NO337891B1 - Procedure for storing, rewinding and rewinding a marine seismic arrangement, a marine seismic streamer arrangement and a marine seismic streamer arrangement system - Google Patents
Procedure for storing, rewinding and rewinding a marine seismic arrangement, a marine seismic streamer arrangement and a marine seismic streamer arrangement system Download PDFInfo
- Publication number
- NO337891B1 NO337891B1 NO20141377A NO20141377A NO337891B1 NO 337891 B1 NO337891 B1 NO 337891B1 NO 20141377 A NO20141377 A NO 20141377A NO 20141377 A NO20141377 A NO 20141377A NO 337891 B1 NO337891 B1 NO 337891B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- streamer
- arrangement
- winch
- seismic
- head
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 35
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims description 43
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims description 43
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 11
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 11
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3843—Deployment of seismic devices, e.g. of streamers
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B21/00—Tying-up; Shifting, towing, or pushing equipment; Anchoring
- B63B21/56—Towing or pushing equipment
- B63B21/66—Equipment specially adapted for towing underwater objects or vessels, e.g. fairings for tow-cables
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Oceanography (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Vibration Prevention Devices (AREA)
Description
Den foreliggende søknaden vedrører en fremgangsmåte for å lagre, vikle ut og vikle på igjen et marint seismisk streamerarrangement, og et marint seismisk streamerarrangement og et marint seismisk streamerarrangementssystem. Spesielt vedrører oppfinnelsen fagområdet seismiske undersøkelser for marine og overgangssoner. Mer spesielt er oppfinnelsen relatert til et effektivt lagrings- og utsettingssystem for et multistreamer marint seismisk registreringssystem. The present application relates to a method for storing, unwinding and re-winding a marine seismic streamer arrangement, and a marine seismic streamer arrangement and a marine seismic streamer arrangement system. In particular, the invention relates to the field of seismic surveys for marine and transition zones. More particularly, the invention relates to an efficient storage and deployment system for a multistreamer marine seismic recording system.
Seismiske kilder og hydrofoner for registrering av akustisk energi legges ut etter seismiske fartøy for å kartlegge geologiske formasjoner som ligger under bunnen under vann. De seismiske kildene produserer akustisk energi som sendes inn i geologiske formasjoner under bunnen og akustisk energi reflekteres oppover som akustiske bølger som kan registreres av hydrofonene. Seismiske streamere omfatter hydrofoner, elektroniske moduler, elektriske vaiere og sensorer. Seismiske streamere er typisk mer enn ett hundre meter lange og kan være flere kilometer lange. Et flertall streamere taues i et seismisk arrangement gjennom vannet og de ytre streamerne er forskjøvet fra fartøyets senterlinje ved hjelp av deflektorer eller andre avledersystemer. Innføringskabler forbinder streamerne til slepefartøyet og forskjellige tekniske løsninger opprettholder konstant innbyrdes avstand mellom streamere som ligger ved siden av hverandre. Seismic sources and hydrophones for recording acoustic energy are laid out after seismic vessels to map geological formations that lie beneath the bottom underwater. The seismic sources produce acoustic energy which is sent into geological formations below the bottom and acoustic energy is reflected upwards as acoustic waves which can be recorded by the hydrophones. Seismic streamers include hydrophones, electronic modules, electrical wires and sensors. Seismic streamers are typically more than a hundred meters long and can be several kilometers long. A plurality of streamers are towed in a seismic arrangement through the water and the outer streamers are offset from the centerline of the vessel by means of deflectors or other deflector systems. Lead-in cables connect the streamers to the towing vessel and various technical solutions maintain a constant mutual distance between streamers that lie next to each other.
Flertallet av streamere som er forbundet til én signalkabel settes ut samtidig eller etter hverandre fra den samme vinsjen. Idet hodet til den ytre streameren nås, festes det en stikkledning til deflektoren og ved ytterligere utsetting av kryssliner oppnås forskyvninger. Under denne utsettingsoperasjonen beveges streamerhodene av deflektorer som er festet, progressivt ytterligere vekk fra slepefartøyets bevegelsesretning. The majority of streamers connected to one signal cable are deployed simultaneously or in succession from the same winch. As the head of the outer streamer is reached, a branch line is attached to the deflector and by further laying out cross lines displacements are achieved. During this deployment operation, the streamer heads are moved by deflectors that are attached, progressively further away from the towing vessel's direction of travel.
Flere vanlige fremgangsmåter brukes i utsettingen og slepingen av et marint streamerarrangement. En vanlig fremgangsmåte bruker rullende blokker eller skive for bevegelse ned en deflektorslepeline mens den er festet til en streamerkabel. En annen fremgangsmåte bruker en tversgående line for å plassere streamerkablene med en på forhånd bestemt avstand mellom dem. De tversgående linene lenkes fra en kabel til en annen under utsetting og under produksjon. Hvis én kabel trenger å tas inn igjen, må alle de andre kablene som er lenket på tvers tas inn. Several common methods are used in the launching and towing of a marine streamer arrangement. A common method uses rolling blocks or sheave to move down a deflector towline while attached to a streamer cable. Another method uses a transverse line to place the streamer cables with a predetermined distance between them. The transverse lines are linked from one cable to another during deployment and during production. If one cable needs to be brought back in, all the other cables that are linked across must be brought back in.
Den britiske patentpublikasj onen GB 2492652 A beskriver et system og en fremgangsmåte for å slepe og sette ut et marint seismisk streamerarrangement i form av et multi-slepeinnføringsdel som forbinder streamere til fartøyet og som har separate innføringsliner for hver streamer. British patent publication GB 2492652 A describes a system and method for towing and deploying a marine seismic streamer arrangement in the form of a multi-tow insertion section connecting streamers to the vessel and having separate insertion lines for each streamer.
