil forstå at verdiene som er fremskaffet av ligningene (1) og (2) er omtrentlig da detektorene er under konstant bevegelse påført av forskjellige vannstrømmer og bevegelsen til fartøyet. Med andre ord må dette forstås som at detektorene anordnet i det vesentlige på det krummede profilet beskrevet av ligningene (1) og (2), for eksempel at posisjonene så nær som 10 til 20% til den reelle kurve i forhold til den aktuelle dybde z(h) er forventet å bli dekket av de ovennevnte ligningene.
Ifølge en annen eksemplifisert utførelsesform kan z(h) generelt bli beskrevet av en parabol, en hyperbol, en sirkel eller andre krummede linjer. I en eksemplifisert utførelsesform kan det krummede profilet være dannet av to eller flere forskjellige krummede profiler, for eksempel en parabol kombinert med en sirkel, osv.
Ifølge en annen eksemplifisert utførelsesform er styringsenhetene 60, som er festet til streameren 52, plassert på spesifikke steder slik at streameren inntar det ønskede krummede profilet, for eksempel parabol, hyperbol, sirkel, osv. Om sirkelen for eksempel er profilet til den krummede streameren, kan radiusen være rundt 50 km. Ifølge denne eksemplifiserte utførelsesformen er følgelig detektorene ikke nøyaktig plassert på det ønskede krummede profilet, men tilnærmet på denne, for eksempel i området på 10 til 20% av den aktuelle dybde z(h).
Ifølge en eksemplifisert utførelsesform kan dybden til styringsenhetene og/eller detektorene være mellom 5 og 50 m. Fagmannen på området vil imidlertid forstå at når detektorteknologien forbedres, så kan disse områdene øke til over 250 m. Tallverdiene som er presentert her, må følgelig anses som eksempler og er ikke ment å begrense anvendelsen til de eksemplifiserte utførelsesformer.
Ifølge en eksemplifisert utførelsesform kan det krummede profilet til streameren diskutert ovenfor bli beskrevet i form av et lokalt stigningsforhold langs streameren. For eksempel vurdere korresponderende hellinger ved forskjellige punkter langs streameren. Om forandringen i streamerens lokale helning (stigningsforholdet) blir plottet som en funksjon av en horisontal posisjon langs streamerens lengde på x-aksen, som vist i figur 10, blir de forskjellige kurvene 70-76 som beskriver endringen i stigningsforholdetkarakterisertav det faktum at de har minst to forskjellige verdier på stigningsforholdet. Dette er i motsetning til kurven 78 som beskriver en skråstilt streamer som har en konstant helling (for eksempel en helling som ikke varierer med den horisontale posisjonen til detektorene langs streameren). Det skal anføres at stigningsforholdet også kan øke langs x-aksen i figur 10.
Ifølge en annen eksemplifisert utførelsesform er en streamer som har et første område med en skrådd konfigurasjon og et andre område med en forskjellig skrådd konfigurasjon, vist i figur 11. En slik konfigurasjon tillater tilstrekkelig hakkdynamikk å bli oppnådd for grunne reflektorer ved å anvende detektorer som ligger på større dybder. Konfigurasjonen vist i figur 11 har et første område 52a som er skrådd med en forhåndsbestemt vinkel og et andre område 52b som i det vesentlige er horisontalt.
Ifølge utførelsesformen vist i figur 11 ligger den seismiske mottaker som ligger nærmest en seismisk kilde 80 med en dybde på i hovedsak 7,5 m. Den første delen 52a kan ha en lengde mellom 1 og 3 km, for eksempel 2 km. Den seismiske mottaker 54 på den første delen 54a som ligger lengst vekk fra den seismiske kilden 80, ligger med en dybde på i hovedsak 37,5 m. For den andre delen 52b, som er horisontal, ligger også de mottakere 54 på den andre delen 52b som ligger lengst vekk fra kilden 80, på en dybde på rundt 37,5 m. Disse verdiene er gitt som illustrasjon. Dybden kan bli valgt i hvert tilfelle i relasjon til de spesielle forholdene
(vanndyp, geologiske karakteristikker, osv.)
Figurene 12 og 13 illustrerer noen av fordelene ved innsamling av data med en ny streamer som har en skrådd første del og en horisontal andre del. De effektive spektrene 92 og 96 vist i figurene 12 og 13 tilsvarer simuleringene inklusive spøkelsene for en grunn reflektor tilsvarende det som er diskutert i tilknytning til figurene 3 og 4. Spektersimuleringene er for en streamer som har den første detektoren plassert i forhold til vannflaten på en dybde rundt 7,5 m og rundt 15 m. I begge disse simuleringene er den siste detektoren på den skrådde streameren plassert på en dybde rundt 37,5 m i forhold til vannflaten. De simulerte spektrene (kurve 90 og 94) neglisjerer spøkelseseffekten, det vil si at de representerer en "idealisert" situasjon der tilstedeværelsen av spøkelser er blitt kunstig fjernet fra simuleringen. Som tydelig vist har de kalkulerte spektrene 92 og 96 former nær de effektive spektrene 90 og 94, når oppførselen til den lave frekvensen og høye frekvensen tas i betraktning, et resultat som ikke oppnås ved å anvende den konvensjonelle tilnærming vist i figurene 3 og 4.
