NO337207B1 - Apparat for styring av en marinseismisk lyttekabel via styrt bøying - Google Patents

Description

Bakgrunn for oppfinnelsen

Oppfinnelsens område

Denne oppfinnelsen vedrører generelt området geofysisk prospektering og mer spesielt området marinseismisk kartlegging. Spesielt dreier oppfinnelsen seg om et apparat for styring av en marinseismisk lyttekabel.

Beskrivelse av teknikkens stand

Innen området geofysisk prospektering er kunnskap om jordas undergrunnsstrukturer nyttig for å finne og utvinne verdi-fulle mineralressurser slik som olje og naturgass. Et velkjent verktøy innen geofysisk prospektering er en seismisk kartlegging. En seismisk kartlegging sender akustiske bølger som er emittert fra egnede energikilder, inn i jorden og samler inn de reflekterte signalene ved bruk av en sensor-sammenstilling. Så anvendes seismiske databehandlings-teknikker på de innsamlede dataene for å estimere under-grunnsstrukturen.

I en seismisk kartlegging genereres seismikksignalet ved injisering av et akustisk signal fra på eller nær jordover-flaten, som så beveger seg nedover inn i undergrunnen. I en marin kartlegging kan det akustiske signalet også bevege seg nedover gjennom en vannmasse. Passende energikilder kan omfatte eksplosiver eller vibratorer på land og luftkanoner eller marine vibratorer i vann. Når det akustiske signalet møter en seismisk reflektor, en grenseflate mellom to undergrunnslag med ulike akustiske impedanser, reflekteres en del av det akustiske signalet tilbake til overflaten der den reflekterte energien detekteres av en sensor. Seismiske sensorer detekterer og måler amplituden til forskjellige fysiske aspekter ved de passerende seismiske bølgene.

Egnede typer seismiske sensorer kan omfatte partikkel hastighetssensorer i landbasert kartlegging og vanntrykk-sensorer i marin kartlegging. Noen ganger brukes partikkel-bevegelses- eller partikkelakselerasjonssensorer istedenfor partikkelhastighetssensorer. Partikkelhastighetssensorer er vanlig kjent innen fagområdet som geofoner, og vanntrykk-sensorer er kjent som hydrofoner. Både seismiske kilder og seismiske sensorer kan utplasseres alene eller, mer vanlig, i sammenstillinger. I tillegg kan, i marin kartlegging, trykk-sensorer og partikkelhastighetssensorer utplasseres sam-lokalisert i par eller par av sammenstillinger langs en seismisk lyttekabel.

I en typisk marinseismisk kartlegging seiler et seismikk-fartøy på vannoverflaten i typisk omtrent 5 knop, og inneholder styringsutstyr for seismikkakkvisisjon slik som styring av navigasjon, seismikkilder, seismikksensorer og registreringsutstyr. Styringsutstyret for seismikkakkvisisjon sørger for at en seismisk kilde som slepes i vannmassen av seismikkfartøyet, aktiviseres på valgte tidspunkter. Seismikkilden kan være av en hvilken som helst type som er velkjent innen fagområdet seismikkakkvisisjon, inklusive luftkanoner eller vannkanoner, eller spesielt, sammenstillinger av luftkanoner. Seismiske lyttekabler, også kalt seismiske streamere, er langstrakte kabelliknende strukturer som slepes i vannmassen av det primære fartøyet for seismisk kartlegging eller av et annet fartøy for seismisk kartlegging. Typisk slepes et flertall seismiske lyttekabler bak seismikkfartøyet. De seismiske lyttekablene innholder sensorer for å detektere de reflekterte bølgefeltene som ble initiert av seismikkilden og reflektert fra grenseflater i omgivelsene. Konvensjonelt inneholder lyttekablene trykk-sensorer slik som hydrofoner, men seismiske lyttekabler kjent som dual-sensor lyttekabler, inneholder også vannpartikkel-bevegelsessensorer slik som geofoner. Hydrofonene og geofonene er typisk samlokaliserte i par eller par av sensorsammenstillinger med regelmessige intervaller langs de seismiske lyttekablene.

Seismiske lyttekabler omfatter også elektronikkmoduler, elektriske kabler og sensorer i tillegg til selve ramme-verket. Seismiske lyttekabler deles typisk opp i seksjoner av omtrent 100 meters lengde, og kan ha en samlet lengde på flere tusen meter. Et seismisk slepesystem omfatter seismikkilder og seismiske lyttekabler. En vanlig egenskap ved disse enhetene er at de kan posisjoneres bak og til siden i forhold til seilelinjen til seismikkfartøyet. I tillegg er de nedsenket i vannet med seismikkildene typisk på en dybde av 5-15 meter under vannoverflaten og de seismiske lyttekablene typisk på en dybde av 5-40 meter. Ingen av tall-verdiene ovenfor er absolutte, og kan naturligvis variere utenfor grensene gitt her.

