NO333980B1 - Fremgangsmåte og en kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere - Google Patents

Fremgangsmåte og en kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere Download PDF

Info

Publication number
NO333980B1
NO333980B1 NO20074671A NO20074671A NO333980B1 NO 333980 B1 NO333980 B1 NO 333980B1 NO 20074671 A NO20074671 A NO 20074671A NO 20074671 A NO20074671 A NO 20074671A NO 333980 B1 NO333980 B1 NO 333980B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
streamers
streamer
control system
procedure
mode
Prior art date
Application number
NO20074671A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20074671L (no
Inventor
Oeyvind Hillesund
Simon Hastings Bittleston
Original Assignee
Schlumberger Holdings
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=10839730&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=NO333980(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Publication of NO20074671L publication Critical patent/NO20074671L/no
Application filed by Schlumberger Holdings filed Critical Schlumberger Holdings
Publication of NO333980B1 publication Critical patent/NO333980B1/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/20Arrangements of receiving elements, e.g. geophone pattern
    • 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
    • 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
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63BSHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B21/00Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
    • B63B21/56Towing or pushing equipment
    • B63B21/66Equipment specially adapted for towing underwater objects or vessels, e.g. fairings for tow-cables
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3817Positioning of seismic devices

Description

Oppfinnelsen angår generelt systemer for kontroll av seismisk datainnsamlingsutstyr og særlig et system for kontroll av marine seismiske streamer-posisjonerings anordninger.
En marin seismisk streamer er en langstrakt kabellignende struktur, typisk opp til flere tusen meter lang, som omfatter nettverk av seismiske sensorer, kjent som hydrofoner, og tilknyttet elektronisk utstyr langs sin lengde, og som blir brukt i marine seismiske undersøkelser. For å utføre en 3D marin seismisk undersøkelse, blir flere slike streamere tauet ved omkring 5 knop bak et seismisk undersøkelsesfartøy, som også tauer én eller flere seismiske kilder, typisk luftkanoner. Akustiske signaler produsert av de seismiske kildene, blir ledet ned gjennom vannet inn i jorden under, hvor de blir reflektert fra de ulike lag. De reflekterte signalene blir mottatt av hydrofonene, og så digitalisert og prosessert til å bygge opp en representasjon av geologien under overflaten.
De horisontale posisjonene til streamerne blir typisk kontrollert av en deflektor, som er lokalisert i frontenden eller "hodet" til streameren, og en halebøye som er lokalisert i den bakre enden eller "halen" til streameren. Disse anordningene forårsaker strekk-krefter på streameren som tvinger bevegelsen til streameren og får den til å anta en tilnærmet lineær form. Krysstrømmer og transiente krefter får streameren til å bøye og bølge, og derved introdusere avvik til denne ønskede lineære formen.
Streamerne blir typisk tauet på en konstant dybde på tilnærmet 10 meter, for å forenkle fjerningen av uønskede "spøkelses" refleksjoner fra overflaten av vannet. For å holde streamerne på denne konstante dybden, blir kontrollanordninger kjent som "birds" typisk festet på flere punkter langs hver streamer mellom deflektoren og halebøyen, med avstand mellom "birdene" generelt varierende mellom 200 og 400 meter. "Birdene" har hydrodynamisk avbøyende flater, referert til som vinger, som tillater posisjonen til streameren å bli kontrollert når den blir tauet gjennom vannet. Når en "bird" bare blir brukt til dybdekontrollformål, er det mulig for "birden" å regelmessig føle dybden sin ved å bruke en integrert trykksensor, og for en lokal regulator i "birden" å justere vingevinkelen for å holde streameren nær den ønskede dybden ved bare å bruke en ønsket dybdeverdi mottatt fra et sentralt kontrollsystem.
Mens majoriteten av "birds" brukt så langt bare har kontrollert dybden til streameren, kan ytterligere fordeler bli oppnådd ved å bruke riktig kontrollerte, horisontalt styrbare "birds", særlig ved å bruke typene av horisontalt og vertikalt styrbare "birds" beskrevet i vår publiserte PCT internasjonale søknad nr. WO 98/28636. Fordelene som kan bli oppnådd ved å bruke riktig kontrollerte, horisontalt styrbare "birds", kan omfatte å redusere horisontal ut-av-posisjonen forhold som krever ny innhenting av seismiske data i det bestemte området (f.eks. tilleggs-skyting), reduksjon av sjansene for å floke nærliggende streamere, og reduksjon av tiden som kreves for å snu det seismiske innhentingsfartøyet ved avslutning av én passering og starten på en annen passering ved en 3D seismisk undersøkelse.
US 4890568 viser en fjernstyrbar halebøye for bruk ved innsamling av seismiske data ved hjelp av seismiske streamere.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer fremgangsmåter og apparater for å kontrollere posisjonen til marine seismiske streamere i et nettverk av slike streamere som blir tauet av et seismisk undersøkelsesfartøy, hvor streamerne har respektive streamerposisjoneringsanordninger langs dem og hvor hver streamerposisjoneringsanordning har en vinge og en vingemotor for å endre orienteringen til vingen for å styre streamerposisjoneringsanordningen lateralt, hvor nevnte metoder og apparater omfatter (a) å oppnå en estimert hastighet til streamerposisjoneringsanordningen, (b) for minst noen av streamerposisjoneringsanordningene å beregne ønskede endringer i orienteringen til deres vinger ved å bruke nevnte estimerte hastighet, og (c) å aktivere vingemotorene til å produsere den ønskede endringen i orienteringen til vingen.
Oppfinnelsen og dens fordeler vil bli forstått bedre med referanse til den detaljerte beskrivelsen under og de medfølgende figurer.
Et annet system for å kontrollere en horisontal styrbar "bird" er vist i vår publiserte PCT internasjonale søknad nr. WO 98/28636. Ved å bruke denne type kontrollsystem, blir de ønskede horisontale posisjonene og de aktuelle horisontale posisjonene mottatt fra et fjernkontrollsystem, og blir så brukt av et lokalt kontrollsystem i "birdene" for å justere vingevinklene. De aktuelle horisontale posisjonene til "birdene" kan bli bestemt hvert femte til tiende sekund, og det kan bli en 5 sekunders forsinkelse mellom målingene og bestemmelsen av de aktuelle streamerposisjonene. Mens denne type system tillater mer automatisk justering av "birdens" vingevinkler, forhindrer forsinkelsesperioden og den relativt lange periodetiden mellom posisjonsmålinger denne type kontrollsystem fra raskt og effektivt å kontrollere den horisontale posisjonen til "birden". Det er derfor ønskelig med et mer deterministisk system for å kontrollere denne type streamer-posisj onerings anordning.
Det er derfor en hensikt med oppfinnelsen å tilveiebringe en forbedret metode og apparat for å kontrollere en streamer-posisjoneringsanordning.
En fordel med oppfinnelsen, er at posisjonen til streameren kan bli bedre kontrollert, og derved reduseres behovet for tilleggsskyting, sjansene for streamerfloking og tiden som trengs for å snu det seismiske undersøkelsesfartøyet.
En annen fordel med oppfinnelsen er at støy i marine seismiske data forbundet med overkorreksjon av streamer-posisjon og streamer-posisjoneringsfeil signifikant blir redusert.
Den foreliggende oppfinnelsen omfatter en metode for å kontrollere en streamer-posisjoneringsanordning konfigurert for å være knyttet til en marin seismisk streamer og tauet av et seismisk undersøkelsesfartøy og som har en vinge og en vingemotor for å endre orienteringen til vingen. Metoden omfatter trinn for: å oppnå en estimert hastighet til streamerposisjoneringsanordningen, å beregne en ønsket endring i orienteringen til vingen ved å bruke den estimerte hastigheten til streamer-posisjoneringsanordningen, og aktivere vingemotoren til å produsere den ønskede endringen i orienteringen til vingen.
Oppfinnelsen omfatter også et apparat for å kontrollere en streamer-posisjoneringsanordning. Apparatet omfatter midler for å oppnå en estimert hastighet til streamerposisjoneringsanordningen, midler for å beregne en ønsket endring i orienteringen til vingen ved å bruke den estimerte hastigheten til streamerposisjoneringsanordningen og midler for å aktivere vingemotoren til å utføre den ønskede endringen i orienteringen. Oppfinnelsen og fordelene dens vil bli forstått bedre med referanse til den detaljerte beskrivelsen under og de medfølgende figurer.
Fig. 1 er et skjematisk diagram av et seismisk undersøkelsesfartøy og tilknyttet seismisk datainnsamlingsutstyr;
fig. 2 er et skjematisk horisontalt tverrsnitt gjennom en marin seismisk streamer og en tilknyttet streamer-posisjoneringsanordning;
fig. 3 er et skjematisk vertikalt tverrsnitt gjennom
streamerposisjoneringsanordningen fra fig. 2; og
fig. 4 er et skjematisk diagram av oppbygningen til det lokale kontrollsystemet til streamer-posisjoneringsanordningen fra fig. 2.
I fig. 1 er det vist et seismisk undersøkelsesfartøy 10 som tauer åtte marine seismiske streamere 12 som kan, f.eks., hver være 3000 meter i lengde. De ytterste streamerne 12 i nettverket kan være 700 meter fra hverandre, noe som resulterer i en horisontal avstand mellom streamerne på 100 meter i den viste vanlige horisontal - avstandkonfigurasjonen. En seismisk kilde 14, typisk en luftkanon eller et nettverk av luftkanoner, er også vist tauet av det seismiske undersøkelsesfartøyet 10.1 frontenden til hver streamer 12 er det vist en deflektor 16, og i enden til hver streamer er det vist en halebøye 20. Deflektoren 16 blir brukt til å horisontalt posisjonere enden til streameren nærmest det seismiske undersøkelsesfartøyet 10, og halebøyen 20 danner drag på enden til streameren lengst fra det seismiske undersøkelsesfartøy 10. Strekket som blir dannet på den seismiske streameren av deflektoren 16 og halebøyen 20 resulterer i den tilnærmet lineære formen på den seismiske streameren 12 som vist i fig. 1.
Lokalisert mellom deflektoren 16 og halebøyen 20 er flere streamerposisjoneringsanordninger kjent som "birds" 18. Fortrinnsvis er "birdene" 18 både vertikalt og horisontalt styrbare. Disse "birdene" 18 kan f.eks. være plassert med fast avstand langs streameren, slik som hver 200-400 meter. De vertikalt og horisontalt styrbare "birdene" 18 kan bli brukt til å begrense formen til den seismiske streameren 12 mellom deflektoren 16 og halebøyen 20 i både vertikal-(dybde) og horisontalretningen.
I den foretrukne utførelsen av oppfinnelsen, er kontrollsystemet for "birdene" 18 fordelt mellom et globalt kontrollsystem 22 lokalisert på eller nær det seismiske undersøkelsesfartøy 10, og et lokalt kontrollsystem lokalisert i eller nær "birdene" 18. Det globale kontrollsystemet 22 er typisk forbundet til det seismiske undersøkelsesfartøyets navigasjonssystem, og tilveiebringer estimater av systemvide parametere, slik som fartøyets taueretning og -hastighet, og strømretningen og -hastigheten fra fartøyets navigasjonssystem.
Det viktigste kravet til kontrollsystemet er å forhindre at streamerne 12 floker seg. Dette kravet blir viktigere og viktigere ettersom kompleksiteten og totalverdien til det tauede utstyret øker. Trenden i industrien er å plassere flere streamere 12 på hvert seismiske undersøkelsesfartøy 10 og å minke den horisontale avstanden mellom dem. For å få bedre kontroll av streamerne 12, blir det nødvendig med horisontal styring. Hvis "birdene" 18 ikke er skikkelig kontrollert, kan horisontal styring øke, heller enn å minke sannsynligheten for å floke nærliggende streamere. Lokale strømfluktuasjoner kan dramatisk innvirke på størrelsen til sidekontrollen som behøves for å posisjonere streamerne riktig. For å kompensere for disse lokale strømfluktuasjonene, bruker oppfinnelsens kontrollsystem en distribuert prosesskontrollarkitektur og forløpsforutseende modellbasert kontrollogikk for å kontrollere streamer-posisjoneringsanordningen riktig.
