NO20140297A1 - Sleping av geofysisk utstyr med redusert slepemotstand i vann - Google Patents

Abstract

Det er beskrevet teknikker for å redusere slepemotstand på kabler som slepes bak et fartøy i en vannmasse. I en utførelsesform innbefatter en anordning en signalkilde forbundet med et letefartøy via en kildekabel, og kildekabelen innbefatter et antall flottører langs sin lengde. Flottørene kan i noen utførelsesformer gjøre det mulig for kildekabelen å bli løftet delvis, hovedsakelig eller fullstendig over vannoverflaten. Løfting av kabelen over overflaten av vannet kan i sin tur minske størrelsen av hydrodynamisk slepemotstand på kabelen, redusere den kraft som er nødvendig (for eksempel fra laterale deflektorer på kabelen eller ved signalkilden) for å slepe kilden og/eller den kraft som er nødvendig for å opprettholde en ønsket lateral posisjon av signalkilden. De beskrevne teknikkene kan i noen utførelses-former brukes til å slepe slike kilder ved forholdsvis store laterale avstander.

Description

Bakgrunn

Teknisk område

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt det området som gjelder marine geofysiske undersøkelser. Mer spesielt angår oppfinnelsen systemer og fremgangsmåter for å redusere slepemotstand på kabler som brukes under marine geofysiske undersøkelser.

Beskrivelse av beslektet teknikk

Marine geofysiske målesystemer slik som seismiske innsamlingssystemer og elektromagnetiske undersøkelsessystemer, blir brukt til å innhente geofysiske data fra formasjoner som befinner seg under bunnen av en vannmasse, slik som en innsjø eller et hav. Én type måling, en marin seismisk undersøkelse, er basert på bruk av lydbølger. I en slik undersøkelse kan et fartøy slepe én eller flere akustiske kilder (for eksempel en luftkanon) og et antall streamere langs hvilke et antall sensorer (for eksempel hydrofoner) er plassert. Lydbølger generert av kilden kan så overføres til jordskorpen og så reflekteres tilbake av forskjellige lag og detekteres ved sensorene. Lydbølger mottatt under marine seismiske undersøkelser kan analyseres for å lokalisere hydrokarbonførende geologiske strukturer, og dermed bestemme hvor avsetninger av olje og naturgass kan befinne seg. På lignende måte kan marine elektromagnetiske (EM) undersøkelser utføres ved å bruke EM-signaler utsendt av for eksempel en neddykket antenne og detektert av EM-mottakere.

I eksemplet med marine seismiske undersøkelser, innbefatter målesystemene typisk et seismisk letefartøy som om bord har utstyr for navigasjon, seismisk signalkildestyring og geofysisk dataregistrering. Det seismiske letefartøyet er typisk innrettet for å slepe én eller flere (vanligvis et antall av) lateralt atskilte sensorstreamere gjennom vannet. Ved valgte tidspunkter får utstyret for styring av de seismiske signalkildene én eller flere av de seismiske signalkildene (som kan være slept i vannet av det seismiske fartøyet eller et annet fartøy) til å bli aktivert. Signaler generert av forskjellige sensorer på den ene eller de flere streamerne som reaksjon på detektert seismisk energi, blir til slutt ført til registreringsutstyret. En registrering blir foretatt i registreringssystemet av signaler generert av hver sensor (eller grupper med slike sensorer). De registrerte signalene kan tolkes for å utlede strukturen og sammensetningen av formasjonene under bunnen av vannmassen. Komponenter for å indusere elektromagnetiske felter og detektere elektromagnetiske fenomener som oppstår i undergrunnen som reaksjon på slike påtrykte felter, kan på tilsvarende måte også brukes i marine elektromagnetiske målesystemer.

I noen utførelsesformer kan det være fordelaktig at de geofysiske under-søkelseskildene blir slept ved forholdsvis brede laterale avstander (for eksempel i forholdsvis store avstander fra andre akustiske kilder eller forholdsvis brede avstander fra en sentral akse for letefartøyet). Visse marine geofysiske letesystemer og en diskusjon av noen fordeler ved bred kildesleping er gitt i US-patentsøknad med publikasjonsnummer 2012/0257474, som herved inkorporeres ved referanse. Reduksjon av hydrodynamisk slepemotstand på kilder og kildekabler kan være fordelaktig når det gjelder å oppnå forholdsvis brede slep av slike kilder. Selv om utførelsesformer som ikke innebærer brede slep av kilder (for eksempel kilder direkte bak et letefartøy, eller kilder med forholdsvis smale laterale avstander fra en sentral akse for disse), kan det likevel være ønskelig å redusere den hydrodynamiske slepemotstanden som virker på kildene og/eller kildekablene.

