NO333808B1

NO333808B1 - Procedure for collecting and recording seismic data

Info

Publication number: NO333808B1
Application number: NO20051878A
Authority: NO
Inventors: Oeyvind Hosoey; Eldar Lien
Original assignee: Selantic As
Priority date: 2004-04-16
Filing date: 2005-04-18
Publication date: 2013-09-23
Also published as: NO20051878L; NO20051878D0

Abstract

Sammendrag. Det beskrives en fremgangsmåte for innsamling av multikomponents seismiske data basert på bruk av støyen fra installasjon av en pæl sammen med et utlegg av mottakere bestående av seismisk e multikomponents geofoner og hydrofoner. Pælen slåes ned til ønsket sedimentdybde og repeterbare signaturer med definerte energier sendes ut. Mottakerkabelen består av 3-komponents geofoner og hydrofoner arrangert i rettlinjede profiler, gjerne i stjerneformasjon, og trekkes suksessivt, etter hvert som det gjøres registreringer, inn mot kilden. Man starter med et ønsket offset og får gradvis økende romlig oppløsning etter hvert som opptaksprosessen foregår. Spesielt interessant vil det være å arrangere lyttekablene i de retninger det er mest aktuelt å bore. Man vil da kunne få verdifulle data som gjør at man vil kunne bestemme en mest mulig optimal boreretning mot reservoaret, med tanke på reduksjon av risiko for å møte på geologiske risikosoner med påfølgende operasjonelle problemer og potensielle forurensingsproblemer.Summary. A method is described for collecting multicomponent seismic data based on the use of the noise from the installation of a pole together with a layout of receivers consisting of seismic e multicomponent geophones and hydrophones. The pile is knocked down to the desired sediment depth and repeatable signatures with defined energies are sent out. The receiver cable consists of 3-component geophones and hydrophones arranged in rectilinear profiles, often in star formation, and is successively drawn, as registrations are made, towards the source. You start with a desired offset and gradually increase spatial resolution as the recording process takes place. It will be particularly interesting to arrange the listening cables in the directions most relevant to drilling. You will then be able to obtain valuable data that will allow you to determine the best possible drilling direction for the reservoir, with a view to reducing the risk of encountering geological risk zones with subsequent operational problems and potential pollution problems.

Description

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører fremgangsmåter for innsamling og registrering av akustiske, seismiske og geologiske data ved havbunnen og underliggende formasjoner, på grunnlag av produsert seismisk energi (støy) fra en seismisk kilde, hvor det anvendes én eller flere havbunnskabler omfattende sensorenheter, en datainnsamlingsenhet, og midler for overføring av data til datainnsamlingsenheten. The present invention relates to methods for collecting and recording acoustic, seismic and geological data at the seabed and underlying formations, on the basis of produced seismic energy (noise) from a seismic source, where one or more seabed cables comprising sensor units, a data collection unit, and means for transferring data to the data collection device.

Kjent teknikk Known technique

Landbasert seismikk, basert på refraksjon og 3-komponent geofoner har en lang historie. Ulike kilder, benevnt seismiske kilder, så som vibratorer, hammere og/eller dynamitt, blir brukt for å fremskaffe seismiske signaler. En slik akustisk energipuls genererer ulike typer bølger, som igjen registreres ved ulike geofon-oppsett, avhengig av hva slags informasjon (bølgetype) man søker. For disse typene landbasert seismikk, er det enkelt å få en god kopling mellom den seismiske kilde og jorden, samt mellom mottakerne og jorden. Land-based seismic, based on refraction and 3-component geophones has a long history. Various sources, called seismic sources, such as vibrators, hammers and/or dynamite, are used to obtain seismic signals. Such an acoustic energy pulse generates different types of waves, which in turn are recorded by different geophone setups, depending on the type of information (wave type) sought. For these types of land-based seismic, it is easy to get a good connection between the seismic source and the earth, as well as between the receivers and the earth.

For marine seismiske undersøkelser er situasjonen en annen, da det i vann kun forplantes trykkbølger. Norske selskaper har vært dominerende i utviklingen av marine refleksjonsseismiske metoder, basert på trykkbølger. Dagens systemer anvender mange og lange lyttekabler med innebygde hydrofoner, arrangert i store slep, hvor flere tusen hydrofoner spredd over et opp til 2 kvadratkilometer stort område, taues etter båter som både sender ut (skyter) og tar opp (registrerer) de seismiske signalene. Effektiviteten er enorm, og datamengden som registreres er ufattelig stor. Dataene danner grunnlaget for utarbeidelse av tredimensjonale modeller av jordskorpen, med fokus på kartlegging av olje og gass. For marine seismic surveys, the situation is different, as only pressure waves are propagated in water. Norwegian companies have been dominant in the development of marine reflection seismic methods, based on pressure waves. Today's systems use many and long listening cables with built-in hydrophones, arranged in large tows, where several thousand hydrophones spread over an area of up to 2 square kilometers, are towed behind boats that both emit (shoot) and record (register) the seismic signals. The efficiency is enormous, and the amount of data recorded is unimaginably large. The data form the basis for the preparation of three-dimensional models of the earth's crust, with a focus on mapping oil and gas.

På grunn av at vannet kun forplanter trykkbølger, vil informasjonen man kan få ut av dataene, begrenses til i hovedsak å vise reflektorer i undergrunnen. Hva disse reflektorene representerer kan ofte være vanskelig å bestemme. Andre komplementære metoder som magnetometri, gravimetri og elektromagnetiske metoder vil gi utfyllende informasjon som vil være med å øke sannsynligheten for at man med sikkerhet kan påvise olje og gass. Because the water only propagates pressure waves, the information that can be obtained from the data will be limited to mainly showing reflectors in the subsoil. What these reflectors represent can often be difficult to determine. Other complementary methods such as magnetometry, gravimetry and electromagnetic methods will provide complementary information which will help to increase the probability that oil and gas can be detected with certainty.