I den foretrukne utførelsen til oppfinnelsen, monitorerer det globale kontrollsystemet 22 den aktuelle posisjonen til hver av "birdene" 18, og er programmert med de ønskede posisjonene til, eller ønskede minimumsavstander mellom, de seismiske streamerne 12. De horisontale posisjonene til "birdene" 18 kan bli utledet f.eks. ved å bruke typene av akustisk posisjoneringssystem som er beskrevet i vårt US patent nr. 4 992 990 eller i vår PCT internasjonale patentsøknad nr. WO 98/21163. Alternativt eller i tillegg, kan satellittbasert globalt posisjoneringssystemutstyr bli brukt til å bestemme posisjonene til utstyret. De vertikale posisjonene til "birdene" 18 blir typisk monitorert ved å bruke trykksensorer knyttet til "birdene" som diskutert under.
Det globale kontrollsystemet 22 omfatter fortrinnsvis en dynamisk modell av hver av de seismiske streamerne 12, og benytter de ønskede og aktuelle posisjonene til "birdene" 18 til regelmessig å beregne oppdaterte ønskede vertikale og horisontale krefter som "birdene" bør overføre til de seismiske streamerne 12 for å flytte dem fra deres aktuelle posisjoner til de ønskede posisjonene. Fordi bevegelsene av de seismiske streamerne 12 forårsaker akustisk støy (både fra sjøvann som strømmer forbi "birdene"s vingestrukturer og tverrstrømmer som strømmer på tvers av streamerhuden), er det viktig at streamerbevegelsene kan bli begrenset og holdt til en minimum korreksjon nødvendig for å posisjonere streamerne riktig. Ethvert streamer-posisjoneringsanordningskontrollsystem som konsekvent overeksponerer nødvendig type korreksjon og får "birden" til å oversvinge sin ønskede posisjon, introduserer uønsket støy til de seismiske data som blir innhentet av streameren. I kjente systemer blir denne typen overkorrigert støy ofte balansert mot "støyen" eller "smearing" som oppstår når de seismiske sensorene i streamerne 12 blir beveget fra deres ønskede posisjoner.
Det globale kontrollsystemet 22 beregner fortrinnsvis de ønskede vertikale og horisontale kreftene basert på oppførselen til hver streamer, og tar også med i beregningen oppførselen til hele streamernettverket. På grunn av den relativt lave samplingshastigheten og tidsforsinkelsen knyttet til det horisontale posisjonsbestemmelsessystemet, kjører det globale kontrollsystemet 22 posisjonsforutseende programvare for å estimere de aktuelle lokaliseringene til hver av "birdene" 18. Det globale kontrollsystemet 22, sjekker også dataene mottatt fra fartøyets navigasjonssystem, og data blir fylt inn hvis de mangler. Grensesnittet mellom det globale kontrollsystem 22 og det lokale kontrollsystemet vil typisk operere med en samplingsfrekvens på minst 0,1 Hz. Det globale kontrollsystemet 22 vil typisk trenge de følgende parametre fra fartøyets navigasjonssystem: fartøy hastighet (m/s), fartøyretning (grader), strømhastighet (m/s), strømretning (grader), og lokaliseringen til hver av "birdene" i horisontalplanet i et fartøyfiksert koordinatsystem. Strømhastighet og -retning kan også bli estimert basert på gjennomsnittskreftene som virker på streamerne 12 av "birdene" 18. Det globale kontrollsystemet 22 vil fortrinnsvis sende de følgende verdier til den lokale "bird"-kontrolleren: ønsket vertikal kraft, ønsket horisontal kraft, tauehastighet og tverrstrømshastighet.
Tauehastigheten og tverrstrømshastigheten er fortrinnsvis "vannrefererte" verdier som ble beregnet fra fartøyets hastighets- og retningsverdier og strømhastigheten og -retningsverdiene, såvel som enhver relativ bevegelse mellom det seismiske undersøkelsesfartøyet 10 og "birden" 18 (slik som når fartøyet snur), for å danne relativ-hastigheter til "birden" 18 med hensyn til vannet i både "i-linje" og "kryss-linje" retningene. Alternativt kan det globale kontrollsystemet 22 forsyne det lokale kontrollsystemet med horisontalhastigheten og vanninnstrømningsvinkelen. Kraften og hastighetsverdiene blir levert av det globale kontrollsystemet 22 som separate verdier for hver fugl 18 på hver streamer 12 kontinuerlig ved operasjon av kontrollsystemet.
De vannrefererte tauehastighetene og tverrstrømshastighetene kan alternativt bli bestemt ved å bruke strømningsmålere eller andre typer vannhastighetssensorer knyttet direkte til "birdene" 18. Selv om disse typer av sensorer typisk er ganske dyre, er en fordel med denne type hastighetsbestemmelse at det naturlig er kompensert for hastigheten og retningen til marine strømmer som virker på de nevnte streamer-posisjoneringsanordningene og for relative bevegelser mellom fartøyet 10 og "birden" 18 i de følte i-linje og kryss-linje hastighetene.
Fig. 2 viser en type "bird" 18 som kan kontrollere posisjonen til seismiske streamere 12 i både vertikal- og horisontalretningene. En "bird" 18 av denne typen er også vist i vår PCT internasjonale søknad nr. WO 98/28636. Mens et antall alternative utforminger av de vertikale og horisontale styrbare "birdene" 18 er mulige, inkludert de som bruker en fullt bevegelig vinge med balanseror, tre fullt bevegelige vinger, og fire fullt bevegelige vinger, er det uavhengige to-vings-prinsippet begrepsmessig det enkleste og mest robuste designet.
I fig. 2 er det vist en del av den seismiske streameren 12 med en tilknyttet fugl 18. En kommunikasjonslinje 24, som kan bestå av en bunt med fiberoptiske datatransmisjonskabler og effekttransmisjonskabler, strekker seg langs lengden til den seismiske streameren 12, og er forbundet til de seismiske sensorene, hydrofoner 26, som er distribuert langs lengden til streameren, og til "birden" 18. "Birden" 18 har fortrinnsvis et par med uavhengige beveglige vinger 28 som er forbundet til roterbare aksler 32 som blir rotert av vingemotorer 34 og som tillater orienteringen til vingene 28 å bli endret med hensyn til fuglekroppen 30. Når akslene 32 til "birden" ikke er horisontale, forårsaker denne rotasjonen en endring i den horisontale orienteringen til vingene 28 og derved endres de horisontale kreftene som virker på streameren 12 fra "birden".
Motorene 34 kan bestå av en hvilken som helst anordning som kan endre orienteringen til vingene 28, og de er fortrinnsvis enten elektriske motorer eller hydrauliske aktuatorer. Det lokale kontrollsystemet 36 kontrollerer bevegelsen til vingene 28 ved å beregne en ønsket endring i vinkelen til vingene, og så selektivt drive motorene 34 til å utføre denne endringen. Mens den skisserte foretrukne utførelsen benytter seg av en separat motor 34 for hver vinge 28, kunne det også vært mulig å uavhengig bevege vingene 28 ved å bruke en enkel motor 34 og en selektiv aktuerbar transmisjonsmekanisme.
Når "birden" 18 bruker to vinger 28 til å produsere de horisontale og vertikale kreftene på streameren 12, er de nødvendige utgangsverdiene til det lokale kontrollsystemet 36 relativt enkle, retningene og størrelsene på vingebevegelsene nødvendig for hver av vingene 28, eller ekvivalent størrelsen og retningen motorene 34 må drives for å produsere denne vingebevegelsen. Mens de nødvendige utgangsverdiene til det lokale kontrollsystemet 36 for et slikt to fullbevegelses svingedesign er ganske enkel, er strukturen og operasjonen til hele systemet nødvendig for å koordinere kontrollen til anordningen relativt komplisert.
Fig. 3 viser et skjematisk vertikalt tverrsnitt gjennom streamer-posisjoneringsanordningen vist i fig. 2 som vil tillate operasjon av kontrollsystemet til oppfinnelsen å bli beskrevet i mer detalj. Komponentene til "birden" 18 vist i fig. 3 omfatter vingene 28 og kroppen 30. Også vist i fig. 3 er en horisontal koordinatakse 38 og en vertikal koordinatakse 40. Ved operasjon av streamer-posisjoneringskontrollsystemet, sender fortrinnsvis det globale kontrollsystemet 22, ved regelmessige intervaller (slik som hvert femte sekund), en ønsket horisontal kraft 42 og en ønsket vertikal kraft 44 til det lokale kontrollsystemet 36.
Den ønskede horisontale kraften 42 og den ønskede vertikale kraften 44 blir kombinert i det lokale kontrollsystemet 36 til å beregne størrelsen og retningen til den ønskede totale kraften 46 som det globale kontrollsystemet 22 har instruert det lokale kontrollsystemet til å bruke på streameren 12. Det globale kontrollsystemet 22 kunne alternativt levere størrelsen og retningen til den ønskede totale kraften 46 til det lokale kontrollsystemet 36, i stedet for den ønskede horisontale kraften 42 og den ønskede vertikale kraften 44.
Mens den ønskede horisontale kraften 42 og den ønskede vertikale kraften 44 fortrinnsvis blir beregnet av det globale kontrollsystemet 22, er det også mulig for det lokale kontrollsystemet 36 i kontrollsystemet til oppfinnelsen å beregne én eller begge av disse kreftene ved å bruke et lokalisert deplasement/kraft konverteringsprogram. Denne typen lokalisert konverteringsprogram kan f.eks. bruke en slå-opp tabell eller konverteringsrutine som assosierer bestemte størrelser og retninger til vertikale eller horisontale forskyvninger med bestemte størrelser og retninger til endringer i nødvendige vertikale eller horisontale krefter. Ved å bruke denne type utførelse, kan det globale kontrollsystemet 22 levere lokaliseringsinformasjon til det lokale kontrollsystemet 36 i stedet for kraftinformasjon. I stedet for den ønskede vertikale kraften 44, kan det globale kontrollsystemet 22 levere en ønsket vertikal dybde, og det lokale kontrollsystemet 36 kan beregne størrelsen og retningen til avviket mellom den ønskede dybden og den aktuelle dybden. Lignende kan det globale kontrollsystemet 22 levere størrelsen og retningen på forskyvningen mellom den aktuelle horisontale posisjonen og den ønskede horisontale posisjonen til "birden" 18 istedenfor å levere en ønsket horisontal kraft 42. En fordel med denne alternative typen system, er at den ønskede vertikale kraften kan bli hurtig oppdatert ettersom det lokale kontrollsystemet mottar oppdatert dybde informasjon fra den integrerte trykksensoren. Andre fordeler med denne typen alternativt system, omfatter å redusere kommunikasjonstrafikk på kommunikasjonslinjen 24 og å forenkle programmeringen nødvendig for å konvertere de målte vertikale og/eller horisontale forskyvningene til tilsvarende krefter som skal brukes på "birdene" 18.
Når det lokale kontrollsystemet 36 har en ny ønsket horisontal kraft 42 og ønsket vertikal kraft 44 som skal bli benyttet, vil vingene 28 typisk ikke være i riktig orientering til å gi retningen til den ønskede totale kraften 46 som er nødvendig. Som man kan se i fig. 3, introduserer vingene 28 en kraft på streameren 12 langs en akse normalt på rotasjonsaksen til vingene 28 og normalt på streameren. Denne kraftaksen 48 er typisk ikke riktig opplinjert med den ønskede totale kraften 46 når nye ønskede horisontale og vertikale kraftverdier blir mottatt fra det globale kontrollsystemet 22 eller bestemt av det lokale kontrollsystemet 36, og noe rotasjon av "birdene" 18 blir nødvendig før "birden" kan produsere denne ønskede totale kraften 46. Som det kan ses, er kraftaksen 48 direkte relatert til "birden"s rullevinkel, benevnt i fig. 3 som cp.
Det lokale kontrollsystemet 36 optimaliserer kontrollprosessen ved å projisere den ønskede totale kraften 46 på kraftaksen 48 (dvs. å multiplisere størrelsen til den ønskede totale kraften med cosinus til avviksvinkelen 50), for å gi en midlertidig ønsket kraft 52, og så justere vingens felles vinkel a (vinkelen til vingene med hensyn til fuglekroppen 30, eller gjennomsnittsvinkelen hvis det er en skrå vinkel forskjellig fra null) for å gi denne størrelsen på kraften langs kraftaksen. Den beregnede ønskede felles vingevinkelen blir sammenlignet med den nåværende felles vingevinkel for å beregne en ønsket endring i den felles vingevinkelen, og vingemotorene 34 blir aktivert for å produsere den ønskede endringen i orienteringen til vingene.
En skrå vinkel er så introdusert til vingene 28 til å lage en rotasjonsbevegelse i fuglekroppen 30 (dvs. for å rotere kraftaksen 48 til å bli på linje med den ønskede totale kraften 46). Skråvinkelen er forskjellen mellom vinklene til vingene 28 med hensyn til fuglekroppen 30. Ettersom fuglekroppen 30 roterer og kraftaksen 48 kommer mer på linje med den ønskede totale kraften 46, blir "birden"s rullevinkel og "birden"s rullevinkelhastighet overvåket, skråvinkelen blir trinnvis redusert, og den felles vinkelen blir trinnvis økt inntil den midlertidige ønskede kraften 52 er i samme retning og av samme størrelse som den ønskede totale kraften. Det lokale kontrollsystemet 36 regulerer forsiktig skråvinkelen for å forsikre at streameren er stabil i rullegrad av frihet. Den kalkulerte felles vingevinkelen og skråvinkelen er også regulert av det lokale kontrollsystemet 36 for å forhindre vingene 28 fra å steile og for å forsikre at skråvinkelen blir prioritert.
Ved å bruke den typen "bird" beskrevet i vår publiserte PCT internasjonale søknad