Den seismiske energien som registreres av hvert par av kilder og sensorer under dataakkvisisjonstrinnet, er kjent som en seismisk trase. Seismiske datatraser inneholder de ønskede seismiske refleksjonene kjent som primærrefleksjoner (eller "primaries"). En primærrefleksjon kommer fra deteksjonen av et akustisk signal som beveger seg fra en kilde til en sensor med kun en enkelt refleksjon fra en seismisk reflektor i undergrunnen. De seismiske trasene som oppnås ved å utføre kartleggingen, må behandles for å kompensere for forskjellige faktorer som hindrer bruk av de originale trasene, før endelig visning og analyse av en representasjon av strata i kartleggingsområdet.

Seismiske slepeoperasjoner blir stadig mer komplekse fordi de består av stadig flere kilder og lyttekabler. Det stilles også økte krav til effektiviteten til slepesystemet. Effektiviteten kan vanligvis måles på basis av deknings-utstrekningen som oppnås ved et seismisk slep. Dekningen vil avhenge av bredden på slepet- En av faktorene som tillegges spesiell viktighet, er posisjoneringen av det seismiske slepet. Kvaliteten på de innsamlede seismikkdataene er avhengig av hvor nøyaktig slepesystemet kan posisjoneres. I denne sammenhengen refererer uttrykket posisjonert til hvordan hver enhet i slepesystemet, kilder og lyttekabler, er posisjonert i forhold til de andre enhetene, i langsgående retning og i bredde.

I marinseismisk kartlegging slepes typisk de seismiske lyttekablene på forhåndsbestemt dybde, ofte på omtrent ti meter, for å gjøre det mulig å fjerne uønskede "spøkelsesrefleksjoner" fra vannoverflaten. For å holde lyttekabelen på en konstant dybde, brukes styreanordninger som er festet til hver lyttekabel, normalt med mellomrom på tre lyttekabelseksjoner, eller omtrent for hver 300 meter. Disse styreanordningene er vanlig kjent som "fugler"

("birds") på grunn av styreflåtene som minner om vinger. I det videre omtales "birds" som styrelegemer.

Typiske styrelegemesystemer leveres av selskaper som Digicourse, Inc., nå en del av Input/Output, Inc. fra Stafford, Texas og Geospace Technologies, nå del av OYO Geospace Corporation fra Houston, Texas. Disse styrelegemene styrer kun dybde og har vinger som kan endre vinkel for å holde lyttekabelen på en fast dybde. Eksempler på styrelegemet til Digicourse presenteres i U.S. Patent No. 6,016,286 "Depth Control Device for an Underwater Cable" av Olivier et al. og U.S. Patent No. 6,525,992 "Devices for Controlling the Position of an Underwater Cable" av Olivier et al.

Styrelegemet som presenteres i Olivier et al. patentet 6,016,286, omfatter et legeme opphengt under en lyttekabel-seks jon, et par armer som forbinder legemet med lyttekabelen, og et par vinger dreibart anordnet på legemet. Styrelegemet omfatter videre en aktuator med en roterende utgangsaksling forbundet med en skråskive, slik at rotasjonen til skråskiva ved hjelp av aktuatoren får en vinkelarm til å dreie om en akse på tvers av aksen til utgangsakslingen. Vinkelarmen er drivende forbundet med en drivaksling for å dreie vingene om deres stigningsakser. Styrelegeme-enhetene må koples fra før lyttekabelen kan lagres på en lyttekabelvinsj.

Styrelegemet presentert i Olivier et al patentet 6,525,992 omfatter et legeme som er fast montert under en lyttekabelseksjon, et par vinger festet til legemet, og sensorer for å bestemme vinkelposisjonen til vingene. Et par aktivatorer er anordnet i legemet og koplet til vingene for å respondere på sensorsignalene for å styre vinkelposisjonen til vingene og derved dybde og lateral posisjonering av lyttekabelen. Igjen må styrelegeme-enhetene koples fra før lyttekabelen kan lagres på en lyttekabelvinsj.

Styrelegemene presentert i patentene av Olivier et al er typiske for dybdestyreanordninger som brukes for tiden. Dybdestyreanordningene kjennetegnes vanligvis av et par vinger eller styreblader som er anordnet roterbart om en fast horisontal akse vinkelrett på lyttekabelen. Styrebladene forutsetter en spesiell klatre- eller dykkevinkel avheng av den aktuelle dybden i vannet til lyttekabelseksjonen som styreanordningen er festet til. Rotasjonen av styrebladene om den horisontale aksen styres ofte av en anordning som responderer på trykk. Når lyttekabelens styreanordning faller under en referansedybde, roterer styrebladene til en posisjon for å gi et positivt løft og styreanordningen vil løfte lyttekabelen. På den annen side, når lyttekabelen klatrer over referansedybden, dreier styrebladene for å gi et negativt løft og styreanordningen vil senke lyttekabelen. På denne måten holdes lyttekabelen automatisk i et forhånd-

sbestemt dybdeområde.