Oppsummering

Det blir her beskrevet teknikker som angår å redusere slepemotstand på en anordning (for eksempel en geofysisk målesignalkilde) og/eller på en kabel som forbinder en slik anordning med et fartøy. Dette kan i noen utførelsesformer være fordelaktig når det gjelder å styre den laterale forskyvningen av anordningen når den blir slept i en vannmasse. I noen utførelsesformer kan slepemotstand reduseres ved å løfte en kabel som forbinder anordningen med slepefartøyet, slik at kabelen blir anordnet over overflaten til det vannet som anordningen slepes i. I forskjellige utførelsesformer kan dette muliggjøre en forholdsvis bred atskillelse av anordninger og/eller en forholdsvis stor lateral forskyvning av anordningen i forhold til en sentral slepelinje for fartøyet.

En anordning ifølge ett aspekt ved foreliggende oppfinnelse innbefatter en målekildekabel som kan forbindes med et letefartøy og slepes bak dette i en vannmasse, hvor målekildekabelen videre kan forbindes med en målekilde. Anordningen innbefatter videre et antall flottører anordnet langs målekildekabelen, hvor flottørene innbefatter et tilsvarende antall laterale deflektorer innrettet for å påføre lateral kraft på målekildekabelen. I denne anordningen er antallet flottører innrettet for å løfte målekildekabelen i det minste delvis ut av vannmassen.

En fremgangsmåte ifølge ett aspekt ved oppfinnelsen innbefatter å slepe en kabel bak et letefartøy i en vannmasse. I denne fremgangsmåten innbefatter kabelen, ved valgte posisjoner langs denne, et antall oppdriftsorganer hvor oppdriftsorganene innbefatter laterale deflektorer. I denne fremgangsmåten løfter videre antallet oppdriftsorganer i det minste en del av kabelen over en overflate av en vannmasse for potensielt å redusere slepemotstand på kabelen.

Et system ifølge ett aspekt ved oppfinnelsen innbefatter et antall kabler som kan slepes bak et letefartøy i en vannmasse, og et tilsvarende antall marine seismiske kilder som kan forbindes med antallet kabler. I dette systemet innbefatter kablene et antall flyteanordninger ved valgte posisjoner langs denne, og flyteanordningene innbefatter vinger. I dette systemet er flyteanordningene videre innrettet for å posisjonere deler av kabelen ved en høyde over en overflate av vannmassen, og vingene er innrettet for å posisjonere kablene ved valgte laterale posisjoner.

Kort beskrivelse av tegningene

Figur 1 skisserer en perspektivskisse av et fartøy som sleper en gruppe med streamere og kilder. Figur 2 skisserer et oppriss av et fartøy som sleper en gruppe med streamere og kilder.

Figur 3 skisserer en perspektivskisse av en kildekabel.

Figur 4 skisserer et sideriss av en kildekabel.

Figur 5 skisserer et oppriss av en gruppe med kilder og kildekabler ifølge foreliggende oppfinnelse.

Figur 6 skisserer en prosessflyt ifølge foreliggende oppfinnelse.

Detaljert beskrivelse

Denne beskrivelsen innbefatter referanser til «én utførelsesform» eller «en utførelsesform». Forekomstene av uttrykkene « i én utførelsesform» eller« i en utførelsesform» refererer ikke nødvendigvis til den samme utførelsesformen. Spesielle trekk, strukturer eller karakteristikker kan være kombinert på enhver passende måte som er i overensstemmelse med denne fremstillingen.

Terminologi. De følgende avsnitt gir definisjoner og/eller sammenheng for uttrykk som finnes i denne beskrivelsen (innbefattende de vedføyde patentkrav): «Basert på». Dette uttrykket slik det brukes her, blir benyttet til å beskrive én eller flere faktorer som påvirker en bestemmelse. Dette uttrykket utelukker ikke ytterligere faktorer som kan påvirke en bestemmelse. Det vil si at en bestemmelse kan være basert ene og alene på disse faktorene, eller basert på bare en del av disse faktorene. Betrakt frasen «bestem A basert på B». Denne frasen betegner at B er en faktor som påvirker bestemmelsen av A, men den utelukker ikke at bestemmelsen av A også er basert på C. I andre tilfeller kan A være bestemt basert bare på B.