nr. WO 98/28636, hvor "birden" 18 er fast tilknyttet og ikke kan rotere med hensyn på streameren 12, er det viktig for kontrollsystemet å ta hensyn til streamertvinning. Hvis dette ikke er tatt hensyn til, kan "birden" 18 bruke all tilgjengelig skråvinkel til å parere vridningen i streameren 12. "Birden" 18 vil da ikke kunne nå den ønskede rullevinkelen og den genererte kraften vil minke. Kontrollsystemet til oppfinnelsen innehar to funksjoner for å adressere denne situasjonen; anti-tvinne funksjonen og tvinne-opp funksjonen.
I anti-tvinnefunksjonen, er streamertvinningen estimert ved vektfunksjonsfiltrering av skråvinkelmålinger istedenfor å enkelt ta et gjennomsnitt av skråvinkelmålingene for å forbedre båndbredden til estimeringen. Anti-tvinnefunksjonen trer i kraft når den estimerte tvinningen har nådd en kritisk verdi og den setter tilside den normalt korteste veikontrollen til den beregnede rullevinkelen. Anti-tvinnefunksjonen tvinger "birden" 18 til å rotere i motsatt retning til rotasjonen ved å legge +/- 180° til den ønskede rullevinkelen. Med én gang tvinningen har blitt redusert til en akseptabel verdi, slås anti-tvinnefunksjonen av, og den normalt korteste veiberegningen blir fortsatt.
Tvinne-opp funksjonen blir implementert av det globale kontrollsystemet 22 som overvåker skråvinkelen til alle "birdene" 18 i hver streamer 12. Ved regelmessige intervaller eller når skråvinkelen har nådd en kritisk verdi, instruerer det globale kontrollsystemet 22 hvert lokalt kontrollsystem 36 å rotere hver "bird" 18 i den motsatte retningen til tvinningen. Antall omdreininger gjort av hver "bird" 18 blir overvåket, og tvinne-opp funksjonen blir slått av med én gang tvinningen har nådd et aksepterbart nivå.
Fig. 4 er et skjematisk diagram av arkitekturen til det lokale kontrollsystemet 36 for "birden" 18. Det lokale kontrollsystemet 36 består av en sentral prosessorenhet 54 som har EEPROM 56 og RAM 58 hukommelse, et inngangs/utgangs undersystem 60 som er koblet til et par motordrivere 62 og en analog til digital konverteringsenhet 66. Motordriverne 62 er knyttet til og aktiverer vingemotorene
34 til å produsere den ønskede endringen i orienteringen til vingene 28 med hensyn til fuglekroppen 30. Vingemotoren 34/vingeenhetene 28 er også forbundet til vingeposisjonsindikatorer 64 som føler den relative posisjonen til vingene, og skaffer målinger til analog til digital konverteringsenheten 66 som konverterer de analoge vingeposisjonsindikator 64 målingene til digitalt format, og overfører disse digitale verdiene til den sentrale prosessorenheten 54. Ulike typer vingeposisjonsindikatorer 64 kan bli brukt, omfattende resistive vinkel- eller forskyvningssensorer, induktive sensorer, kapasitive sensorer, hallsensorer, eller magnetorestrektive sensorer.
Et horisontalt akselerometer 68 og et vertikalt akselerometer 70, plassert rettvinklet med hensyn til hverandre, er også forbundet til analog til digital konverteringsenheten 66, og disse akselerometrene overfører målinger som tillater den sentrale prosessorenheten 54 å bestemme rullevinkelen og rullehastigheten til "birden" 18. En vinkelhastighetsvibrerende rategyro (rategyro) kan også bli brukt til å måle rullehastigheten til "birden" 18. En temperatursensor 72 er forbundet til analog til digital konverteringsenheten 66 for å gi temperaturmålinger som tillater kalibrering av det horisontale akselerometeret 68 og det vertikale akselerometeret 70.
En trykksensor 74 er også forbundet til analog til digital konverteringsenheten 66 for å gi målinger av vanntrykket ved "birden" 18 til den sentrale prosesseringsenheten 54. For å beregne en passende dybdeverdi, må de målte trykkverdiene bli filtrert for å begrense forstyrrelser fra bølgene. Dette er gjort i oppfinnelsens kontrollsystem med et vektfunksjonsfilter som unngår store faseforskyvninger forårsaket av middelverdifilteret. I stedet for å bruke en instantan dybdeverdi eller enkelt å beregne en gjennomsnitts dybdeverdi over en gitt tidsperiode (og derved inkorporere en stor faseforskyvning i dybde verdien), bruker oppfinnelsens kontrollsystem et differensielt vektet trykkfiltreringsskjema. Først blir trykkverdiene transformert til dybdeverdier ved å dele trykksensormålingene med sjøvannstettheten og gravitasjonsakselerasjon. Disse dybdeverdiene blir så filtrert ved å bruke et vektfunksjonsfilter. Typisk økende vektfunksjonsverdier er i området fra 0,96 til 0,90 (prøvevekter på 1,0, 0,9, 0,81, 0,729, etc.) og filteret vil typisk prosessere dybdeverdier mottatt over en periode på minst 100 sekunder.
Den sentrale prosessorenheten 54 er også forbundet til en RS485 kommunikasjonsenhet 76 som tillater utveksling av informasjon mellom det lokale kontrollsystemet 36 og det globale kontrollsystemet 22 over kommunikasjonslinjen 24 som løper gjennom streameren 12. RS485 bussen kan f.eks. bruke nevronbrikker som kommuniserer ved å bruke en Local Operating Network protokoll for å kontrollere dataoverføringen.
Fortrinnsvis omfatter den sentrale prosessorenheten 54 og tilknyttede komponenter en MicroChip 17C756 prosessor. Denne type mikroprosessor har svært lave effektbehov, en dual UART on-chip, 12-kanals, 10 bit ADC on-chip, 908x8 RAM, 16kxl6 ROM, og 50 digitale I/O-kanaler. Programvaren som kjører på den sentrale prosessorenheten 54 vil typisk bestå av to enheter, den lokale kontrollenheten og maskinvarekontrollenheten. Det er typisk ikke mulig å forhåndslaste begge disse programenhetene inn i EEPROM 56 og det er mulig å oppdatere disse programenhetene uten å måtte åpne "birden" 18. On-chip hukommelsen må derfor innledningsvis bare inneholde en boot-rutine som muliggjør nedlastingen av programvareenheter til den eksterne hukommelsen via RS485 kommunikasjons enheten 76. Den eksterne programhukommelsen (EEPROM 56) vil typisk bli en ikke-flyktig hukommelse slik at disse programenhetene ikke må bli gjeninnlastet etter hvert strømbrudd.
Den sentrale prosessorenheten 54 må kunne kjøre den lokale kontrollsystemprogramvaren raskt nok til å sikre samplingsfrekvensen som trengs for effektiv lokal "bird"kontroll. Dette kan f.eks. bety en samplingshastighet på 10 Hz, som kan være 10-100 ganger raskere enn samplingshastigheten til kommunikasjonene mellom det globale kontrollsystemet 22 og det lokale kontrollsystemet 36. Som diskutert over, vil den sentrale prosessorenheten 54 også motta data fra sensorer knyttet til "birden" 18. De følte verdiene omfatter "birden"s rullevinkel, "birden"s rullevinkelhastighet (rullerate), vingevinkelen og det statiske trykket til vannet. Disse verdiene blir typisk levert til den sentrale prosesseringsenheten 54 med en samplingsrate på minst 10 Hz. De følgende verdier kan bli levert fra det lokale kontrollsystemet 36 til det globale kontrollsystemet 22 ved å bruke RS485 kommunikasjonsenheten 76: den målte rullevinkelen, den målte rulleraten, de målte vingevinklene, det målte vanntrykket, den beregnede dybden og de beregnede vingekreftene.
Systemet har blitt designet med et redundant kommunikasjonssystem for å øke generell pålitelighet. "Birden" 18 vil typisk ha en backup kommunikasjonskanal, slik som ved å legge over et backup kontrollsignal på toppen av kraftlinjestrømmen. Denne backup kommunikasjonskanalen er særlig viktig fordi det i tilfellet av tap av kommunikasjon til "birden" 18 ikke vil være noen annen metode for å instruere "birden" 18 til å bringe streameren 12 til overflaten slik at det defekte kommunikasjonsdyret kan bli reparert eller erstattet.
I kontrast til tidligere streamer-posisjoneringsanordningskontrollsystemer, kan det foreliggende kontrollsystemet konvertere den ønskede horisontale kraften 42 og den ønskede vertikale kraften 44 til en ønsket rullevinkel 9 og en ønsket felles vingevinkel a ved deterministiske beregninger, heller enn å bruke en «inkrementell endring/målt respons/videre inkrementell endring basert på målt respons» type tilbakekoblingskontrollkrets. Den ønskede rullevinkelen 9 kan bli beregnet som diskutert i teksten som beskriver fig. 3 over. Størrelsen på kraften F overført av vingene 28 langs kraftaksen 48 kan f.eks. bli deterministisk beregnet ved å bruke følgende formel:
hvor:
p = vanntetthet
A = vingeareal
CL=vingeløftkoeffisient
a=felles vingevinkel
vt0w=tauehastighet
vCurrent<=>tverrstrømshastighet
En lignende deterministisk beregning kan bli gjort ved å bruke en beregnet koeffisient som inneholder tauehastigheten til "birden" 18. En forsterkningsfaktor GF, f.eks., kunne bli beregnet som følger:
som kunne bli enkelt multiplisert med cos(a)<2>for å estimere kraften som ville bli benyttet for en gitt felles vinkel.
Et av de fordelaktige elementene til oppfinnelsens kontrollsystem, er at den ønskede endringen i orienteringen til vingene 28 blir beregnet ved å bruke et estimat og hastigheten til "birden" 18, heller enn bare å stole på en tilbakekoblingsloop-type kontrollsystem, som opererer på samme måte uansett fartøyhastighet. Fordi kraften produsert av vingen 28 er proporsjonal til kvadratet av hastigheten til anordningen, kan en mye mer presis beregning av den ønskede endringen i vingeorienteringen bli gjort ved å bruke et estimat av anordningens hastighet.
Kontrollsystemet til oppfinnelsen er basert på delt ansvar mellom det globale kontrollsystemet 22 på det seismiske undersøkelsesfartøyet 10 og det lokale kontrollsystemet 36 på "birden" 18. Det globale kontrollsystemet 22 har som ansvarsområde å overvåke posisjonene til streamerne 12 og å gi ønsket kraft eller ønsket posisjonsinformasjon til det lokale kontrollsystemet 36. Det lokale kontrollsystemet 36 i hver "bird" 18 er ansvarlig for å justere vingeskråvinkelen for å rotere "birden" til den rette posisjonen og for å justere vingens felles vinkel for å produsere den nødvendige størrelsen på total ønsket kraft.
Oppfinnelsens kontrollsystem vil først og fremst operere i to forskjellige kontrollmoder: en fjærvinkelkontrollmode og en snukontrollmode. I fjærvinkelkontrollmoden prøver det globale kontrollsystem 22 å holde hver streamer på en rett linje forskjøvet i forhold til tauretningen ved en viss fjærvinkel. Fjærvinkelen kunne bli gitt enten manuelt ved bruk av et strømmeter eller ved bruk av en estimert verdi basert på gjennomsnittelige horisontale "bird"-kreftene. Bare når tverrstrømshastigheten er veldig liten, vil fjærvinkelen bli satt lik null og den ønskede streamerposisjonen vil være i presis opplinjering med taueretningen.
Svingkontrollmoden blir brukt når én gjennomgang er slutt og en annen begynner, ved en 3D seismisk undersøkelse, noen ganger henvist til som «linjeendring». Svingkontrollmoden består av to faser. I den første delen av svingen prøver hver fugl 18 å «kaste ut» streameren 12 ved å generere en kraft i motsatt retning av svingen. I den siste del av svingen blir "birdene" 18 ledet til å gå til posisjonen definert av fjærvinkelkontrollmoden. Ved å gjøre dette kan det oppnås en tettere sving og svingetiden til fartøyet og utstyret kan bli vesentlig redusert. Typisk vil nærliggende streamere bli dybdeseparert gjennom svingmoden for å unngå mulig sammenfiltring gjennom svingen, og vil bli returnert til en felles dybde så snart som mulig etter endt sving. Fartøyets navigasjonssystem vil typisk gi det globale kontrollsystemet 22 beskjed når det skal starte å kaste streamerne 12 ut og når det skal starte å rette opp streamerne.
Ved ekstreme værforhold, kan oppfinnelsens kontrollsystem også operere i en streamer-separasjonskontrollmode som prøver å minimalisere risikoen for sammenfiltring av streamere. I denne kontrollmoden prøver det globale kontrollsystemet 22 å maksimalisere avstand mellom nærliggende streamere. Streamerne 12 vil typisk bli separert i dybde og de ytterste streamerne vil bli posisjonert så langt som mulig fra hverandre. De indre streamerne vil så ha jevn avstand mellom disse ytterste streamere, dvs. hver "bird" 18 vil motta ønskede horisontale krefter 42 eller ønsket horisontal posisjonsinformasjon som vil lede "birdene" 18 til midtpunktposisjonen mellom sine nærliggende streamere.
Mens utførelsen av oppfinnelsens kontrollsystem beskrevet over er vist i forbindelse med en "bird"-type-streamerposisjoneringsanordning, vil det bli forstått at kontrollsystemmetoden og apparatet også kan bli brukt i forbindelse med streamerposisjoneringsanordninger som erkarakterisertsom «deflektorer» eller styrbare «halebøyer» fordi de er forbundet til enten frontenden eller den bakre enden til streameren 12.
Den foreliggende oppfinnelse omfatter ethvert nytt trekk eller nye kombinasjoner av trekk, enten eksplisitt eller implisitt.