En letebrønn planlegges ut fra tolkninger av tredimensjonale (3D) seismiske data. Man setter da først et foringsrør, typisk 0,75-1,1m i diameter, som enten bores ned, vibreres ned eller slås ned, i havbunnen med en hydraulisk hammer. Dette første foringsrøret kan f.eks. være 50 meter langt avhengig av fastheten på sedimentene. Letebrønnen etableres ved at nye rør bores ned inne i dette første foringsrøret. Ved leteboring knytter det seg stor spenning til hvordan boreoperasjonen går etter hvert som borkronen kommer ned i de ulike geologiske strukturene, som de seismiske data har indikert. Selve boreprosessen er forbundet med risiko, fordi man ikke vet med sikkerhet hva slags geologiske formasjoner borekronen arbeider seg gjennom. Mange farer kan oppstå, da man plutselig kan møte gasslommer under stort trykk. Slike hendelser kan representere en stor fare for borefartøyet, og ikke minst for miljøet, i form av at gasser og olje kan strømme ut til omgivelsene. An exploration well is planned based on interpretations of three-dimensional (3D) seismic data. One then first places a casing pipe, typically 0.75-1.1m in diameter, which is either drilled down, vibrated down or hammered down, into the seabed with a hydraulic hammer. This first casing can e.g. be 50 meters long depending on the firmness of the sediments. The exploration well is established by drilling new pipes down inside this first casing. In exploratory drilling, great tension is attached to how the drilling operation proceeds as the drill bit descends into the various geological structures, as the seismic data has indicated. The drilling process itself is associated with risk, because it is not known with certainty what kind of geological formations the drill bit is working through. Many dangers can arise, as one can suddenly encounter pockets of gas under great pressure. Such incidents can represent a major danger for the drilling vessel, and not least for the environment, in the form that gases and oil can flow out into the surroundings.

Store ressurser er lagt ned for å redusere faren for denne type hendelser under leteboring. Jo flere hull man har boret, jo mer informasjon får man om de lokale geologiske forholdene, og sannsynligheten for borerelaterte utblåsninger avtar. Etter hvert som feltet blir satt i produksjon og tappet ut, gjøres det nye seismiske undersøkelser, der det registreres skjærbølger ved hjelp av trekomponents geofoner på havbunnen. Dette er svært kostbare undersøkelser som kan gi detaljerte geologisk og geotekniske opplysninger om sedimentene i området, og som vil kunne vise hvordan olje/gass-reservoaret ser ut. Man kan da få meget mer eksakt viten om reservoaret, og hvordan dette til enhver tid utvikler seg. Great resources have been put into reducing the risk of this type of incident during exploration drilling. The more holes you drill, the more information you get about the local geological conditions, and the probability of drilling-related blowouts decreases. As the field is put into production and drained, new seismic surveys are carried out, where shear waves are recorded using three-component geophones on the seabed. These are very expensive surveys that can provide detailed geological and geotechnical information about the sediments in the area, and which will be able to show what the oil/gas reservoir looks like. You can then get much more exact information about the reservoir, and how this is developing at any given time.

På grunn av vannsøylen mellom havoverflaten og havbunnen, som representerer et fysisk filter med tanke på seismisk informasjon som kan registreres fra et overflatefartøy, og operative kostnader knyttet til denne "hindringen", er multikomponent marinseismikk, som omfatter minimum tre komponent skjærbølger pluss trykkbølge, lite interessant økonomisk sett. Flere ulike konsepter har vært lansert, men alle lider av vanskelige og tunge marine operasjoner, store kostnader og liten produktivitet. Det er i dag for kostbart å operere med både seismisk kilde og mottaker på havbunnen, og man velger derfor et kompromiss hvor mottakerne plasseres på havbunnen, og man anvender tradisjonelle overflate-kilder, som luftkanoner for å generere seismiske signaler. Man baserer seg da på konvergering av bølgeenergi fra trykkbølger til skjærbølger i sedimentene. Denne konvergeringen av energi medfører energitap, og varierer fra område til område. Kvaliteten på dataene blir derfor lite tilfredsstillende. Due to the water column between the ocean surface and the ocean floor, which represents a physical filter in terms of seismic information that can be recorded from a surface vessel, and operational costs associated with this "obstacle", multicomponent marine seismic, comprising a minimum of three component shear waves plus pressure wave, is little interesting economically. Several different concepts have been launched, but all suffer from difficult and heavy marine operations, high costs and low productivity. It is currently too expensive to operate with both a seismic source and receiver on the seabed, and a compromise is therefore chosen where the receivers are placed on the seabed, and traditional surface sources, such as air cannons, are used to generate seismic signals. It is then based on the convergence of wave energy from pressure waves to shear waves in the sediments. This convergence of energy causes energy loss, and varies from area to area. The quality of the data is therefore not satisfactory.

US-5,128,900, NO-304.203, GB-2.186.368, US-4.705.137, US-.730.692 beskriver flere typer seismiske havbunnskilder. US-5,128,900, NO-304,203, GB-2,186,368, US-4,705,137, US-730,692 describe several types of seismic seabed sources.

Norsk patent -304.203 beskriver en anordning og en fremgangsmåte for generering av seismiske skjærbølger. Det benyttes en hydraulisk hammer for installasjon av kilden og en vibratorenhet øverst eller nederst av et rør innvendig i bunnen av et rør som genererer seismisk energi som konverteres til ulike bølge-typer som forplantes til lyttekabler lokalisert på havbunn. Dette gir en kostbar og kompleks maritim operasjon, som i beste fall kan benyttes under helt spesielle forhold. Norwegian patent -304,203 describes a device and a method for generating seismic shear waves. A hydraulic hammer is used to install the source and a vibrator unit at the top or bottom of a pipe inside the bottom of a pipe that generates seismic energy that is converted into different wave types that are propagated to listening cables located on the seabed. This results in an expensive and complex maritime operation, which at best can be used under very special conditions.