Det er et behov for forbedrede systemer og teknikker for utsetting og inntrekking av seismiske streamere for et marint, seismisk arrangement. Systemet bør være økonomisk og bør minimere motstand i vannet når det seismiske utstyret slepes gj ennom vannet. There is a need for improved systems and techniques for deploying and retracting seismic streamers for a marine seismic event. The system should be economical and should minimize resistance in the water when the seismic equipment is towed through the water.
Hensikten med den foreliggende oppfinnelsen er således å tilveiebringe et system og en fremgangsmåte for utsetting og inntrekking av et marint, seismisk streamerarrangement som er mer effektivt og økonomisk. The purpose of the present invention is thus to provide a system and a method for deploying and retracting a marine seismic streamer arrangement which is more efficient and economical.
Denne hensikten oppnås med en fremgangsmåte for lagring, avspoling og påspoling av et marint, seismisk streamerarrangement som definert i krav 1, et marint, seismisk streamerarrangement som definert i krav 9 og et marint, seismisk streamerarrangementsystem som definert i krav 18. Ytterligere utførelsesformer er definert i de avhengige kravene. This purpose is achieved with a method for storing, unwinding and rewinding a marine seismic streamer arrangement as defined in claim 1, a marine seismic streamer arrangement as defined in claim 9 and a marine seismic streamer arrangement system as defined in claim 18. Further embodiments are defined in the dependent requirements.
Oppfinnelsen tilveiebringer et system og en fremgangsmåte for å sette ut minst to seismiske streamere bak et slepefartøy som kan bevege seg etter en valgt rute gjennom vannet. Generelt omfatter systemet en signalkabel forbundet til i det minste to streamere som har en lengde på minst 100 meter. Med mindre vedlikehold er påkrevd, kan streamerne forbli forbundet til signalkabelen under utsetting og inntrekking. Signalkabel og streamerkombinasjonen anses som en enhet og settes ut trekkes inn som en enhet. The invention provides a system and method for deploying at least two seismic streamers behind a towing vessel that can move along a selected route through the water. In general, the system comprises a signal cable connected to at least two streamers which have a length of at least 100 metres. Unless maintenance is required, the streamers can remain connected to the signal cable during deployment and retraction. The signal cable and the streamer combination are considered as one unit and are inserted and retracted as one unit.
Ved utsetting, blir flerheten av streamere samtidig viklet av fra trommelen og tillatt å følge etter bak fartøyet. Når den ytre streameren er av trommelen, festes en deflektorstikkledning til en utsatt deflektor eller en deflektor tauelineskive, og enheten settes videre ut mens etterfølgende streamere tillates å innta en tverrlineforskyvning (eng.: crossline offset). Tverrlineforskyvningen bestemmes av lengden på hodekablene. Upon launching, the plurality of streamers are simultaneously unwound from the drum and allowed to trail behind the vessel. When the outer streamer is off the drum, a deflector plug is attached to an exposed deflector or a deflector towline sheave, and the unit is deployed further while subsequent streamers are allowed to assume a crossline offset. The crossline displacement is determined by the length of the head cables.
Streamerinntrekkingen omfatter hovedsakelig det motsatte av utsettingsprosessen. Først trekkes signalkabelen inn til hodet til den første streameren og det vide slepesystemet frakobles. Deretter vikles signalkabelen, hodekablene og flerheten av streamere på lagringstrommelen. The streamer withdrawal mainly involves the opposite of the withdrawal process. First, the signal cable is pulled in to the head of the first streamer and the wide tow system is disconnected. Then the signal cable, head cables and the plurality of streamers are wound on the storage drum.
Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen omfatter utsetting og inntrekking av flere streamere som er forbundet gjennom én signalkabel fra en enkelt vinsj. Dette inkluderer enten serie- eller parallellutsetting og inntrekking. The method according to the invention comprises launching and retracting several streamers which are connected through one signal cable from a single winch. This includes either serial or parallel deployment and retraction.
En ytterligere fordel med dette tauedesignet er at det tillater en uhindret utsetting av den seismiske kilden til en posisjon hvor den er over hodekablene og over den første mottakergruppen i streamerne og oppnår således null seismiske forskyvninger. Dette vil være mulig hvis kildens tauedybde er grunnere enn tauedybden til streamerhodene. A further advantage of this rope design is that it allows an unobstructed deployment of the seismic source to a position where it is above the head cables and above the first receiver group in the streamers thus achieving zero seismic displacements. This will be possible if the towing depth of the source is shallower than the towing depth of the streamer heads.
Det er således tilveiebrakt et marint, seismisk streamerarrangement omfattende en hodedel og et flertall av streamere som hver er forbundet til hodedelen Det seismiske streamerarrangementet er innrettet for å lagres som en enhet på en streamervinsj på et fartøy, spoles av som en enhet fra streamervinsjen ved utsetting av det seismiske streamerarrangementet og spoles tilbake som en enhet på streamervinsjen ved inntrekking av det seismiske streamerarrangementet. There is thus provided a marine seismic streamer assembly comprising a head portion and a plurality of streamers each connected to the head portion. The seismic streamer arrangement is adapted to be stored as a unit on a streamer winch on a vessel, unwound as a unit from the streamer winch upon deployment of the seismic streamer assembly and is rewound as a unit on the streamer winch upon retraction of the seismic streamer assembly.