Claims (34)

1. Fremgangsmåte omfattende: a) å taue et nettverk med streamere hvor hver har et flertall streamerposisjoneringsanordninger langs seg som bidrar til å styre streamerne, b) å styre streamerposisjoneringsanordningene med et kontrollsystem konfigurert til å operere i en eller flere kontrollmoder valgt blant en fjærvinkeknode, en svingkontrollmode, og en streamerseparasjonsmode.
2. Fremgangsmåte som i krav 2, karakterisert vedat kontrollmoden er fjærvinkelmoden, og styringen omfatter at kontrollsystemet prøver å holde hver av de nevnte streamere i en rett linje forskjøvet i forhold til taueretningen ved en viss fjærvinkel.
3. Fremgangsmåte som i krav 2, karakterisert vedat fjærvinkelen mates inn manuelt.
4. Fremgangsmåte som i krav 2, karakterisert vedå mate inn fjærvinkelen ved bruk av en estimert verdi basert på en gjennomsnitt av horisontale krefter på streamerposisjoneringsanordningene.
5. Fremgangsmåte som i krav 2, karakterisert vedat den omfatter å sette fjærvinkelen lik null når tverrstrømhastigheten er veldig liten og ønskede streamerposisjoner er opplinjert med taueretningen.
6. Fremgangsmåte som i krav 1, karakterisert vedat tauingen omfatter å avslutte en gjennomgang, å svinge et tauefartøy med streamerne festet til det mens streamerne kastes ut før en annen passering påbegynnes med kontrollmoden i svingkontrollmoden under svingen og utkastingen.
7. Fremgangsmåte som i krav 6, karakterisert vedat den omfatter å svinge under en 3D seismisk undersøkelse.
8. Fremgangsmåte som i krav 6, karakterisert vedat den omfatter å svinge under en linjebytte.
9. Fremgangsmåte som i krav 6 karakterisert vedat den omfatter å beordre hver streamerposisjoneringsanordning til å generere en kraft i motsatt retning av svingen, og deretter å beordre hver streamerposisjoneringsanordning til å forflytte seg til en posisjon definert av fjærvinkelkontrollmoden.
10. Fremgangsmåte som i krav 6, karakterisert vedat den omfatter å separere nærliggende streamere i dybde under svingemoden for å unngå mulig sammenfiltring under svingingen.
11. Fremgangsmåte som i krav 10, karakterisert vedat den omfatter å returnere nærliggende streamere til en felles dybde etter endt sving.
12. Fremgangsmåte som i krav 6, karakterisert vedat den omfatter å melde fra til kontrollsystemet, via et fartøysnavigasjonssystem når det skal starte å kaste ut streamerne og når det skal starte å rette opp streamerne.
13. Fremgangsmåte som i krav 1, karakterisert vedat kontrollmoden er streamerseparasjonsmoden og kontrollsystemet prøver å minimalisere risikoen for sammenfiltring av streamerne.
14. Fremgangsmåte som i krav 13, karakterisert vedat den omfatter at kontrollsystemet prøver å maksimalisere avstanden mellom nærliggende streamere.
15. Fremgangsmåte som i krav 13, karakterisert vedat den omfatter å dybdeseparere streamerne.
16. Fremgangsmåte som i krav 15, hvor nettverket med streamerne omfatter to streamere, og omfattende å posisjonere de to streamerne så lagt som mulig fra hverandre.
17. Fremgangsmåte som i krav 15, karakterisert vedat nettverket med streamere omfatter tre eller flere streamere, en streamer lengst til babord og en streamer lengst til styrbord og minst en indre streamer og omfattende å posisjonere streamerne lengst til babord og lengst til styrbord så lang som mulig fra hverandre.
18. Apparat omfattende: a) et nettverk med streamere hvor hver har et flertall streamerposisjoneringsanordninger langs seg; b) et kontrollsystem konfigurert til å bruke en kontrollmode valgt blant en fjærvinkelmode, en svingkontrollmode, og en streamerseparasjonsmode, og to eller flere av disse moder.
19. Apparat som i krav 18, karakterisert vedat kontrollmoden er fjærvinkelmoden, og styringen omfatter at kontrollsystemet prøver å holde hver av de nevnte streamere i en rett linje forskjøvet i forhold til taueretningen ved en viss fjærvinkel.
20. Apparat som i krav 19, karakterisert vedat fjærvinkelen mates inn manuelt.
21. Apparat som i krav 19, karakterisert vedå mate inn fjærvinkelen ved bruk av en estimert verdi basert på en gjennomsnitt av horisontale krefter på streamerposisjoneringsanordningene.
22. Apparat som i krav 19, karakterisert vedat det omfatter å sette fjærvinkelen lik null når tverrstrømhastigheten er veldig liten og ønskede streamerposisjoner er opplinjert med taueretningen.
23. Apparat som i krav 18, karakterisert vedat tauingen omfatter å avslutte en gjennomgang, å svinge et tauefartøy med streamerne festet til det mens streamerne kastes ut før en annen passering påbegynnes med kontrollmoden i svingkontrollmoden under svingen og utkastingen.
24. Apparat som i krav 23, karakterisert vedat det omfatter å svinge under en 3D seismisk undersøkelse.
25. Apparat som i krav 23, karakterisert vedat det omfatter å svinge under en linjebytte.
26. Apparat som i krav 23, karakterisert vedat det omfatter å beordre hver streamerposisjoneringsanordning til å generere en kraft i motsatt retning av svingen, og deretter å beordre hver streamerposisjoneringsanordning til å forflytte seg til en posisjon definert av fjærvinkelkontrollmoden.
27. Apparat som i krav 23, karakterisert vedat det omfatter å separere nærliggende streamere i dybde under svingemoden for å unngå mulig sammenfiltring under svingingen.
28. Apparat som i krav 27, karakterisert vedat det omfatter å returnere nærliggende streamere til en felles dybde etter endt sving.
29. Apparat som i krav 23, karakterisert vedat det omfatter å melde fra til kontrollsystemet, via et fartøysnavigasjonssystem når det skal starte å kaste ut streamerne og når det skal starte å rette opp streamerne.
30. Apparat som i krav 18, karakterisert vedat kontrollmoden er streamerseparasjonsmoden og kontrollsystemet prøver å minimalisere risikoen for sammenfiltring av streamerne.
31. Apparat som i krav 30, karakterisert vedat den omfatter at kontrollsystemet prøver å maksimalisere avstanden mellom nærliggende streamere.
32. Apparat som i krav 30, karakterisert vedat den omfatter å dybdeseparere streamerne.
33. Apparat som i krav 32, hvor nettverket med streamerne omfatter to streamere, og omfattende å posisjonere de to streamerne så lagt som mulig fra hverandre.
34. Apparat som i krav 32, karakterisert vedat nettverket med streamere omfatter tre eller flere streamere, en streamer lengst til babord og en streamer lengst til styrbord og minst en indre streamer og omfattende å posisjonere streamerne lengst til babord og lengst til styrbord så lang som mulig fra hverandre.
NO20074671A 1998-10-01 2007-09-13 Fremgangsmåte og en kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere NO333980B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB9821277.2A GB9821277D0 (en) 1998-10-01 1998-10-01 Seismic data acquisition equipment control system
PCT/IB1999/001590 WO2000020895A1 (en) 1998-10-01 1999-09-28 Control system for positioning of marine seismic streamers