Ved å sammenligne de ideelle spektrene og de effektive spektrene i figur 12 og 13 er det observert at spøkelseseliminasjonen er oppnådd, og at hakk ved 45 til 50 Hz på egnet måte er fylt, hvilket igjen er en forbedring sammenlignet med figurene 3 og 4.
Ifølge en eksemplifisert utførelsesform har den skrådde første delen 52a en helling på mindre enn 2%. Denne hellingen unngår dannelse av turbulens som ellers ville være skadelig for kvaliteten til signalene som registreres av de seismiske mottakerne. Denne skråstillingen er mer foretrukket enn 1 % som skaffer tilveie et tilstrekkelig område for mottakerdybder for å oppnå god kvalitet på spøkelseseli-minasjonen når signalene prosesseres.
Ifølge en annen eksemplifisert utførelsesform, illustrert i figur 14, er dybdestyringsenhetene 60 justert slik at streameren 52 inkluderer flere deler som har forskjellig skråstillinger. Figur 14 viser for eksempel streameren 52 som har en første del 52a som har en første helling, en andre del 52b som har en andre helling, en tredje del 52c som har en tredje helling og en fjerde del 52d som har en fjerde helling. Flere eller færre deler kan bli anvendt og hellingene til disse delene kan være positive, negative eller en kombinasjon av disse. Ifølge en variant av denne utførelsesformen kan delen 52d være horisontal, det vil si at delen i det vesentlige ikke har noen helling. Ifølge en annen variant kan ulike deler danne en singel del som har en enhetlig helling.
Streamerne kan være solide streamere som leveres av Sercel (Carquefou Cedex, Frankrike) under varemerket Sentinel, men de eksemplifiserte utførelsesformene som er beskrevet har er anvendbare også i tilknytning til andre typer streamere. Dybdestyringsenhetene kan være innretninger av Nautilus-typen (varemerke registrert av Sercel) som tillater sideveis posisjonering av streamerne, men andre typer dybdestyringsenheter kan også bli anvendt for å implementere de eksemplifiserte utførelseseksemplene. Avstanden mellom tilstøtende mottakere 54 er i størrelsesorden noen få meter, og omtrentlig avstand mellom tilstøtende dybdestyringsenheter kan være mellom 200 og 400 meter.
Det skal anføres at et antall kombinasjoner av ovennevnte utførelsesformer også er ansett å være nye og mulig å realisere, for eksempel en streamer med en kombinasjon av krummede profildeler og multiple skrådde deler.
Ifølge en eksemplifisert utførelsesform illustrert i figur 15 er det vist en fremgangsmåte for seismisk datainnsamling fra en grunnformasjon under vann. Fremgangsmåten inkluderer et trinn 1500 for sleping av et legeme som har en på forhånd fastlagt lengde, sammen med et flertall detektorer anordnet langs legemet; et trinn 1502 for konfigurering av et flertall styringsenheter anordnet langs legemet for at dette skal flyte på en forhåndsfastlagt dybde under vannflaten slik at en første del har et krummet profil mens legemet blir slept under vannflaten; og et trinn 1504 for å registrere med et flertall detektorer de seismiske dataene som blir generert i vannet under slepingen av legemet. Det krummede profilet kan, på grunn av styringsenhetene, stå i det vesentlige uforandret mens fartøyet sleper streameren.
Ifølge en annen eksemplifisert utførelsesform illustrert i figur 16, er det vist en fremgangsmåte for å sette ut en streamer for seismisk datainnsamling fra en grunnformasjon under vann. Fremgangsmåten inkluderer et trinn 1600 for å sette ut et legeme i vannlegemet fra et skip der legemet har en forhåndsbestemt lengde, sammen med et flertall detektorer, slik at flertallet detektorer blir neddykket; et trinn 1602 for sleping av legemet og flertallet detektorer slik at flertallet detektorer er neddykket; og et trinn 1604 for konfigurering av et flertall styringsenheter anordnet langs legemet, for å flyte på en forhåndsbestemt dybde under vannflaten, slik at en første del av legemet har et krummet profil mens legemet blir slept neddykket.
Det krummede profilet kan være en parabol, en sirkel eller en hyperbol, en andre del av streameren kan ha et flatt profil og er koplet til det første profilet, og det krummede profilet kan bli beskrevet av z(h), som er en dybde på punktet til det første profilet i forhold til vannflaten, og som tilfredsstiller den følgende ligning:
der h er en horisontal avstand mellom punktet og en første detektor anordnet på legemet,Zoer en dybde for den første detektoren i forhold til vannflaten, So er en helling på legemet ved streamerens første detektor og hcer en forhåndsbestemt horisontal avstand mellom den første detektoren og en ende på det krummede profilet.
Fremgangsmåten kan inkludere et trinn for å slepe en andre del, koplet til den første delen, der den andre delen beskrives av ligningen:
