NO341005B1 - Seismisk streamer med langsgående symmetrisk sensitive sensorer for å redusere effekten av langsgående bølger - Google Patents

Description

Bakgrunn for oppfinnelsen

Teknisk område

Oppfinnelsen vedrører generelt det område som gjelder anordninger og fremgangsmåter for seismiske undersøkelser. Mer spesielt vedrører oppfinnelsen strukturer for marine seismiske streamere som har redusert støy indusert av effekter av sleping av slike streamere i vann.

Teknisk bakgrunn

Ved marine seismiske undersøkelser seiler et seismisk fartøy på overflaten av en vannmasse slik som en innsjø eller havet. Det seismiske fartøyet inneholder typisk seismisk datainnsamlingsutstyr som innbefatter innretninger slik som navigasjonsstyrings-, seismisk kildestyrings-, seismisk sensorstyrings- og signalregistreringsanordninger. Det seismiske innsamlingsutstyret får en seismisk kilde slept i vannmassen av det seismiske fartøyet eller et annet fartøy, til å bli aktivert ved valgte tidspunkter. Den seismiske kilden kan typisk være en hvilken som helst type som er velkjent på det området som gjelder seismiske undersøkelser, innbefattende luftkanoner eller vannkanoner, eller det vanligste, nemlig grupper av luftkanoner. Seismiske streamere, også kalt seismiske slepekabler eller seismiske kabler, er langstrakte, kabellignende konstruksjoner som blir slept i vannmassen av det seismiske undersøkelsesfartøyet eller et annet fartøy. Et antall seismiske streamere blir vanligvis slept bak det seismiske fartøyet lateralt atskilt fra hverandre. Streamerne inneholder sensorer for å detektere de seismiske bølgefeltene som igangsettes av den seismiske kilden og som reflekteres fra akustiske impedansgrenser i undergrunnsformasjonene under bunnen av vannet.

Seismiske streamere inneholder konvensjonelt trykk- reagerende sensorer slik som hydrofoner, men det er også blitt foreslått seismiske streamere som inneholder partikkelbevegelsessensorer, slik som geofoner, i tillegg til hydrofoner. Sensorene er vanligvis lokalisert ved valgte mellomrom langs lengden av de seismiske streamerne.

Seismiske streamere innbefatter også elektroniske komponenter, elektriske ledninger og kan innbefatte andre typer sensorer. Seismiske streamere blir vanligvis sammenstilt av seksjoner der hver seksjon har en lengde på omkring 75 meter. Et antall slike seksjoner blir sammenføyd ende mot ende, og den sammensatte streameren kan strekke seg over en total lengde på mange tusen meter. Posisjonsstyrings-anordninger slik som dybderegulatorer, paravaner og endebøyer er festet til streameren ved valgte posisjoner og blir brukt til å føre og overvåke bevegelsen av streameren i vannet. Under drift er de seismiske kildene og streamerne typisk neddykket til en valgt dybde i vannet. De seismiske kildene blir typisk operert ved en dybde på 5-15 meter under vann-overflaten, og de seismiske streamerne blir typisk posisjonert ved en dybde på 5-4 0 meter.

En typisk streamerseksjon består av en ytre kappe, forbindelsesanordninger, avstandsholdere og strekk- eller forsterkningsorganer. Den ytre kappen er laget av et fleksibelt, akustisk transparent materiale slik som polyuretan og beskytter innsiden av streamerseksjonen fra vanninntregning. Forbindelsesanordningene er anordnet ved endene av hver streamerseksjon og forbinder seksjonen mekanisk, elektrisk og/eller optisk med tilstøtende streamerseksjoner, og forbinder den derved til slutt med det seismiske slepefartøyet. Det er minst ett og vanligvis to eller flere forsterkningsorganer eller strekkorganer i hver streamerseksjon, som strekker seg over lengden av hver streamerseksjon fra en endekoblingsanordning til den andre. Forstrekningsorganene gir streamerseksjonen evne til å overføre aksial mekanisk belastning. En ledningsbunt eller kabel strekker seg også over lengden av hver streamerseksjon og kan inneholde elektriske kraftledere og elektriske datakommunikasjonsledninger. I noen tilfeller er optiske fibere for kommunikasjon også innbefattet i ledningsbunten.