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20074671L NO20074671L (no) 2001-04-02
NO333980B1 true NO333980B1 (no) 2013-11-04

Family

ID=10839730

Family Applications (7)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20011645A NO330507B1 (no) 1998-10-01 2001-03-30 Kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
NO20074667A NO336300B1 (no) 1998-10-01 2007-09-13 Kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
NO20074672A NO340494B1 (no) 1998-10-01 2007-09-13 Kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
NO20074669A NO340493B1 (no) 1998-10-01 2007-09-13 Kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
NO20074664A NO336069B1 (no) 1998-10-01 2007-09-13 Kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
NO20074671A NO333980B1 (no) 1998-10-01 2007-09-13 Fremgangsmåte og en kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
NO20140431A NO338118B1 (no) 1998-10-01 2014-04-03 Fremgangsmåte for kontroll av posisjonen til en marin seismisk streamer

Family Applications Before (5)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20011645A NO330507B1 (no) 1998-10-01 2001-03-30 Kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
NO20074667A NO336300B1 (no) 1998-10-01 2007-09-13 Kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
NO20074672A NO340494B1 (no) 1998-10-01 2007-09-13 Kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
NO20074669A NO340493B1 (no) 1998-10-01 2007-09-13 Kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
NO20074664A NO336069B1 (no) 1998-10-01 2007-09-13 Kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20140431A NO338118B1 (no) 1998-10-01 2014-04-03 Fremgangsmåte for kontroll av posisjonen til en marin seismisk streamer

Country Status (12)

Country Link
US (9) US6932017B1 (no)
EP (7) EP1847851B1 (no)
CN (1) CN1321250A (no)
AU (1) AU5644999A (no)
BR (1) BR9914475A (no)
CA (1) CA2343060A1 (no)
DE (1) DE69936658D1 (no)
GB (2) GB9821277D0 (no)
ID (1) ID28358A (no)
MX (1) MXPA01003334A (no)
NO (7) NO330507B1 (no)
WO (1) WO2000020895A1 (no)