«Innrettet for» eller «opererbar for». Disse uttrykkene betyr, slik de brukes her, at et spesielt maskinvareelement eller programvareelement er anordnet for å utføre en spesiell oppgave eller oppgaver når de benyttes. Et utsagn om at et system er «innrettet for» eller «opererbart for» å utføre oppgave A, betyr derfor at systemet kan innbefatte maskinvare og/eller programvare som under drift av systemet, utfører eller kan brukes til å utføre oppgave A. (Et system kan som sådan være «innrettet for» eller «opererbart for» å utføre oppgave A selv om systemet ikke for tiden er i drift). De enhetene/kretsene/komponentene som brukes i forbindelse med dette språket, innbefatter maskinvare, for eksempel kretser, lagre som lagrer program instruksjoner som kan utføres for å implementere driften osv. Angivelse av at en enhet/krets/komponent er «innrettet for» å utføre én eller flere oppgaver, er uttrykkelig ment ikke å påkalle 35 U.S.C § 112(f) for vedkommende enhet/krets/kom-ponent.

«Forbundet med». Dette uttrykket slik det benyttes her, innbefatter en forbindelse mellom komponenter, uansett om den er direkte eller indirekte.

Den foreliggende fremstillingen beskriver forskjellige utførelsesformer hvor geofysisk utstyr blir slept bak et letefartøy. Én eller flere målesignalkilder kan for eksempel slepes bak et letefartøy, typisk i forbindelse med én eller flere streamere. Uttrykket «signalkilde» slik det brukes her, refererer til en anordning som er innrettet for å utsende et signal (for eksempel akustisk, elektromagnetisk osv.) som kan reflekteres fra én eller flere underliggende strukturer og så måles. Uttrykket «streamer» slik det brukes her, refererer til en anordning som kan slepes bak et fartøy for å detektere slike signaler, og kan dermed innbefatte detektorer, sensorer, mottakere og/eller andre strukturer innrettet for å måle det reflekterte signalet (for eksempel ved å bruke hydrofoner, geofoner, elektroder osv. posisjonert langs eller i nærheten av streameren).

Det vises nå til figurene 1 og 2 hvor et typisk marint geofysisk målesystem er vist. Det geofysiske målesystemet innbefatter et letefartøy 10 som beveger seg

langs overflaten av en vannmasse 11 (for eksempel et hav eller en innsjø) mens det sleper streamere 20 og signalkilder 32. Letefartøyet 10 kan innbefatte måle- og/eller registreringsutstyr, vist generelt ved 12 og hensiktsmessig kollektivt referert til som et «registreringssystem». Registreringssystemet 12 innbefatter typisk anordninger slik som en dataregistreringsenhet (ikke vist separat) for å foreta en registrering med hensyn til tid av signaler generert av forskjellige sensorer i innsamlingssystemet. Registreringssystemet 12 kan også innbefatte streamerstyringsutstyr og utstyr for signalkildestyring (ikke vist separat) for drift av respektive streamere 20 (forbundet med letefartøyet 10 ved hjelp av innføringskabler 16, 18), og signalkilder 32 (for-

bundet med letefartøyet 10 ved hjelp av kildekabler 30). Som vist på figur 2, deler en midtlinje 13 letefartøyet 10 i to. Midtlinjen 13 kan brukes i forskjellige aspekter ved lateral styring av streamere 20 og signalkilder 32 for å definere posisjonene til komponentene. Den «laterale posisjonen» til signalkildene 32 kan for eksempel defineres i forhold til midtlinjen 13 til letefartøyet 10.

Signalkildene 32 kan være en kilde av en hvilken som helst type som er kjent på området. Hvert element referert til som «signalkilde 32» kan dessuten, i noen utførelsesformer, innbefatte en enkelt signalkilde eller en gruppe av flere signalkilder. Signalkilden 32 kan for eksempel innbefatte et antall luftkanoner. Uttrykket «signalkilde» kan dermed referere til en enkelt signalkilde eller en modul som innbefatter et antall signalkilder. I forskjellige utførelsesformer kan et målesystem innbefatte ingen, én, eller et hvilket som helst passende antall slepte signalkilder 32. Figur 1 viser for eksempel seks signalkilder 32, og figur 2 viser to signalkilder 32. I noen utførelses-former kan et andre letefartøy (ikke vist) slepe én eller flere signalkilder 32.

Signalkildene 32 kan for eksempel innbefatte luftkanoner, marine vibratorer, eksplosiver, plasmalyskilder, elektromagnetiske kilder eller eventuelle andre signalkilder som er egnet for den spesielle geofysiske undersøkelsen. Registreringssystemet 12 kan også innbefatte navigasjonsutstyr (ikke vist separat) for å bestemme og registrere, ved valgte tidspunkter, den geodetiske posisjonen til lete-fartøyet 10, et antall signalkilder 32, og et antall geofysiske sensorer 22 anordnet ved atskilte posisjoner på streamere 20 som slepes av letefartøyet 10.

I én utførelsesform kan anordningen for å bestemme den geodetiske posisjonen til letefartøyet være en geodetisk posisjonssignalmottaker 12A slik som en mottaker i et globalt posisjonsbestemmelsessystem (GPS-mottaker), en mottaker i et globalt navigasjonssatellittsystem (GLONASS-mottaker), en mottaker i et langt-rekkende navigasjonssystem (LORAN-mottaker) osv., vist skjematisk ved 12A. Andre geodetiske posisjonsbestemmelsesanordninger er kjent på området, slik som andre globale navigasjonssatellittsystemer. De foregående elementene i registreringssystemet 12 er velkjente for fagkyndige på området, og er med unntak av den geodetiske posisjonsbestemmelsesmottakeren 12A, ikke vist separat på figurene for ikke å gjøre illustrasjonen utydelig.

Geofysiske sensorer 22 kan være en geofysisk sensor av en hvilken som helst kjent type. Ikke-begrensende eksempler på slike sensorer kan innbefatte partikkelbevegelsesreagerende seismiske sensorer, slik som geofoner og aksele-rometre, trykkreagerende seismiske sensorer, trykk/tidsgradient-følsomme seismiske sensorer, elektroder, magnetometre, temperatursensorer eller kombinasjoner av de foregående.

I de forskjellige implementeringene av oppfinnelsen kan de geofysiske sensorene 22 for eksempel måle seismisk eller elektromagnetisk feltenergi primært reflektert fra, eller refraktert av, forskjellige strukturer i jordens undergrunn under bunnen av vannmassen 11, som reaksjon på energi sendt inn i undergrunnen av signalkildene 32. Seismisk energi kan for eksempel stamme fra en seismisk signalkilde eller en gruppe med slike kilder, som er utplassert i vannmassen 11 og slept av letefartøyet 10. Elektromagnetisk energi kan tilveiebringes ved å føre elektrisk strøm gjennom en ledningssløyfe eller et elektrodepar (ikke vist for tydelighetens skyld). Figur 1 viser tjue sensorstreamere 20, mens figur 2 viser bare fire. En vanlig fagkyndig på området vil forstå at denne oppfinnelsen kan anvendes i forbindelse med et hvilket som helst antall sensorstreamere 20 slept bak letefartøyet 10, innbefattende ingen, én, eller flere enn én. I noen utførelsesformer kan et andre letefartøy (ikke vist) slepe én eller flere sensorstreamere 20.

Som beskrevet ovenfor, kan det i noen utførelsesformer være fordelaktig å slepe signalkilder 32 i forholdsvis brede avstander fra hverandre. For eksempel hvor den målte avstanden mellom to signalkilder 32 ved den største laterale avstanden i noen utførelsesformer kan være minst 300 meter; i andre utførelsesformer kan det være fordelaktig å slepe dem ved en lateral avstand på minst 600 meter; og i ytterligere andre utførelsesformer kan det være fordelaktig å slepe dem ved en lateral avstand på minst 800 meter; og i ytterligere andre utførelsesformer kan det være fordelaktig å slepe dem med en avstand på minst 1000 meter. En vanlig fagkyndig på området vil forstå at den ønskede avstanden mellom signalkildene 32 kan være avhengig av lengden av kildekablene 30 (eller av den utplasserte lengden av kildekablene 30 når kildekablene 30 er utplassert, til mindre enn deres fullstendige lengde) i noen utførelsesformer. For lengre kildekabler 30 kan for eksempel større laterale avstander være ønskelige og oppnåelige.

I det målesystemet som er vist på figur 2, er det for eksempel fire sensorstreamere 20 som slepes av letefartøyet 10. En vanlig fagkyndig på området vil forstå at antallet sensorstreamere som er vist på figur 2, bare er for illustrasjons-formål. Streamerne 20 er vanligvis forbundet med slepeutstyr som fester den fremre enden av hver av streamerne 20 ved en valgt lateral posisjon i forhold til tilstøtende streamere og i forhold til letefartøyet 10. Som vist på figur 1 og 2 kan slepeutstyret innbefatte to paravaner 14 forbundet med letefartøyet 10 via paravanesleperep 8. Paravanene 14 er typisk de ytre komponentene i streamerspredningen og blir brukt til å tilveiebringe separasjonen eller avstanden mellom streamerne.