Hydrofoner eller grupper av hydrofoner er vanligvis lokalisert inne i streamerseksjonen. Hydrofonene er ofte montert inne i tilsvarende avstandsholdere for beskyttelse. Avstanden mellom avstandsholderne som inneholder hydrofoner er vanligvis omkring 0,7 meter. En hydrofongruppe, som typisk omfatter 16 hydrofoner, strekker seg derfor vanligvis over en lengde på omkring 12,5 meter. Hydrofonene i en gruppe er typisk forbundet i serie med hverandre for å kansellere virkninger av visse typer støy som streameren kan utsettes for. Innsiden av de seismiske streamerne er vanligvis fylt med et tomromsfyllmateriale for å tilveiebringe oppdrift og ønskede akustiske egenskaper. Mange seismiske streamere er blitt fylt med en væske, slik som olje eller parafin.

I en streamer som beveger seg ved konstant hastighet, beveger ideelt alle streamerkomponentene innbefattet kappen, forbindelsesanordningene, avstandsholderne, forsterkningsorganene, ledningsbunten, sensorene og væskefyllingsmateriale seg alle med samme konstante hastighet og beveger seg ikke i forhold til hverandre. Under aktuelle bevegelsesforhold finner imidlertid transient bevegelse av streamerne sted, idet slik transient bevegelse blir forårsaket av hendelser slik som stamping og hiving av det seismiske fartøyet, bevegelse av paravanene og endebøyene som er festet til streamerne, klimpring av slepekablene som er festet til streamerne forårsaket av virveloppløsning på kablene, og drift av dybdestyringsanordninger lokalisert på streamerne. Enhver av de foregående typer transient bevegelse kan forårsake transient bevegelse (strekking) av forstrekningsorganene. Transient bevegelse av forsterkningsorganene forskyver avstandsholderne eller forbindelsesanordningene og forårsaker trykksvingninger i væsketomromsfyllingsmateriale, som blir detektert av hydrofonene. Trykksvingningene som stråler bort fra avstandsholderne eller forbindelsesanordningene får også den fleksible ytre kappen til å komprimere innover og bule utover i form av en vandrebølge, noe som gir navne til fenomenet "utbulingsbølger".

I tillegg er det andre typer støy, ofte kalt "strømnings-støy", som kan påvirke kvaliteten av det seismiske signalet som detekteres av hydrofonene. Vibrasjoner av den seismiske streameren kan for eksempel forårsake forlengelsesbølger i den ytre kappen og resonanstransienter som forplanter seg ned gjennom forstrekningsorganene. Et turbulent grenselag frembrakt omkring den ytre kappen til streameren av virkningen av å slepe streameren, kan også forårsake trykksvingninger i det flytende kjernefyllingsmateriale. I væskefylte streamerseksjoner blir forlengelsesbølger, resonanstransienter og turbulensindusert støy typisk mye mindre i amplitude enn utbulingsbølgene, men de finnes og påvirker kvaliteten av de seismiske signalene som detekteres av hydrofonene. Utbulingsbølger er vanligvis den største kilden til vibrasjonsstøy fordi disse bølgene forplanter seg i væskekjernemateriale som fyller streamerseksjonene og dermed virker direkte på hydrofonene.

Det er kjent på området å erstatte det flytende kjernemateriale i streamerseksjonene med et mykt, fleksibelt fast kjernemateriale slik som en gel. Innføringen av et mykere, fleksibelt faststoffmateriale kan blokkere utviklingen av utbulingsbølger sammenlignet med et flytende kjernemateriale. Bruk av et mykt, fleksibelt materiale vil eliminere en betydelig andel av problemene med "utbulingsbølger", men den såkalte Poisson-effekten fra forsterkningsorganene kan øke. På grunn av den forholdsvis høye strekkstivheten til forsterkningsorganene forplanter transienter seg generelt langs forstrekningsorganene ved hastigheter nær eller større enn hastighetene for lyd i vann, idet slike hastigheter typisk ligger i området fra 1000 til 1500 meter per sekund. Den aktuelle hastigheten til transienter langs forsterkningsorganene avhenger hovedsakelig av elastisitetsmodulen til materiale i forsterkningsorganene og det strekk som påføres streameren når den slepes i vannet. Jo lavere elastisitetsmodulen er, jo mer ettergivende vil streameren bli, og dermed vil mer transient energi spres ut som varme og mindre vil passere gjennom forsterkningsorganet. Spesielle elastiske seksjoner blir normalt plassert ved hver ende av en streamer-kabel for å redusere effekten av transienter.