En projeksjon av hele legemet på en linje i det vesentlige parallell med vannlinjen, kan være mindre enn hc. Ifølge en anvendelse står det krummede profilet i det vesentlige uforandret under slepingen.
Fremgangsmåten kan også inkludere et trinn for sleping av en andre del, koplet til den første delen, der den andre delen er utstyrt med styringsenheter og detektorer og har et flatt profil, der den andre delen er i det vesentlige parallell med vannflaten. Ifølge en anvendelse er ingen del av legemet, detektorene eller styringsenhetene forankret til bunnen.
Ifølge en eksemplifisert utførelsesform er det en streamer for innsamling av seismiske data relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Streameren inkluderer et legeme som har en på forhånd fastlagt lengde; et flertall detektorer anordnet langs legemet; og et flertall styringsenheter anordnet langs legemet, der streameren er konfigurert for å flyte under vannflaten når denne slepes, slik at flertallet detektorer er distribuert langs et krummet profil beskrevet av (i) en dybde z0for en første detektor, (ii) en helling So på den første delen av et legeme med en akse parallell med en overflate på vannlegemet, og (iii) en forhåndsbestemt horisontal avstand hcmellom den første detektoren og en ende på det krummede profilet.
Ifølge en annen eksemplifisert utførelsesform er det en streamer for innsamling av seismiske data relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Streameren inkluderer et legeme som har en forhåndsbestemt lengde; et flertall detektorer anordnet langs legemet; og et flertall styringsenheter anordnet langs legemet. Streameren er konfigurert for, når den blir slept, å flyte under vannflaten, slik at flertallet detektorer er distribuert langs en første del og en andre del av legemet. Den første delen har et skråstilt profil med en første helling og en andre del som har et skråstilt profil med en andre helling som er forskjellig fra den første hellingen. Ifølge en anvendelse er den andre hellingen mindre enn den første hellingen. Ifølge en annen anvendelse er den andre hellingen tilnærmet null.
Ifølge en annen eksemplifisert utførelsesform er det en streamer for innsamling av seismiske data relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Streameren inkluderer et legeme som har en forhåndsfastlagt lengde; et flertall detektorer anordnet langs legemet; og et flertall styringsenheter anordnet langs legemet. Streameren er konfigurert for å flyte under vannflaten når den slepes slik at flertallet detektorer er distribuert langs en første del av legemet, og den første delen har et skråstilt profil med en første detektor konfigurert for å flyte dypere enn en siste detektor på den første delen.
Ifølge en ytterligere annen eksemplifisert utførelsesform er det en streamer for innsamling av seismiske data relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Streameren inkluderer et legeme som har en forhåndsbestemt lengde; et flertall detektorer anordnet langs legemet og et flertall styringsenheter anordnet langs legemet. Streameren er konfigurert til å flyte under vannflaten når den slepes slik at flertallet detektorer er distribuert langs et krummet profil, der det krummede profilet har en initiell helling større enn hellingen ved enden til den krummede delen.
De viste eksemplifiserte utførelsesformene skaffer til veie en streamer og en fremgangsmåte for seismisk datainnsamling. Det skal anføres at denne beskrivelsen ikke er ment å begrense oppfinnelsen. Snarere tvert om er de eksemplifiserte utførelsesformene ment å dekke alternativer, modifikasjoner og ekvivalente løsninger som er inkludert i ånden til og omfanget av oppfinnelsen, slik denne er definert i de medfølgende krav. I den detaljerte beskrivelse av de eksemplifiserte utførelsesformene er videre et stort antall spesifikke detaljer vist for å legge grunnlaget for en omfattende forståelse av denne oppfinnelsen. Fagmannen på området vil imidlertid forstå at forskjellige utførelsesformer kan bli praktisert selv uten disse spesifikke detaljene.
Selv om trekk og elementer av foreliggende eksemplifiserte utførelsesformer er beskrevet i utførelsesformene i spesielle kombinasjoner, kan hvert element eller trekk bli benyttet alene uten de andre trekkene og elementene til utførelsesformene eller i et stort antall kombinasjoner med og uten trekkene og elementene beskrevet ovenfor.
Denne skrevne beskrivelse anvender eksempler på trekk som er vist for å gjøre fagmannen i stand til å utøve oppfinnelsen, inkludert å gjøre og bruke en hvilken som helst innretning eller hvilket som helst system og gjennomføre en hvilken som helst inkorporert fremgangsmåte. Det patenterbare omfang av trekkene er definert av kravene og kan inkludere andre eksempler som fremtrer for fagmannen på området. Slike andre eksempler er ment å ligge innen for omfanget av kravene.