US-patentskrift 5.128.900 omtaler en marin seismisk kilde som omfatter et rør med en hydraulisk kilde plassert i enden av røret. US Patent 5,128,900 discloses a marine seismic source comprising a tube with a hydraulic source located at the end of the tube.

Det vises også til US patentskrift 4.835.745, som beskriver en metode for radiell seismisk datainnsamling ut fra et punkt på en på forhånd kartlagt formasjon med svært bratte flanker. Reference is also made to US patent 4,835,745, which describes a method for radial seismic data acquisition from a point on a previously mapped formation with very steep flanks.

Den seismiske kilde for å generere seismiske signaler ifølge foreliggende oppfinnelsen avviker vesentlig fra alle seismikk-kildene som beskrives i ovennevnte publikasjoner, ved at man anvender samme hammer som anvendes til å installere et foringsrør for boring eller en ankerpæl, som den seismiske kilden. The seismic source for generating seismic signals according to the present invention differs significantly from all the seismic sources described in the above-mentioned publications, in that the same hammer used to install a casing for drilling or an anchor pile is used as the seismic source.

Mottakersystemet kan f.eks. være slepbare havbunnskabler med dataoverføring direkte til båt eller med lokal lagring subsea, eller også "stand-alone" mottakerstasjoner med lokal lagring av data, som er satt ut ved hjelp av ROVer, eller en kombinasjon av dette. The receiver system can e.g. be towed subsea cables with data transmission directly to a boat or with local storage subsea, or also "stand-alone" receiver stations with local storage of data, which are deployed using ROVs, or a combination of these.

Det er et formål med oppfinnelsen å frembringe en fremgangsmåte for å samle inn seismiske data som gjør det mulig å bestemme en mest mulig optimal boreretning mot et reservoar. It is an aim of the invention to produce a method for collecting seismic data which makes it possible to determine the most optimal drilling direction towards a reservoir.

Et annet formål med oppfinnelsen er å frembringe en fremgangsmåte for å samle inn seismiske data som reduserer faren for borerelaterte ulykker drastisk, som f.eks. å bore inn i ukjente geologiske strukturer ved leteboring. Another object of the invention is to produce a method for collecting seismic data which drastically reduces the risk of drilling-related accidents, such as e.g. to drill into unknown geological structures by exploratory drilling.

Det er også et formål med oppfinnelsen å kunne anvende de innsamlede data til å lage en vesentlig bedre plan for hvordan den enkelte oljebrønn bør konstru-eres og installeres, enn det man har i dag. Dette vil gi et mer optimalt design, som igjen gir økt sikkerhet og reduserte drifts- og vedlikeholdskostnader. It is also a purpose of the invention to be able to use the collected data to create a significantly better plan for how the individual oil well should be constructed and installed than what is currently available. This will provide a more optimal design, which in turn provides increased safety and reduced operating and maintenance costs.

Kort beskrivelse av oppfinnelsen Brief description of the invention

Den foreliggende oppfinnelsen beskriver et fartøy med et system for generering av seismiske bølger i undergrunnen, og et system for registrering av seismiske data. Både en seismisk kilde og en kabel er direkte via et rør, en pæl eller lignende, koplet til havbunnen slik at man både får generert ulike typer bølger og har mulighet til å registrere nevnte typer bølger etter at de har forplantet seg gjennom de øverste lag av jordskorpa. Av spesiell interesse er registrering av trekomponents skjærbølger. Operasjonen kan gjøres med et fartøy, hvor kabelen legges ut og fartøyet går til skyteposisjon. Røret, pælen eller lignende senkes og installeres til ønsket sedimentdyp ved bruk av hammeren som i dette tilfelle utgjør den seismiske kilden. Mens man gjør dette kan man gjøre seismiske registreringer som ved enkel ombordprosessering vil fortelle når den seismiske kilden er på ønsket sedimentdyp. Kilden 13 kan endres fra å være pælen inkludert installeringshammeren til en ren seismisk hammer og man starter opptakene. Disse gjøres inntil man har fått den nødvendige datamengde som skal til for å få best mulig forhold mellom signal og seismisk energi. Kabelen trekkes så inn mot røret / den seismiske kilden en definert avstand, og nye registreringer gjøres. Dette fortsetter inntil nærmeste mottaker har nådd en definert avstand fra den seismiske kilden, og den trekkes da opp, båten forflytter seg til neste skyteposisjon mens kabelen ligger i ro.- Så senkes den et nytt rør og seismiskekilden på nytt, og nye registreringer gjøres. På denne måten kan man gjøre enkel multikomponent havbunnsseismikk som en-båt operasjon. Man kan da gjøre opptak som gir 2D multikomponent seismikk langs gitte profiler. Det kan legges opp til registreringer i rutemønster, for å dekke et område (3D) eller man kan følge bestemte retninger, for eksempel i en sektor der man ønsker å bore, eller man ønsker å gjøre en grunnseismisk under-søkelse langs en rørledningstrase. The present invention describes a vessel with a system for generating seismic waves in the underground, and a system for recording seismic data. Both a seismic source and a cable are directly connected via a pipe, a pole or similar to the seabed so that different types of waves are both generated and have the opportunity to register said types of waves after they have propagated through the upper layers of the earth's crust. Of particular interest is the recording of three-component shear waves. The operation can be done with a vessel, where the cable is laid out and the vessel moves to firing position. The pipe, pile or similar is lowered and installed to the desired sediment depth using the hammer, which in this case forms the seismic source. While doing this, seismic recordings can be made which, through simple on-board processing, will tell when the seismic source is at the desired sediment depth. The source 13 can be changed from being the pile including the installation hammer to a pure seismic hammer and the recordings are started. These are carried out until the required amount of data has been obtained to obtain the best possible ratio between signal and seismic energy. The cable is then pulled in towards the pipe / the seismic source a defined distance, and new registrations are made. This continues until the nearest receiver has reached a defined distance from the seismic source, and it is then pulled up, the boat moves to the next shooting position while the cable is at rest. - Then it is lowered down a new pipe and the seismic source again, and new registrations are made. In this way, simple multi-component seabed seismic can be carried out as a one-boat operation. One can then make recordings that provide 2D multicomponent seismic along given profiles. Registrations can be set up in a grid pattern, to cover an area (3D) or you can follow specific directions, for example in a sector where you want to drill, or you want to do a ground seismic survey along a pipeline route.