Det er fremdeles behov for ytterligere å forbedre dempningen av langsgående bølger overført gjennom forsterkningsorganene i marine seismiske streamere.

Oppsummering av oppfinnelsen

Et aspekt ved oppfinnelsen er en seismisk streamer. En seismisk streamer i henhold til dette aspekt ved oppfinnelsen innbefatter en kappe og minst ett forsterkningsorgan som strekker seg langs et indre av kappen, og er lateralt forskjøvet fra et senter derav. Videre innbefatter streameren minst en seismisk sensor anordnet i en sensorholder inne i kappen, hvor den minst ene sensorholderen har en langsgående åpning i et senter av denne konfigurert til å motta en seismisk sensor, der den langsgående åpningen i hovedsak er koaksial med en langsgående akse av streameren og åpen ved begge langsgående ender. Den minst ene seismiske sensorholderen har åpninger som er forskjøvet fra senter av denne for passasje av forsterkningsorganet eller hvert forsterkningsorgan. Den seismiske sensoren er anordnet i et langsgående sentrum av den sentrale åpningen, der den seismiske sensoren er anordnet langs den langsgående aksen til sensorholderen.

Det presenteres videre en seismisk streamer som innbefatter en kappe som dekker en utside av streameren. Minst ett forsterkningsorgan strekker seg langs lengden av kappen. Forsterkningsorganet er anordnet inne i kappen. Minst en gruppe med sensorer er anordnet inne i kappen langs forsterkningsorganet. Hver sensor i den minst ene gruppen er anordnet i en sensorholder. Hver sensor i gruppen er orientert inne i de respektive sensorholderne slik at en respons for hver sensor er hovedsakelig langsgående symmetrisk. Et akustisk transparent materiale fyller tomrom i det indre av kappen.

Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå tydelig fra beskrivelsen og kravene som følger.

Kort beskrivelse av tegningene

Fig. 1 viser en typisk marine seismisk datainnsamling ved bruk av en streamer i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Fig. 2 viser en skisse med bortskårne deler av en ut-førelses f orm av et streamersegment i henhold til oppfinnelsen. Fig. 3 viser et eksempel på en transduser for en seismisk sensor. Fig. 4 viser et annet eksempel på en transduser utformet fra halvdelen av det elementet som er vist på fig. 3. Fig. 5 viser et eksempel på en sylindrisk hydrofon brukt i noen eksempler. Fig. 6 viser et annet eksempel på en seismisk sensor plassert i en sensoravstandsholder. Fig. 7A, 7B, 8A, 8B, 9A og 9B viser andre utførelses-

former av en seismisk sensor plassert i en sensorholder, og andre eksempler på en sensorholder.

Detaljert beskrivelse

Fig. 1 viser et eksempel på et marint seismisk data-innsamlingssystem slik det typisk brukes til innhenting 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 å detektere og registrere seismiske signaler vedrørende strukturer og sammensetning av forskjellige undergrunnsformasjoner 21, 23 under bunnen 20 av vannet. Det seismiske fartøyet 14 innbefatter kildeaktiverings-, dataregistrerings- og navigasjons-utstyr, vist generelt ved 16 og referert til, for letthets skyld, som et "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 sensorgrupper 24 kan være anordnet ved atskilte posisjoner langs streameren 10. Sensor-gruppene 24 er slik det blir forklart mer detaljert senere, dannet ved å montere en seismisk sensor inne i hver og en av et antall sensoravstandsholdere på en spesiell måte og anordne sensoravstandsholderne ved atskilte posisjoner langs streameren 10.

Under drift får utstyr (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 strømmer 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 impedansgrenser 22 under vannbunnen 20, og forplanter seg oppover hvoretter den kan detekteres av sensorene i hver sensorgruppe 24. Strukturen til formasjonene 21, 23 kan blant andre egenskaper ved jordens undergrunn, utledes fra forplantningstid for energien 19 og karakteristikkene til den detekterte energien, slik som amplitude og fase.