Families Citing this family (137)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6671223B2 (en) 1996-12-20 2003-12-30 Westerngeco, L.L.C. Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
GB9821277D0 (en) 1998-10-01 1998-11-25 Geco As Seismic data acquisition equipment control system
GB0003593D0 (en) * 2000-02-17 2000-04-05 Geco As Marine seismic surveying
FR2807842B1 (fr) * 2000-04-13 2002-06-14 Cgg Marine Methode de simulation de positionnement de steamer, et d'aide a la navigation
NO321016B1 (no) * 2001-01-24 2006-02-27 Petroleum Geo Services As System for styring av kabler i et seismisk slep og hvor noen av kablene har kontrollenheter innrettet for a male og rapportere om sine posisjoner
FR2820826B1 (fr) 2001-02-15 2004-05-07 Cgg Marine Procede de determination du courant marin et dispositif associe
AUPR364701A0 (en) * 2001-03-09 2001-04-12 Fleming, Ronald Stephen Marine seismic surveys
AU2002235665B2 (en) * 2001-03-09 2007-04-05 Ronald Stephen Fleming Marine seismic surveys
AU2008200247B2 (en) * 2001-06-15 2010-10-28 Westerngeco Seismic Holdings Limited Active separation tracking and positioning system for towed seismic arrays
US6691038B2 (en) * 2001-06-15 2004-02-10 Westerngeco L.L.C. Active separation tracking and positioning system for towed seismic arrays
US6655311B1 (en) * 2002-06-26 2003-12-02 Westerngeco, L.L.C. Marine seismic diverter with vortex generators
US7415936B2 (en) * 2004-06-03 2008-08-26 Westerngeco L.L.C. Active steering for marine sources
GB2400662B (en) * 2003-04-15 2006-08-09 Westerngeco Seismic Holdings Active steering for marine seismic sources
EP1723443A1 (en) 2004-01-29 2006-11-22 WesternGeco, L.L.C. Seismic cable positioning using coupled inertial system units
WO2005096018A1 (en) * 2004-03-17 2005-10-13 Westerngeco Seismic Holdings Ltd. Marine seismic survey method and system
US20110286302A1 (en) * 2004-03-17 2011-11-24 Westerngeco, L.L.C. Marine Seismic Survey Method and System
MXPA06012731A (es) 2004-05-04 2007-02-14 Westerngeco Seismic Holdings Mejora de la adquisicion y procesamiento de frecuencias bajas para la elaboracion de imagen de regiones sub-saladas.
US7466632B1 (en) * 2004-05-04 2008-12-16 Westerngeco L.L.C. Method and apparatus for positioning a center of a seismic source
FR2870509B1 (fr) * 2004-05-18 2007-08-17 Cybernetix Sa Dispositif de controle de la navigation d'un objet sous-marin remorque
GB2414299B (en) 2004-05-21 2006-08-09 Westerngeco Ltd Interpolation and extrapolation method for seismic recordings
US7499373B2 (en) * 2005-02-10 2009-03-03 Westerngeco L.L.C. Apparatus and methods for seismic streamer positioning
US7577060B2 (en) 2005-04-08 2009-08-18 Westerngeco L.L.C. Systems and methods for steering seismic arrays
US7450467B2 (en) 2005-04-08 2008-11-11 Westerngeco L.L.C. Apparatus and methods for seismic streamer positioning
US20060256653A1 (en) * 2005-05-05 2006-11-16 Rune Toennessen Forward looking systems and methods for positioning marine seismic equipment
US7403448B2 (en) * 2005-06-03 2008-07-22 Westerngeco L.L.C. Streamer steering device orientation determination apparatus and methods
US7660191B2 (en) * 2005-07-12 2010-02-09 Westerngeco L.L.C. Methods and apparatus for acquisition of marine seismic data
GB2429278B (en) 2005-08-15 2010-08-11 Statoil Asa Seismic exploration
US8391102B2 (en) * 2005-08-26 2013-03-05 Westerngeco L.L.C. Automatic systems and methods for positioning marine seismic equipment
US7778109B2 (en) * 2005-12-02 2010-08-17 Westerngeco L.L.C. Current prediction in seismic surveys
US7400552B2 (en) 2006-01-19 2008-07-15 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys
GB2434868B (en) * 2006-02-06 2010-05-12 Statoil Asa Method of conducting a seismic survey
US7623414B2 (en) 2006-02-22 2009-11-24 Westerngeco L.L.C. Particle motion vector measurement in a towed, marine seismic cable
US20070247971A1 (en) * 2006-04-20 2007-10-25 Ole-Fredrik Semb Four dimensional seismic survey system and method
US7701803B2 (en) * 2006-07-07 2010-04-20 Westerngeco L.L.C. Underwater acoustic positioning methods and systems based on modulated acoustic signals
US7933163B2 (en) * 2006-07-07 2011-04-26 Kongsberg Seatex As Method and system for controlling the position of marine seismic streamers
US7523003B2 (en) 2006-07-12 2009-04-21 Westerngeco L.L.C. Time lapse marine seismic surveying
US7391674B2 (en) * 2006-07-26 2008-06-24 Western Geco L.L.C. Methods and systems for determining orientation of seismic cable apparatus
GB2443843B (en) * 2006-11-14 2011-05-25 Statoil Asa Seafloor-following streamer
US7793606B2 (en) * 2007-02-13 2010-09-14 Ion Geophysical Corporation Position controller for a towed array
US20080192570A1 (en) * 2007-02-14 2008-08-14 Stig Rune Lennart Tenghamn Lateral force and depth control device for marine seismic sensor array
FR2912818A1 (fr) * 2007-02-19 2008-08-22 Georges Grall Systeme de flutes automotrices pour prospection en sismique marine 3d a grande productivite
US8593907B2 (en) 2007-03-08 2013-11-26 Westerngeco L.L.C. Technique and system to cancel noise from measurements obtained from a multi-component streamer
US8077543B2 (en) 2007-04-17 2011-12-13 Dirk-Jan Van Manen Mitigation of noise in marine multicomponent seismic data through the relationship between wavefield components at the free surface
US8060314B2 (en) 2007-04-19 2011-11-15 Westerngeco L. L. C. Updating information regarding sections of a streamer that are in a body of water
US7676327B2 (en) 2007-04-26 2010-03-09 Westerngeco L.L.C. Method for optimal wave field separation
US8559265B2 (en) 2007-05-17 2013-10-15 Westerngeco L.L.C. Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data
US8488409B2 (en) 2007-05-17 2013-07-16 Westerngeco L.L.C. Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines
US7755970B2 (en) * 2007-06-22 2010-07-13 Westerngeco L.L.C. Methods for controlling marine seismic equipment orientation during acquisition of marine seismic data
US7800976B2 (en) * 2007-06-28 2010-09-21 Pgs Geophysical As Single foil lateral force and depth control device for marine seismic sensor array
US8854918B2 (en) * 2007-10-04 2014-10-07 Westerngeco L.L.C. Marine seismic streamer steering apparatus
CN100588061C (zh) * 2007-10-17 2010-02-03 黄金伦 大洋底大电缆架设方法
GB0722469D0 (en) 2007-11-16 2007-12-27 Statoil Asa Forming a geological model
US8175765B2 (en) * 2007-12-13 2012-05-08 Westerngeco L.L.C. Controlling movement of a vessel traveling through water during a seismic survey operation
GB0724847D0 (en) 2007-12-20 2008-01-30 Statoilhydro Method of and apparatus for exploring a region below a surface of the earth
US20090177302A1 (en) * 2008-01-07 2009-07-09 Sony Corporation Sensor information obtaining apparatus, sensor device, information presenting apparatus, mobile information apparatus, sensor control method, sensor processing method, and information presenting method
GB0803701D0 (en) 2008-02-28 2008-04-09 Statoilhydro Asa Improved interferometric methods and apparatus for seismic exploration
US8976622B2 (en) 2008-04-21 2015-03-10 Pgs Geophysical As Methods for controlling towed marine sensor array geometry
US7933164B2 (en) * 2008-04-30 2011-04-26 Westerngeco L.L.C. Using towed seismic surveys that do not have coinciding streamer positions in the time lapse analysis of a producing field
US7944774B2 (en) * 2008-05-07 2011-05-17 Apache Corporation Method for determining adequacy of seismic data coverage of a subsurface area being surveyed and its application to selecting sensor array geometry
US9857491B2 (en) 2008-05-15 2018-01-02 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US8681580B2 (en) 2008-05-15 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US8724426B2 (en) 2008-06-03 2014-05-13 Westerngeco L.L.C. Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods for non-linear seismic survey navigation
US9052411B2 (en) 2008-06-13 2015-06-09 Westerngeco L.L.C. Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path
US9594181B2 (en) 2008-06-13 2017-03-14 Westerngeco L.L.C. Filtering and presentation of heading observations for coil shooting
US8391101B2 (en) * 2008-07-03 2013-03-05 Conocophillips Company Marine seismic acquisition with controlled streamer flaring
DE102008041982B4 (de) 2008-09-11 2010-06-17 Klaus Ertmer Anbaufrässystem mit Schneidköpfen und Fräskette
US20100103771A1 (en) * 2008-10-23 2010-04-29 Espen Gulbransen Providing a survey carrier structure having equidistant survey sensors
US8483008B2 (en) * 2008-11-08 2013-07-09 Westerngeco L.L.C. Coil shooting mode
FR2940838B1 (fr) * 2009-01-05 2012-12-28 Michel Manin Procede et dispositif ameliores de prospection sismique marine
US9354343B2 (en) 2009-03-09 2016-05-31 Ion Geophysical Corporation Declination compensation for seismic survey
US8593905B2 (en) * 2009-03-09 2013-11-26 Ion Geophysical Corporation Marine seismic surveying in icy or obstructed waters
US9535182B2 (en) 2009-03-09 2017-01-03 Ion Geophysical Corporation Marine seismic surveying with towed components below water surface
US9389328B2 (en) 2009-03-09 2016-07-12 Ion Geophysical Corporation Marine seismic surveying with towed components below water's surface
US8902696B2 (en) * 2009-04-03 2014-12-02 Westerngeco L.L.C. Multiwing surface free towing system
US9140814B2 (en) * 2009-05-28 2015-09-22 Westerngeco L.L.C. System and method of using autonomous underwater vehicle to facilitate seismic data acquisition
US9207348B2 (en) * 2009-05-28 2015-12-08 Westerngeco L.L.C Collision avoidance for instrumented probes deployed from a seismic vessel
FR2947390B1 (fr) * 2009-06-30 2011-07-01 Sercel Rech Const Elect Procede d'aide au positionnement d'antennes acoustiques lineaires remorquees, comprenant une etape de definition et une etape de generation de cyvles acoustiques distincts
NO332563B1 (no) * 2009-07-07 2012-10-29 Kongsberg Seatex As System og fremgangsmate for posisjonering av instrumentert tauet kabel i vann
NO333880B1 (no) * 2009-10-20 2013-10-07 Geograf As Fremgangsmåte for å bestemme korreksjon under innstyring mot en målposisjon av et punkt på et slept objekt
US20110110187A1 (en) * 2009-11-12 2011-05-12 Pgs Geophysical As System and method for drag reduction in towed marine seismic equipment
CN101726756B (zh) * 2009-12-23 2011-07-20 上海交通大学 转动型海洋地震拖缆位置控制器
US8681581B2 (en) * 2009-12-30 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition
US8588025B2 (en) * 2009-12-30 2013-11-19 Westerngeco L.L.C. Method and apparatus for acquiring wide-azimuth marine data using simultaneous shooting
US8711654B2 (en) 2009-12-30 2014-04-29 Westerngeco L.L.C. Random sampling for geophysical acquisitions
US9663192B2 (en) * 2010-03-30 2017-05-30 Pgs Geophysical As Noise suppression by adaptive speed regulations of towed marine geophysical streamer
GB2479200A (en) 2010-04-01 2011-10-05 Statoil Asa Interpolating pressure and/or vertical particle velocity data from multi-component marine seismic data including horizontal derivatives
US8754649B2 (en) * 2010-05-12 2014-06-17 Pgs Geophysical As Electromagnetic survey systems and methods with rotation-corrected motion compensation
US8757270B2 (en) 2010-05-28 2014-06-24 Statoil Petroleum As Subsea hydrocarbon production system
US8792297B2 (en) 2010-07-02 2014-07-29 Pgs Geophysical As Methods for gathering marine geophysical data
US20120081994A1 (en) * 2010-10-01 2012-04-05 Vidar Anders Husom Seismic Streamer Connection Unit
CN102176057B (zh) * 2011-01-31 2012-12-26 中国海洋石油总公司 一种海洋地震勘探拖缆拖曳控制系统
US20130021872A1 (en) * 2011-04-08 2013-01-24 Husom Vidar A Seismic exploration noise reduction device
US9188691B2 (en) 2011-07-05 2015-11-17 Pgs Geophysical As Towing methods and systems for geophysical surveys
IS2837B (en) * 2011-07-22 2013-05-15 Atli Mar Josafatsson A trawl door or paravane with remote control adjustment
US8949030B2 (en) 2011-07-29 2015-02-03 Westerngeco L.L.C. Attenuating sea-surface ghost wave effects in seismic data
US9126661B2 (en) 2011-08-05 2015-09-08 Pgs Geophysical As Method and system of a controllable tail buoy
US10139505B2 (en) 2011-08-09 2018-11-27 Pgs Geophysical As Digital sensor streamers and applications thereof
US8717845B2 (en) 2011-08-24 2014-05-06 Pgs Geophysical As Quality-based steering methods and systems for 4D geophysical surveys
US9103942B2 (en) 2011-10-28 2015-08-11 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for survey designs
BR112014009917B1 (pt) 2011-10-28 2021-06-22 Gx Technology Canada Ltd. Arranjo sísmico marinho e embarcação marinha
US9001615B2 (en) * 2011-11-08 2015-04-07 Conocophillips Company Oscillating flared streamers
US9274239B2 (en) 2012-01-13 2016-03-01 Westerngeco L.L.C. Wavefield deghosting
GB2499397A (en) * 2012-02-14 2013-08-21 Statoil Petroleum As Positioning towed underwater survey apparatus
NO336483B1 (no) * 2012-02-16 2015-09-07 Kongsberg Seatex As Styringsinnretning for posisjonering av en instrumentert kabel forsynt med oppdriftsmidler for opphenting av styringsinnretningen og instrumentert kabel fra nedsunket posisjon
US20130265849A1 (en) 2012-04-04 2013-10-10 Westerngeco L.L.C. Methods and devices for enhanced survey data collection
US9383469B2 (en) 2012-04-30 2016-07-05 Pgs Geophysical As Methods and systems for noise-based streamer depth profile control
EP2690467B1 (en) 2012-07-25 2017-01-18 Sercel Method for steering a towed acoustic linear antenna
US9684088B2 (en) * 2012-12-28 2017-06-20 Pgs Geophysical As Rigid-stem active method and system
US9132891B2 (en) * 2013-01-16 2015-09-15 Cgg Services Sa Tailbuoy stabilization device and method
FR3003040B1 (fr) * 2013-03-05 2016-07-01 Cggveritas Services Sa Aile pliable pour un dispositif et procede de pilotage de flute
US9423519B2 (en) * 2013-03-14 2016-08-23 Pgs Geophysical As Automated lateral control of seismic streamers
WO2014173979A1 (en) * 2013-04-25 2014-10-30 Cgg Services Sa Cutter device for marine survey system and related method
US9581714B2 (en) 2013-05-29 2017-02-28 Westerngeco L.L.C. System and method for seismic streamer control
US9568493B2 (en) 2013-07-10 2017-02-14 Pgs Geophysical As In situ accelerometer calibration
US9453931B2 (en) 2013-07-10 2016-09-27 Pgs Geophysical As Methods and systems for streamer anti-twist
US9874647B2 (en) 2013-09-03 2018-01-23 Pgs Geophysical As Distributed multi-sensor streamer
EP2857869B1 (en) 2013-10-07 2023-05-03 Sercel Operation managing system for driving a navigation control device according to a degraded operating mode
EP2857868B1 (en) * 2013-10-07 2018-12-05 Sercel Wing releasing system for a navigation control device
WO2015085104A1 (en) * 2013-12-04 2015-06-11 Westerngeco Llc Apparatus and method for control of seismic survey equipment
EP2889646A1 (en) * 2013-12-31 2015-07-01 Sercel Method and device for steering a seismic vessel, on the basis of boundaries of binning coverage zones
US20150346366A1 (en) * 2014-05-28 2015-12-03 Sercel Seismic acquisition system comprising at least one connecting module to which is connected an auxiliary equipment, corresponding connecting module and data management system
NO338421B1 (no) * 2014-07-03 2016-08-15 Kongsberg Seatex As Fremgangsmåte og system for dynamisk posisjonering av instrumentert tauet kabel i vann
AU2015358314B2 (en) 2014-12-05 2019-05-16 Gx Technology Canada Ltd. Segmented-foil divertor
FR3031724B1 (fr) * 2015-01-16 2018-03-30 Thales Dispositif et procede de protection des objets sous-marins remorques contre les lignes de peche
US10197690B2 (en) 2015-02-16 2019-02-05 Pgs Geophysical As Method for acquiring geophysical data by dynamically manipulating survey spread
US9910063B2 (en) 2015-04-21 2018-03-06 Pgs Geophysical As Magnetometer as an orientation sensor
EP3304132B1 (en) 2015-06-01 2021-08-11 ION Geophysical Corporation Smart streamer recovery device
RU2607076C1 (ru) * 2015-09-29 2017-01-10 Федеральное государственное бюджетное научное учреждение "Федеральный исследовательский центр Институт прикладной физики Российской академии наук" (ИПФ РАН) Способ управления сейсмоакустическими косами и устройство позиционирования для его осуществления
AU2016337528B2 (en) 2015-10-15 2020-11-12 Ion Geophysical Corporation Dynamically controlled foil systems and methods
US10126464B2 (en) * 2015-12-16 2018-11-13 Pgs Geophysical As Marine streamer handling
WO2017141111A1 (en) 2016-02-16 2017-08-24 Gx Technology Canada Ltd. Ribbon foil depressor
US10324210B2 (en) 2016-06-30 2019-06-18 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining rough sea topography during a seismic survey
US10838096B2 (en) 2016-12-13 2020-11-17 Pgs Geophysical As Method and apparatus for dynamic roll compensation of streamer for marine geophysical surveying
CN108318923B (zh) * 2017-12-29 2019-11-08 中国石油天然气集团公司 一种确定海底采集节点铺放位置的方法和装置
WO2020073126A1 (en) 2018-10-09 2020-04-16 Gx Technology Canada Ltd. Modular foil system for towed marine array
US11668846B2 (en) 2019-08-20 2023-06-06 Pgs Geophysical As Seismic sensor alignment preserver
CN112987103A (zh) * 2021-02-08 2021-06-18 中海石油(中国)有限公司 震源装置、海洋勘探系统及可控震源的控制方法