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er kjennetegnet ved at installasjonen av et foringsrør, en pæl, eller annet type rør for utnyttelse av et reservoar i havbunnen, utnyttes til å generere nevnte seismiske energi ved at det som seismiske kilde utnyttes den vibrasjon, boring og hamring som brukes for nevnte installasjon, og hvor sensorenhetene på samme tid måler og registrerer produserte seismiske data. The method according to the invention is characterized by the fact that the installation of a casing pipe, a pile, or other type of pipe for exploiting a reservoir in the seabed is used to generate said seismic energy by using as a seismic source the vibration, drilling and hammering that is used for said installation, and where the sensor units simultaneously measure and record produced seismic data.

Ifølge en foretrukket utførelse er den anvendte seismiske kilden av typen hydraulisk, elektrisk, hydrostatisk hammer, eller annen egnet type hammer, som er lokalisert i bunnen av røret, særlig i spissen av røret. According to a preferred embodiment, the seismic source used is of the type hydraulic, electric, hydrostatic hammer, or other suitable type of hammer, which is located at the bottom of the pipe, in particular at the tip of the pipe.

Ifølge enda en foretrukket utførelse gjelder at når foringsrøret, pælen, eller den andre type rør er kommet på et ønsket dyp i havbunnen, reduseres energien fra den seismiske kilde, slik at røret ikke beveger seg nedover når kilden slår, for på den måten å frembringe repeterbare seismikkslag mens produserte seismiske data registreres. According to yet another preferred embodiment, when the casing, pile, or other type of pipe has reached a desired depth in the seabed, the energy from the seismic source is reduced, so that the pipe does not move downwards when the source strikes, in order to produce repeatable seismic beats while recording produced seismic data.

Ifølge enda en foretrukket utførelse forflyttes havbunnskabelen eller havbunnskablene i forhold til den seismiske kilden mellom respektive målingsøkter. According to yet another preferred embodiment, the seabed cable or cables are moved in relation to the seismic source between respective measurement sessions.

Ifølge enda en foretrukket utførelse utføres forflytningen av antallet kabler ved å trekke nevnte antall kabler inn mot kilden. According to yet another preferred embodiment, the movement of the number of cables is carried out by pulling said number of cables towards the source.

Ifølge enda en foretrukket utførelse er flere havbunnskabler arrangert i en stjernekonfigurasjon med den seismiske kilden som senterpunkt, der hav-bunnkablene forflyttes inn mot senteret av stjernekonfigurasjonen mellom de respektive målingsøktene. According to yet another preferred embodiment, several seabed cables are arranged in a star configuration with the seismic source as the center point, where the seabed cables are moved towards the center of the star configuration between the respective measurement sessions.

Ifølge enda en foretrukket utførelse heves den seismiske kilden og røret etter endte målingsøkter, og flyttes av et fartøy til en annen lokasjon hvor samme antall havbunnskabler benyttes til å utføre nye målinger. According to yet another preferred embodiment, the seismic source and pipe are raised after finished measurement sessions, and moved by a vessel to another location where the same number of submarine cables are used to carry out new measurements.

Ifølge enda en foretrukket utførelse anvendes det et tynnvegget foringsrør eller annet type rør for å frembringe et lavfrekvent seismisk signal. According to yet another preferred embodiment, a thin-walled casing pipe or other type of pipe is used to produce a low-frequency seismic signal.

Det er en fordel med oppfinnelsen at man kan frembringe fullverdig multikanals seismikk av svært god kvalitet over et stort område, hvor den romlige oppløsningen gradvis øker inn mot den seismiske kilden inkludert pælen, som er det området man er mest interessert i. Nettopp ved å gjøre opptak av seismiske signaler samtidig som man installerer slike foringsrør, kan man samle inn denne type data før olje og gass er påvist, til en meget attraktiv pris. Dataene vil være av beste kvalitet, og av svært stor økonomisk verdi fordi man kan planlegge feltet på en helt ny og optimal måte i forhold til reduksjon av kostnader og risiko. It is an advantage of the invention that one can produce full-fledged multi-channel seismic of very good quality over a large area, where the spatial resolution gradually increases towards the seismic source including the pile, which is the area one is most interested in. Just by doing recording seismic signals at the same time as installing such casings, this type of data can be collected before oil and gas have been detected, at a very attractive price. The data will be of the best quality, and of very great economic value because the field can be planned in a completely new and optimal way in relation to the reduction of costs and risk.

En annen fordel med fremgangsmåten er at den kan anvendes til å få detaljert geologisk/geoteknisk kunnskap om forholdene langs en tenkt boretrasé, slik at boreretningen kan optimaliseres. Another advantage of the method is that it can be used to obtain detailed geological/geotechnical knowledge of the conditions along an imagined drilling route, so that the drilling direction can be optimised.

En ytterligere fordel med fremgangsmåten er at lete- og driftskostnadene kan reduseres vesentlig, ved at de innsamlede data vil frembringe informasjon som gjør at det kan tas beslutninger basert på vesentlig mer sikker informasjon enn det man har per i dag. A further advantage of the method is that exploration and operating costs can be significantly reduced, as the collected data will produce information that enables decisions to be made based on significantly more secure information than what is currently available.