Når den generelle fremgangsmåten for drift av et marint, seismisk innsamlingssystem innbefattende minst en streamer, er forklart, kan et utførelseseksempel av et streamersegment i henhold til oppfinnelsen forklares under henvisning til fig. 2. Fig. 2 er en skisse med bortskårne deler av en del (et segment) 10A i en typisk marin seismisk streamer (10 på fig. 1). En streamer som vist på fig. 1, kan strekke seg bak det seismiske fartøyet (14 på fig. 1) over flere kilometer, og er typisk sammensatt av et antall seismiske segmenter 10A som vist på fig. 2, forbundet ende mot ende bak fartøyet (14 på fig. 1).

Streamersegmentet 10A i den foreliggende utførelsesform kan være omkring 75 meter langt. En streamer (slik som vist ved 10 på fig. 1) kan dermed dannes ved å forbinde et valgt antall slike segmenter 10A ende mot ende. Segmentene 10A innbefatter en kappe 30 som i det foreliggende eksemplet kan være laget av 3,5 mm tykk transparent polyuretan og har en nominell ytre diameter på omkring 62 mm. I hvert segment 10A kan hver aksial ende av kappen 30 være terminert av en kobling/terminerings-plate 36. Koblings/terminerings-platen 36 kan innbefatte ribbeelementer 36A på en ytre overflate av koblings/terminerings-planten 36. Denne overflaten er satt inn i en ende av kappen 30 for å tette mot den indre flaten av kappen 30 og for å gripe koblings/terminerings-platen 36 til kappen 30 når kappen 30 blir festet ved hjelp av en ytre fastspenningsanordning (ikke vist). I det foreliggende eksempel kan to forsterkningsorganer 42 være koblet til innsiden av hver koblings/terminerings-plate 36 og kan strekke seg over lengden til segmentet 10A. I en spesiell implemen-tering av oppfinnelsen kan forsterkningsorganene 42 være laget av et fiberrep som inneholder eller består av en fiber solgt under varenavnet VECTRAN, som er et registrert varemerke for Hoechst Celanese Corp., New York, NY. Forsterkningsorganene 42 overfører aksial belastning langs lengden av segmentet 10A. Når et segment 10A blir koblet ende mot ende til et annet segment (ikke vist på fig. 2), blir de tilpassede koblings/terminerings-platene 36 koblet sammen ved å bruke en passende forbindelsesanordning slik at den aksiale kraften blir overført gjennom koblings/terminerings-platene 36 fra forsterkningsorganene 42 i et segment 10A til forsterkningsorganene i det tilstøtende segmentet.

Segmentet 10A kan innbefatte et antall oppdriftsavstandsholdere 34 anordnet i kappen 30 og koblet til forsterkningsorganene 42 ved atskilte posisjoner langs sin lengde. Oppdriftsavstandsholderne 34 kan være laget av poly-uretanskum eller et annet egnet materiale med valgt densitet. Oppdriftsavstandsholderne 34 har en densitet valgt for å gi segmentet 10A en tilnærmet oppdrift som hovedsakelig er den samme som den totale densiteten som for vann (12 på fig. 1), slik at streameren (10 på fig. 1) vil være hovedsakelig ved nøytral oppdrift i vannet (12 på fig. 1). Som en praktisk sak forsyner oppdriftsavstandsholderne 34 segmentet 10A med en total densitet meget lite mindre enn den for ferskvann. Den passende totale densiteten kan så justeres under aktuell bruk ved å tilføye valgte oppdriftsavstandsholdere 34 og fyllmedia som har passende egenvekt. Som forklart nærmere nedenfor, kan oppdriftsavstandsholderne 34 i noen utførelseseksempler være anordnet slik at de er likt atskilt på hver side av en eller

flere sensorholdere 32.

Segmentet 10A innbefatter en hovedsakelig sentralt anordnet lederkabel 40 som kan innbefatte et antall isolerte elektriske ledere (ikke vist separat), og kan innbefatte en eller flere optiske fibere (ikke vist). Kablene 40 leder elektriske og/eller optiske signaler fra de seismiske sensorene (som nærmere forklart nedenfor) til registreringssystemet (16 på fig. 1). Kabelen 40 kan i noen implementeringer også føre elektrisk kraft til forskjellige signal-behandlingskretser (ikke vist separat) anordnet i ett eller flere segmenter 10A eller anordnet andre steder langs streameren (10 på fig. 1). Lengden av lederkabelen 40 inne i et kabelsegment 10A er generelt 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 oppvise noen særlig aksial strekkspenning når streameren (10 på fig. 1) blir slept gjennom vannet av et fartøy. Lederne og de optiske fibrene i kabelen 40 kan være terminert i en forbindelsesanordning 38 anordnet i hver koblings/terminerings-plate 36 slik at når segmentene 10A blir koblet ende mot ende, kan tilsvarende elektriske og/eller optiske forbindelser gjøres mellom de elektriske lederne og de optiske fibrene i lederkabelen 40 i tilstøtende segmenter 10A. Som fagkyndige på området lett vil forstå, er lengden av kabelen 40 slik at mellom sensorholdere 32 og avstandsholdere 34 er det typisk en kjedelinje i kabelen 40 mellom avstandsholdere 34 og sensorholdere 32. I et eksempel som vil bli nærmere forklart nedenfor, kan kjedelinjen på motsatte sider av sensorholderen 32 være hovedsakelig den samme eller hovedsakelig symmetrisk.