Claims (10)

1. En streamer for innsamling av seismiske data fra en grunnformasjon under et vannlegeme, der streameren omfatter: et legeme som har en forhåndsbestemt lengde; et flertall detektorer anordnet langs legemet; og et flertall styringsenheter anordnet langs legemet, der styringsenhetene er konfigurert for å flyte etter utsetting i vannlegemet på en forhåndsbestemt dybde under vannflaten, slik at en første del av legemet har et krummet profil mens det slepes undervanns.
2. Streamer ifølge krav 1, der det krummede profilet er en parabol, en sirkel eller en hyperbol.
3. Streamer ifølge krav 1, som videre omfatter en andre del som har et flatt profil forbundet med det første profilet.
4. Streamer ifølge krav 1, der det krummede profilet er beskrevet av z(h) som er en dybde på et punkt på den første delen i forhold til vannflaten, og som tilfredsstiller den følgende ligning:
der h er en horisontal avstand mellom punktet og en første detektor anordnet på legemet, z0er en dybde til den første detektoren i forhold til vannflaten, so er hellingen til legemet ved den første detektor på streameren, og hcer en forhåndsbestemt horisontal avstand mellom den første detektoren og en ende på det krummede profil.
5. Streamer ifølge krav 4, som videre omfatter en andre del, koplet til den første delen, der den andre delen er beskrevet av ligningen z( h) = z0+ s0• 0.5• hcforh> hc.
6. Streamer ifølge krav 4, der en projeksjon av hele legemet på en linje i det vesentlige parallell med vannflaten er mindre enn hc.
7. Streamer ifølge krav 1, der det krummede profilet står i det vesentlige uendret under slepingen.
8. Streamer ifølge krav 1, som videre omfatter en andre del, koplet til den første delen, der den andre delen har styringsenheter og detektorer og har et flatt profil.
9. Fremgangsmåte for seismisk datainnsamling relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme, der fremgangsmåten omfatter: å slepe et legeme som har en forhåndsbestemt lengde sammen med et flertall detektorer anordnet langs legemet; å konfigurere er flertall styringsenheter langs legemet til å flyte på en forhåndsbestemt dybde under vannflaten, slik at en første del av legemet har et krummet profil mens dette blir slept under vannflaten, og å registrere med nevnte flertall detektorer de seismiske data som genereres i vannlegemet under sleping av legemet.
10. Fremgangsmåte for å sette ut en streamer for seismisk datainnsamling relatert til en grunnformasjon under et vannvolum, der fremgangsmåten omfatter: å sette ut i vannvolumet fra et fartøy et legeme som har en forhåndsbestemt lengde, sammen med et flertall detektorer anordnet langs legemet; å slepe legemet og flertallet med detektorer slik at flertallet detektorer er neddykket; og å konfigurere et flertall styringsenheter langs legemet for å flyte på en forhåndsbestemt dybde under vannflaten slik at en første del av legemet har et krummet profil mens dette slepes under vannflaten.
NO20111374A 2010-10-14 2011-10-11 Fremgangsmate og innretning for innhenting av seismiske data. NO20111374A1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US39298210P 2010-10-14 2010-10-14

