NO338949B1 - Marinseismisk lyttekabel med oppløsbar innkapsling som omgir seismiske sensorer - Google Patents

Description

Bakgrunn for oppfinnelsen

Teknisk område

Oppfinnelsen vedrører generelt det område som angår utstyr for marin, seismisk datainnsamling. Mer spesielt vedrører oppfinnelsen strukturer for en marin, seismisk streamer eller slepekabel, samt fremgangsmåter for fremstilling av slike streamere.

Teknisk bakgrunn

Marine, seismiske undersøkelser utføres vanligvis ved å bruke "streamere" (slepekabler) som slepes nær overflaten av en vannmasse. En streamer er i den mest generelle forstand en kabel som slepes av et seismisk fartøy. Kabelen har et antall seismiske sensorer anordnet i denne ved atskilte posisjoner langs lengden av kabelen. De seismiske sensorene er typisk hydrofoner, men kan også være en hvilken som helst type sensor som reagerer på trykket i vannet eller trykkendringene i forhold til tid. De seismiske sensorene kan også være en hvilken som helst type partikkelbevegelsessensorer eller akselerasjonssensorer som er kjent på område. Uansett slike seismiske sensortyper genererer sensorene et elektrisk eller optisk signal som er relatert til en trykkrelatert eller bevegelsesrelatert parameter som måles ved hjelp av sensorene. De elektriske eller optiske signalene blir ført langs henholdsvis elektriske ledere eller optiske fibere som befinner seg i streameren, til et registreringssystem. Registreringssystemet er typisk anordnet på det seismiske fartøyet, men kan være anordnet på andre steder.

I en typisk marin, seismisk undersøkelse blir en seismisk energikilde aktivert ved valgte tidspunkter, og en registrering med hensyn til tid av signalene som detekteres av den ene eller de flere sensorene blir foretatt i registreringssystemet. De registrerte signalene blir senere brukt til tolkning for å utlede strukturen til, fluidinnholdet i og sammensetningen av bergartsformasjonene i jordens undergrunn. Struktur, fluidinnhold og mineralsammensetning blir vanligvis utledet fra karakteristikker ved den seismiske energien som er reflektert fra akustiske impedansegrenser i undergrunnen. Et viktig aspekt ved tolkning er å identifisere de deler av de registrerte signalene som representerer reflektert seismisk energi og de delene som representerer støy.

For å forbedre kvaliteten av seismisk datatolkning er det et mål med konstruksjon av marine, seismiske streamere å redusere de forskjellige former for støy som detekteres av de seismiske sensorene. En typisk marin, seismisk streamer kan være opptil flere kilometer lang og kan innbefatte tusenvis av individuelle seismiske sensorer. På grunn av vekten til alle de materialene som brukes i en typisk marin, seismisk sensor, på grunn av friksjonen (strømningsmotstanden) som forårsakes av streameren når den blir beveget gjennom vannet og på grunn av behovet for å beskytte de seismiske sensorene, elektriske og/eller optiske ledere og tilhørende utstyr fra vanninntregning, innbefatter en typisk seismisk streamer visse egenskaper. For det første innbefatter streameren ett eller flere styrkeorganer for å overføre aksial kraft langs lengden av streameren. Styrkeorganet er operativt koblet til det seismiske fartøyet og bærer dermed hele den aksiale belastningen som forårsakes av strømningsmotstand (friksjon) av streameren i vannet. Streameren innbefatter også som tidligere forklart, elektriske og/eller optiske ledere for å overføre elektrisk kraft og/eller signaler til de forskjellige sensorene og (i noen streamere) signaltilpasningsutstyr anordnet i streameren for å føre signaler fra de forskjellige sensorene til en registreringsstasjon. Streameren innbefatter vanligvis også en ytre kappe som omgir de andre komponentene i streameren. Kappen er vanligvis laget av et sterkt, fleksibelt plastmateriale slik som polyuretan, slik at vann blir ekskludert fra innsiden av kappen, og seismisk energi kan passere hovedsakelig uforstyrret gjennom kappen til sensorene. En typisk streamer innbefatter også oppdriftsanordninger ved atskilte posisjoner langs sin lengde slik at streameren har hovedsakelig nøytral oppdrift i vannet. Innsiden av kappen er vanligvis fylt med olje eller et lignende elektrisk isolerende fluid som er hovedsakelig transparent for seismisk energi.

Den typiske fluidfylte streamerstrukturen som er beskrevet ovenfor, er velkjent og er blitt brukt ved seismiske undersøkelser over lang tid. Det er imidlertid visse ulemper med den fluidfylte streamerkonstruksjonen som er beskrevet ovenfor. En slik ulempe er lekkasje av fluid inn i det omgivende vannet når en streamerseksjon blir skadet eller den ytre kappen blir oppskåret. Dette tillater vann å komme inn i tomrom i en streamerkabel og forårsaker elektrisk svikt ved komponenter i streameren. Samtidig blir streamerens oppdrift ødelagt. Fordi fluidet i streameren vanligvis er et hydrokarbonbasert fluid, slik som kerosin eller lettolje, kan en slik lekkasje forårsake miljøskade. Skade på streameren kan inntreffe mens streameren blir slept gjennom vannet, eller den kan inntreffe mens streameren blir utplassert fra eller hentet inn til en vinsj på hvilken streameren vanligvis er lagret på

det seismiske slepefartøyet.

En annen ulempe ved å bruke fluidfylte streamere er at detekterbar støy kan genereres ved vibrasjoner som er et resultat av at streameren blir slept gjennom vannet. Slike vibrasjoner kan forårsake interne trykkbølger som forplanter seg gjennom fluidet inne i streameren, hvor slike bølger ofte blir referert til som "utbulingsbølger"- eller "pustebølger"-. Slik støy er for eksempel beskrevet i S.P. Beerens m.fl., Flow Noise Analysis of Towed Sonar Arrays, UDT 99 - Conference Proceedings Undersea Defense Technology, 29. juni - 1. juli 1999, Nice, Frankrike, Nexus Media Limited, Swanley, Kent. Støy i form av trykkbølger kan detekteres ved hjelp av seismiske sensorer som gjør identifisering av de registrerte signalene vanskeligere.

Nok en annen ulempe ved fluidfylte seismiske streamere som er kjent på området, er at transient bevegelse av de forskjellige komponentene i streameren kan indusere detekterbar støy i streameren. Under en seismisk undersøkelse vil hele streameren ideelt bevege seg gjennom vannet med hovedsakelig konstant hastighet, og alle streamerkomponentene (dvs. den ytre kappen, koblingsorganer, avstandsholdere, styrkeorganer og fyllings fluid) vil også bevege seg med den samme konstante hastigheten og dermed ikke bevege seg i forhold til hverandre. Under virkelige seismiske under-søkelsesforhold er imidlertid bevegelse av den seismiske streameren ikke uniform gjennom streameren, og denne mangelen på jevn bevegelse kan føre til transient bevegelse av forskjellige komponenter, mest merkbar er styrkeorganene. Transient bevegelse kan være forårsaket av hendelser slik som stamping og heving av streamerne; klimpring av slepekabler festet til streamerne (hvor klimpringen forårsakes av virvelavløsning på kablene) og drift av dybdestyrings-anordninger som er plassert på streamerne.

Transient bevegelse av styrkeorganene kan forårsake transiente, langsgående forskyvninger av avstandsholderne eller koblingsorganene, noe som forårsaker trykksvingninger i fluidet som blir detektert av de seismiske sensorene. Trykksvingninger i fluidet som stråler bort fra avstandsholderne eller koblingsorganene kan også få den fleksible, ytre kappen til å bule inn og ut som en vandrebølge, noe som gir fenomenet dets navn. Såkalte "utbulingsbølger" kan detekteres av de seismiske sensorene. En annen støytype som kan være forårsaket av transient bevegelse av styrkeorganene, vil bli nærmere diskutert nedenfor.

Andre typer støy, vanligvis kalt "strømningsstøy", kan også påvirke de signalene som detekteres ved hjelp av de seismiske sensorene. Vibrasjoner i og langs den seismiske streameren kan for eksempel forårsake strekkbølge i den ytre kappen og kan få resonante transienter til å forplante seg langs styrkeorganene. Et turbulent grenselag frembrakt omkring den ytre kappen til streameren av virkningen av sleping av streameren i vannet, kan også forårsake trykksvingninger i det fluidet som fyller streameren.

I fluidfylte streamere er strekkbølger i kappen, resonanstransienter og turbulensindusert støy vanligvis mindre i amplitude enn utbulingsbølger. Utbulingsbølger er vanligvis den største kilden til vibrasjonsstøy fordi disse bølgene forplanter seg inne i fluidkjernematerialet som fyller streameren og dermed virker direkte på de seismiske sensorene. Alle disse støykildene kan imidlertid til sammen påvirke deteksjonen av reflektert seismisk energi fra grunnformasjoner under vannbunnen og dermed påvirke kvaliteten til de seismiske undersøkelsene.

Flere fremgangsmåter og konstruksjoner for streamere er blitt utpønsket for å redusere de foran nevnte støytypene. En slik konstruksjon innbefatter kammerisolasjonsblokker inne i en fluidfylt streamerseksjon for å stoppe de vibrasjonsbaserte utbulingsbølgene fra å forplante seg kontinuerlig langs hele lengden av streameren. En annen slik støyreduserende konstruksjon innbefatter skum med åpne celler anordnet i det indre av streameren. Skummet med åpne celler begrenser bevegelsen av fluidet som reaksjon på transiente trykkendringer og får den transiente trykkenergien til å bli spredt inn i den ytre kappen og skummet over en kortere, langsgående avstand. En annen struktur eller konstruksjon som brukes til å redusere støy, innbefatter å kombinere (summere) signalene fra flere atskilte seismiske sensorer for å dempe virkninger av utbulingsbølger som beveger seg forholdsvis langsomt, eller lignende støy. I slike konstruksjoner er et likt antall seismiske sensorer posisjonert mellom eller på begge sider av hver av avstandsholderne i et streamersegment slik at langsgående par med lik avstand (fra avstandsholderen) for de seismiske sensorene detekterer like trykkbølger med motsatt polaritet. Summering av signalene fra alle sensorene i en slik gruppe kan dermed effektivt kansellere noe av støyen.

En annen løsning for å redusere virkningene av utbulingsbølger er å eliminere fluidet fra streamerseksjonene fullstendig, slik at det ikke finnes noe medium som utbulingsbølgene kan forplante seg i. Denne løsningen er eksemplifisert ved hjelp av såkalte "massive" streamere, hvor hver streamerseksjon er fylt med et massivt kjernemateriale i stedet for et fluid. I ethvert fast materiale vil imidlertid noen skjærbølger bli utviklet som kan øke visse støytyper som detekteres av de seismiske sensorene. Skjærbølger kan selvsagt for de fleste formål ikke forplante seg i en fluidfylt streamer fordi fluider hovedsakelig har null skjærmodulus (i det minste sammenlignet med typiske faste materialer). I tillegg er konvensjonelle, massive kjernematerialer ikke særlig akustisk transparente for trykkbølger, og reduserer dermed sensitiviteten til slike streamere når det gjelder reflektert seismisk energi. For å ta hensyn til de foregående ulempene ved å bruke massive fyllmaterialer i en streamer, er en annen løsning for å redusere støyen i streamere blitt utviklet, som er å erstatte fluidet med et halvfast eller gelliknende fyllmateriale. Slike halvfaste fyllmaterialer er fleksible og akustisk transparente for seismisk energi. Bruken av halvfaste materialer kan redusere utviklingen av bulingsbølger sammenlignet med de fluidfylte streamerne, fordi det halvfaste materialet har meget lavere kompressibilitet enn fluid og dermed reduserer langsgående forskyvning av avstandsholderne. Et halvfast materiale kan også redusere overføringen av skjærbølger sammenlignet med en massiv streamer.

Bruk av et halvfast materiale som beskrevet ovenfor, demper i vesentlig grad utbulingsbølger, men støy som er et resultat av den såkalte "Poisson-effekten" fra styrkeorganene kan i virkeligheten øke sammenlignet med fluidfylte streamere. Poisson-effekten er kjennetegnet ved en endring i diameter av styrkeorganet når det strekket som påføres styrkeorganet endres. Diameterendringen vil være relatert til størrelsen av strekkendringen og til Poisson-forholdet til det materialet som brukes i styrkeorganet. Som tidligere forklart, kan forskjellige virkninger på streameren forårsake strekktransienter langs styrkeorganene. Strekktransienter forplanter seg vanligvis langs lengden av styrkeorganet med en hastighet som er relatert til elastisitetsmodulen til det materialet som brukes til å fremstille styrkeorganet. Når slike strekktransienter forplanter seg langs styrkeorganet, inntreffet det en tilsvarende endring i diameter av styrkeorganet. Endringer i diameter av styrkeorganet kan indusere kompresjonsbølger i de mediene som fyller streameren. I streamere som benytter et fyllstoff av halvfast materiale, kan amplituden til slike induserte kompresjonsbølger være større enn i en fluidfylt streamer fordi kompressibiliteten til fluidet vanligvis er lavere enn kompressibiliteten til det halvfaste materiale. I en typisk streamer er seismiske sensorer hver anordnet inne i en egnet åpning i en sensoravstandsholder. Hver sensoravstandsholder er klebende koblet til styrkeorganene, hvor styrkeorganene passerer gjennom passende åpninger i avstandsholderne. Sensoravstandsholdere er vanligvis laget av en tett, stiv plast for å beskytte sensoren fra skade under håndtering og bruk. Selv om sensoravstandsholderen er effektiv når det gjelder å redusere skade på sensorene, kan avstandsholderne også koble Poisson-effektstøy blant andre støytyper, fra styrkeorganene til sensorene.

Det er ønskelig å ha en seismisk streamer som trekker fordel av de gunstige virkningene ved halvfaste fyllmaterialer samtidig som de har redusert amplitude for kompresjonsbølge (Poisson-effektbølger) som er et resultat av strekktransienter og andre typer støy som føres langs styrkeorganene.

Oppsummering av oppfinnelsen

En seismisk streamer i henhold til et aspekt ved oppfinnelsen innbefatter en kappe som dekker utsiden av streameren. Minst ett styrkeorgan strekker seg langs lengden av streameren og er anordnet inne i kappen. Minst en seismisk sensor er anordnet i en sensoravstandsholder festet til det minst ene styrkeorganet. Et innkapslingsmiddel er anordnet mellom sensoren og sensoravstandsholderen. Innkapslingsmiddelet er et hovedsakelig fast materiale som er oppløselig ved kontakt med et tomromsfyllmateriale. Et tomroms-fyllmateriale er anordnet i det indre av kappen og fyller hovedsakelig hele tomrommet i denne. Tomromsfyllmaterialet blir innført til innsiden av kappen i væskeform og underkastes en tilstandsendring til hovedsakelig fast form etterpå.

En fremgangsmåte for å lage en seismisk streamer i henhold til et annet aspekt ved oppfinnelsen, innbefatter å innkapsle minst en seismisk sensor med et materiale som gjennomgår tilstandsendring fra fast til flytende ved kontakt med et tomromsfyllmateriale. Den innkapslede seismiske sensoren blir innsatt i en åpning i en seismisk sensoravstandsholder. Sensoravstandsholderen er festet til minst ett styrkeorgan. Det minst ene styrkeorganet og den minst ene sensoravstandsholderen som er festet til denne, blir innsatt i en akustisk transparent kappe. Kappen blir fylt med et tomromsfyllmateriale. Tomromsfyllmaterialet blir innført i væskeform og gjennomgår en tilstandsendring til hovedsakelig fast form. Tomromsfyllmaterialet oppløser innkapslingsmiddelet.

Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå tydelig fra den følgende beskrivelse og de vedføyde patentkrav.

Kort beskrivelse av tegningene

Figur 1 viser en typisk marin, seismisk datainnsamling ved bruk av en streamer i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Figur 2 viser en skisse med bortskårne deler av en utførelsesform av et streamersegment i henhold til oppfinnelsen. Figur 3 viser en tidligere kjent sammenstilling av en seismisk sensor og en avstandsholder. Figur 4 viser en utførelsesform av sammenstillingen av en seismisk sensor og en avstandsholder i henhold til oppfinnelsen.

Detaljert beskrivelse

Figur 1 viser et eksempel på et marint seismisk data-innsamlingssystem slik det vanligvis blir brukt for innsamling av seismiske data. Et seismisk fartøy 14 beveger seg langs overflaten av en vannmasse 12 slik som en innsjø eller havet. Den marine, seismiske undersøkelsen er ment for å detektere og registrere seismiske signaler relatert til strukturen og sammensetningen av forskjellige undergrunnsformasjoner 21, 23 under vannbunnen 20. Det seismiske fartøyet 14 innbefatter kildeaktiverings-, dataregistrerings- og navigasjonsutstyr vist generelt ved 16, i det etterfølgende benevnt som "registreringssystem". Det seismiske fartøyet 14 eller et annet fartøy (ikke vist), kan slepe en eller flere seismiske energikilder 18, eller grupper med slike kilder, i vannet 12. Det seismiske fartøyet 14 eller et annet fartøy sleper minst en seismisk streamer 10 nær overflaten av vannet 12. Streameren 10 er koblet til fartøyet 14 ved hjelp av en innføringskabel 26. Et antall sensorelementer 24 eller grupper med slike sensorelementer, er anordnet ved atskilte posisjoner langs streameren 10. Sensorelementene 24 som vil bli forklart mer detaljert i det følgende med henvisning til figur 4, er dannet ved å montere en seismisk sensor inne i en sensoravstandsholder.

Under drift får visse anordninger (ikke vist separat) i registreringssystemet 16 kilden 18 til å bli aktivert ved valgte tidspunkter. Når den aktiveres, frembringer kilden 18 seismisk energi 19 som forplanter seg hovedsakelig utover fra kilden 18. Energien 19 forplanter seg nedover gjennom vannet 12 og passerer i det minste delvis gjennom vannbunnen 20 inn i formasjonene 21, 23 under denne. Seismisk energi 19 blir i det minste delvis reflektert fra en eller flere akustiske impedansegrenser 22 under vannbunnen 20, og forplanter seg oppover slik at de kan detekteres ved hjelp av sensorene i hvert sensorelement 24. Strukturen til formasjonene 21, 23 blant andre egenskaper ved jordens undergrunn, kan så utledes fra forplantningstiden til energien 19 og ved hjelp av karakteristikkene til den detekterte energien, slik som dens amplitude og fase.

Etter å ha forklart den generelle fremgangsmåten for drift av en marin, seismisk streamer, vil et utførelses-eksempel av en streamer i henholde til foreliggende oppfinnelse bli forklart under henvisning til figur 2. Figur 2 er en skisse med bortskårne deler av en del (et segment) 10A av en typisk marin, seismisk streamer (10 på figur 1). En streamer som vist på figur 1, kan strekke seg bak det seismiske fartøyet (14 på figur 1) over flere kilometer, og er vanligvis sammensatt av et antall streamersegmenter 10A som vist på figur 2, forbundet ende mot ende bak fartøyet (14 på figur 1).

Streamersegmentet 10A ifølge den foreliggende utførelsesformen kan ha en total lengde på omkring 75 meter. En streamer slik som den som er vist ved 10 på figur 1, kan dermed være sammensatt ved å forbinde et valgt antall slike streamersegmenter 10A ende mot ende. Segmentet 10A innbefatter en kappe 30 som i den foreliggende utførelsesform kan være laget av en transparent polyuretan med tykkelse 3,5 mm og som har en nominell ytre diameter på omkring 62 millimeter. I hvert streamersegment 10A kan hver aksial ende av kappen 30 være terminert av en koblings/terminerings-plate 36. Koblings/terminerings-platen 36 kan innbefatte ribbeelementer 36A på en ytre overflate av koblings/terminerings-platen 36 som er innsatt i enden av kappen 30, for å tette mot den indre overflaten av kappen 30 og for å gripe koblings/terminerings-platen 36 til kappen 30 når kappen 30 er festet ved hjelp av en ytre spennanordning (ikke vist). I den foreliggende utførelsesformen er to styrkeorganer 42 koblet til innsiden av hver koblings/terminerings-plate 36 og strekker seg langs lengden av segmentet 10A. I en spesiell implementering av oppfinnelsen kan styrkeorganene 42 være laget av et fiber rep fremstilt av en fiber solgt under varemerke VECTRAN, som er et registrert varemerke for Hoechst Celanese Corp., New York, NY. Styrkeorganene 42 overfører aksial belastning langs lengden av segmentet 10A. Når et segment 10A blir koblet ende mot ende

til et annet slikt segment (ikke vist på figur 2), blir de tilpassede koblings/terminerings-platene 36 koblet sammen ved

å bruke en passende koblingsanordning slik at den aksiale kraften blir overført gjennom koblings/terminerings-platene 36 fra styrkeorganene 42 i et segment 10A til styrkeorganet i det tilstøtende segmentet.

Segmentet 10A kan innbefatte et antall oppdriftsavstandsholdere 32 anbrakt i kappen 30 og koblet til styrkeorganene 42 ved atskilte posisjoner langs deres lengde. Oppdriftsavstandsholderne 32 kan være laget av polyuretanskum eller et annet materiale med passende densitet. Oppdriftsavstandsholderne 32 har en densitet som er valgt for å gi segmentet 10A omtrent den samme totale oppdrift som vannet (12 på figur 1), slik at streameren (10 på figur 1) vil ha en hovedsakelig nøytral oppdrift i vannet (12 på figur 1). I praksis tilveiebringer oppdriftsavstandsholderne 32 segmentet 10A med en total densitet som er litt mindre enn densiteten til ferskvann. En passende total densitet kan så justeres i virkelig bruk ved å tilføre valgte oppdriftsavstandsholdere 32 og tomromsfyllmaterialer med riktig spesifikk vekt.

Segmentet 10A innbefatter en hovedsakelig sentralt anordnet lederkabel 40 som kan innbefatte et antall isolerte elektriske ledere (ikke vist separat), og som kan innbefatte en eller flere optiske fibere (ikke vist separat). Kabelen 14 leder elektriske og/eller optiske signaler fra sensorene (som forklart nærmere nedenfor under henvisning til figurene 3 og 4) til registreringssystemet (16 på figur 1). Kabelen 40 kan i noen implementeringer også overføre elektrisk kraft til forskjellige signalbehandlingskretser (ikke vist separat) som er anordnet i ett eller flere av segmentene 10A eller anbrakt andre steder langs streameren (10 på figur 1). Lengden av lederkabelen 40 inne i et kabelsegment 10A er vanligvis lenger enn den aksiale lengden av segmentet 10A under den største forventede aksiale spenningen på segmentet 10A, slik at de elektriske lederne og de optiske fibrene i kabelen 40 ikke vil bli utsatt for betydelige aksiale spenninger når streameren 10 slepes gjennom vannet av et fartøy. Lederne og de optiske fibrene kan være terminert i en koblingsanordning 38 anordnet i hver koblings/terminerings-plate 36 slik at når segmentene 10A er forbundet ende mot ende, kan samsvarende elektriske og/eller optiske koblinger oppnås mellom de elektriske lederne og de optiske fibrene i lederkabelen 40 i de tilstøtende segmentene 10A.

Sensorer som i den foreliggende utførelsesform kan være hydrofoner, kan være anordnet inne i sensoravstandsholdere, vist på figur 2 generelt ved 34. Hydrofonene ifølge foreliggende utførelsesform kan være av en type som er kjent for vanlig fagkyndige på området, innbefattende, men ikke begrenset til, de som blir solgt under modell nummer T-2BX av Teledyne Geophysical Instruments, Houston, TX. I den foreliggende utførelsesformen kan hvert streamersegment 10A innbefatte 96 slike hydrofoner anordnet i grupper på seksten individuelle hydrofoner forbundet elektrisk i serie. I en spesiell implementering av oppfinnelsen er det dermed seks slike grupper, atskilt fra hverandre med omkring 12,5 meter. Avstanden mellom individuelle hydrofoner i hver gruppe bør velges slik at det aksiale spennet til gruppen høyst er lik omkring halvparten av bølgelengden til den seismiske energien med høyest frekvens som er ment å bli detektert av streameren (10 på figur 1). Det bør være klart at de anvendte sensor-typene, de elektriske og/eller optiske koblingene som benyttes, antallet slike sensorer og avstanden mellom disse sensorene bare blir brukt til å illustrere en spesiell utførelsesform av oppfinnelsen, og er ikke ment å begrense omfanget av oppfinnelsen. I andre utførelsesformer kan sensorene være partikkelbevegelsessensorer slik som geofoner eller akselerometere. En marin, seismisk streamer som har partikkelbevegelsessensorer er beskrevet US-patentsøknad nummer 10/233266, inngitt 30. august 2002 med tittel Apparatus and Method for Multicomponent Marine Geophysical Data Gathering, overdratt til et søsterselskap av foreliggende patentsøker, og som herved inkorporeres ved referanse.

Ved valgte posisjoner langs streameren (10 på figur 1) kan et kompasshus være festet til den ytre overflaten av

kappen 30. Kompasshuset 44 innbefatter en retningssensor (ikke vist separat) for å bestemme den geografiske orienteringen til segmentet 10A ved posisjonen til kompasshuset 44. Kompasshuset 44 kan innbefatte en elektromagnetisk signaltransduser 44A for å kommunisere signaler til en tilsvarende transduser 44B inne i kappen 30 for kommunikasjon langs lederkabelen 40 til registreringssystemet (16 på figur 1). Målinger av retninger blir som kjent på området brukt til å utlede posisjonen til de forskjellige sensorene i segmentet 10A, og dermed langs hele lengden av streameren (10 på figur 1). Et kompasshus vil vanligvis være festet til streameren (10 på figur 1) omkring hver 300 meter (hvert fjerde segment 10A). En type kompasshus er beskrevet i US-patent nummer 4481611 utstedt til Burrage, og som herved inkorporeres ved referanse.

I den foreliggende utførelsesformen kan det indre rommet i kappen 30 være fylt med et romfyllingsmateriale 46 slik som "BVF" (Buoyancy Void Filler) som kan være en herdbar, syntetisk uretanbasert polymer. BVF 4 6 tjener til å utelukke fluid (vann) fra innsiden av kappen 30, til elektrisk å isolere de forskjellige komponentene inne i kappen 30, for å tilføye oppdrift til en streamerseksjon og for å overføre seismisk energi fritt gjennom kappen 30 til sensorene 34. BVF 46 i den ikke herdede tilstanden er hovedsakelig i væskeform. Ved herding flyter BVF 46 ikke lenger som en væske, men blir i stedet et hovedsakelig gellignende faststoff. BVF 46 beholder ved herding en viss fleksibilitet til bøyningspåkjenninger, er hovedsakelig elastisk og overfører fritt seismisk energi til sensorene 34. Det skal bemerkes at BVF som brukes i den foreliggende utførelsesformen, bare er et eksempel på et gellignende stoff som kan brukes til å fylle innsiden av streamersegmentet 10A. For formålene med oppfinnelsen er det bare nødvendig at BVF 4 6 har evne til å oppløse et materiale som innkapsler de seismiske sensorene (nærmere forklart nedenfor) forut for montering av streamersegmentet 10A og herding av BVF 46.

Sensoravstandsholderne 34 er som forklart i innledningen, vanligvis støpt av en stiv, tett plast for bedre å beskytte de seismiske sensorene fra skade under håndtering og bruk. Selv om den stive plasten som brukes i sensoravstandsholderne 34 er effektiv når det gjelder å redusere forekomster av skade på de seismiske sensorene, kobler de også effektivt mer støy fra styrkeorganene 42 til den seismiske sensoren i avstandsholderen. Som også forklart foran er en kilde til støy Poisson-effekten hvor strekking av styrkeorganene 42 under aksial strekkspenning får dem til å gjennomgå reduksjon i diameter. Når den aksiale strekkspenningen blir redusert i styrkeorganene 42, øker de i diameter. Styrkeorganene 42 er vanligvis tett innpasset i og klebeforbundet med gjennomgående passasjer (42 på figur 3 og 4) i sensoravstandsholderne 34, og diameterendringer i styrkeorganene 42 blir dermed effektivt overført til sensoravstandsholderne 34 og utgjør dermed en kilde for støy som kan detekteres av de seismiske sensorene.

Figur 3 illustrerer den tidligere kjente fremgangsmåten hvor seismiske sensorer er montert i sensoravstandsholdere. Avstandsholderen 34 innbefatter en åpning 50 utformet for å motta en seismisk sensor 56. Sensoren 56 i denne utførelses-formen kan være modell T-2BX hydrofonen levert av Teledyne Geophysical Instruments, som forklart ovenfor under henvisning til figur 2. Huset til sensoren 56 innbefatter ribber 56A på dens sidekanter slik at når sensoren 56 blir innsatt i åpningen 50, blir sensoren 56 tilbakeholdt i åpningen 50 ved hjelp av en interferenspasning. Avstandsholderen 34 innbefatter også gjennomgående passasjer 52 gjennom hvilke styrkeorganene (42 på figur 2) er innsatt. En

klebemiddelåpning 34 er tilveiebrakt på avstandsholderen 34, og inn i hvilken klebemiddel (ikke vist) blir injisert etter at styrkeorganene (42 på figur 2) er innsatt i det gjennomgående passasjene 52.

Ved fremstilling av en streamer i henhold til oppfinnelsen og under henvisning til figur 4, kan sensoren 56 være laget slik at dens hus ikke langer innbefatter de eksterne ribbene (56A på figur 3). Huset til sensoren 56 er vanligvis mindre i dimensjon enn de tilsvarende dimensjonene til åpningen 50 i sensorholderen 34 slik at det hovedsakelig ikke er noen interferens mellom sensoren 56 og avstandsholderen 34. I den foreliggende utførelsesformen kan sensoren 56 være montert og tilbakeholdt i avstandsholderen 34 ved å bruke et innkapslingsmiddel 46A laget av et materiale som endrer tilstand fra hovedsakelig fast stoff til væske når innkapslingsmiddelet 46A kommer i kontakt med gelen (46 på figur 2). Eksempler på slike materialer kan innbefatte parafin av en tilstrekkelig molekylvekt til å være hovedsakelig fast ved vanlige omgivelsestemperaturer (0 til 40 grader celsius), og likevel forbli oppløselig i for eksempel visse hydrokarbonbaserte løsemidler og/eller oljer. Det materialet som brukes som innkapslingsmiddel 4 6A kan også være parafin størknet ved å bruke stearinsyre eller en halvfast hydrokarbonforbindelse som har samme konsistens som husholdningspetroleumsgele.

Sensoren 56 som er omgitt av den faste fasen til innkapslingsmiddelet 46A, kan være plassert i åpningen 50 i sensoravstandsholderen 34. Sensoravstandsholderen 34 kan være montert til styrkeorganet eller styrkeorganene 42 og innsatt i kappen (30 på figur 2). Gel (46 på figur 2) kan så innføres i innsiden av kappen 30 i sin væskeform. Ved kontakt med den uherdede gelen 4 6 vil innkapslingsmiddelet 4 6A begynne å løse seg opp slik at det endrer tilstand til flytende form og etterlate sensoren 56 omgitt av en væskefilm omtrent samtidig, gelen 46 vil gjennomgå herding slik at væskefilmen (det væskeformede innkapslingsmiddelet 4 6A) som omgir sensoren 5 6, effektivt blir innfanget i stedet for i den herdede gelen 46.

Støy indusert i avstandsholderen 34, slik som fra Poisson-effekten i styrkeorganene (42 på figur 2), vil effektivt bli isolert fra sensoren 56 ved hjelp av det væskeformede (oppløste) innkapslingsmiddelet 4 6A. Ved å isolere sensoren 56 akustisk fra avstandsholderen 34, er det mindre sannsynlig at Poisson-effektstøy og andre former for støy blir koblet fra avstandsholderen 34 til sensoren 56. Det væskeformede innkapslingsmiddelet 4 6A har fortrinnsvis akustiske egenskaper som er tilstrekkelig forskjellige fra BVF og avstandsholderne 34 til at betydelig akustisk isolasjon blir oppnådd mellom avstandsholderen 34 og sensoren 56.

Ved fremstilling av en streamer i henhold til oppfinnelsen blir seismiske sensorer montert til respektive sensoravstandsholdere som forklart ovenfor under henvisning til figur 4. Sensoravstandsholderne blir så anbrakt langs styrkeorganene (42 på figur 2) ved de ønskede posisjonene. Oppdriftsavstandsholdere (32 på figur 2) blir også vanligvis montert til styrkeorganene (42 på figur 2) ved atskilte posisjoner for å forsyne streameren med en valgt, total densitet. Kabelen (40 på figur 2) kan så kobles etter behov til de individuelle sensorene (56 på figur 4). De monterte sensorene 56, sensoravstandsholderne 34, oppdriftsavstandsholderne 32 og styrkeorganene 42 blir så innsatt i kappen (30 på figur 2). Termineringsplater (36 på figur 2) blir så festet til streamersegmentendene. Innsiden av kappen 30 kan så fylles med gelen (46 på figur 2).

Streamere og streamersegmenter laget i henhold til forskjellige aspekter ved oppfinnelsen kan ha redusert støy som et resultat av transient strekk av styrkeorganene, for øket nøyaktighet ved seismiske undersøkelser.

Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med et begrenset antall utførelsesformer, vil fagkyndige på området som har hatt fordelen ved å studere denne frem-stillingen, forstå at det kan finnes andre utførelsesformer som ikke avviker fra oppfinnelsens ramme slik den er beskrevet her. Omfanget av oppfinnelsen skal følgelig bare begrenses av de vedføyde patentkrav.

Claims (18)

1. Seismisk streamer, omfattende: en kappe som dekker en utside av streameren; minst et styrkeorgan som strekker seg langs lengden av og som er anordnet inne i kappen; minst en seismisk sensor montert i en sensoravstandsholder som er festet til det minst ene styrkeorganet;karakterisert ved: et innkapslingsmiddel anordnet mellom sensoren og sensoravstandsholderen, hvor innkapslingsmiddelet er dannet fra et materiale som er oppløselig ved kontakt med et tomromsfyllstoff; og et tomromsfyllmateriale anordnet i det indre av kappen, hvor tomromsfyllmateriale er innført til innsiden av kappen i væskeform og har gjennomgått en tilstandsendring til hovedsakelig fast stoff deretter.

2. Streamer ifølge krav 1, hvor innkapslingsmiddelet omfatter parafin.

3. Streamer ifølge krav 1, innkapslingsmiddelet omfatter parafin herdet med stearinsyre.

4. Streamer ifølge krav 1, hvor kappen omfatter polyuretan.

5. Streamer ifølge krav 1, hvor det minst ene styrkeorganet omfatter fiberrep.

6. Streamer ifølge krav 4, videre omfattende to styrkeorganer.

7. Streamer ifølge krav 1, videre omfattende oppdriftsavstandsholdere anordnet langs styrkeorganet og inne i kappen ved atskilte posisjoner, hvor avstandsholderne har en densitet valgt for å gi streameren en valgt total densitet.

8. Streamer ifølge krav 6, hvor oppdriftsavstandsholderne omfatter polyuretanskum.

9. Streamer ifølge krav 1, videre omfattende en kabel anordnet inne i kappen, hvor kabelen har minst en av elektriske ledere og en optisk fiber, idet kabelen er innrettet for å overføre signaler fra den minst ene seismiske sensoren til registreringssystemet.

10. Streamer ifølge krav 1, hvor den minst ene sensoren omfatter en hydrofon.

11. Streamer ifølge krav 1, videre omfattende en termineringsplate koblet til hver aksial ende av kappen, hvor termineringsplatene hver er koblet til styrkeorganet ved en aksial ende av dette, idet termineringsplatene er innrettet for å bli koblet til en tilsvarende termineringsplate i et annet segment i streameren for å overføre aksial kraft gjennom termineringsplatene.

12. Fremgangsmåte for fremstilling av en seismisk streamer,karakterisert ved: å innkapsle minst en seismisk sensor i et materiale som gjennomgår tilstandsendring fra fast til flytende ved kontakt med et tomromsfyllmateriale; å sette inn den innkapslede seismiske sensoren i en åpning i en seismisk sensoravstandsholder; å feste sensoravstandsholderen til minst ett styrkeorgan; å innsette det minst ene styrkeorganet og den minst ene sensoravstandsholderen som er festet til dette, i en akustisk transparent kappe; å fylle kappen med et tomromsfyllmateriale, hvor fyll-materialet innføres i væskeform og gjennomgår en tilstandsendring til hovedsakelig fast form deretter, slik at tomromsfyllmaterialet oppløser innkapslingsmaterialet.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, videre omfattende og feste i det minste en oppdriftsavstandsholder til det minst ene styrkeorganet forut for innsetting i kappen.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor det materialet som fyller kappen, blir innført i væskeform og deretter gjennomgår en tilstandsendring.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 12, videre omfattende å forbinde en kabel med den seismiske sensoren forut for innsetting i kappen.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor innkapslingsmaterialet omfatter parafin.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor innkapslingsmaterialet omfatter parafin herdet med stearinsyre.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 12, videre omfattende å feste en termineringsplate til hver ende av det minst ene styrkeorganet og koble hver termineringsplate til en indre overflate i kappen ved dennes ender.