Sensorer som i det foreliggende eksempelet kan være hydrofoner, kan være anordnet inne i en respektiv sensorholder, vist på fig. 2 generelt ved 32. Et transduserelement i hver av de seismiske sensorene vil videre bli forklart under henvisning til fig. 3 og 4, og i det foreliggende eksempelet kan det være laget av transduserdelen av en hydrofon solgt under modell nr. T-2BX av Teledyne Geophysical Instruments, Huston, TX.

I det foreliggende eksempelet kan hvert streamersegment 10A innbefatte 96 slike seismiske sensorer, anordnet i grupper. Hver slik gruppe kan innbefatte 16 individuelle seismiske sensorer forbundet elektrisk i serie (eller optisk i serie hvis sensorene er optiske sensorer). Det skal bemerkes at i andre implementeringer kan ekvivalenten til en seriekoblet gruppe bevirkes ved individuelt å registrere signalene fra hver sensor og summere de registrerte signalene. Antallet sensorer i en gruppe er ikke en begrensning av denne oppfinnelsens omfang.

I en spesiell utførelsesform er det derfor seks slike grupper atskilt fra hverandre med omkring 12,5 meter i hvert segment 10A. Avstanden mellom de enkelte sensorene 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 fig. 1). Det skal tydelig bemerkes at de typer sensorer som brukes, de typer sensoravstandsholdere/holdere som brukes, de elektriske og/eller optiske forbindelsene som brukes, antallet slike sensorer og avstanden mellom slike sensorer bare blir brukt for å illustrere et spesielt eksempel på oppfinnelsen, og ikke er ment å begrense omfange av denne oppfinnelsen.

I andre eksempler kan sensorene være partikkelbevegelsessensorer slik som hastighetssensorer eller akselerometre. En marin seismisk streamer som har partikkelbevegelsessensorer er beskrevet i US-patentsøknad nr. 10/233266, inngitt 30. august 2002, med tittel: Apparatus and Method for Multicomponent Marine Geophysical Data Gathering, overdratt til et søsterselskap til søkeren av foreliggende oppfinnelse, og som herved inkorporeres ved referanse. Sensorene kan også være optiske sensorer. Ytterligere andre sensorer kan innbefatte kombinerte transduserelementer og signalbehandlings-elektroniske kretser kalt et "integrert mikroelektrisk/ mekanisk system". Et slikt avfølingssystem blir solgt under modellbetegnelsen ADXL-330 av Analog Devices, Inc., Norwood, Mass.

Ved valgte posisjoner langs streameren (10 på fig. 1) kan et kompasshus 4 4 være festet til den ytre overflaten av kappen 30. Kompasshuset 44 innbefatter en retningssensor (ikke vist separat) for å bestemme den geografiske orienteringen av 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 fig. 1). Målinger av retningen blir brukt, som kjent på området, til å utlede posisjonen av de forskjellige sensorene i segmentet 10A, og dermed langs hele lengden av streameren (10 på fig. 1). Et kompasshus vil typisk være festet til streameren (10 på fig. 1) ved omkring hver 300 meter (hvert fjerde segment 10A). En type kompasshus er beskrevet i US-patent nr. 4481611 utstedt til Burrage, og inkorporeres herved ved referanse.