Family Cites Families (90)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4227479A (en) 1962-08-07 1980-10-14 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Submarine communications system
US3375800A (en) 1967-04-07 1968-04-02 Jimmy R. Cole Seismic cable depth control apparatus
US3412705A (en) 1967-06-27 1968-11-26 Jean J. Nesson Navigational system
US3434446A (en) 1967-10-02 1969-03-25 Continental Oil Co Remotely controllable pressure responsive apparatus
US3440992A (en) 1967-12-07 1969-04-29 Teledyne Exploration Co Streamer cable depth control
US3560912A (en) 1969-02-03 1971-02-02 Westinghouse Electric Corp Control system for a towed vehicle
US3605674A (en) 1969-09-08 1971-09-20 Dresser Ind Underwater cable controller
US3581273A (en) * 1969-11-10 1971-05-25 Ronald M Hedberg Marine seismic exploration
US3648642A (en) 1970-01-28 1972-03-14 Continental Oil Co Communication channel between boat and marine cable depth controllers
US3896756A (en) 1971-02-02 1975-07-29 Whitehall Electronics Corp Depth control apparatus for towed underwater cables
US3774570A (en) 1972-01-25 1973-11-27 Whitehall Electronics Corp Non-rotating depth controller paravane for seismic cables
US3931608A (en) 1974-04-25 1976-01-06 Syntron, Inc. Cable depth control apparatus
US3961303A (en) 1974-05-08 1976-06-01 Western Geophysical Company Of America Depth controllers with controllable negative and uncontrollable positive lift-producing means
US3943483A (en) 1974-05-08 1976-03-09 Western Geophysical Company Of America Depth controllers for seismic streamer cables with dimension variable lift-producing means
US4055138A (en) * 1975-02-07 1977-10-25 Klein Associates, Inc. Underwater vehicle towing and recovery apparatus
US4033278A (en) * 1976-02-25 1977-07-05 Continental Oil Company Apparatus for controlling lateral positioning of a marine seismic cable
US4063213A (en) 1976-06-28 1977-12-13 Texaco Inc. Methods for accurately positioning a seismic energy source while recording seismic data
US4087780A (en) 1976-06-28 1978-05-02 Texaco Inc. Offshore marine seismic source tow systems and methods of forming
JPS60628B2 (ja) * 1977-03-10 1985-01-09 古野電気株式会社 水中探知機の送受波器姿勢制御装置
US4222340A (en) 1978-11-01 1980-09-16 Syntron, Inc. Cable depth control apparatus
US4290124A (en) 1978-11-01 1981-09-15 Syntron, Inc. Remote control cable depth control apparatus
US4313392A (en) 1979-08-20 1982-02-02 Mobil Oil Corporation System for deploying and retrieving seismic source assembly from marine vessel
US4463701A (en) 1980-02-28 1984-08-07 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Paravane with automatic depth control
US4290123A (en) * 1980-03-03 1981-09-15 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Towed array condition appraisal system
US4323989A (en) 1980-05-29 1982-04-06 Shell Oil Company Wide seismic source
US4404664A (en) * 1980-12-31 1983-09-13 Mobil Oil Corporation System for laterally positioning a towed marine cable and method of using same
FR2523542B1 (fr) 1982-03-17 1988-08-26 Inst Francais Du Petrole Element profile destine a deporter lateralement un ensemble remorque par rapport a la trajectoire du remorqueur
GB2122562A (en) * 1982-06-28 1984-01-18 Seismograph Service Improved pelagic trawl door or paravane
US4711194A (en) 1982-11-24 1987-12-08 The Laitram Corporation Streamer interface adapter cable mounted leveler
US4709355A (en) 1984-06-18 1987-11-24 Syntron, Inc. Controller for marine seismic cable
FR2575556B1 (fr) 1984-12-28 1987-07-24 Inst Francais Du Petrole Flute marine verticale
NO157476C (no) 1985-06-04 1988-03-23 Geco Well Services As Anordning ved flytelegeme for bruk ved borehulls-seismikkmaalinger.
NO158552C (no) * 1986-04-04 1988-09-28 Skarpenord Control Systems As Enkeltvirkende hydraulisk aktuator for uttak av lagret fjaerenergi.
US4676183A (en) * 1986-04-16 1987-06-30 Western Geophysical Company Of America Ring paravane
US4767183A (en) 1986-05-12 1988-08-30 Westinghouse Electric Corp. High strength, heavy walled cable construction
US4743996A (en) 1986-05-22 1988-05-10 Westinghouse Electric Corp. Electrical distribution apparatus having fused draw-out surge arrester
US4729333A (en) * 1986-07-09 1988-03-08 Exxon Production Research Company Remotely-controllable paravane
US4890569A (en) 1986-07-14 1990-01-02 Givens Buoy Liferaft Co., Inc. Life raft
NO160984C (no) 1986-07-17 1989-06-21 Geco As Utlegningsanordning for seismiske kabler.
US4745583A (en) 1986-12-18 1988-05-17 Exxon Production Research Company Marine cable system with automatic buoyancy control
US4766441A (en) 1987-02-06 1988-08-23 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Spokewheel convertible antenna for BCA systems aboard submarines
FR2614869B1 (fr) 1987-05-07 1989-07-28 Eca Systeme perfectionne d'exploration et de surveillance de fonds sub-aquatiques par un engin submersible, et de commande de celui-ci
DE3742528A1 (de) 1987-12-12 1989-06-22 Prakla Seismos Ag Verfahren zur erfassung seismischer daten
DE3742147A1 (de) 1987-12-09 1989-06-22 Prakla Seismos Ag Verfahren zur erfassung seismischer daten
US4879719A (en) 1988-02-17 1989-11-07 Western Atlas International, Inc. Latching mechanism
US4912684A (en) 1988-02-29 1990-03-27 Digicourse, Inc. Seismic streamer communication system
NO173206C (no) 1988-06-06 1999-11-11 Geco As Fremgangsmåte til posisjonsbestemmelse av minst to seismiske kabler i et refleksjonsseismisk målesystem
US4890568A (en) * 1988-08-24 1990-01-02 Exxon Production Research Company Steerable tail buoy
NO167423C (no) 1989-05-31 1991-10-30 Geco As Fremgangsmaate ved samtidig innsamling av seismiske data for grunne og dype maal.
US5042413A (en) 1990-03-29 1991-08-27 Leon Benoit Device for severing underwater mooring lines and cables
NO170866C (no) * 1990-07-12 1992-12-16 Geco As Fremgangsmaate og anordning til stabilisering av seismiskeenergikilder
US5052814A (en) 1990-09-19 1991-10-01 Texaco Inc. Shallow marine seismic system and method
US5117400A (en) * 1990-12-24 1992-05-26 General Electric Company Optical calibration of towed sensor array
JP2521192B2 (ja) * 1991-01-28 1996-07-31 東海ゴム工業株式会社 車両用排気管の支持方法とそれを実施するための構造
DE4125461A1 (de) 1991-08-01 1993-02-04 Prakla Seismos Gmbh Verfahren und messanordnung zur marineseismischen datenerfassung mit von einem schiff geschleppten, aufgefaecherten streamern
US5200930A (en) 1992-01-24 1993-04-06 The Laitram Corporation Two-wire multi-channel streamer communication system
NO176157C (no) 1992-03-24 2001-11-21 Geco As Fremgangsmåte og innretning til drift av utstyr anbragt i marine, seismiske slep
US5214612A (en) * 1992-07-27 1993-05-25 The Laitram Corporation Swing plate latch mechanism
NO301950B1 (no) * 1993-02-23 1997-12-29 Geco As Anordning til styring av seismisk utstyr som blir slept av et seismisk fartöy under vannoverflaten og fremgangsmåte for posisjonering av slikt utstyr
NO303751B1 (no) * 1993-11-19 1998-08-24 Geco As Fremgangsmöter til bestemmelse av posisjonen for seismisk utstyr og anvendelse av fremgangsmöten
US5443027A (en) 1993-12-20 1995-08-22 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Lateral force device for underwater towed array
US5529011A (en) 1994-02-23 1996-06-25 Laitram Corporation Connector for underwater cables
US5507243A (en) 1994-02-23 1996-04-16 The Laitram Corporation Connector for underwater cables
US5402745A (en) 1994-05-02 1995-04-04 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy In-line rotational positioning module for towed array paravanes
US5642330A (en) 1994-05-02 1997-06-24 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Sea state measuring system
NO179927C (no) 1994-05-13 1997-01-08 Petroleum Geo Services As Dybdestyreanordning
NO301445B1 (no) 1994-07-13 1997-10-27 Petroleum Geo Services As Anordning for sleping
US5517463A (en) 1994-10-21 1996-05-14 Exxon Production Research Company Method of determining optimal seismic multistreamer spacing
GB9424744D0 (en) * 1994-12-08 1995-02-08 Geco As Method of and apparatus for marine seismic surveying
NO944954D0 (no) 1994-12-20 1994-12-20 Geco As Fremgangsmåte til integritetsovervåking ved posisjonsbestemmelse
US5517202A (en) * 1994-12-30 1996-05-14 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Minimal washover, inline high frequency buoyant antenna
CA2635911C (en) 1995-09-22 2010-10-05 Ion Geophysical Corporation Underwater cable arrangements and coil support arrangements for an underwater cable
CA2232570C (en) * 1995-09-22 2010-01-12 The Laitram Corporation Underwater cable arrangements and devices
FR2744870B1 (fr) 1996-02-13 1998-03-06 Thomson Csf Procede pour controler la navigation d'une antenne acoustique lineaire remorquee, et dispositifs pour la mise en oeuvre d'un tel procede
NO962167L (no) 1996-05-28 1997-12-01 Ove Henriksen Deflektoranordning
US5835450A (en) 1996-06-26 1998-11-10 Pgs Exploration As Lead-in configuration for multiple streamers and telemetry method
GB2331971B (en) 1996-09-20 1999-11-17 Schlumberger Holdings Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
GB9626442D0 (en) 1996-12-20 1997-02-05 Geco As Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer
DE19646094C2 (de) 1996-11-08 1999-03-18 Sintec Keramik Gmbh Verfahren zur chemischen Gasphaseninfiltration von refraktären Stoffen, insbesondere Kohlenstoff und Siliziumkarbid, sowie Verwendung des Verfahrens
US5790472A (en) * 1996-12-20 1998-08-04 Western Atlas International, Inc. Adaptive control of marine seismic streamers
AU740881B2 (en) 1997-06-12 2001-11-15 Ion Geophysical Corporation Depth control device for an underwater cable
NO973319A (no) 1997-07-18 1998-12-14 Petroleum Geo Services Asa Sammenleggbar dybdekontroller
US5913280A (en) * 1997-08-28 1999-06-22 Petroleum Geo-Services (Us), Inc. Method and system for towing multiple streamers
JPH1196333A (ja) 1997-09-16 1999-04-09 Olympus Optical Co Ltd カラー画像処理装置
US5937782A (en) 1997-10-15 1999-08-17 Input/Output, Inc. Underwater device with a sacrificial latch mechanism
US6028817A (en) 1997-12-30 2000-02-22 Western Atlas International, Inc. Marine seismic system with independently powered tow vehicles
GB9821277D0 (en) 1998-10-01 1998-11-25 Geco As Seismic data acquisition equipment control system
US6011753A (en) 1998-03-19 2000-01-04 Syntron, Inc. Control and monitoring of devices external to a marine seismic streamer
US6011752A (en) 1998-08-03 2000-01-04 Western Atlas International, Inc. Seismic streamer position control module
FR2807278B1 (fr) 2000-03-31 2005-11-25 Thomson Marconi Sonar Sas Dispositif pour controler la navigation d'un objet sous- marin remorque