Dybdestyreanordninger i følge disse nåværende konstruksjon-ene, lider under et antall ulemper. Styrelegemet henger vanligvis under lyttekabelen og styrebladene stikker ut fra legemet på dybdestyreanordningen. Derved genererer styrelegemet turbulens og produserer betydelig uønsket støy når de slepes gjennom vannet. Denne støyen interfererer med de reflekterte signalene som detekteres av hydrofonene og geofonene i lyttekabelen. Det at styrelegemet henges fra lyttekabelen betyr også at styrelegemet må frakoples hver gang lyttekabelen hentes inn, og tilknyttes på nytt hver gang lyttekabelen utplasseres på nytt, noe som tar forholdsvis mye tid. I tillegg krever lagring av styrelegemet om bord stor plass siden styrebladene ikke kan trekkes tilbake inn i legemet på styreanordningene.

En annen ulempe er at de fullt eksponerte styrebladene har en tendens til å fange opp avfall slik som sjøgress. Slikt fremmed stoff kan tette til styrebladene og interferere med funksjonen deres, spesielt når det fremmede stoffet blir kilt fast mellom styrebladene og legemet. Ofte hekter styrebladene seg opp i et rev eller et vrak, og stopper derved lyttekabelen brått og fullstendig under slep, noe som forårsaker brudd i lyttekabelen. Under slike omstendigheter kan en del av, eller en hel, veldig kostbar lyttekabel ugjenkallelig tapes.

Enda en annen ulempe er at styrelegemet ofte er batteridrevet og at batteriene kan gå tomme før kartleggingen er sluttført. Dette effektavbruddet gjør det nødvendig å enten hente inn lyttekabelen for bytte av batteri, eller at en arbeidsbåt settes ut for å bytte ut batteriet i vannet. Den første operasjonen tar svært lang tid, mens den sistnevnte kan være farlig.

Under en marinseismisk kartlegging, er det meningen at lyttekablene forblir rette og parallelle til hverandre med lik avstand. Strøm, vind og bølger bøyer lyttekablene av fra deres tiltenkte bane, et problem som kalles "feathering", og lyttekabeldrift er et vedvarende problem i marinseismisk kartlegging. Ved å styre posisjonen og formen til lyttekablene, unngås sammenfiltring av lyttekablene og kollisjoner med offshorefarer, slik som marine borerigger og borerigger, forhindres. I tillegg kan mangelen på lateral kontroll påvirke dekningen til kartleggingen ugunstig, noe som stadig krever at visse deler av kartleggingen må gjentas. Siden kjente tredimensjonale seismiske "bin"-prosesser gir seismisk undergrunnsdekning ved å kombinere seismiske data fra seismiske lyttekabler i forskjellige lokasjoner, er det ønskelig å ha evnen til å styre posisjonen og formen til lyttekablene nøyaktig under marinseismisk 3D-kartlegging.

Imidlertid avhjelper nåværende konstruksjoner av styrelegemer typisk ikke disse problemene med lateral posisjonering av lyttekablene. Derved har et mangfold av posisjonerings-anordninger for lyttekabler blitt utviklet for også å styre lyttekabelposisjonen i retning lateral. Et antall av disse posisjoneringsanordningene utgjøres av overflatedeflektorer festet til lyttekablene direkte eller via slepekabler for å holde lyttekablene med en lateral forskyvning i forhold til gangveien til slepefartøyet.

Disse posisjoneringsanordningene omfatter avledere som typisk har finner eller vinger for å drive avlederen og tilknyttet lyttekabel vekk fra senterlinjen til den seismiske sammen-stillingen. Disse posisjoneringsanordningene omfatter også deflektorer slik som paravaner festet til lyttekabler med vingeelementer og dreibare dykkeplan og styrbare hekkbøyer for å styre posisjonen til haleenden av slepede lyttekabler. En annen posisjoneringsanordning er et oterbord forbundet med en flottør på vannoverflaten og med en eller flere bærevinger plassert for å lede en slepet lyttekabel lateralt. En annen fremgangsmåte for posisjonering er å bruke overflatelegemer eller fartøyer som er utstyrt med skråstilt kjøl eller bærevinger slik at fartøyet slepes med en vinkel og derved oppnår krefter lateralt.

Den felles egenskapen til disse fremgangsmåtene for posisjonering av lyttekabel, er at de alle har en forbindelse med overflaten. Forbindelsen med overflaten vil føre til at det genereres bølger som gir opphav til uønsket støy og vibrasjoner for slepeutstyret. I noen tilfeller vil det også oppstå problemer med å holde utstyret på en konstant dybde, spesielt når kartleggingen utføres i kraftig sjø. Det er også et problem å holde utstyret på riktig kurs når utstyret vanligvis driver i trinn med bølgene. Utstyret utsettes for en betraktelig grad av slitasje og skader når det eksponeres for krefter assosiert med en forbindelse til overflaten.