I det foreliggende eksemplet kan det indre rommet i kappen 30 være fylt med et materiale 46, slik som en opp-drif tstomromsf yller ("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, for 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

(i sensorholdere 32). BVF 46 er i sin uherdede tilstand hovedsakelig i flytende form. Ved herding strømmer ikke lenger BVF 4 6 som en væske, men blir i stedet hovedsakelig fast. BVF 46 beholder imidlertid ved herding en viss fleksibilitet for bøyningsspenning, betydelig elastisitet og overfører fritt seismisk energi til sensorene (i sensorholdere 32). Det skal bemerkes at BVF som brukes i foreliggende utførelsesform, bare er et eksempel på en gellignende substans som kan brukes til å fylle innsiden av streameren. Andre materialer kan også brukes. For eksempel kan oppvarming av et valgt stoff, slik som en termoplast, til over dens smeltepunkt og innføre den smeltede plasten i innsiden av kappen 30, og deretter avkjøling, også brukes i en streamer i henhold til oppfinnelsen. Olje eller lignende materialer kan også brukes til å fylle innsiden av streameren.

Sensorholderne 32 er som forklart i avsnittet om bak-grunnen for oppfinnelsen, typisk laget av et stivt, tett plastmateriale for bedre å beskytte de seismiske sensorene fra skade under håndtering og bruk. En ytre utforming av sensorholderen 32 er fortrinnsvis slik at sensorholderen 32 passer glatt inn i kappen 30. I noen eksempler på en streamer i henhold til oppfinnelsen kan sensoravstandsholderne også tilveiebringe retningsmessig akustisk isolasjon mellom BVF 46 og de seismiske sensorene. Andre sensorholdere kan være fullstendig eksponert for trykkvariasjoner inne i kappen 30.

Ett eksempel på en seismisk sensor som kan brukes i forbindelse med oppfinnelsen, er vist skjematisk på fig. 3. Den seismiske sensoren innbefatter et par aksialt motstående, sylindrisk omsluttede piezoelsktriske transduserelementer 62. Hvert transduserelement 62 kan være anordnet i et sylindrisk formet messing- eller bronse-hus 64 med flens. Husene eller omslutningene 64 er vist loddet sammen ved sine respektive flensflater 66. Den kombinerte sammenstillingen av de to transduserelementene 62, hvert i sitt respektive hus 64, som vist på fig. 3 som en enkelt transduser, blir referert til som en "pille" 56 på grunn av formen, som generelt er rett-sylindrisk med kort lengde langs sin akse. Elektriske ledere 68 fra transduserelementet 62 inne i huset 64 rager gjennom veggen til huset 64 og muliggjør elektrisk forbindelse av transduserens 62 signalutgang til registrerings- og/eller telemetrikretsen, slik som registreringssystemet (fig. 1).

Pillen 56 som er vist på fig. 3, er det aktive omform-ingselementet i Teledyne Geophysical Instruments T-2BX hydrofon som det er referert til ovenfor. Som solgt kommer-sielt innbefatter T-2BX-hydrofonen pillen 56 som er vist på fig. 3, innesluttet i et hus (ikke vist på fig. 3). Huset er noe asymmetrisk av form med hensyn til pillen 56 som befinner seg i dette, idet huset kan tilveiebringe en viss grad av asymmetri (eller retningsbestemmelse) til responsen til den komplette T-2BX-hydrofonen. I noen implementeringer kan derfor pillen 56 fra en hydrofon, slik som vist på fig. 3, eller deler av en slik pille, være montert direkte inne i sensorholderen, som nærmere forklart nedenfor. En slik pille 56 kan alternativt være innesluttet i et hovedsakelig symmetrisk hus (ikke vist), slik som et sprøytestøpt plasthus. Uansett husets eller omhyllingens utforming som brukes for den seismiske sensorens omformingselement, antas det at en omslutning med en symmetriakse kan muliggjøre montering av sensoren inne i en sensorholder (32 på fig. 2) slik at sensorresponsen blir hovedsakelig symmetrisk med hensyn til et plan normalt til den langsgående aksen til streameren, her kalt "langsgående symmetrirespons" for enkelhets skyld.

Det vises til fig. 4 hvor en eller flere halvpiller i noen eksempler, vist ved 56A som omsluttet transduser 62 med flensflate 66A, kan brukes individuelt i stedet for sammenføyd med flensflatene som vist på fig. 3. Uansett om en hel pille

(56 på fig. 3) eller en eller flere halvpiller 56A blir brukt i et utførelseseksempel, antas den hovedsakelig rettsylindriske formen til transduserelementets omslutning som er vist på fig. 3 og 4, å ha hovedsakelig symmetrisk respons på trykk utøvet normalt til sylinderaksen til transduserhuset. Når den er passende montert i en sensorholder, kan kombinasjonen av en slik sensor og en sensorholder resultere i hovedsakelig langsgående symmetrirespons. Det antas at en slik langsgående symmetrirespons kan redusere følsomheten til en seismisk sensorstreamer overfor langsgående trykkbølger i tomromsfyllmaterialet, for eksempel BVF 46 på fig. 2. Sensorholderne som er vist på fig. 4, tilveiebringer generelt et kammer for omslutting av den seismiske sensoren som er hovedsakelig isolert fra bølger som forplanter seg i langsgående retning inne i streameren, og tilveiebringer kobling til bølger som kommer inn i streameren fra utsiden.

En annen type seismisk sensor kan brukes i noen eksempler som en sylindrisk hydrofon. En slik hydrofon blir solgt under modell nummer SQ20 av Sensor Technology Limited, Collingwood, Ontario, Canada L9Y 4K1. En utforming av en slik sylindrisk hydrofon er vist på fig. 5. Hydrofonen 156 innbefatter et hovedsakelig sylindrisk transduserhus 164. Signalledninger 168 kommer ut ved huset som vist.

Et annet eksempel på en sensor anordnet i en sensorholder er vist på fig. 6. Sensorholderen 32 kan være hovedsakelig i form av en rett sylinder orientert langs den langsgående aksen til streameren (10 på fig. 1). Passasjer 58 kan strekke seg gjennom sensorholderen 32 nær omkretskantene til holderen 32 for å tilveiebringe et sted for kabelen (40 på fig. 2). Andre passasjer 54 kan være anordnet for forsterkningsorganene (42 på fig. 2). En sentral kanal 59 kan være anordnet omtrent i midten av sensorholderen 32 for å danne et sted for montering av en pille 56, slik som forklart under henvisning til fig. 3. Pillen 56 er fortrinnsvis anordnet slik at omhyllingen er symmetrisk anordnet omkring et plan normalt til den langsgående aksen 32A for sensorholderen 32. Ved å arrangere pillen 56 i sensorholderen 32 på denne måten, antas det at responsen til sensoren (pillen 56) vil være hovedsakelig longitudinalt symmetrisk (symmetrisk med hensyn til et plan normalt til den langsgående aksen 32A).

En annen type sensorholder er vist i en skrå stilling på fig. 7A og i et enderiss på fig. 7B. Sensorholderen 32 kan være laget av plast som beskrevet ovenfor. Formen til sensorholderen 32 kan være slik at bare en liten del av omkretsen til sensorholderen har en diameter i nærheten av den indre diameteren til kappen (30 på fig. 2). Slike deler er vist ved 154 og er i nærheten av og omgir passasjer 54 for innsetting av forsterkningsorganene (42 på fig. 2). En sentral åpning 70 for den seismiske sensoren 56 kan strekke seg i langsgående retning langs hele lengden av sensorholderen 32. Den sentrale åpningen 70 kan innbefatte motstående, langsgående riller eller kanaler 70A dannet i veggen av den sentrale åpningen 70. Sensoren 56 kan holdes i sensorholderen ved å påføre myke elastomerstenger 72 mellom utsiden av sensoren 56 og rillene 70A. Elastomerstavene 72 kan ha en størrelse valgt for å gi en friksjonspasning mellom sensorholderen 32 og sensoren 56. Stavene 72 kan være laget av en elastomer som har komprimer-barhet valgt for å tilveiebringe akustisk isolasjon mellom sensorholderen 32 og sensoren 56. Sensoren 56 er fortrinnsvis anordnet i sensorholderen 32 ved dens langsgående senter og er anordnet slik at et delingsplan for sensoren 56 er hovedsakelig parallelt med den langsgående aksen til sensorholderen 32. Et slikt arrangement kan brukes i den akustiske responsen til den kombinerte sensoren og sensorholderen som er hovedsakelig langsgående symmetrisk.