Beskrivelse av figurer Description of figures

Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere med henvisning til de vedlagte tegninger, hvori: The invention will now be described in more detail with reference to the attached drawings, in which:

Figur 1 viser en typisk todimensjonal innsamlingsprosess. Figure 1 shows a typical two-dimensional collection process.

Figur 2 viser en seismisk havbunnskilde for generering av seismiske signaler ifølge kjent teknikk. Figur 3 viser en eksempelvis formasjon av havbunnskabler ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Figur 1 viser en typisk konfigurasjon av plassering av kabler 2 på havbunnen ifølge oppfinnelsen. Operasjonen kan utføres ved hjelp av et fartøy 12, hvor en kabel 1, 2 føres ned til havbunnen og fartøyet 12 går til skyteposisjon. Et rør, en pæl eller lignende 8 senkes og installeres til ønsket sedimentdyp ved bruk av f.eks. en hydraulisk hammer 9 som utgjør kilden for utsendelsen av de seismiske signalene. Idet dette gjøres kan seismiske registreringer utføres, som ved enkel prosessering om bord på fartøyet vil fortelle når kilden 9 og røret 8 er på ønsket sedimentdyp. Den seismiske kilden 9 kan så endres fra å slås med hammeren 9 som installerer selve pælen til en ren seismisk hammer og data-opptakene kan starte. Dette gjøres inntil man har fått den nødvendige datamengden som skal til for å få best mulig forhold mellom signal og seismisk energi. Figure 2 shows a seismic seabed source for generating seismic signals according to known technology. Figure 3 shows an exemplary formation of seabed cables according to the present invention. Figure 1 shows a typical configuration of the placement of cables 2 on the seabed according to the invention. The operation can be carried out with the help of a vessel 12, where a cable 1, 2 is led down to the seabed and the vessel 12 moves to the firing position. A pipe, a pile or the like 8 is lowered and installed to the desired sediment depth using e.g. a hydraulic hammer 9 which constitutes the source for the emission of the seismic signals. By doing this, seismic registrations can be carried out, which by simple processing on board the vessel will tell when the source 9 and the pipe 8 are at the desired sediment depth. The seismic source 9 can then be changed from being struck with the hammer 9 that installs the pile itself to a pure seismic hammer and the data recordings can start. This is done until the required amount of data has been obtained to obtain the best possible ratio between signal and seismic energy.

Den seismiske kilden representerer selve hammeren 9 som installerer det første foringsrøret/pælen 8, eller en vibrator eller en hammer som monteres inne i foringsrøret 8 etter at dette er installert. En eller flere kabler 2, omfattende multikanals sensorenheter, så som geofoner og/eller hydrofoner, legges ut i gitte retninger med en gitt offset, med kilden med rørets anslags-bunnspiss 3 i senter. Idet den seismiske kilden 9 produserer akustiske signaler, enten ved hammeren, eller ved installasjonshammeren, så registreres akustisk posisjons-data i sensorenhetene 3, 4. Kabelen/kablene 2 kan trekkes inn mot røret 8 og kilden (hammeren) 9, for på den måten å dekke et større område. Det gjøres registreringer for hver posisjon inntil man har nødvendige data. Sensorenhetene ligger i lange kabler som kan trekkes på havbunnen inn mot kilden9, eller det kan være individuelle og "stand-alone" registreringsenheter som flyttes med Remote Operated Vehicle (ROV). The seismic source represents the actual hammer 9 that installs the first casing/pile 8, or a vibrator or hammer that is mounted inside the casing 8 after it has been installed. One or more cables 2, comprising multi-channel sensor units, such as geophones and/or hydrophones, are laid out in given directions with a given offset, with the source with the pipe's impact bottom tip 3 in the centre. As the seismic source 9 produces acoustic signals, either at the hammer or at the installation hammer, acoustic position data is recorded in the sensor units 3, 4. The cable(s) 2 can be pulled in towards the pipe 8 and the source (hammer) 9, because in that way to cover a larger area. Registrations are made for each position until the necessary data is available. The sensor units are located in long cables that can be pulled on the seabed towards the source9, or there can be individual and "stand-alone" recording units that are moved with a Remote Operated Vehicle (ROV).

Anvendelse av fremgangsmåten for registrering av seismiske data kan utføres ved preinstallering av foringsrør. Ved å preinstallere fortrinnsvis 4-8 foringsrør ("multipurpose rør") og utføre multikomponent seismikk samtidig, vil man kunne dekke de sentrale delene av et potensielt oljefelt. Pælene 8 kan brukes til boring, eller som lokasjon for seismiske havbunnskilder dersom man ønsker å gjøre multikomponent seismikk ved en senere anledning. Man kan da gjen-skape mottakergeometrien og på den måten få en fullverdig 4D-multikomponent seismisk modell over reservoaret. Pælene 8 kan for eksempel også brukes som et fastpunkt i forbindelse med tyngre marine operasjoner og forankring av temporære eller permanente flytende innretninger. Application of the procedure for recording seismic data can be carried out by pre-installation of casing. By pre-installing preferably 4-8 casing pipes ("multipurpose pipes") and performing multicomponent seismic at the same time, it will be possible to cover the central parts of a potential oil field. The piles 8 can be used for drilling, or as a location for seismic seabed sources if you want to do multicomponent seismic on a later occasion. You can then recreate the receiver geometry and in that way get a full-fledged 4D multi-component seismic model over the reservoir. The piles 8 can, for example, also be used as a fixed point in connection with heavier marine operations and anchoring of temporary or permanent floating devices.