Slike posisjoneringssystemer er også typisk omfangsrike og krever betydelig lagerplass om bord i et seismikkfartøy under transport til det seismiske kartleggingsområdet. Når kartleggingsområdet er nådd, må posisjoneringsanordningene fjernes fra lager og festes til det andre seismikkutstyret for å utplasseres i vannet. Slike systemer er imidlertid tidkrevende å plassere ut og å hente inn, og de er videre ofte ikke justerbare når de først er plassert i vannet.

Et annet problem er at overflatefarkoster i form av flottører forårsaker mye friksjon. Kraftig friksjon gir opphav til økte drivstoffutgifter og økte vanskeligheter med å oppnå slepe-bredde. Det samme vil gjelde for aktuelle forbindelser bestående av vaiere, tau, kjeder og liknende mellom kanon- sammenstillingen og overflatefartøyet eller flottøren, og forbindelsen mellom lyttekabelen og overflatefartøyet eller flottøren.

Overflateforbindelsen gjør også fartøyene spesielt sårbare for drivgods. I tilfelle av en kollisjon mellom et fartøy og drivgods, vil slepesystemet eller deler av det ofte bli skadet. I en kollisjon med drivgods, kan fartøyet endre retning og derved forårsake at større seksjoner av slepesystemet blir skadet. Det samme vil skje dersom det kommer i kontakt med fiskeutstyr eller annet utstyr som kan befinne seg i slepeområdet.

Derfor har anordninger for posisjonering av lyttekabel uten forbindelse til overflaten blitt utviklet. Et eksempel på et slikt system for lateral styring er Q-Fin styrbart lytte-kabelsystem utviklet av WesternGeco fra Houston, Texas. Dette systemet har vinger eller finner på lyttekabelen selv, som kan styre lyttekabelen i dybde og lateral retning. Et eksempel på dette systemet er presentert i U.S. Patent No. 6,671,223 "Control Device for Controlling the Position of a Marine Seismic Streamer" av Bittleston.

Systemet i Bittleston 6,671,223 omfatter et legeme som er mekanisk forbundet i serie mellom lyttekabelseksjonene, med sensoranordninger for å bestemme dets vinkelposisjon i et plan vinkelrett på den langsgående aksen til lyttekabelen, og to styreflater (vinger) overfor hverandre som stikker ut fra legemet, der hver kontrolloverflate er roterbar om en akse som stikker ut på tvers av lyttekabelen. Endelig omfatter systemet styreanordninger som responderer på styringssignaler og sensoranordninger for å justere de respektive vinkel-posisjonene til de to styreflåtene uavhengig av hverandre, for å styre posisjonen til lyttekabelen, både lateral og i dybde. Legemet til dette styrbare lyttekabelsystemet behøver ikke festes til eller koples fra lyttekabelen under utplassering fra eller innsamling på, en lyttekabelvinsj. Styreflåtene må imidlertid frakoples for lagring.

Et annet system for lateral styring er beskrevet i U.S.

Patent No. 5,443,027 "Lateral Force Device for Underwater Towed Array" av Owsley et al. Systemet som presenteres i Owsley et al. 5,443,027 omfatter en hul spole og et bevinget skrog som er roterbart anordnet rundt en lyttekabelseksjon. Det bevingede skroget har en øvre halvdel med en relativ positiv oppdrift og en nedre halvdel med en relativ negativ oppdrift. De relative oppdriftene er satt på forhånd og bestemmer kraften som gis for posisjonsstyring lateralt. Owsley et al. hevder at anordningen kan forbli på lyttekabelen og bli lagret på lyttekabelvinsjen uten skade, men peker også på at det er lett og billig å bytte ut anordninger når disse skades.

Et annet system for lateral styring er presentert i U.S.

Patent No. 6,011,752 "Seismic Streamer Position Control Module" av Ambs et al. Systemet presentert i Ambs et al. 6,011,752 omfatter en posisjonsstyringsmodul med koniske ender koaksialt festet utvendig på en koplingsmodul for en lyttekabelseksjon. Posisjonsstyringsmodulen inneholder en eller flere utsparinger som en eller flere styreflater initialt er anbrakt i og så beveget utover for å styre posisjonen lateralt og i dybde for lyttekabelen. Med styreflatene forsenket tillater den relativt lave profilen på posisjonsstyringsmodulene at lyttekabelen utplasseres fra eller samles inn på en lyttekabelvinsj uten at man må feste eller ta av noe.