Paravanesleperepene 8 kan hvert være forbundet med letefartøyet 10 ved én ende gjennom en vinsj 19, eller en lignende spoleanordning som gjør det mulig å endre den utplasserte lengden av hvert paravansleperep 8. I den viste utførelses-formen er den distale ende av hvert paravansleperep 8 forbundet med paravaner 14. Paravanene 14 er hver utformet for å tilveiebringe en lateral bevegelseskomponent på de forskjellige slepekomponentene som er utplassert i vannmassen 11, når paravanene 14 blir beveget gjennom denne vannmassen. Den laterale bevegelseskomponenten av hver paravane 14 er motsatt av den for den andre paravanen 14. Den kombinerte laterale bevegelseskomponenten av paravanene 14 separerer paravanene 14 fra hverandre inntil de setter én eller flere sprederep eller kabler 24 som er koplet ende mot ende mellom paravanene 14, under strekk.

Streamerne 20 kan hver ved sin aksiale ende som er nærmest letefartøyet 10 (den «fremre enden»), være forbundet med respektive innføringskabeltermineringer 20A. Innføringskabeltermineringene 20A kan være forbundet med, eller tilknyttet, sprederep eller spredekabler 24, for å fiksere de laterale posisjonene til streamerne 20 i forhold til hverandre og i forhold til letefartøyets 10 senterlinje. Elektriske, optiske og/eller andre egnede forbindelser mellom de aktuelle komponentene i registreringssystemet 12 og til slutt, de geofysiske sensorene 22 (og/eller andre kretser) i den ene av streamerne 20 innenfor de laterale kantene av systemet, kan gjøres ved å bruke de indre innføringskablene 18 som hver er terminert i respektive innførings-kabeltermineringer 20A. Innføringstermineringen 20A er anordnet ved den fremre ende av hver streamer 20. Tilsvarende elektriske, optiske og/eller andre egnede forbindelser mellom komponentene i registreringssystemet 12 og de geofysiske sensorene 22 i de lateralt ytre streamerne 20, kan være opprettet gjennom respektive innføringstermineringer 20A ved å bruke de ytre innføringskablene 16. Hver av de indre innføringskablene 18 og de ytre innføringskablene 16, kan være utplassert ved hjelp av respektive vinsjer 19 eller lignende spoleanordninger, slik at den utplasserte lengden av hver kabel 16, 18 kan endres. I likhet med streamer-innføringskablene 16 og 18, kan kildekablene 30 være utplassert ved hjelp av respektive vinsjer 19 eller lignende spoleanordninger, slik at den utplasserte lengden av hver kildekabel 30 kan endres etter ønske.

Den type slepeutstyr som er forbundet med den fremre ende av hver streamer som er vist på figurene 1 og 2, er bare ment å illustrere en spesiell type utstyr som kan slepe en gruppe lateralt atskilte streamere i vannet. Andre slepestrukturer kan brukes i andre eksempler på geofysiske innsamlingssystemer ifølge foreliggende oppfinnelse.

Innsamlingssystemet som er vist på figur 2, kan også innbefatte et antall laterale styreanordninger 26 koplet til hver streamer 20 ved valgte posisjoner langs hver streamer 20. Hver lateral styreanordning 26 kan innbefatte én eller flere roterbare styreflater (ikke vist separat på figur 2) som når de beveges til en valgt rotasjonsmessig orientering i forhold til bevegelsesretningen av disse flatene gjennom vannet 11, skaper et hydrodynamisk løft i en valgt retning for å tvinge streameren 20 i en valgt retning. Slike laterale styreanordninger 26 kan følgelig brukes til å opprettholde streamerne 20 i en valgt orientering. Hver streamer 20 kan innbefatte laterale styreanordninger 26 som kan påføre streamerne krefter i valgte retninger. Hver streamer kan innbefatte avstandsfølende anordninger 26A og/eller 23, kurssensorer 29, og en endebøye 25, som kan innbefatte en geodetisk posi-sjonsmottaker 25A. Ved å bruke disse elementene kan måleutstyret 12 innrettes for å bestemme og styre posisjonene av streamerne 20.

Under drift av det geofysiske målesystemet som er vist på figurene 1 og 2, kan det være ønskelig å justere deler av streamerne 20 og signalkildene 32 lateralt for å opprettholde en ønsket streamer- og kildeorientering under geofysiske undersøkelser. I noen utførelsesformer kan registreringssystemet 12 være innrettet for å sende egnede styresignaler til hver lateral styreanordning 26 for å flytte tilknyttede deler av hver streamer 20 lateralt. En slik lateral bevegelse kan velges slik at hvert punkt langs hver streamer blir plassert ved forutbestemte, relative posisjoner til ethvert øyeblikk. De relative posisjonene kan være referert til posisjonen av enten letefartøyet 10 eller signalkildene 32.