Det seismiske streamerarrangementet kan videre omfatte en første innføringsdel med en første ende som er festet til streamervinsjen, og en andre ende som er festet til en første ende av hodedelen slik at den første innføringsdel en og hodedelen danner en enhet som lagres på streamervinsjen, spoles av fra streamervinsjen og spoles tilbake på streamervinsjen som en enhet. The seismic streamer arrangement may further comprise a first insertion member having a first end attached to the streamer winch, and a second end attached to a first end of the head portion such that the first insertion member and the head member form a unit that is stored on the streamer winch, unwound from the streamer winch and is spooled back onto the streamer winch as a unit.
Hodedelen omfatter fortrinnsvis et flertall hodekabler som er sekvensielt forbundet med streamerhodekoplinger slik at en kontinuerlig hodedel dannes. Streamerhodekoplingene kan videre fortrinnsvis være hovedsakelig T-formet. De generelt T-formede streamerhodene omfatter således fortrinnsvis tre bein hvor minst en del av de tre beina er vinklet i forhold til deres respektive senterakser for å lette lagring av det marine seismiske streamerarrangementet på en trommel til streamervinsjen. Senteraksen til koplingsbeina skal forstås som en langsgående linje som passerer sentralt gjennom de respektive koplingsbeina. The head part preferably comprises a plurality of head cables which are sequentially connected with streamer head connectors so that a continuous head part is formed. The streamer head connections can also preferably be mainly T-shaped. The generally T-shaped streamer heads thus preferably comprise three legs where at least part of the three legs are angled in relation to their respective center axes to facilitate storage of the marine seismic streamer arrangement on a drum for the streamer winch. The central axis of the connecting legs shall be understood as a longitudinal line that passes centrally through the respective connecting legs.
Til to av koplingsbeina er det forbundet en hodekabel og til det tredje koplingsbeinet er det forbundet en streamer. Fortrinnsvis er hver ende av de tre beina til de T-formede streamerhodekoplingene anordnet med en bøyningsbegrenser. Det vil hjelp til med å beskytte hodekablene og streamerne som er forbundet til koplingsbeina og å forhindre dem fra å bli bøyd for mye og derved bli skadet. Streamerne kan være avtakbart forbundet til deres respektive streamerhodekoplinger. Alternativt er streamerne fast forbundet til deres respektive streamerhodekoplinger. A head cable is connected to two of the connecting legs and a streamer is connected to the third connecting leg. Preferably, each end of the three legs of the T-shaped streamer head connectors is provided with a bend limiter. It will help protect the header cables and streamers connected to the connecting legs and prevent them from being bent too much and thereby being damaged. The streamers may be removably connected to their respective streamer head connectors. Alternatively, the streamers are hardwired to their respective streamer head connectors.
Det seismiske streamerarrangementet kan videre omfatte en bøyningsbegrenser som er anordnet ved forbindelsen mellom den første innføringsdelen og hodedelen og er tilpasset for å begrense bøyning av den første innføringsdelen og hodedelen. For stor bøyning av den første innføringsdelen og/eller den andre innføringsdelen kan derved unngås. The seismic streamer arrangement may further comprise a bending limiter which is arranged at the connection between the first insertion part and the head part and is adapted to limit bending of the first insertion part and the head part. Excessive bending of the first insertion part and/or the second insertion part can thereby be avoided.
Det seismiske streamerarrangementet kan videre omfatte en første deflektor som er tilpasset for avtakbar festing til den første innføringsdelen og/eller hodedelen, hvor den første deflektoren er innrettet for å dra hodedelen sideveis relativt til en bevegelsesretning ved bruk av det seismiske streamerarrangementet. Bøyningsbegrenser som er nevnt over, kan brukes for å beskytte innføringsdelen og hodekabelen ved festepunktet for den laterale tauekraften fra deflektoren. The seismic streamer arrangement may further comprise a first deflector which is adapted for removable attachment to the first insertion part and/or the head part, where the first deflector is arranged to drag the head part laterally relative to a direction of movement when using the seismic streamer arrangement. Bend limiters mentioned above can be used to protect the lead-in and head cable at the attachment point from the lateral towing force of the deflector.
Lengden til streamerne er fortrinnsvis minst fire ganger så stor som den laterale avstanden mellom to streamere som er anordnet ved siden av hverandre. Videre er lengden til hver streamer fortrinnsvis større enn 100 meter og hver streamer er anordnet med minst én, men fortrinnsvis et flertall hydrofoner. The length of the streamers is preferably at least four times as great as the lateral distance between two streamers arranged next to each other. Furthermore, the length of each streamer is preferably greater than 100 meters and each streamer is arranged with at least one, but preferably a plurality of hydrophones.
Det er også tilveiebrakt et marint, seismisk streamerarrangementsystem omfattende et fartøy, en streamervinsj som er anordnet på fartøyet, og minst ett marint seismisk streamerarrangement som beskrevet over, hvor hodedelen eller den første innføringsdelen er forbundet til streamervinsjen slik at det seismiske streamerarrangementet kan lagres som en enhet på streamervinsjen, spoles av som enhet fra streamervinsjen og spoles tilbake som en enhet på streamervinsjen ved respektiv utsetting og inntrekking av det seismiske streamerarrangementet. There is also provided a marine seismic streamer arrangement system comprising a vessel, a streamer winch arranged on the vessel, and at least one marine seismic streamer arrangement as described above, where the head part or the first insertion part is connected to the streamer winch so that the seismic streamer arrangement can be stored as a unit on the streamer winch, is unwound as a unit from the streamer winch and is unwound as a unit on the streamer winch by respective deployment and retraction of the seismic streamer arrangement.