Mottakersystemet kan være slepbare havbunnskabler med dataoverføring direkte til båt, eller også "stand-alone" mottakerstasjoner med lokal lagring av data, som er satt ut ved hjelp av ROVer, eller en kombinasjon av dette. The receiver system can be towed subsea cables with data transmission directly to the boat, or "stand-alone" receiver stations with local storage of data, which are deployed using ROVs, or a combination of these.

Selve kilden befinner seg i bunnen av et foringsrøret 8, i form av en slag-hammer 9 som slår an mot en bunnpigg 13 nederst i røret. Man kan bruke slagene under installasjon av røret 8, eller man kan vente til røret er på ønsket dyp, og videre redusere energien slik at pælen ikke beveger seg nedover når hammeren 9 slår, for på den måten å få repeterbare slag mens man gjør registreringene. Kilden 9 og bunnen 13 av røret 8 befinner seg flere titalls meter under havbunnen, hvor god mekanisk kopling oppnås mot omkringliggende sedimenter. Kilden/hammeren 9 slår med repeterbar energi, styrt fra fartøyet 12 eller til forhåndsprogrammerte verdier. Man kan også entre pælen med mer tradisjonelle seismiske vibratorer. The source itself is located at the bottom of a casing pipe 8, in the form of an impact hammer 9 which strikes a bottom spike 13 at the bottom of the pipe. One can use the blows during installation of the pipe 8, or one can wait until the pipe is at the desired depth, and further reduce the energy so that the pile does not move downwards when the hammer 9 strikes, in order to obtain repeatable blows while making the registrations. The source 9 and the bottom 13 of the pipe 8 are several tens of meters below the seabed, where good mechanical coupling is achieved with surrounding sediments. The source/hammer 9 strikes with repeatable energy, controlled from the vessel 12 or to pre-programmed values. The pile can also be driven with more traditional seismic vibrators.

Ved at hammeren 9 slår an mot spissen 13 av røret 8, vil man kunne benytte relativt tynnveggede rør og allikevel oppnå dyp penetrasjon av pælen. Dette er gunstig med tanke på seismisk energioverføring til omkringliggende jord, samt at tynnveggede rør gir et mer lavfrekvent signal. By the hammer 9 striking the tip 13 of the pipe 8, it will be possible to use relatively thin-walled pipes and still achieve deep penetration of the pile. This is beneficial in terms of seismic energy transfer to the surrounding soil, as well as the fact that thin-walled pipes provide a lower frequency signal.

Registreringssystemet ifølge figur 1 omfatter et mottakersystem, omfattende en kabel 1, tilkoplet en havbunnskabel 2 omfattende multikomponents sensorenheter 3, så som geofoner og/eller hydrofoner. Et anker 5 sørger for et minimum strekk i havbunnskabelen, mens plogskjær kan knyttes direkte til hver sensorenhet 3, slik at man får best mulig kopling mellom sensorenhet 3 og sedimenter. Kablene er konstruert for å kunne trekkes på havbunnen, ved bruk av en vinsj 14 på fartøyet 12. En koplingsenhet 6 mellom havbunnskabel 2 og kilden 13, sørger for at kabelen trekkes inn i nøyaktig posisjon mot kilden. Nevnte enhet 6 koples til mellom de to kablene 1 og 11. Alternativt kan kabelen 1 være kun en inntrekkingskabel, hvor det i enden av havbunnskabelen 2 monteres en data-lagringsenhet som lagrer mengden av seismiske data, og kun akustisk overfører kritiske data som skal til for å kvalitetssikre innsamlingen. The registration system according to Figure 1 comprises a receiver system, comprising a cable 1, connected to a seabed cable 2 comprising multi-component sensor units 3, such as geophones and/or hydrophones. An anchor 5 ensures a minimum stretch in the seabed cable, while plowshares can be connected directly to each sensor unit 3, so that you get the best possible connection between sensor unit 3 and sediments. The cables are designed to be pulled on the seabed, using a winch 14 on the vessel 12. A coupling unit 6 between the seabed cable 2 and the source 13 ensures that the cable is pulled into the exact position towards the source. Said unit 6 is connected between the two cables 1 and 11. Alternatively, the cable 1 can only be a pull-in cable, where a data storage unit is mounted at the end of the seabed cable 2 which stores the amount of seismic data, and only acoustically transmits critical data that is to to ensure the quality of the collection.

Den seismiske kilden omfatter en hammer 9 som består av en styringsenhet 7 øverst i kilden. Denne er forbundet med foringsrøret 8, som i spissen innehar selve hammeren 9 og selve bunnspissen 13. En støtteramme 10 frembringer en havbunnsreferanse og sikrer initial vertikal plassering ved installasjon av pælen. Nevnte støtteramme 10 kan i tillegg representere et hovedreferansepunkt for inntrekking av kabel(er) 3. Kabelen 11, så som en armert umbilical, omfattende nødvendige styringskabler, så som elektriske, optiske og/eller pneumatisk ledere, for å drive kilden og kvalitetssikre driften av den. The seismic source comprises a hammer 9 which consists of a control unit 7 at the top of the source. This is connected to the casing 8, which at the tip contains the actual hammer 9 and the actual bottom tip 13. A support frame 10 produces a seabed reference and ensures initial vertical positioning when installing the pile. Said support frame 10 may additionally represent a main reference point for the retraction of cable(s) 3. The cable 11, such as an armored umbilical, comprising necessary control cables, such as electrical, optical and/or pneumatic conductors, to drive the source and quality-assure the operation of it.