Registreringssystemet 12 kan også brukes til å justere posisjonene av signalkildene 32. Forskjellige teknikker er kjent for å justere både dybden og den laterale posisjonen av signalkildene 32. Vinger kan for eksempel være anordnet enten langs kildekablene 30 eller ved signalkildene 32. Slike vinger kan tilveiebringe vertikale og/eller laterale løftekrefter for å posisjonere signalkildene 32 som ønsket. Flottører kan videre brukes ved signalkildene 32 for å tilveiebringe en oppdriftskraft for det formål å oppnå en ønsket dybde. I én utførelsesform av et seismisk målesystem, kan for eksempel signalkilden 32 innbefatte et flytende skrog med et antall luftkanoner som henger under skroget. Forskjellige andre arrangementer er også kjent på området.

Det vises nå til figurene 3 og 4, hvor isometriske skisser og sideriss hen-holdsvis er tilveiebragt, som viser en kildekabel 30 med et antall oppdriftsorganer anordnet langs denne. I denne utførelsesformen blir flottører 34 brukt til å løfte deler av kildekabelen 30 over overflaten av vannet. Ved å løfte kildekabelen 30 ut av vannet, kan det oppnås en fordel med redusert hydrodynamisk slepemotstand langs lengden av kabelen. Denne betraktningen kan være spesielt viktig i utførelsesformer med forholdsvis lange kildekabler 30, eller utførelsesformer hvor kildene 32 ønskes å bli slept ved forholdsvis stor lateral separasjon. Dette skyldes det faktum at store laterale avstander gjør at slepemotstanden langs kildekabelen 30 blir økt på grunn av at den ikke blir trukket gjennom vannet langs sin langsgående akse, men ved en vinkel i forhold til denne aksen.

I noen utførelsesformer blir hele kildekabelen 30 (målt fra forbindelsen med letefartøyet 10 til forbindelsen til signalkildene 32) løftet over vannoverflaten. I andre utførelsesformer blir minst 80 % av lengden av kildekabelen 30 løftet over vannoverflaten. I ytterligere andre utførelsesformer blir minst 50 % av kildekabelen 30 løftet over vannoverflaten. Flottører 34 er ikke nødvendigvis vist i skala, en vanlig fagkyndig på området vil innse at forskjellige sjøavhengige betraktninger kan påvirke bestemmelsen av dimensjonene til flottørene 34.

I noen utførelsesformer kan flottørene 34 også være anordnet som avbøyningsanordninger, slik at de i tillegg til å løfte kildekabelen 30 ut av vannet, også kan tilveiebringe en lateral kraft på kildekabelen 30 og dermed signalkilden 32. Denne utførelsesformen er illustrert spesielt på figur 3, som viser flottører 34 med vingeform vinklet i forhold til kildekabelens 30 akse.

I den utførelsesformen som er vist på figurene 3 og 4, passerer kildekabelen 30 gjennom flottører 34. En vanlig fagkyndig på området vil forstå at andre mulige arrangementer imidlertid er mulige. I noen utførelsesformer kan kildekabelen 30 være festet til en øvre overflate eller en sideflate av flottørene 34.

For å tilveiebringe den ønskede laterale kraften, kan vinkelen flottørene 34, i forhold til kildekabelens 30 akse i forskjellige utførelsesformer, være enten forhånds-valgt eller justerbar. I noen utførelsesformer kan for eksempel flottører 34 være konstruert slik at kildekabelen 30 passerer gjennom denne med en fast vinkel. I andre utførelsesformer kan flottøren 34 innbefatte en mekanisme for å justere vinkelen. For eksempel en motor, en hydraulisk drivanordning, eller en pneumatisk drivanordning kan brukes. Mekanismen for justering av vinkelen kan styres på forskjellige måter, for eksempel kan den styres fra letefartøyet 10 ved hjelp av registreringssystemet 12. En vanlig fagkyndig på området som har kunnet sette seg inn i denne beskrivelsen, vil være i stand til å velge passende mekanismer for styring av den laterale kraften.

Flottørene 34 kan være festet langs kildekabelen 30 enten forut for utplassering av kildekabelen 30 i vannet, eller etter en slik utplassering. Flottører 34 kan for eksempel være permanent festet til kildekabelen 30; de kan være festet til kildekabelen 30 på letefartøyet 10 ved tidspunktet for utplassering; eller de kan være utplassert etter at kildekabel 30 allerede er i vannet, ved å la dem gli langs kildekabelen 30 inntil de når den korrekte posisjonen, ved hvilket punkt de kan festes i posisjon.