Følgelig finnes det et behov for et apparat for styring av en marinseismisk lyttekabel som oppnår en effektiv og korrekt posisjonert slep med betraktelig kraft og lavt drag, redusert slepefriksjon, redusert slepestøy, og redusert slitasje og skader. Spesielt finnes det et behov for en styreanordning<4>som er tilstrekkelig kompakt til ikke å interferere med operasjoner for lyttekabelutplassering og innsamling og som kan forbli på lyttekabelen under lagring på lyttekabelvinsjen.

Kortfattet oppsummeirng av oppfinnelsen

Oppfinnelsen dreier seg om et apparat for styring av en marinseismisk lyttekabel. I ett aspekt omfatter oppfinnelsen minst to hengslede seksjoner dreielig forbundet til hverandre og forbundet mellom to naboseksjoner av den seismiske lyttekabelen, og en bøyingsstyringsenhet som styrer bøyingen av de hengslede seksjonene i forhold til den langsgående aksen av den seismiske lyttekabelen.

I en utførelse omfatter oppfinnelsen videre en rullsensor som bestemmer rotasjonsorienteringen av legemet og sender orienteringen til bøyingsstyringsenheten. Bøyingsstyrings-sensoren styrer så bøyingen av de hengslede seksjonene basert på rotasjonsorienteringen av legemet som sendes av rullsensoren.

I en annen utførelse omfatter oppfinnelsen videre en lateralposisjonssensor som bestemmer lateral posisjon til legemet og sender den laterale posisjonen til bøyings-styringsenheten. Bøyingsstyringsenheten styrer bøyingen av de hengslede seksjonene basert på den laterale posisjonen til legemet som sendes av lateralposisjonssensoren.

I enda en annen utførelse omfatter oppfinnelsen videre en dybdesensor som bestemmer dybde til legemet og sender dybden til bøyingsstyringsenheten. Bøyingsstyringsenheten styrer så bøyingen av den hengslede seksjonen basert på dybde til legemet, som sendes av dybdesensoren.

Kort beskrivelse av tegningene

Oppfinnelsen og dens fordeler kan forstås lettere ved å referere til den følgende detaljerte beskrivelsen og de vedheftede tegningene, i hvilke: FIG. 1 er et oppriss som illustrerer en utførelse av oppfinnelsen for styring av en marinseismisk lyttekabel; FIG. 2 er et oppriss som illustrerer en utførelse av oppfinnelsen av en styreanordning for marinseismisk lyttekabel; og FIG. 3 er et planriss som illustrerer en utførelse av oppfinnelsen for en marinseismisk lyttekabel.

Når oppfinnelsen blir beskrevet i sammenheng med sine foretrukne utførelser, vil man forstå at oppfinnelsen ikke er begrenset til disse. Derimot er oppfinnelsen ment å dekke alle alternativer, modifikasjoner, og ekvivalenter som kan inkluderes i oppfinnelsens omfang, som definert i de vedheftede kravene.

Detaljert JbesJcari velse av oppfinnelsen

Oppfinnelsen dreier seg om et apparat for styring av en marinseismisk lyttekabel. I en utførelse dreier oppfinnelsen seg om en anordning som kan brukes til å forskyve hver av en sammenstilling av seismiske lyttekabler lateralt i forhold til et slepefartøy. I en annen utførelse dreier oppfinnelsen seg om en styreanordning som også kan brukes til å forskyve hver av en sammenstilling av seismiske lyttekabler vertikalt i forhold til vannoverflaten. Spesielt dreier oppfinnelsen seg om en styreanordning for lyttekabler som er integrert med lyttekabelen og som er av en tilstrekkelig kompakt størrelse til å tillate lyttekabelen å lagres på en lyttekabelvinsj uten at styreanordningen må tas av.

Styreanordningen for lyttekabel i følge oppfinnelsen, genererer styrekrefter radielt rundt en seismisk lyttekabel ved bøying i en egnet retning og tvang av vannstrøm rundt bøyen i styreanordningen. Bøyen i styreanordningen genererer en styrekraft ved å avbøye fluidstrømmen av vann som flyter rundt den slepte seismiske lyttekabelen. Denne avbøyningen av fluidstrømmen genererer løft ved å endre størrelsen (fart) og retning på vannets strømningshastighet. På den konkave utsiden av bøyen i styreanordningen tvinges fluidstrømmen utover vekk fra anordningen og blir relativt sett raskere, noe som fører til lavere vanntrykk. På den konvekse innsiden av bøyen i styreanordningen tvinges fluidstrømmen innover mot anordningen og blir relativt sett langsommere, noe som fører til høyere vanntrykk. Kraftubalansen grunnet trykk-forskjellen, forårsaker en utadrettet styrekraft vinkelrett på den initiale strømningsretningen.