Av spesiell interesse vil være, basert på en modell av et potensielt oljefelt, å preinstallere et visst antall "multi-purpose" foringsrør ved hjelp av hydrauliske hammere, fra skip. Mens man gjør disse installasjonene, kan man samtidig gjøre multikomponent seismikk i en stjerneformasjon, slik figur 3 viser, ut fra senterkilden 9 / pælen 8. En slik multikomponent seismikk, innsamlet før leteboring, vil være av svært stor betydning for hvordan man velger å utvikle feltet videre. Man vil da ha svært god informasjon som gjør det mulig å finne olje/gass ved første forsøk, samtidig som det drastisk vil redusere faren for uhell under den første boringen i området. Of particular interest will be, based on a model of a potential oil field, to pre-install a certain number of "multi-purpose" casings using hydraulic hammers, from ships. While doing these installations, you can simultaneously do multicomponent seismic in a star formation, as Figure 3 shows, from the center source 9 / pile 8. Such multicomponent seismic, collected before exploration drilling, will be of great importance for how you choose to develop the field further. You will then have very good information that makes it possible to find oil/gas at the first attempt, while at the same time drastically reducing the risk of accidents during the first drilling in the area.

Figur 2 viser kilden mer detaljert, omfattende f.eks. hammer 9 og pæl 8. Røret 8 kan variere i dimensjon avhengig av type undersøkelse. Et foringsrør for en letebrønn kan typisk være 0,75-1,1m i diameter og 20-50m langt. En hydraulisk hammer 9, som skal installere et slikt rør står innvendig i bunnen av røret 8 og slår an mot bunnspissen 13 av røret 8. På den måten kan man benytte et for-holdsvis tynnvegget rør som gir god akustisk kopling til sedimentene. Hammeren er fortrinnvis drevet hydraulisk, men også elektrisk og hydrostatisk drift kan være interessant. Hydrostatisk drift kan spesielt være aktuelt på store vanndyp (>1000m) og ved mindre diameter rør. Ved hjelp av hammeren 9 slås røret 8 ned i sedimentene, slik at røret 8 kommer ned til et dyp der det er god mekanisk kopling til omkringliggende sedimenter. På denne måten har man da mulighet til å få kilden ned i, eller under et hardt overflatelag, som er vanlig enkelte steder. Slike overflatelag skaper store problemer, fordi det er svært vanskelig å få forplantet akustisk energi ned i og gjennom et slikt lag. Figure 2 shows the source in more detail, including e.g. hammer 9 and stake 8. The pipe 8 can vary in size depending on the type of investigation. A casing for an exploration well can typically be 0.75-1.1m in diameter and 20-50m long. A hydraulic hammer 9, which is to install such a pipe, stands inside the bottom of the pipe 8 and strikes the bottom tip 13 of the pipe 8. In this way, a relatively thin-walled pipe can be used which provides good acoustic coupling to the sediments. The hammer is preferably driven hydraulically, but electric and hydrostatic operation can also be interesting. Hydrostatic operation can be particularly relevant at great water depths (>1000m) and with smaller diameter pipes. With the aid of the hammer 9, the pipe 8 is driven into the sediments, so that the pipe 8 descends to a depth where there is a good mechanical connection to the surrounding sediments. In this way, you then have the opportunity to get the source down into, or under, a hard surface layer, which is common in some places. Such surface layers cause major problems, because it is very difficult to propagate acoustic energy down into and through such a layer.

Ved bruk av foringsrør med stor diameter, vil selve røret 8 bli stående igjen i sedimentet som en "multipurpose" pæle, som siden kan brukes til lete- eller produksjonsboring, som et fastpunkt i forbindelse med tyngre marine operasjoner og forankring av temporære eller permanente flytende innretninger eller til bruk som kildelokasjon for framtidige seismiske undersøkelser. Man kan gå tilbake og bruke røret 8 om igjen ved senere anledninger og gjøre multikomponent seismikk, og på den måten få et 3D bilde av reservoarets utvikling over tid (4D). When using casing with a large diameter, the pipe itself 8 will be left in the sediment as a "multipurpose" pile, which can then be used for exploration or production drilling, as a fixed point in connection with heavier marine operations and anchoring of temporary or permanent floating devices or for use as a source location for future seismic surveys. One can go back and use pipe 8 again on later occasions and do multicomponent seismic, and in that way get a 3D picture of the reservoir's development over time (4D).

Figur 3 viser en eksempelvis utførelse av å anvende et antall kabler i en mønsterformasjon for registrering av seismiske data. Kablene legges ut i et mønster basert på tolkninger av 3D-seismikk man har fra før. Det kan være et usymmetrisk mønster, eller det kan være i en form for symmetrisk stjerneformasjon, slik figur 3 viser. Havbunnskabler 2 legges ut i ønsket geometri og offset fra en sentral lokasjon for et foringsrør. Foringsrøret installeres, og det registreres multikomponent seismikk fortløpende. Kablene 2 trekkes suksessivt inn mot kilden 9 i røret 8. Selve registreringene kan gjøres under installasjon av foringsrøret. For å få mest mulig repeterbare signaler fra kilden, og få høyest mulig kvalitet på dataene, vil det være naturlig å redusere hammerenergien slik at foringsrøret ikke beveger seg nedover mens man gjør registreringene. Man vil likevel ha mer enn nok energi til å foreta dypseismiske registreringer. Figure 3 shows an exemplary embodiment of using a number of cables in a pattern formation for recording seismic data. The cables are laid out in a pattern based on interpretations of existing 3D seismic. It can be an asymmetrical pattern, or it can be in a form of symmetrical star formation, as Figure 3 shows. Subsea cables 2 are laid in the desired geometry and offset from a central location for a casing. The casing is installed, and multicomponent seismic is continuously recorded. The cables 2 are successively drawn in towards the source 9 in the pipe 8. The registrations themselves can be made during installation of the casing. In order to get the most repeatable signals from the source, and to get the highest possible quality of the data, it will be natural to reduce the hammer energy so that the casing does not move downwards while making the recordings. You will still have more than enough energy to make deep seismic recordings.