For at kildekabelen 30 skal bære seg selv over vannoverflaten, kan det i noen utførelsesformer være fordelaktig at kildekabelen 30 er stiv eller delvis stiv. For det formål at kildekabelen 30 skal bære seg selv over vannoverflaten, kan for eksempel en ønsket stivhet være avhengig av avstandene mellom flottørene 34. For store avstander mellom flottørene 34, kan for eksempel en høyere grad av stivhet i kildekabelen 30 være fordelaktig for at kildekabelen 30 skal bære seg selv ved en høyde over vannoverflaten. Ved å bruke stive kabler kan for eksempel kildekabelen 30 generelt med fordel ha en stivhet som er tilstrekkelig til å tillate den å ri over vannoverflaten, gitt en spesiell avstand mellom flottørene 34.

For stor stivhet kan imidlertid føre til at kildekabelen 30 brekker. I noen utførelsesformer av denne oppfinnelsen kan følgelig deler av kildekabelen 30 være stiv og andre deler kan være mer fleksible. Stive partier og fleksible partier kan følgelig være innflettet langs lengden av kildekabelen 30. Med «sammenflettet» er det ment at stive og fleksible partier vekselvis er innsatt langs lengden av kildekabelen 30. I én utførelsesform kan delene av kildekabelen 30 mellom flottørene 34 være stive partier, og partiene som er festet til flottørene 34 (eller partiene nær flottørene 34) kan være fleksible partier.

Avhengig av forskjellige betraktninger, slik som stivheten til kildekabelen 30, den høyden som flottørene 34 løfter kildekabelen til over vannoverflaten, og andre mulige betraktninger, kan forskjellige avstander mellom flottørene 34 brukes. I noen utførelseseksempler kan for eksempel en avstand på 30 meter mellom individuelle av flottørene 34 være fordelaktige. I andre utførelsesformer kan en avstand på 50 meter være fordelaktig. I ytterligere andre utførelsesformer kan enda større avstander være fordelaktige, eventuelt med bruk av stivere kildekabler 34.

På grunn av fordelene ved å redusere slepemotstand langs en kabel som slepes i vannet, vil en vanlig fagkyndig på området innse at foreliggende oppfinnelse kan ha anvendelsesområder utenfor å brukes med signalkildekabler. Utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse kan for eksempel brukes i forbindelse med innføringskabler 16 og 18, i forbindelse med paravanesleperep 8 og/eller andre kabler som blir slept i vannet.

Det vises nå til figur 5 hvor en detaljert toppskisse av en utførelsesform av oppfinnelsen er vist, hvor tre signalkilder 32 blir slept ved hjelp av tilsvarende kildekabler 30. I utførelsesformen på figur 5 er et antall flytende deflektorer 34 anordnet langs hver kildekabel 30. Som nevnt ovenfor, når slepesignalkildene 32 er ved forholdsvis store laterale avstander, kan kildekablene 30 danne en betydelig vinkel i forhold til bevegelsesretningen til letefartøyet 10. Dette kan så tendere til økte slepemotstandskreftersom kan øke drivstoffmengden foren undersøkelse, minske letehastigheten og/eller begrense den maksimalt oppnåelige laterale avstanden mellom signalkildene 32. Bruken av foreliggende oppfinnelse for å redusere slepemotstand på kildekabler 30, kan følgelig gjøre noen av disse problemene mindre.

Det vises nå til figur 6 hvor et eksempel på en prosessflyt for en utførelses-form ifølge foreliggende oppfinnelse er vist. Ved trinn 52 blir en kabel slept bak et letefartøy. Som nevnt ovenfor, kan kabelen for eksempel være en kildekabel, en innføringskabel, et paravanesleperep osv.

Ved trinn 54 blir en del av kabelen løftet over vannoverflaten for eventuelt å redusere den slepemotstanden som kabelen møter. Flottører 34 er, som beskrevet ovenfor, en mulig måte til oppnåelse av dette. Flottørene 34 kan innbefatte avbøyningsflater (for eksempel vinger) for å tilveiebringe lateral kraft på kabelen.

Selv om spesielle utførelsesformer er blitt beskrevet ovenfor, er disse utførelsesformene ikke ment å begrense omfanget av foreliggende oppfinnelse selv der hvor bare en enkelt utførelsesform er beskrevet i forbindelse med et spesielt trekk. Eksempler på trekk som er tilveiebragt i beskrivelsen, er ment å være illu-strerende i stedet for begrensende med mindre noe annet er fastslått. Den foregående beskrivelse er ment å dekke slike alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som vil være opplagte for en fagmann på området som har hatt muligheten til å sette seg inn i denne oppfinnelsen.