Ved å styre retningen på bøyen av styreanordningen, kan en styrekraft genereres i en hvilken som helst radiell retning. På denne måten kan styreanordningen kontrollere styrekraften på lyttekabelen i både lateral og vertikal retning. I tillegg kan styreanordningen kontrollere størrelsen på styrekraften ved å styre graden av bøying.

Figurene 1-3 illustrerer oppfinnelsens prinsipp. Figur 1 viser (ikke i skala) et skjematisk oppriss som illustrerer en utførelse av oppfinnelsen, en styreanordning for marinseismiske lyttekabler. Oppfinnelsens styreanordning er generelt angitt ved referansetall 10. Den marinseismiske lyttekabelen, generelt angitt ved referansetall 11, slepes nedsenket gjennom en vannmasse 12. Typisk slepes et flertall av seismiske lyttekabler 11 i et mønster med mellomrom lateralt, av et seismikkfartøy 13. Figur 1 er imidlertid et oppriss som viser kun en seismisk lyttekabel 11 for å forenkle illustrasjonen. Typisk er de seismiske lyttekablene 11 forbundet med seismikkfartøyet 13 via en lyttekabelvinsj 14 for utplassering og innsamling de seismiske lyttekablene 11 for en seismisk kartlegging. Mellom aktive seismiske kartlegginger er de seismiske lyttekablene 11 lagret på lyttekabelvinsjen 14.

Figur 2 viser (ikke i skala) et skjematisk oppriss som illustrerer en utførelse av oppfinnelsen av en styreanordning for en marinseismisk lyttekabel. Styreanordningen 10 i følge en utførelse av oppfinnelsen, omfatter primært langstrakte, hengslede seksjoner 15 som er tilpasset til å bli mekanisk forbundet i serie mellom lyttekabelseksjonene 16 til den rnarinseismiske lyttekabelen 11.

Styreanordningen 10 omfatter minst to hengslede seksjoner 15. Oppfinnelsen kan bruke et hvilket som helst antall hengslede seksjoner 15 for fleksibilitet. Denne inneværende utførelsen vil imidlertid for enkelthets skyld bli illustrert med kun to hengslede seksjoner 15, selv om dette ikke er en begrensning av oppfinnelsen. Derfor omfatter styreanordningen 10 i Figur 2 en seksjon 17 hengslet i forkant og en seksjon 18 hengslet i bakkant. Seksjonen 17 hengslet i forkant og seksjonen 18 hengslet i bakkant er forbundet ved en dreielig kopling 19 slik at den hengslede seksjonen 15 kan dreie i en hvilken som helst radiell retning. Seksjonen 17 hengslet i front og seksjonen 18 hengslet i bakkant, er koplet til naboseksjonene 16 av lyttekabelen på konvensjonell måte for seksjons-forbindelser i lyttekabler.

Følgelig kan styreanordningen 10 bøyes utover i en hvilken som helst radiell retning på tvers av den langsgående aksen av den seismiske lyttekabelen 11 når styreanordningen 10 slepes gjennom vannet 12 i forbindelse med den seismiske lyttekabelen 11. Bøyingen av den hengslede seksjonen 15 av styreanordningen 10 blir styrt av en bøyingsstyringsenhet 20. I en utførelse omfatter styreanordningen 10 bøyingsstyrings-enheten 20. I andre utførelser er bøyingsstyringsenheten plassert andre steder på den seismiske lyttekabelen 11 eller på seismikkfartøyet 13. Plasseringen av bøyingsstyrings-enheten 20 er ikke ment å være en begrensning av oppfinnelsen. Bøyingskontrollenheten 20 styrer den radielle retningen og graden av bøyingen av de hengslede seksjonene 15. Ved å styre bøyingen av styreanordningen 10, kan en styrekraft genereres i en hvilken som helst radiell retning relativt til den langsgående aksen av den seismiske lyttekabelen 11.

En seismisk lyttekabel 11 som slepes gjennom vannet 12, kan rotere, noe som gjør det ønskelig å ha en rullsensor anordnet i eller nær styreanordningen 10. Rullsensoren kan så sende vinkelorienteringen til styreanordningen 10 til bøyings-styringsenheten 20. Bøyingsstyringsenheten 20 vil deretter bli i stand til å bruke denne informasjonen som sendes, til å korrekt bestemme retningen på kraften som er nødvendig for å dynamisk justere posisjonen til den seismiske lyttekabelen 11. I en utførelse av oppfinnelsen inneholder styreanordningen 10 følgelig en rullsensor 21. I en annen utførelse er rullsensoren 21 plassert nær styreanordningen 10 på den seismiske lyttekabelen 11. Plasseringen av rullsensoren 21 er ikke ment å være en begrensning av oppfinnelsen. Rullsensoren 21 bestemmer vinkelposisjonen til styreanordningen 10 og, tilsvarende, til lyttekabelseksjonene ved siden av 16, i forhold til den langsgående aksen til den seismiske lyttekabelen 11. Rullsensoren 21 sender også vinkelposisjonen som bestemmes, til bøyingsstyringsenheten 20.