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO20111374A1 true NO20111374A1 (no) 2012-04-16

Family

ID=44993531

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20111374A NO20111374A1 (no) 2010-10-14 2011-10-11 Fremgangsmate og innretning for innhenting av seismiske data.

Country Status (13)

Country Link
US (3) US9134446B2 (no)
CN (1) CN102455441B (no)
AU (1) AU2011232767B2 (no)
BR (1) BRPI1107055A2 (no)
CA (1) CA2755010A1 (no)
EG (1) EG26682A (no)
FR (2) FR2966254B1 (no)
GB (2) GB2517329B (no)
MX (1) MX2011010900A (no)
MY (1) MY163162A (no)
NO (1) NO20111374A1 (no)
SG (1) SG180107A1 (no)
WO (1) WO2012049313A2 (no)

Families Citing this family (46)

* 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
US8681580B2 (en) 2008-05-15 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US9857491B2 (en) 2008-05-15 2018-01-02 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
FR2955397B1 (fr) 2010-01-15 2012-03-02 Cggveritas Services Sa Procede et dispositif d'acquisition de donnees sismiques marines
FR2955396B1 (fr) * 2010-01-15 2013-03-01 Cggveritas Services Sa Dispositif de traitement de donnees sismiques marines
FR2961316A1 (fr) 2010-06-10 2011-12-16 Cggveritas Services Sa Procede de traitement de donnees sismiques marines
AU2011232767B2 (en) * 2010-10-14 2014-05-08 Cggveritas Services Sa Method and device to acquire seismic data
US9575197B2 (en) 2011-06-16 2017-02-21 CGGVeritas Services (U.S.) Inc. Method and device for marine seismic acquisition
US10459099B2 (en) 2011-09-22 2019-10-29 Cgg Services Sas Device and method to determine shape of streamer
US9103942B2 (en) 2011-10-28 2015-08-11 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for survey designs
US8848483B2 (en) 2011-11-09 2014-09-30 Cggveritas Services Sa Method and device for marine seismic acquisition
CA2859286A1 (en) 2011-12-15 2013-06-20 Cgg Services Sa Method and device for separating seismic signals from seismic sources
US9103941B2 (en) 2011-12-21 2015-08-11 Cggveritas Services Sa Device and method for deghosting variable depth streamer data
US9176249B2 (en) 2011-12-21 2015-11-03 Cggveritas Services Sa Device and method for processing variable depth streamer data
US9261619B2 (en) 2012-01-03 2016-02-16 Cggveritas Services Sa Method and device for marine seismic acquisition
US9541661B2 (en) 2012-04-19 2017-01-10 Cgg Services Sa Device and method for deghosting variable depth streamer data
US9322943B2 (en) 2012-05-18 2016-04-26 Cggveritas Services Sa Method and apparatus for pre-stack deghosting of seismic data
US9354341B2 (en) 2012-11-19 2016-05-31 Westerngeco L.L.C. Deghosting measured survey data
FR3000224B1 (fr) * 2012-12-26 2015-01-09 Cggveritas Services Sa Method and device to deghost seismic data
MX355247B (es) * 2013-01-23 2018-04-11 Cgg Services Sa Emisión de baja frecuencia y registro para adquisición de datos sísmicos.
CN103135130B (zh) * 2013-01-30 2015-06-24 中国海洋石油总公司 一种海洋阶梯形电缆地震接收方法
US9442208B2 (en) 2013-06-07 2016-09-13 Cgg Services Sa Device and method for deghosting variable depth streamer data including particle motion data
US10436923B2 (en) 2013-06-11 2019-10-08 Cgg Services Sas Method and apparatus for receiver-side deghosting of seismic data
US9250337B2 (en) 2013-06-27 2016-02-02 Cgg Services Sa Method and system for low-frequency pressurized source
US9678235B2 (en) 2013-07-01 2017-06-13 Pgs Geophysical As Variable depth multicomponent sensor streamer
US11175421B2 (en) 2014-01-10 2021-11-16 Cgg Services Sas Device and method for mitigating cycle-skipping in full waveform inversion
US10345470B2 (en) 2014-01-13 2019-07-09 Cgg Services Sas Device and method for deghosting seismic data using sparse tau-p inversion
AU2015208997B2 (en) * 2014-01-27 2020-07-09 Schlumberger Technology B.V. Multi-dimensional seismic sensor array
EP3191872B1 (en) 2014-09-10 2023-07-26 CGG Services SAS Wave-field reconstruction using a reflection from a variable sea surface
EP3118655B1 (en) 2015-07-17 2022-09-07 Sercel Method and system for simultaneous seismic data acquisition of multiple source lines
US10436922B2 (en) 2015-10-05 2019-10-08 Cgg Services Sas Device and method for constrained wave-field separation
EP3168653B1 (en) 2015-11-05 2019-07-17 CGG Services SAS Device and method for full waveform inversion
US10386515B2 (en) 2015-12-04 2019-08-20 Cgg Services Sas Method and apparatus for analyzing fractures using AVOAz inversion
US10345469B2 (en) 2016-01-29 2019-07-09 Cgg Services Sas Device and method for correcting seismic data for variable air-water interface
US20170235003A1 (en) 2016-02-12 2017-08-17 Cgg Services Sas Seismic data acquisition for compressive sensing reconstruction
EP3229043A1 (en) 2016-04-05 2017-10-11 CGG Services SAS Method and system for marine seismic acquisition
CN106291709B (zh) * 2016-07-20 2018-05-18 中国海洋石油集团有限公司 一种海上拖缆宽频宽方位地震勘探方法
US11169293B2 (en) 2016-12-13 2021-11-09 Cgg Services Sas Device and method for model-based deblending
US11487036B2 (en) * 2017-01-12 2022-11-01 Cgg Services Sas Reflection full waveform inversion methods with density and velocity models updated separately
US11243318B2 (en) 2017-01-13 2022-02-08 Cgg Services Sas Method and apparatus for unambiguously estimating seismic anisotropy parameters
CN107390272B (zh) * 2017-07-10 2019-09-13 中国海洋石油集团有限公司 一种地震接收系统
US10782430B2 (en) 2018-01-12 2020-09-22 Cgg Services Sas Method for seismic exploration using a multiple-inclusive source wavelet
US11598894B2 (en) 2020-04-21 2023-03-07 Sercel Method and system for seismic data acquisition with top and front sources
US11966000B2 (en) 2021-05-18 2024-04-23 Cgg Services Sas Sparse ocean bottom nodes and mini-streamer acquisition system for enhancing subsurface imaging

Family Cites Families (56)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2614165A (en) 1949-02-23 1952-10-14 Stanolind Oil & Gas Co Marine seismic surveying
US3299399A (en) 1965-12-02 1967-01-17 Vector Cable Company Methods and apparatus for indicating an underwater parameter in a marine seismic system
US3491848A (en) 1968-01-10 1970-01-27 Texas Instruments Inc Wave generator arrays for marine seismic exploration
US3885515A (en) 1974-06-07 1975-05-27 Us Navy Rigid line array suspension system
US4068208A (en) 1975-07-14 1978-01-10 Texas Instruments Incorporated Marine streamer position determination system
US4101866A (en) * 1976-08-18 1978-07-18 Mobil Oil Corporation Marine detector spread having arrays of different lengths
US4233677A (en) 1978-02-21 1980-11-11 Chevron Research Company Automatic system and method for testing marine streamers of seismic exploration systems
US4254480A (en) 1978-09-11 1981-03-03 Standard Oil Company (Indiana) Frequency independent directionally sensitive array in seismic surveying
US4353121A (en) * 1980-07-24 1982-10-05 Fairfield Industries, Inc. High resolution, marine seismic stratigraphic system
US4486865A (en) 1980-09-02 1984-12-04 Mobil Oil Corporation Pressure and velocity detectors for seismic exploration
US4404664A (en) 1980-12-31 1983-09-13 Mobil Oil Corporation System for laterally positioning a towed marine cable and method of using same
US4635236A (en) 1981-09-29 1987-01-06 Chevron Research Company Submerged marine streamer locator
US4532617A (en) 1982-09-29 1985-07-30 Baecker Donald Ray System for locating a towed marine object
US4581723A (en) 1983-04-18 1986-04-08 Western Geophysical Company Of America Method for maintaining a constant tension on a seismic marine cable
US4486863A (en) * 1983-08-11 1984-12-04 Tensor Geophysical Service Corporation Circular seismic acquisition system
GB8617674D0 (en) 1986-07-19 1986-08-28 Armitage P R Seismic processor
NO162398B (no) 1987-07-27 1989-09-11 Geco As Marin streamer for bruk ved seismiske undersoekelser.
US4992992A (en) 1988-10-21 1991-02-12 Western Atlas International, Inc. Processing for seismic data from slanted cable
US4872144A (en) 1988-10-31 1989-10-03 Exxon Production Research Company Endfire seismic receiver and method of use
EG19158A (en) * 1989-08-25 1996-02-29 Halliburton Geophys Service System for attenuation of water-column reverberation
US5257241A (en) 1991-05-08 1993-10-26 Atlantic Richfield Company Method and system for acquisition of 3-dimensional marine seismic data
US5930731A (en) 1997-02-03 1999-07-27 Pgs Tensor, Inc. Method and system for acquisition and processing of marine seismic data
US5959938A (en) 1997-08-22 1999-09-28 Baker Hughes Incorporated Tuned bubble attenuator for towed seismic source
US6049507A (en) 1997-09-30 2000-04-11 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for correcting effects of ship motion in marine seismology measurements
US6021094A (en) 1998-12-03 2000-02-01 Sandia Corporation Method of migrating seismic records
US6088299A (en) 1998-12-04 2000-07-11 Syntron, Inc. Vertical hydrophone array
US6024344A (en) 1999-02-17 2000-02-15 Western Atlas International, Inc. Method for recording seismic data in deep water
GB9906456D0 (en) 1999-03-22 1999-05-12 Geco Prakla Uk Ltd Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data