Ved å legge ut flere kabler 2, i en stjernekonfigurasjon ut fra kilden 9 inni røret 8, kan man få romlig oppløsning over et stort område, der den romlige opp-løsningen øker inn mot den seismiske kilden 9 (hammeren), etter hvert som mottakerne trekkes inn mot kilde.. Dette åpner for dekningsgrad over store områder, hvor dekningsgraden øker inn mot det området man er mest interessert i. Ved å trekke kablene 2 inn mot kilden som er stasjonær, kan pro-duktiviteten ble relativt stor. Ved samtidig å trekke i to motsatte rettede kabler, vil de horisontale kreftene på pælen utbalanseres. By laying out several cables 2, in a star configuration from the source 9 inside the tube 8, spatial resolution can be obtained over a large area, where the spatial resolution increases towards the seismic source 9 (the hammer), as the receivers is drawn in towards the source.. This opens up the degree of coverage over large areas, where the degree of coverage increases towards the area you are most interested in. By pulling the cables 2 towards the source, which is stationary, the productivity can be relatively high. By simultaneously pulling two oppositely directed cables, the horizontal forces on the pile will be balanced.

En alternativ bruk av fremgangsmåten er som 2D multikomponent marin-seismisk datainnsamling, for eksempel langs en potensiell rørtrase. Den seismiske kilden 9, som da utgjøres av et hydraulisk, hydrostatisk eller elektrisk element, sitter i bunnen av et rør 8 med diameter~0,2m. Lyttekabelen er koplet via et koplingselement til en havbunnsramme for denne kilden. Fartøyet legger ut en kabel og flytter seg til skyteposisjon, mens kabelen 2 forblir liggende, og hvor kilden senkes. Den slår seg ned til ønsket sedimentdyp, og man starter registreringene, og trekker kabelen suksessivt inn mot kilden. Når kabelen er nær nok, heves kilden og fartøyet forflytter seg til neste skyteposisjon, og den samme operasjonen gjentas. På denne måten har man en marin metode for å samle inn 2D multikomponent seismikk, med en forbedret produktivitet sammenliknet med dagens teknologi. Metoden tillater relativt store inntrekkings-krefter og dermed lange kabler, siden den seismiske kilden er et ankerpunkt for lyttekabelen. An alternative use of the method is as 2D multicomponent marine seismic data acquisition, for example along a potential pipeline route. The seismic source 9, which then consists of a hydraulic, hydrostatic or electric element, sits at the bottom of a pipe 8 with a diameter of ~0.2m. The listening cable is connected via a connecting element to a subsea frame for this source. The vessel lays out a cable and moves to firing position, while the cable 2 remains lying, and where the source is lowered. It settles down to the desired sediment depth, and you start the recordings, pulling the cable successively towards the source. When the cable is close enough, the source is raised and the vessel moves to the next firing position, and the same operation is repeated. In this way, one has a marine method for collecting 2D multicomponent seismic, with an improved productivity compared to current technology. The method allows relatively large pull-in forces and thus long cables, since the seismic source is an anchor point for the listening cable.

En slik 2D multikomponent seismisk profil kan være en grunnseismisk løs-masse registrering i forbindelse med traseunderøkelser, eller en dypseismisk registrering, alt avhengig av parameterne for operasjonen. Such a 2D multi-component seismic profile can be a ground seismic loose-mass recording in connection with route subductions, or a deep seismic recording, all depending on the parameters for the operation.

Av spesiell interesse vil være å arrangere kabelgeometrien i de retninger det er mest aktuelt å bore. Man vil da kunne få verdifulle data som gjør at man vil kunne bestemme en mest mulig optimal boreretning mot reservoaret, med tanke på reduksjon av risiko for å møte på geologiske risikosoner med påfølgende operasjonelle problemer og potensielle forurensingsproblemer. Of particular interest will be to arrange the cable geometry in the directions where it is most relevant to drill. You will then be able to obtain valuable data which means that you will be able to determine the most optimal drilling direction towards the reservoir, with a view to reducing the risk of encountering geological risk zones with subsequent operational problems and potential pollution problems.

Claims

1. Procedure for recording and collecting seismic and geological data at the seabed and underlying formations, on the basis of produced seismic energy from a seismic source (9), and where one or more seabed cables (2) comprising sensor units (3), a data collection unit, and means for transmitting seismic data to the data collection unit, characterized in that the installation of a casing pipe, a pile, or other type of pipe (8) for the utilization of a reservoir in the seabed is used to generate said seismic energy in that as a seismic source ( 9) the vibration, drilling and hammering used for said installation is utilized, and where the sensor units simultaneously measure and record produced seismic data.

2. Method in accordance with claim 1, characterized in that the used seismic source (9) is of the type hydraulic, electric, hydrostatic hammer, or other suitable type of hammer, which is located at the bottom of the pipe (8), in particular at the tip of the pipe (8).

3. Method in accordance with claim 1, characterized in that when the casing, the pile, or the other type of pipe (8) has reached a desired depth in the seabed, the energy from the seismic source (9) is reduced, so that the pipe (8) does not moves downwards when the source (9) strikes, thereby producing repeatable seismic beats while recorded seismic data produced.

4. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that the seabed cable or seabed cables (2) are moved in relation to the seismic source (9) between respective measurement sessions.

5. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that the movement of the number of cables (2) is carried out by pulling said number of cables towards the source (9).

6. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that several seabed cables are arranged in a star configuration with the seismic source (9) as the center point, where the seabed cables (2) are moved towards the center of the star configuration between the respective measurement sessions.

7. Method in accordance with one of the preceding requirements, characterized in that the seismic source (9) and the pipe (8) are raised after finished measurement sessions, and moved by a vessel (12) to another location where the same number of undersea cables (2) are used to carry out new measurements.

8. Method in accordance with one of the preceding claims, characterized in that a thin-walled casing pipe or other type of pipe is used to produce a low-frequency seismic signal.