Omfanget av foreliggende oppfinnelse innbefatter ethvert trekk eller enhver kombinasjon av trekk som er beskrevet her (enten eksplisitt eller implisitt), eller enhver generalisering av disse, uansett om det letter noen eller alle de problemene som er nevnt her. Forskjellige fordeler ved foreliggende oppfinnelse er blitt beskrevet her, men utførelsesformer som dekkes av patentkravene, kan tilveiebringe noen, alle eller ingen av disse fordelene. Nye patentkrav kan følgelig formuleres under behandlingen av søknaden (eller en søknad som begjærer prioritet fra denne) på enhver slik kombinasjon av trekk. Under henvisning til de vedføyde patentkrav, kan spesielt trekk fra uselvstendige krav kombineres med trekk fra de selvstendige kravene og trekk fra respektive uavhengige krav kan kombineres på enhver passende måte og ikke bare i de spesifikke kombinasjonene som er oppsummert i de vedføyde patentkrav.

Claims (18)

1. Anordning, omfattende: en målekildekabel som kan forbindes med et letefartøy og som kan slepes bak dette i en vannmasse, hvor målekildekabelen videre kan forbindes med en målekilde; og et antall flottører anordnet langs målekildekabelen, hvor flottørene innbefatter et tilsvarende antall laterale deflektorer som kan opereres for å påføre lateral kraft på målekildekabelen; hvor antallet flottører er operative for å løfte målekildekabelen i det minste delvis ut av vannmassen.

2. Anordning ifølge krav 1, hvor i det minste en del av målekildekabelen har en stivhet som er tilstrekkelig til at antallet flottører bærer målekildekabelen fullstendig over vannmassen.

3. Anordning ifølge krav 2, hvor målekildekabelen innbefatter et antall stive segmenter innflettet med et antall fleksible segmenter, hvor de stive segmentene har en stivhet som er større enn stivheten for de fleksible segmentene.

4. Anordning ifølge krav 3, hvor antallet flottører er festet til målekildekabelen i forskjellige av antallet fleksible segmenter.

5. Anordning ifølge krav 1, hvor én eller flere av antallet flottører er innrettet for å skape en oppdriftskraft som er tilstrekkelig til å løfte i det minste 50 % av kildekabelen over en overflate av vannmassen.

6. Anordning ifølge krav 1, hvor målekilden videre innbefatter en flottør og en lateral deflektor.

7. Anordning ifølge krav 1, hvor målekilden innbefatter en signalkilde.

8. Anordning ifølge krav 7, hvor signalkilden innbefatter minst én kilde valgt fra den gruppe som består av: en luftkanon, en marin vibrator, en elektromagnetisk signalkilde.

9. Fremgangsmåte, omfattende: å slepe en kabel bak et letefartøy i en vannmasse; hvor kabelen innbefatter, ved valgte posisjoner langs denne, et antall oppdriftsorganer hvor oppdriftsorganene innbefatter laterale deflektorer; og å løfte i det minste et segment av kabelen over en overflate av vannmassen med antallet oppdriftsorganer.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor det minst ene segmentet av kabelen innbefatter minst 50 % av kabelen.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 9, videre omfattende: å utplassere kabelen fra letefartøyet; å la oppdriftsorganene gli langs kabelen; og å feste oppdriftsorganene ved de valgte posisjonene.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor kabelen videre innbefatter en lateral deflektor ved et bakre parti av denne.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor kabelen innbefatter en geofysisk målekilde ved et bakre parti av denne, hvor den geofysiske målekilden omfatter: et oppdriftsparti; og en gruppe seismiske kilder opphengt fra oppdriftspartiet.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor kabelen innbefatter en geofysisk målekilde ved et bakre parti av denne, idet fremgangsmåten videre omfatter å aktivere, ved valgte tidspunkter, den geofysiske målekilden.

15. System, omfattende: et antall kabler som kan slepes bak et letefartøy i en vannmasse: og et tilsvarende antall marine seismiske kilder som kan forbindes med antallet kabler; hvor kablene innbefatter et antall flyteanordninger ved valgte posisjoner langs disse, der flyteanordningene innbefatter vinger; og hvor flyteorganene er innrettet for å posisjonere partier av kablene ved en høyde over en overflate av vannmassen, og hvor vingene er innrettet for å posisjonere kablene ved valgte laterale posisjoner.

16. System ifølge krav 15, hvor de marine seismiske kildene er marine seismiske kildegrupper.

17. System ifølge krav 15, hvor en avstand mellom en første blant antallet marine seismiske kilder og en andre blant antallet marine seismiske kilder er minst 600 meter.

18. System ifølge krav 15, videre innbefattende et antall seismiske sensorstreamere som kan slepes bak letefartøyet i vannmassen.