GB9927395D0 (en) 1999-05-19 2000-01-19 Schlumberger Holdings Improved seismic data acquisition method
FR2795527B1 (fr) 1999-06-22 2001-09-07 Thomson Marconi Sonar Sas Systeme de prospection sismique sous-marine, notamment pour grands fonds
US6317695B1 (en) 2000-03-30 2001-11-13 Nutec Sciences, Inc. Seismic data processing method
US6574567B2 (en) 2001-01-23 2003-06-03 Pgs Americas, Inc. Weighted slant stack for attenuating seismic noise
BRPI0101198B1 (pt) 2001-03-02 2015-09-01 Unicamp Processo concorrente para desconvolução autodidata de sinais digitais
CN1110709C (zh) 2001-09-13 2003-06-04 中国科学院声学研究所 用于测量海底微地貌的高分辨测深侧扫声纳系统和测量方法
US6882938B2 (en) 2003-07-30 2005-04-19 Pgs Americas, Inc. Method for separating seismic signals from two or more distinct sources
MXPA06008524A (es) 2004-01-29 2007-04-02 Westerngeco Seismic Holdings Colocacion de cable sismico utilizando unidades de sistema de medicion de inercia acopladas.
US7466632B1 (en) 2004-05-04 2008-12-16 Westerngeco L.L.C. Method and apparatus for positioning a center of a seismic source
US7372769B2 (en) 2005-04-08 2008-05-13 Western Geco L.L.C. Method and apparatus for adaptive over/under combination of seismic data
US7417924B2 (en) 2005-04-26 2008-08-26 Westerngeco L.L.C. Apparatus, systems and methods for determining position of marine seismic acoustic receivers
US7768869B2 (en) 2005-05-05 2010-08-03 Pgs Americas, Inc. Method for deghosting and water layer multiple reflection attenuation in marine seismic data
US7660191B2 (en) * 2005-07-12 2010-02-09 Westerngeco L.L.C. Methods and apparatus for acquisition of marine seismic data
US20100135112A1 (en) 2005-07-12 2010-06-03 Johan Olof Anders Robertsson Methods and Apparatus for Acquisition of Marine Seismic Data
US7400552B2 (en) * 2006-01-19 2008-07-15 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys
US7599798B2 (en) 2006-09-11 2009-10-06 Westerngeco L.L.C. Migrating composite seismic response data to produce a representation of a seismic volume
US8437979B2 (en) 2007-01-20 2013-05-07 Kcf Technologies, Inc. Smart tether system for underwater navigation and cable shape measurement
US20090161488A1 (en) 2007-12-19 2009-06-25 Ralf Ferber Method to Estimate Ray Parameter for Seismograms
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
US8456948B2 (en) 2008-06-28 2013-06-04 Westerngeco L.L.C. System and technique to obtain streamer depth and shape and applications thereof
US7813218B2 (en) 2008-07-05 2010-10-12 Westerngeco L.L.C. Performing quality control with respect to positioning of survey hardware
US20100054082A1 (en) 2008-08-29 2010-03-04 Acceleware Corp. Reverse-time depth migration with reduced memory requirements
FR2955396B1 (fr) 2010-01-15 2013-03-01 Cggveritas Services Sa Dispositif de traitement de donnees sismiques marines
FR2955397B1 (fr) * 2010-01-15 2012-03-02 Cggveritas Services Sa Procede et dispositif d'acquisition de donnees sismiques marines
EP2352040A3 (en) * 2010-01-28 2013-02-27 PGS Geophysical AS Method and system for streamer depth control
US8374053B2 (en) 2010-05-19 2013-02-12 Ion Geophysical Corporation Seismic streamer shape estimation
FR2961316A1 (fr) 2010-06-10 2011-12-16 Cggveritas Services Sa Procede de traitement de donnees sismiques marines
AU2011232767B2 (en) * 2010-10-14 2014-05-08 Cggveritas Services Sa Method and device to acquire seismic data