I en utførelse brukes styreanordningen 10 til lateral styring av en seismisk lyttekabel 11. Dersom styreanordningen brukes for styring lateralt, så inkorporeres en lateralposisjons sensor til bruk med styreanordningen 10. En kommando kan så bli sendt til bøyingsstyringsenheten 20 angående en spesiell posisjon lateralt, og bøyingsstyringsenheten 20 vil deretter lese av sin lateralposisjonssensor og justere til posisjonen lateralt gitt av kommandoen.

I en alternativ utførelse brukes styreanordningen 10 til styring både lateralt og i dybde. Dersom styreanordningen 10 brukes for dybdestyring, så inkorporeres en dybdesensor til bruk med styreanordningen 10. En kommando kan så bli gitt til bøyingsstyringsenheten 20 angående en spesiell dybde, og bøyingsstyringsenheten 20 vil så lese av sin dybdesensor og justere til dybden gitt av kommandoen.

I en utførelse inneholder styringsenheten 10 en dybdesensor 22. I en annen utførelse er dybdesensoren 22 plassert på den seismiske lyttekabelen 11 nær styreanordningen 10. Plasseringen av dybdesensoren 22 er ikke ment å vasre en begrensning av oppfinnelsen. Dybdesensoren 22 bestemmer dybden til styreanordningen 10 og, tilsvarende, lyttekabel-seks j onene 16 ved siden av, i forhold til vannflaten (vist i Figur 1). Dybdesensoren 22 sender også dybden som bestemmes, til bøyingsstyringsenheten 20. Figur 3 viser (ikke i skala) et skjematisk planriss som illustrerer en utførelse av oppfinnelsen, en anordning for styring av en marinseismisk lyttekabel 11. Det vises en sammenstilling av marinseismiske lyttekabler 11 som slepes gjennom vannet 12 av seismikkfartøyet 13. Igjen benevnes styreanordningen i følge oppfinnelsen med referansenummer 10. I en utførelse inneholder styreanordningen 10 en lateral-posis jonssensor 24. I en annen utførelse er lateralposisjonssensoren 24 plassert nær på den seismiske lyttekabelen 11 styreanordningen 10. I enda en annen utførelse gis lateral posisjonsinformasjon av en et eksisterende eksternt posisjoneringssystem {ikke vist) som allerede anvendes av seismikkfartøyet 13 og de seismiske lyttekablene 11. Slike posisjoneringssystemer er velkjente innen fagområdet. Lateralposisjonssensoren bestemmer posisjonen lateralt til legemet 15 og, tilsvarende, til lyttekabelseksjonene 16 ved siden av, i forhold til seillinjen 25 til seismikkfartøyet 13 som sleper de seismiske lyttekablene 11. Lateralposisjonssensoren 24 sender også den laterale posisjonen som bestemmes, til bøyingsstyringsenheten 20. Plasseringen av lateralposisjonssensoren 24 eller kilden til lateral posisjonsinformasjonen, er ikke ment å begrense oppfinnelsen.

Innen anvendelsesområdet for styreanordningen 10, i følge en utførelse av oppfinnelsen, sendes overføringer fra rullsensoren 21, dybdesensoren 22 {dersom den anvendes), og lateralposisjonssensoren 24, regelmessig til bøyingsstyrings-enheten 20. I tillegg sendes lyttekabelens 11 ønskede posisjon simultant til avbøyningsstyringsenheten 20. Bestemmelsen av den ønskede lyttekabelposisjonen kan oppnås på en hvilken som helst konvensjonell måte som er kjent innen fagområdet, og er ikke ment å begrense oppfinnelsen. Bøyingsstyringsenheten 20 sammenlikner den aktuelle posisjonen lateralt til styreanordningen 10 slik den sendes av lateralposisjonssensoren 24, med den ønskede posisjonen lateralt for å bestemme en påkrevd justering i lateral posisjon. Tilsvarende sammenlikner bøyingsstyringsenheten 20 den aktuelle dybden av styreanordningen 10 slik den sendes av dybdesensoren 22, med den ønskede dybden for å bestemme en påkrevd justering i dybde. Bøyingsstyringsenheten 20 beregner deretter kraften og retningen som kreves for å korrigere den aktuelle laterale og vertikale posisjonen til styreanordningen 10 til den ønskede posisjonen. Bøyingsstyringsenheten 20 vil i tillegg merke seg den aktuelle vinkelposisjonen til styreanordningen 10 slik den sendes av rullsensoren 21.