Det seismiske streamersystemet kan videre omfatte en seismisk kilde som, ved bruk, trekkes etter fartøyet slik at den seismiske kilden er plassert hovedsakelig over hodedelen. The seismic streamer system may further comprise a seismic source which, in use, is towed behind the vessel so that the seismic source is located mainly above the head section.
Det seismiske streamerarrangementsystem et kan videre omfatte en andre innføringsdel som er løsbart festet til en andre ende til hodedelen. Den andre innføringsdelen kan lagres på en separat vinsj. The seismic streamer arrangement system may further comprise a second insertion part which is releasably attached to a second end of the head part. The second feed part can be stored on a separate winch.
Det seismiske streamerarrangementsystemet kan også omfatte en andre deflektor som er innrettet for løsbar festing til den andre innføringsdelen og/eller hodedelen, hvor den andre deflektoren er innrettet for å dra hodedelen sideveis relativt til en bevegelsesretning ved bruk av det seismiske streamerarrangementet. The seismic streamer arrangement system may also comprise a second deflector which is arranged for releasable attachment to the second insertion part and/or the head part, where the second deflector is arranged to drag the head part laterally relative to a direction of movement when using the seismic streamer arrangement.
I en utførelsesform av det seismiske streamerarrangementsystemet, kan streamervinsjen omfatte en spole med et flertall båser, og at et streamerarrangement som beskrevet over er anordnet separat i minst to båser. Spolen til streamervinsjen kan for eksempel være anordnet med et antall flenser som deler spolen inn i et antall båser. In one embodiment of the seismic streamer arrangement system, the streamer winch may comprise a coil with a plurality of bays, and that a streamer arrangement as described above is arranged separately in at least two bays. The coil of the streamer winch can, for example, be arranged with a number of flanges which divide the coil into a number of stalls.
I en ytterligere utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen, kan den første innføringsdelen være lagret i en separat bås på streamervinsjen, dvs. i en bås som er forskjellig fra båsen som hodedelen lagres i. Alternativt kan fartøyet omfatte en separat vinsj som den første innføringsdelen lagres på. In a further embodiment of the present invention, the first insertion part can be stored in a separate stall on the streamer winch, i.e. in a stall that is different from the stall in which the head part is stored. Alternatively, the vessel can comprise a separate winch on which the first introduction part is stored .
Det er videre tilveiebrakt en fremgangsmåte for lagring, avspoling og påspoling av et marint, seismisk streamerarrangement på et fartøy, hvor det seismiske streamerarrangementet omfatter en hodedel og et flertall av streamere som hver er forbundet til hodedelen, hvor fremgangsmåten omfatter stegene å lagre det seismiske streamerarrangementet som en enhet på en streamervinsj på fartøyet, spole av det seismiske streamerarrangementet som en enhet fra streamervinsjen ved utsetting av det seismiske streamerarrangementet og spole det seismiske streamerarrangementet som en enhet tilbake på streamervinsjen ved inntrekking av det seismiske streamerarrangementet. There is further provided a method for storing, unwinding and rewinding a marine seismic streamer arrangement on a vessel, where the seismic streamer arrangement comprises a head part and a plurality of streamers each connected to the head part, where the method comprises the steps of storing the seismic streamer arrangement as a unit on a streamer winch on the vessel, uncoiling the seismic streamer assembly as a unit from the streamer winch on deployment of the seismic streamer assembly and uncoiling the seismic streamer assembly as a unit on the streamer winch on retraction of the seismic streamer assembly.
I en utførelsesform av fremgangsmåten, er en første ende av en første innføringsdel festet til streamervinsjen og en andre ende av den første innføringsdelen er festet til en første ende av hodedelen slik at den første innføringsdelen og hodedelen danner en enhet som lagres på streamervinsjen, spoles av streamervinsjen og spoles tilbake på streamervinsjen som en enhet. In one embodiment of the method, a first end of a first insertion part is attached to the streamer winch and a second end of the first insertion part is attached to a first end of the head part so that the first insertion part and the head part form a unit which is stored on the streamer winch, unwound the streamer winch and is spooled back onto the streamer winch as a unit.
I en annen utførelsesform av fremgangsmåten, kan en første ende av hodedelen være festet til en andre ende av en første innføringsdel etter at den er spolet av fra streamervinsjen og før den settes ut i vannet ved utsetting av streamerarrangementet, hvor den første enden til den første innføringsdelen er forbundet til fartøyet. Den første enden til innføringskabelen er fortrinnsvis forbundet til fartøyet. Innføringsdelen kan også være lagret på en separat vinsj eller i en separat bås på streamervinsjen. In another embodiment of the method, a first end of the head portion may be attached to a second end of a first insertion portion after it is unwound from the streamer winch and before it is released into the water when deploying the streamer arrangement, wherein the first end to the first the introduction part is connected to the vessel. The first end of the lead-in cable is preferably connected to the vessel. The feed-in part can also be stored on a separate winch or in a separate stall on the streamer winch.
I en ytterligere utførelsesform av fremgangsmåten, kan hodedelen kobles fra den første innføringsdelen og festes til streamervinsjen før hodedelen spoles på streamervinsjen under inntrekking av streamerarrangementet. Den første hodedelen lagres da fortrinnsvis på en separat vinsj eller i en separat streamerbås på streamervinsjen. In a further embodiment of the method, the head part can be disconnected from the first insertion part and attached to the streamer winch before the head part is spooled onto the streamer winch during retraction of the streamer arrangement. The first head part is then preferably stored on a separate winch or in a separate streamer booth on the streamer winch.
I en ytterligere utførelsesform av fremgangsmåten, festes en andre innføringsdel til en andre ende av hodedelen før den andre enden av hodedelen settes ut i vannet. In a further embodiment of the method, a second insertion part is attached to a second end of the head part before the other end of the head part is placed in the water.
Et ytterligere steg av fremgangsmåten omfatter å anordne den første innføringsdelen med en første deflektor som er innrettet for å dra hodedelen sideveis relativt til fartøyets bevegelsesretning ved bruk av det marine seismiske streamerarrangementet. Den første deflektoren er fortrinnsvis avtakbart festet til den første innføringsdelen og/eller hodedelen. A further step of the method comprises providing the first insertion part with a first deflector which is arranged to drag the head part laterally relative to the direction of movement of the vessel using the marine seismic streamer arrangement. The first deflector is preferably removably attached to the first insertion part and/or the head part.
En ytterligere utførelsesform av fremgangsmåten omfatter å anordne den andre innføringsdelen med en andre deflektor som er innrettet for å dra hodedelen sideveis relativt til fartøyets bevegelsesretning ved bruk av det marine, seismiske streamerarrangementet. A further embodiment of the method comprises providing the second insertion part with a second deflector which is arranged to drag the head part laterally relative to the direction of movement of the vessel using the marine seismic streamer arrangement.
Et ytterligere steg til fremgangsmåten omfatter å forbinde streamerne til respektive streamerhodekoplinger til hodedelen hvor streamerhodekoplingene er forbundet sammen hodekabler slik at hodekablene og streamerhodekoplingene danner den kontinuerlige hodedelen. A further step to the method comprises connecting the streamers to respective streamer head connectors to the head part where the streamer head connectors are joined together by head cables so that the head cables and streamer head connectors form the continuous head part.
Et ytterligere steg i fremgangsmåten omfatter å tilveiebringe generelt T-formede streamerhodekoplinger hvor de T-formede streamerhodekoplingene omfatter tre koplingsbein. Ved endene av koplingsbeina kan det være anordnet en bøyningsbegrenser. Videre kan ett eller flere av de tre koplingsbeina være vinklet relativt til deres respektive senterakser for å lette lagring av det marine seismiske streamerarrangementet på en spole til streamervinsjen. A further step in the method comprises providing generally T-shaped streamer head couplings where the T-shaped streamer head couplings comprise three coupling legs. A bending limiter can be arranged at the ends of the connecting legs. Furthermore, one or more of the three connecting legs may be angled relative to their respective center axes to facilitate storage of the marine seismic streamer arrangement on a reel to the streamer winch.
Et ytterligere steg i fremgangsmåten omfatter å feste avtakbart streamerne til deres respektive streamerhodekoplinger slik at streameren kan løsgjøres fra hodedelen for vedlikehold og/eller reparasjon. I tillegg kan fremgangsmåten omfatte steget å løsbart feste streamerne til deres respektive streamerhodekoplinger og lagre streamerne i separate båser på trommelen til streamervinsjen. A further step in the method involves releasably attaching the streamers to their respective streamer head connectors so that the streamer can be detached from the head for maintenance and/or repair. In addition, the method may include the step of releasably attaching the streamers to their respective streamer head couplings and storing the streamers in separate bays on the drum of the streamer winch.
En ytterligere utførelsesform av fremgangsmåten omfatter steget å trekke en seismisk kilde etter fartøyet slik at den seismiske kilden plassert hovedsakelig over hodedelen. A further embodiment of the method comprises the step of pulling a seismic source after the vessel so that the seismic source is located mainly above the head part.
Noen ikke-begrensende utførelsesformer av det marine streamerarrangementet vil bli beskrevet under med henvisning til figurene hvor: Figur 1 illustrerer skjematisk en første utførelsesform av det marine streamerarrangementsystemet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Figur 2 illustrerer skjematisk den samme utførelsesformen som i figur 1, hvor hodedelen er i ferd med å bli spolet på streamervinsjen. Figur 3 illustrerer skjematisk den første utførelsesformen hvor streamerarrangementet er spolt av fra streamervinsjen. Some non-limiting embodiments of the marine streamer arrangement will be described below with reference to the figures where: Figure 1 schematically illustrates a first embodiment of the marine streamer arrangement system according to the present invention. Figure 2 schematically illustrates the same embodiment as in Figure 1, where the head part is in the process of being wound onto the streamer winch. Figure 3 schematically illustrates the first embodiment where the streamer arrangement is washed off from the streamer winch.
Figur 4 illustrerer skjematisk en streamerhodekopling. Figure 4 schematically illustrates a streamer head coupling.
Figur 5 illustrerer skjematisk streamervinsj med en trommel som har et flertall av båser for streamerarrangementer. Figur 6 illustrerer skjematisk den første utførelsesformen med en luftkanonkilde som er satt ut bak fartøyet og hovedsakelig over hodedelen. Figur 7 illustrerer skjematisk en andre utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen som er anordnet med to streamerarrangementer som er lagret separat på to streamervinsj er. Figur 1 og 2 viser skjematisk et marint streamerarrangementsystem 10 i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Det marine streamerarrangementsystemet 10 omfatter et marint streamerarrangement 12 som omfatter en første innføringsdel 14 og en hodedel 21. En første ende 22 til den første innføringsdelen 14 og en andre ende 16 av hodedelen 21 er mekanisk og signalmessig forbundet til hverandre slik at et eller flere signaler kan overføres mellom hodedelen 21 den første innføringsdelen 14. Forbindelsen mellom den første innføringsdelen 14 og hodedelen 21 kan være anordnet med en første bøyningsbegrenser 28 som antydet på figurene. En første ende 15 til den første innføringsdelen 14 er avtakbart festet til et fartøy 40, for eksempel til streamervinsjen 42. Streamervinsjen 42 kan være anordnet med en trommel 45 som det marine streamerarrangementet 12 lagres på, Figure 5 schematically illustrates streamer winch with a drum having a plurality of stalls for streamer arrangements. Figure 6 schematically illustrates the first embodiment with an air cannon source which is set out behind the vessel and mainly above the head section. Figure 7 schematically illustrates a second embodiment of the present invention which is arranged with two streamer arrangements which are stored separately on two streamer winches. Figures 1 and 2 schematically show a marine streamer arrangement system 10 according to the present invention. The marine streamer arrangement system 10 comprises a marine streamer arrangement 12 which comprises a first introduction part 14 and a head part 21. A first end 22 of the first introduction part 14 and a second end 16 of the head part 21 are mechanically and signal-wise connected to each other so that one or more signals can be transferred between the head part 21 and the first insertion part 14. The connection between the first insertion part 14 and the head part 21 can be arranged with a first bending limiter 28 as indicated in the figures. A first end 15 of the first insertion part 14 is removably attached to a vessel 40, for example to the streamer winch 42. The streamer winch 42 may be provided with a drum 45 on which the marine streamer arrangement 12 is stored,
som det marine streamerarrangementet settes ut fra og som det marine streamerarrangementet spoles opp på når det trekkes inn etter bruk. from which the marine streamer arrangement is deployed and on which the marine streamer arrangement is spooled when retracted after use.
Hodedelen 21 omfatter et flertall streamerhodekoplinger 35 som er forbundet med hverandre med hodekabler 33 som antydet på figurene for å danne en kontinuerlig hodedel 21. Hodekoplingene 35 og hodekablene 33 er mekanisk og signalmessig forbundet slik at et signal kan passere gjennom hodedelen 21 fra en andre ende 23 til hodedelen 21 til den første enden 21 til hodedelen. The head part 21 comprises a plurality of streamer head connectors 35 which are connected to each other by head cables 33 as indicated in the figures to form a continuous head part 21. The head connectors 35 and the head cables 33 are mechanically and signal-wise connected so that a signal can pass through the head part 21 from a second end 23 to the head part 21 to the first end 21 to the head part.
Streamerhodekoplingene 35 har en generelt T-formet form som har tre koplingsbein 36. Streamerkoplingene 35 er fortrinnsvis laget av metall. Hodekablene 33 er forbunnet til to av koplingsbeina 36 mens en streamer 38 er avtakbart forbundet til det tredje koplingsbeinet og strekker seg bakover fra fartøyet 40 ved drift av det marine seismiske streamerarrangementsystemet. Streamerne 38 er mekanisk og signalmessig festet til streamerkoplingene 35 slik at signaler kan overføres gjennom streameren og videre gjennom streamerhodet og hodeseksjonen 21. The streamer head couplings 35 have a generally T-shaped shape which has three coupling legs 36. The streamer couplings 35 are preferably made of metal. The head cables 33 are connected to two of the connecting legs 36 while a streamer 38 is removably connected to the third connecting leg and extends aft from the vessel 40 in operation of the marine seismic streamer arrangement system. The streamers 38 are mechanically and signal-wise attached to the streamer connections 35 so that signals can be transmitted through the streamer and further through the streamer head and head section 21.
Lengden til streamerne er fortrinnsvis mer enn 100 meter og kan være mye lenger om det er ønskelig. Hvert koplingsbein til streamerkoplingene kan være anordnet med en bøyningsbegrenser (ikke vist) for å forhindre overdreven bøyning av hodekablene 33 og/eller streamerne 38 under utsetting, sleping, tilbakespoling og lagring, spesielt ved deres respektive innfestingspunkter til koplingsbeina 36 til streamerkoplingene 35. Som antydet på figur 4 er koplingsbeina og /eller bøyningsbegrenserne anordnet med en bøy 39. En slik bøy, spesielt i koplingsbeinet 36 som streameren 38 er forbundet til, hjelper til å gjøre at det seismiske streamerarrangementene spoler seg fint på trommelen 45 til streamervinsjen 42 og derved reduserer sjansene for at hodekablene 33 eller streamerne blir skadet. The length of the streamers is preferably more than 100 meters and can be much longer if desired. Each link leg of the streamer links may be provided with a bend limiter (not shown) to prevent excessive bending of the header cables 33 and/or streamers 38 during deployment, towing, rewinding and storage, particularly at their respective attachment points to the link legs 36 of the streamer links 35. As indicated in Figure 4, the connecting legs and/or the bending limiters are arranged with a bend 39. Such a bend, especially in the connecting leg 36 to which the streamer 38 is connected, helps to make the seismic streamer arrangement wind up nicely on the drum 45 of the streamer winch 42 and thereby reduces the chances of the head cables 33 or the streamers being damaged.
På figur 3 er det marine streamerarrangementsystemet vist i drift. Den første innføringsdelen 14 er fullstendig avspolt fra trommelen 45 til streamervinsjen 42. En første deflektor 29 er forbundet til den første innføringsdelen 14 og/eller hodedelen 21 og/eller bøyningsbegrenseren 28 som er anordnet ved forbindelsen mellom den første og hodedelen. Til den andre enden til hodedelen 21 er en første ende til en innføringskabel 27 avtakbart forbundet. Innføringskabelen 27 er i den andre enden forbundet til en vinsj, enten streamervinsjen 42, fortrinnsvis en separat bås til streamervinsjen 42, eller en separat vinsj for innføringskabelen. Ved utsetting blir innføringskabelen 27 forbundet til den andre enden til hodeseksjonen 21 før hodeseksjonen går ned i vannet. Det er også anordnet en andre deflektor 31 som er festet til innføringskabelen 27. Både den første deflektoren 29 og den andre deflektoren er utformet for å dra den første enden 22 og den andre 23 til hodedelen 21 i en retning på tvers av sleperetningen med det resultatet at hodedelen strekker seg i en retning hovedsakelig på tvers av bevegelsesretningen til fartøyet 40 ved sleping av det marine seismiske streamerarrangementsystemet 10. På grunn av det T-formede designet på streamerkoplingene 35 vil streameren derfor strekke seg bakover fra hodeseksjonen 21 under sleping av det marine seismiske streamerarrangementsystemet. In Figure 3, the marine streamer arrangement system is shown in operation. The first introduction part 14 is completely unwound from the drum 45 to the streamer winch 42. A first deflector 29 is connected to the first introduction part 14 and/or the head part 21 and/or the bending limiter 28 which is arranged at the connection between the first and the head part. To the other end of the head part 21, a first end of an insertion cable 27 is detachably connected. The lead-in cable 27 is connected at the other end to a winch, either the streamer winch 42, preferably a separate stall for the streamer winch 42, or a separate winch for the lead-in cable. When launching, the lead-in cable 27 is connected to the other end of the head section 21 before the head section goes down into the water. A second deflector 31 is also provided which is attached to the lead-in cable 27. Both the first deflector 29 and the second deflector are designed to drag the first end 22 and the second 23 to the head part 21 in a direction transverse to the towing direction with the result that that the head section extends in a direction substantially transverse to the direction of movement of the vessel 40 when towing the marine seismic streamer arrangement system 10. Therefore, due to the T-shaped design of the streamer couplings 35, the streamer will extend aft from the head section 21 during towing of the marine seismic the streamer arrangement system.
På figur 5 er det vist en alternativ trommel 45 til streamervinsjen 42. Som antydet på figuren, er trommelen anordnet med et antall flenser 48 som deler trommelen opp i et flertall båser 47 som streamerarrangementer kan lagres i som antydet på figuren. Et flertall separate marine seismiske streamerarrangementer kan dermed lagres på streamervinsjen 42. Figure 5 shows an alternative drum 45 to the streamer winch 42. As indicated in the figure, the drum is arranged with a number of flanges 48 which divide the drum into a plurality of stalls 47 in which streamer arrangements can be stored as indicated in the figure. A plurality of separate marine seismic streamer arrangements can thus be stored on the streamer winch 42.
Figur 6 er den samme figuren som figur 3 bortsett fra luftkanonkilden 50 som er antydet på figur 6. Ved bruk vil luftkanonkilden 50 sende ut lydsignaler som plukkes opp av hydrofoner som er anordnet i streamerne 38 når signaler returnerer fra grunnen. På grunn av det fordelaktige arrangementet av den første innføringsdelen 14 og hodedelen 21 slik at det ikke er noen streamere eller innføringsdeler av det marine seismiske streamerarrangementet som strekker seg bakover fra fartøyet. Ved sleping av det marine seismiske streamersystemet 10 kan luftkanonkilden 50 derfor slepes bak fartøyet 40 slik at luftkanonkilden er posisjonert hovedsakelig vertikalt over hodeseksjonen 21. Derved oppnås null seismisk forskyvning, noe som er en stor fordel ved det foreliggende seismiske streamersystemet. De andre trekkene er som vist i figur 3 og har blitt beskrevet over og vil derfor ikke bli gjentatt her. Figure 6 is the same figure as Figure 3 except for the air cannon source 50 which is indicated in Figure 6. In use, the air cannon source 50 will emit sound signals which are picked up by hydrophones arranged in the streamers 38 when signals return from the ground. Due to the advantageous arrangement of the first lead-in part 14 and the head part 21 such that there are no streamers or lead-in parts of the marine seismic streamer arrangement extending aft from the vessel. When towing the marine seismic streamer system 10, the air cannon source 50 can therefore be towed behind the vessel 40 so that the air cannon source is positioned mainly vertically above the head section 21. Zero seismic displacement is thereby achieved, which is a major advantage of the present seismic streamer system. The other features are as shown in Figure 3 and have been described above and will therefore not be repeated here.
På figur 7 er det vist en utførelsesform at det marine seismiske streamersystemet omfattende to slike systemer. Som vist er det tilveiebrakt en streamervinsj 42 og en andre streamervinsj 43. Til streamervinsjen 42 er det festet et seismisk streamerarrangement 12 som vist på figur 3 omfattende en første innføringsdel 14 og en hodedel 21. Til den andre streamervinsjen 43 er det festet et seismisk streamerarrangement 12 som vist på figur 3 omfattende en andre innføringsdel 17 og en andre hodedel 24. Ved utsetting av de to seismiske streamerarrangementene, forbindes den andre enden til hodedelen 21 og den andre hodedelen 24 med et koplingselement 20 før de hodedelene 21, 24 går ned i vannet. På samme måte, ved inntrekking av de to marine seismiske streamerarrangementene, kobles de to hodedelene 21, 24 fra hverandre når koplingselementet kommer opp av vannet. Den første deflektoren 29 og den andre deflektoren 31 er fortrinnsvis anvendt, på samme måte som over, for å sikre at hodedelene strekker seg i en retning hovedsakelig på tvers av bevegelsesretningen under sleping. Figure 7 shows an embodiment of the marine seismic streamer system comprising two such systems. As shown, a streamer winch 42 and a second streamer winch 43 are provided. To the streamer winch 42 is attached a seismic streamer arrangement 12 as shown in figure 3 comprising a first insertion part 14 and a head part 21. To the second streamer winch 43 is attached a seismic streamer arrangement 12 as shown in Figure 3 comprising a second insertion part 17 and a second head part 24. When deploying the two seismic streamer arrangements, the other end of the head part 21 and the second head part 24 are connected with a coupling element 20 before the head parts 21, 24 descend into the water. Similarly, upon retraction of the two marine seismic streamer arrangements, the two head parts 21, 24 are disconnected from each other when the coupling element emerges from the water. The first deflector 29 and the second deflector 31 are preferably used, in the same way as above, to ensure that the head parts extend in a direction substantially transverse to the direction of movement during towing.
Claims (24)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20141377A NO337891B1 (en) | 2014-11-14 | 2014-11-14 | Procedure for storing, rewinding and rewinding a marine seismic arrangement, a marine seismic streamer arrangement and a marine seismic streamer arrangement system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20141377A NO337891B1 (en) | 2014-11-14 | 2014-11-14 | Procedure for storing, rewinding and rewinding a marine seismic arrangement, a marine seismic streamer arrangement and a marine seismic streamer arrangement system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20141377A1 NO20141377A1 (en) | 2016-05-16 |
| NO337891B1 true NO337891B1 (en) | 2016-07-04 |
Family
ID=56824051
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20141377A NO337891B1 (en) | 2014-11-14 | 2014-11-14 | Procedure for storing, rewinding and rewinding a marine seismic arrangement, a marine seismic streamer arrangement and a marine seismic streamer arrangement system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO337891B1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6498768B1 (en) * | 1997-09-02 | 2002-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for marine seismic surveying including multiples streamers from a lead-in |
| WO2003075039A1 (en) * | 2002-03-07 | 2003-09-12 | Sverre Planke | Apparatus for seismic measurements |
| GB2396696A (en) * | 2002-12-26 | 2004-06-30 | Pgs Americas Inc | Towing multiple streamer cables from a lead-in |
| GB2421309A (en) * | 2004-12-17 | 2006-06-21 | Pgs Americas Inc | Controlling the bending of a hinge coupling two sections of a seismic streamer to effect steering of the streamer |
| GB2492652A (en) * | 2011-07-05 | 2013-01-09 | Pgs Geophysical As | Submersible deflector for geophysical surveying |
-
2014
- 2014-11-14 NO NO20141377A patent/NO337891B1/en unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6498768B1 (en) * | 1997-09-02 | 2002-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for marine seismic surveying including multiples streamers from a lead-in |
| WO2003075039A1 (en) * | 2002-03-07 | 2003-09-12 | Sverre Planke | Apparatus for seismic measurements |
| GB2396696A (en) * | 2002-12-26 | 2004-06-30 | Pgs Americas Inc | Towing multiple streamer cables from a lead-in |
| GB2421309A (en) * | 2004-12-17 | 2006-06-21 | Pgs Americas Inc | Controlling the bending of a hinge coupling two sections of a seismic streamer to effect steering of the streamer |
| GB2492652A (en) * | 2011-07-05 | 2013-01-09 | Pgs Geophysical As | Submersible deflector for geophysical surveying |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20141377A1 (en) | 2016-05-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6504792B2 (en) | Method and system for deploying and recovering seismic streamers in a marine seismic array | |
| US4038630A (en) | Airgun marine seismic survey streamer method and apparatus | |
| US9897713B2 (en) | Hydrodynamic depressor for marine sensor streamer arrays | |
| US9128208B2 (en) | Catenary front-end gear and method | |
| AU732340B2 (en) | Method and system for towing multiple streamers | |
| NO20151033L (en) | Active management of marine seismic sources | |
| US9611018B2 (en) | Node deployer | |
| US4313392A (en) | System for deploying and retrieving seismic source assembly from marine vessel | |
| US20110292758A1 (en) | Method for Deployment of Seismic Recorder Array With Removable Data Recorders | |
| NO338065B1 (en) | Method and system for positioning a source group in tow behind a vessel, with detection and avoidance of obstacles | |
| NO332924B1 (en) | Marine seismic towing system with separate towing devices capable of independent movement | |
| GB2575744A (en) | Wide spread seismic source towing configuration | |
| DK164609B (en) | SEISMIC CABLE PIPE DEVICE | |
| US8747025B2 (en) | Offshore cable laying method | |
| US8687461B2 (en) | Marine seismic source handling system | |
| US5971665A (en) | Cable-laying apparatus and method | |
| US20190176936A1 (en) | Method and system for towing widely separated sources | |
| KR20090080519A (en) | Device for automatically attaching and detaching a towed sonar transmitter to and from an active-sonar tow line | |
| GB2529463A (en) | Apparatus and method for steering marine sources | |
| EP3475735B1 (en) | Source towing arrangement | |
| EP3427086B1 (en) | Protective structure for a seismic source array | |
| NO337891B1 (en) | Procedure for storing, rewinding and rewinding a marine seismic arrangement, a marine seismic streamer arrangement and a marine seismic streamer arrangement system | |
| CN109901273B (en) | Construction method for laying optical cable junction boxes on sea in ultra-deep water | |
| NO324483B1 (en) | Hydrophone cable handling device for use on a seismic vessel | |
| EP0089344A1 (en) | Float arrangement. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative | ||
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: SEISNODE IP BV, NL |