Also Published As

Publication number Publication date
MX2011010900A (es) 2012-04-13
EG26682A (en) 2014-06-01
BRPI1107055A2 (pt) 2016-01-12
MY163162A (en) 2017-08-15
GB2484585A (en) 2012-04-18
CN102455441A (zh) 2012-05-16
FR3016970A1 (no) 2015-07-31
AU2011232767B2 (en) 2014-05-08
AU2011232767A1 (en) 2012-05-03
GB2517329B (en) 2015-08-05
US20140050047A1 (en) 2014-02-20
SG180107A1 (en) 2012-05-30
US20120092956A1 (en) 2012-04-19
FR2966254B1 (fr) 2015-03-06
FR2966254A1 (fr) 2012-04-20
US9383470B2 (en) 2016-07-05
GB201420384D0 (en) 2014-12-31
GB201117501D0 (en) 2011-11-23
CN102455441B (zh) 2016-06-08
US9134446B2 (en) 2015-09-15
CA2755010A1 (en) 2012-04-14
GB2484585B (en) 2015-05-06
US20120218858A1 (en) 2012-08-30
GB2517329A (en) 2015-02-18
US8593904B2 (en) 2013-11-26
WO2012049313A2 (en) 2012-04-19
WO2012049313A3 (en) 2012-11-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20111374A1 (no) Fremgangsmate og innretning for innhenting av seismiske data.
AU2009334456B2 (en) Enhanced method and device for aquatic seismic prospecting
US9477000B2 (en) System and method for the removal of shallow water multiples using a hybrid multi-channel prediction method
AU2014209936B2 (en) Low frequency emission and recording for seismic data acquisition
US9529108B2 (en) Methods and apparatus for determining seismic streamer array geometry and seismic sensor response
NO339093B1 (no) Fremgangsmåte for innhenting av seismiske signaler reflektert fra lag i grunnen under et saltområde
AU2009286883B2 (en) Determining seismic streamer array geometry and seismic sensor response using dual sensor seismic streamer arrays
NO337140B1 (no) Fremgangsmåte for bestemmelse av dekningsgrad ved marin seismisk kartlegging
MX2014011313A (es) Construccion y aplicacion de grupo angulares a partir de formacion tridimensional de imagenes de multiples campos ondulatorios.
CA2838713A1 (en) Dip tomography for estimating depth velocity models by inverting pre-stack dip information present in migrated/un-migrated pre-/post-stack seismic data
MX2013015015A (es) Agrupacion 4d orientada a objetivo en un punto de reflexion comun.
EP3097438A2 (en) Method and system with low-frequency seismic source
US20140297190A1 (en) Monitoring of source signature directivity in seismic systems
US11079506B2 (en) Multicomponent streamer
US20040000446A1 (en) Seismic signaling apparatus and method for enhancing signal repeatability
JP2008014830A (ja) ハイドレートの存在領域探査方法及び探査システム
AU2014203167A1 (en) Method and device to acquire seismic data
BR102022009544A2 (pt) Nós esparsos de fundo do oceano e sistema de aquisição por minicabo sismográfico para aumentar imagem de subsuperfície

Legal Events

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