Ved bruk av den overførte rotasjonsorienteringen, lateral posisjon, og dybde til styreanordningen 10, kan bøyings-styringsenheten 20 beregne retning på og graden av bøying av de hengslede seksjonene 15 som trengs for å generere den påkrevde styringskraften og retningen som vil justere posisjonen til styreanordningen 10 til den ønskede laterale og vertikale posisjonen. Den justeringsprosessen repeteres regelmessig for å dynamisk opprettholde den ønskede laterale og vertikale posisjonen til styreanordningen 10 når den slepes i forbindelse med den seismiske lyttekabelen 11.

I en annen utførelse av oppfinnelsen, sendes overføringene av den aktuelle posisjonen og orienteringen av styreanordningen 10 og dens ønskede posisjon til en bøyingsberegningsenhet (ikke vist) atskilt fra avbøyningsstyringsenheten 20. Denne bøyingsberegningsenheten kan plasseres i styreanordningen 10, på lyttekablene 11, eller i seismikkfartøyet 13. Posisjonen til bøyingsberegningsenheten er ikke ment å begrense oppfinnelsen. Sammenlikningen av den aktuelle med den ønskede posisjonen til lyttekabelen 11, gjøres i bøyingsberegnings-enheten. Deretter blir også beregningen av den påkrevde avbøyningen av de hengslede seksjonene 15 av styreenheten 10 gjort i bøyingsberegningsenheten og sendt til bøyingsstyr-ingsenheten for eksekvering. I denne utførelsen er bøyings-styringsenheten 20 kun avsvarlig for å styre bøyingen av de hengslede seksjonene 15 for å gi den ønskede laterale og vertikale posisjonsjusteringen av styreenheten 10, slik en separat bøyingsberegningsenhet instruerer.

Styreanordningen 10 har fordelen av å være tilstrekkelig kompakt til å bli praktisk lagret på lyttekabelvinsjen 14. Denne fordelen fjerner behovet for å feste styreanordningen 10 for utplassering av den seismiske lyttekabelen 11 eller for å ta av styreanordningen 10 for innsamling av den seismiske lyttekabelen 11. Denne fordelen resulterer i betraktelig innsparinger av tid, lagerplass, og sikkerhets-bekymringer.

Styreanordningen for lyttekabel i følge oppfinnelsen gjør det mulig å styre den seismiske lyttekabelen i en hvilken som helst retning i vannet. Følgelig kan oppfinnelsen bli brukt i kombinasjon med eksisterende styrelegemer for å styre posisjonen til en sammenstilling av seismiske lyttekabler. Alternativt kan oppfinnelsen til og med bli brukt for å redusere behovet for eksisterende styrelegemer.

Claims (8)

1. Apparat for styring av en marinseismisk lyttekabel, omfattende: - minst to hengslede, langstrakte styreseksjoner dreielig sammenkoplet og forbundet mellom to naboseksjoner av den seismiske lyttekabelen;karakterisert ved- en bøyingsstyringsenhet som beregner grad av bøying og retninger av bøying av de hengslede styreseksjonene som justerer laterale og vertikale posisjoner av den seismiske lyttekabelen og styrer bøyingen av de hengslede styreseksjonene i forhold til den langsgående aksen av den seismiske lyttekabelen til den beregnede graden av bøying og i de beregnede retninger av bøying.

2. Apparat i følge krav 1, som videre omfatter: - en rullsensor som bestemmer rotasjonsorienteringen til de hengslede styreseksjonene og sender orienteringen til bøyingsstyringsenheten.

3. Apparat i følge krav 2, hvor bøyingsstyringsenheten styrer retningen og graden av bøyingen av de hengslede styreseksjonene basert på rotasjonsorienteringen til legemet sendt av rullsensoren, og genererer den beregnede styrekraften i den beregnede styreretningen.

4. Apparat i følge krav 3, som videre omfatter: en lateralposisjonssensor som bestemmer lateral posisjon til legemet og sender den laterale posisjonen til bøyingsstyringsenheten.

5. Apparat i følge krav 4, hvor bøyingsstyringsenheten styrer retningen og graden av bøyingen av de hengslede styringsseksjonene basert på den laterale posisjonen til legemet sendt av lateralposisjonssensoren, og genererer den beregnede styrekraften i den beregnede styreretningen.

6. Apparat i følge krav 5, som videre omfatter: - en dybdesensor som bestemmer dybde til legemet og sender dybden til bøyingsstyringsenheten.

7. Apparat i følge krav 6, hvor bøyingsstyringsenheten styrer retningen og graden av bøyingen av de hengslede styreseksjonene basert på dybden til legemet sendt av dybdesensoren, og genererer den beregnede styrekraften i den beregnede styreretningen.

8. Apparat i følge krav 1, hvor bøyingsstyringsenheten beregner styrekrefter og styreretninger for de hengslede styreseksjonene som justerer de laterale og vertikale posisjonene til den seismiske lyttekabelen, og beregner graden av bøying og retningene av bøying av de hengslede styreseksjonene som tilveiebringer de beregnede styrekreftene og de beregnede styreretningene.