Also Published As

Publication number Publication date
NO340494B1 (no) 2017-05-02
EP1868011A8 (en) 2010-06-30
NO336300B1 (no) 2015-07-27
NO20074669L (no) 2001-04-02
EP2474840B1 (en) 2014-04-09
EP1847852A3 (en) 2010-06-23
NO20074664L (no) 2001-04-02
NO20074667L (no) 2001-04-02
US20060260529A1 (en) 2006-11-23
US6932017B1 (en) 2005-08-23
EP2474840A3 (en) 2013-01-02
EP1119780B1 (en) 2007-07-25
US7080607B2 (en) 2006-07-25
NO338118B1 (no) 2016-08-01
EP2474840A2 (en) 2012-07-11
NO330507B1 (no) 2011-05-09
DE69936658D1 (de) 2007-09-06
US7293520B2 (en) 2007-11-13
EP1847853A3 (en) 2016-11-30
NO20011645D0 (no) 2001-03-30
EP1847851A3 (en) 2010-09-22
US20060231007A1 (en) 2006-10-19
EP1847853A2 (en) 2007-10-24
GB2342081B (en) 2000-12-13
GB9821277D0 (en) 1998-11-25
EP1868011B1 (en) 2011-08-10
CA2343060A1 (en) 2000-04-13
NO20074671L (no) 2001-04-02
AU5644999A (en) 2000-04-26
US20140286126A1 (en) 2014-09-25
EP1850151A2 (en) 2007-10-31
BR9914475A (pt) 2001-06-26
NO336069B1 (no) 2015-05-04
EP1847852B1 (en) 2011-08-10
NO20011645L (no) 2001-04-02
US8230801B2 (en) 2012-07-31
MXPA01003334A (es) 2003-06-24
GB2342081A (en) 2000-04-05
US8743655B2 (en) 2014-06-03
EP1850151A3 (en) 2010-05-26
EP1868011A3 (en) 2010-06-09
NO20074672L (no) 2001-04-02
GB9922811D0 (en) 1999-11-24
EP1868011A2 (en) 2007-12-19
EP1119780A1 (en) 2001-08-01
EP1847851B1 (en) 2013-05-29
US20050188908A1 (en) 2005-09-01
NO20140431L (no) 2001-04-02
US20060231006A1 (en) 2006-10-19
NO340493B1 (no) 2017-05-02
WO2000020895A1 (en) 2000-04-13
US7162967B2 (en) 2007-01-16
CN1321250A (zh) 2001-11-07
US20090279385A1 (en) 2009-11-12
EP1847852A2 (en) 2007-10-24
ID28358A (id) 2001-05-17
EP1850151B1 (en) 2011-08-10
US7222579B2 (en) 2007-05-29
EP1847851A2 (en) 2007-10-24
US20070041272A1 (en) 2007-02-22
US20090238035A1 (en) 2009-09-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO333980B1 (no) Fremgangsmåte og en kontrollsystem for posisjonering av marine seismiske streamere
US20080008033A1 (en) Method and system for controlling the position of marine seismic streamers
NO310127B1 (no) Kontrollinnretninger for å kontrollere både horisontal og vertikal posisjonen for en marin seismisk streamer
NO20141230A1 (no) Aktivt separasjonssporings- og posisjoneringssystem for tauede seismiske grupper
AU2003231620B2 (en) Control system for positioning of marine seismic streamers
EP1879053B1 (en) Method and system for controlling the position of marine seismic streamers
NO334542B1 (no) Fremgangsmåte og system for styring av posisjonen av marine seismiske streamere

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees