NO337891B1 - Fremgangsmåte for å lagre, spole av og spole på igjen et marint seismisk arrangement, et marint seismisk streamerarrangement og et marint seismisk streamerarrangementsystem - Google Patents
Fremgangsmåte for å lagre, spole av og spole på igjen et marint seismisk arrangement, et marint seismisk streamerarrangement og et marint seismisk streamerarrangementsystem 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)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geology (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Vibration Prevention Devices (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
En ytterligere utførelsesform av fremgangsmåten omfatter steget å trekke en seismisk kilde etter fartøyet slik at den seismiske kilden plassert hovedsakelig over hodedelen.
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.
Figur 4 illustrerer skjematisk en streamerhodekopling.
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,
som det marine streamerarrangementet settes ut fra og som det marine streamerarrangementet spoles opp på når det trekkes inn etter bruk.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Claims (24)
1. Fremgangsmåte for lagring, avspoling og påspoling av et marint, seismisk streamerarrangement (12) på et fartøy (40), hvor det seismiske streamerarrangementet (12) omfatter en hodedel (21) og et flertall av streamere (38) som hver er forbundet til hodedelen (21),
karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter stegene å lagre det seismiske streamerarrangementet (12) som en enhet på en streamervinsj (42) på fartøyet (40), spole av det seismiske streamerarrangementet (12) som en enhet fra streamervinsjen (42) ved utsetting av det seismiske streamerarrangementet (12) og spole det seismiske streamerarrangementet (12) som en enhet tilbake på streamervinsjen (42) ved inntrekking av det seismiske streamerarrangementet (12).
2. Fremgangsmåte i henhold til 1,
karakterisert vedat en første ende (15) av en første innføringsdel (14) er festet til streamervinsjen (42) og en andre ende (16) av den første innføringsdelen (14) er festet til en første ende (22) av hodedelen (21) slik at den første innføringsdelen (14) og hodedelen (21) danner en enhet som lagres på streamervinsjen (42), spoles av streamervinsjen (42) og spoles tilbake på streamervinsjen (42) som en enhet.
3. Fremgangsmåte i henhold til 1,
karakterisert vedat en første ende (22) av hodedelen (21) festes til en andre ende (16) av en første innføringsdel (14) etter at den er spolet av fra streamervinsjen (42) og før den settes ut i vannet under utsetting av streamerarrangementet (12), hvor den første enden (18) til den første innføringsdelen (14) er forbundet til fartøyet (40).
4. Fremgangsmåte i henhold til 3,
karakterisert vedat hodedelen (21) kobles fra den første innføringsdelen (14) og festes til streamervinsjen (42) før hodedelen (21) spoles på streamervinsjen (42) under inntrekking av streamerarrangementet (12).
5. Fremgangsmåte i henhold til krav 3 eller 4,
karakterisert vedat den første hodedelen (14) lagres på en separat vinsj eller i en separat bås (47) på streamervinsjen (42).
6. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 1-5,
karakterisert vedat en andre innføringsdel (17) festes til en andre ende (23) av hodedelen (21) før den andre enden (23) av hodedelen (21) settes ut i vannet.
7. Fremgangsmåte i henhold til krav 6,
karakterisert vedat andre innføringsdelen (17) anordnes med en andre deflektor (31) som er innrettet for å dra hodedelen (21) sideveis relativt til fartøyets (40) bevegelsesretning ved bruk av det marine, seismiske streamerarrangementet (12).
8. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 1-7,
karakterisert vedat en seismisk kilde (50) trekkes etter fartøyet (40) slik at den seismiske kilden plassert hovedsakelig over hodedelen (21).
9. Et marint, seismisk streamerarrangement (12) omfattende en hodedel (21),karakterisert vedat det seismiske streamerarrangementet (12) videre omfatter et flertall av streamere (38) som hver er forbundet til hodedelen (21) og at det seismiske streamerarrangementet (12) er innrettet for å festes til en streamervinsj (42) på et fartøy (40) slik at hodedelen (21) og flertallet av streamere (38) kan lagres som en enhet på streamervinsjen (42) på et fartøy, spoles av som en enhet fra streamervinsjen (42) ved utsetting den seismiske streamerarrangementet (12) og spoles tilbake som en enhet på streamervinsjen (42) ved inntrekking av det seismiske streamerarrangementet (12).
10. Seismisk streamerarrangement i henhold til krav 9,
karakterisert vedat det seismiske streamerarrangementet (12) omfatter en første innføringsdel (14) med en første ende (15) som er festet til streamervinsjen (42) og en andre ende (16) som er festet til en første ende (22) av hodedelen (21) slik at den første innføringsdelen (14) og hodedelen (21) danner en enhet som lagres på streamervinsjen (42), spoles av fra streamervinsjen (42) og spoles tilbake på streamervinsjen (42) som en enhet.
11. Seismisk streamerarrangement i henhold til krav 9 eller 10,karakterisert vedat hodedelen (21) omfatter et flertall av streamerhodekoplinger (35) som er hovedsakelig T-formede.
12. Seismisk streamerarrangement i henhold til krav 11,
karakterisert vedat streamerhodekoplingene (35) er sekvensielt forbundet med hverandre med hodekabler (33) slik at hodekablene (33) og streamerhodekoplingene (35) danner en kontinuerlig hodedel (21).
13. Seismisk streamerarrangement i henhold til krav 11 eller 12,karakterisert vedat de generelt T-formede streamerhodekoplingene (35) omfatter tre koplingsbein (36) hvor i det minste en del av de tre koplingsbeina (36) er vinklet i forhold til deres respektive senterakser for å lette lagring av det marine, seismiske streamerarrangementet (12) på en trommel (45, 46) på streamervinsjen (42).
14. Seismisk streamerarrangement i henhold til krav 13,
karakterisert vedat hver ende til de tre koplingsbeina (36) til de T-formede streamerhodekoplingene er anordnet med en bøyningsbegrenser.
15. Seismisk streamerarrangement i henhold til et av kravene 11-14,karakterisert vedat streamerne (38) er løsbart festet til sine respektive streamerhodekoplinger (35).
16. Seismisk streamerarrangement i henhold til et av kravene 9-15,karakterisert vedat det seismiske streamerarrangementet (12) omfatter en bøyningsbegrenser (28) som er anordnet ved forbindelsen mellom den første innføringsdelen (14) og hodedelen (21), og tilpasset for å begrense bøyning av den første innføringsdelen og hodedelen.
17. Seismisk streamerarrangement i henhold til et av kravene 9-16,karakterisert vedat det seismiske streamerarrangementet (12) omfatter en første deflektor (29) som er innrettet for løsbar festing til den første innføringsdelen (14) og/eller hodedelen (21), hvor den første deflektoren (29) er innrettet for å dra hodedelen (21) sideveis relativt til en bevegelsesretning ved bruk av det seismiske streamerarrangementet (12).
18. Et marint, seismisk streamerarrangementsystem (10) omfattende et fartøy (40) og en streamervinsj (42) som er anordnet på fartøyet (40),karakterisert vedat det seismiske streamerarrangementsystemet videre omfatter minst ett marint seismisk streamerarrangement (12) i henhold til et av kravene 9-17, og at hodedelen (21) eller den første innføringsdelen (14) er forbundet til streamervinsjen (42) slik at det seismiske streamerarrangementet (12) kan lagres som en enhet på streamervinsjen (42), spoles av som enhet fra streamervinsjen (42) og spoles tilbake som en enhet på streamervinsjen (42) ved respektiv utsetting og inntrekking av det seismiske streamerarrangementet (12).
19. Seismisk streamerarrangementssystem i henhold til krav 18,karakterisert vedat det seismiske streamersystemet (10) omfatter en seismisk kilde (50) som, ved bruk, trekkes etter fartøyet (40) slik at den seismiske kilden (50) er plassert hovedsakelig over hodedelen (21).
20. Seismisk streamerarrangementssystem i henhold til krav 18 eller 19,karakterisert vedat det seismiske streamerarrangementsystemet (10) omfatter en andre innføringsdel (17) som er løsbart festet til en andre ende (23) til hodedelen (21).
21. Seismisk streamerarrangementssystem i henhold til et av kravene 18-20,karakterisert vedat det seismiske streamerarrangementsystemet (10) omfatter en andre deflektor (31) som er innrettet for løsbar festing til den andre innføringsdelen (17) og/eller hodedelen (21), hvor den andre deflektoren (31) er innrettet for å dra hodedelen (21) sideveis relativt til en bevegelsesretning ved bruk av det seismiske streamerarrangementet (12).
22. Seismisk streamerarrangementssystem i henhold til et av kravene 18-21,karakterisert vedat streamervinsjen (42) omfatter en trommel (45) med et flertall båser (47), og at et streamerarrangement (12) i henhold til et av kravene 10-17 er anordnet i minst to båser (47).
23. Seismisk streamerarrangementssystem i henhold til krav 22,karakterisert vedat den første innføringsdelen (14) er lagret i en separat bås (47) på streamervinsjen (42).
24. Seismisk streamerarrangementssystem i henhold til et av kravene 18-23,karakterisert vedat fartøyet (40) omfatter en separat vinsj som den første innføringsdelen (14) lagres på.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20141377A NO337891B1 (no) | 2014-11-14 | 2014-11-14 | Fremgangsmåte for å lagre, spole av og spole på igjen et marint seismisk arrangement, et marint seismisk streamerarrangement og et marint seismisk streamerarrangementsystem |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20141377A NO337891B1 (no) | 2014-11-14 | 2014-11-14 | Fremgangsmåte for å lagre, spole av og spole på igjen et marint seismisk arrangement, et marint seismisk streamerarrangement og et marint seismisk streamerarrangementsystem |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20141377A1 NO20141377A1 (no) | 2016-05-16 |
| NO337891B1 true NO337891B1 (no) | 2016-07-04 |
Family
ID=56824051
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20141377A NO337891B1 (no) | 2014-11-14 | 2014-11-14 | Fremgangsmåte for å lagre, spole av og spole på igjen et marint seismisk arrangement, et marint seismisk streamerarrangement og et marint seismisk streamerarrangementsystem |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO337891B1 (no) |
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/no 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 (no) | 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 | |
| US8854922B2 (en) | Foldable marine seismic source | |
| AU732340B2 (en) | Method and system for towing multiple streamers | |
| NO20151033L (no) | Aktiv styring av marine seismiske kilder | |
| US9128208B2 (en) | Catenary front-end gear and method | |
| US9611018B2 (en) | Node deployer | |
| US4313392A (en) | System for deploying and retrieving seismic source assembly from marine vessel | |
| NO338065B1 (no) | Fremgangsmåte og system for å posisjonere en kildegruppe i slep bak et fartøy, med deteksjon og unngåelse av hinder | |
| NO332924B1 (no) | Marint seismisk tauesystem med separate taueanordninger som har evne til uavhengig bevegelse | |
| US8747025B2 (en) | Offshore cable laying method | |
| US5971665A (en) | Cable-laying apparatus and method | |
| GB2575744A (en) | Wide spread seismic source towing configuration | |
| KR20090080519A (ko) | 능동-소나 예인선으로부터 및 능동-소나 예인선을 향해 예인 소나 송신기를 자동으로 착탈하기 위한 장치 | |
| GB2529463A (en) | Apparatus and method for steering marine sources | |
| US8687461B2 (en) | Marine seismic source handling system | |
| EP3475735B1 (en) | Source towing arrangement | |
| EP3427086B1 (en) | Protective structure for a seismic source array | |
| NO337891B1 (no) | Fremgangsmåte for å lagre, spole av og spole på igjen et marint seismisk arrangement, et marint seismisk streamerarrangement og et marint seismisk streamerarrangementsystem | |
| CN109901273B (zh) | 超深水海底光缆接线盒海上布放的施工方法 | |
| NO324483B1 (no) | Handteringsanordning for hydrofonkabel for anvendelse pa et seismisk fartoy | |
| EP0089344A1 (en) | FLOAT ARRANGEMENT. | |
| CN105470905B (zh) | 拖线阵布线结构 | |
| US10042066B2 (en) | Method and device for passively and automatically winding seismic survey equipment cable |
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 |