Fig. 8A og 8B viser et annet arrangement av sensorer anordnet i en sensorholder i henholdsvis en skråskisse og et enderiss. Sensorholderen 32 kan være utformet hovedsakelig som sensorholderen som er vist på fig. 7A og 7B. På fig. 8A og 8B kan imidlertid den seismiske sensoren 56 være anordnet i den sentrale åpningen 70 slik at sensorens symmetriakse 256 er hovedsakelig koaksial med den langsgående aksen 270 til sensorholderen 32. På fig. 8B er sensoren 56 vist tilbakeholdt i sensorholderen 32 ved bruk av elastomermonteringstapper 33 for å holde sensoren 5 6 inne i åpningen 70. Andre eksempler kan bruke elastomerringer (ikke vist). I likhet med det foregående eksemplet på fig. 7A og 7B, er sensoren 56 fortrinnsvis anordnet hovedsakelig ved det langsgående sentrum av sensorholderen 32, slik at den akustiske responsen til den kombinerte sensoren 56 og sensorholderen 32 er hovedsakelig langsgående symmetrisk.

Et annet arrangement som har en annerledes utformet sensorholder, er vist på fig. 9A og 9B i henholdsvis en skråskisse og et enderiss. Sensorholderen 32 kan være hovedsakelig sylindrisk formet og ha en ytre diameter hovedsakelig lik den indre diameteren til kappen (30 på fig. 2). Sensorholderen 32 kan innbefatte langsgående passasjer 58 i nærheten av den ytre kanten for å slippe igjennom kabelen (40 på fig. 2) og andre anordninger i streameren (10 på fig. 1). Sensorholderen kan også innbefatte langsgående, gjennomgående passasjer 54 for forsterkningsorganene (42 på fig. 2). Sensorholderen 32 kan innbefatte en sentral åpning 70 anordnet i det radiale sentrum av sensorholderen 32, og som strekker seg langs hele lengden av sensorholderen for plassering av den seismiske sensoren 56. Den seismiske sensoren 56 er vist montert i hovedsakelig samme form som vist på fig. 8A og 8B, og som forklart under henvisning til disse figurene, kan den være anordnet i det langsgående sentrum av den sentrale åpningen 70 ved å bruke elastomertapper 33 eller lignende, og anordnet slik at sensorens symmetriakse er hovedsakelig koaksial med den langsgående aksen til sensorholderen 32. Alternativt kan sensoren 56 være montert i en sensorholder som på fig. 9A og 9B på den måte som er forklart ovenfor under henvisning til fig. 7A og 7B.

Det vises igjen til fig. 2 hvor et annet aspekt ved oppfinnelsen er å anordne hver sensorholder 32 slik at en langsgående avstand fra sensorholderen 32 til en tilstøtende oppdriftsavstandsholder 34 anordnet på hver side av sensorholderen 32, er den samme. Arrangementet av sensorholderen 32 og motstående oppdriftsavstandsholdere 34 er dermed hovedsakelig symmetrisk med hensyn til et halveringsplan for sensorholderen 32 perpendikulært til den langsgående aksen til streameren. Ifølge et annet aspekt ved oppfinnelsen kan kabelen 40 være anordnet slik at en eventuell kjededannelse i kabelen 40 mellom suksessive sensorholdere 32 og oppdriftsavstandsholdere 34 blir hovedsakelig symmetrisk anordnet.

En streamer som benytter sensoravstandsholdere og sensorgrupper som beskrevet her, kan tilveiebringe betydelig redusert effekt fra støy relatert til aksiale vibrasjoner sammenlignet med streamere som er laget i henhold til strukturer som er kjent fra teknikkens stand.

Sev om oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med et begrenset antall utførelsesformer, vil fagkyndige på området som har hatt fordelen ved å sette seg inn i denne beskrivelsen, forstå at andre utførelsesformer kan tenkes som ikke avviker fra rammen for den foreliggende oppfinnelse slik den er beskrevet her. Omfanget av oppfinnelsen skal følgelig bare begrenses av de vedføyde patentkrav.

Claims (20)

1. Seismisk streamer,omfattende: en kappe (30); minst ett forsterkningsorgan (42) som strekker seg langs et indre av kappen (30), og er lateralt forskjøvet fra et senter derav;karakterisert vedminst en seismisk sensor (56) anordnet i en sensorholder (32) inne i kappen (30), hvor den minst ene sensorholderen (32) har en langsgående åpning i et senter av denne konfigurert til å motta en seismisk sensor (56) , der den langsgående åpningen i hovedsak er koaksial med en langsgående akse av streameren (10) og åpen ved begge langsgående ender, der den minst ene seismiske sensorholderen (32) har åpninger som er forskjøvet fra senter av denne for passasje av forsterkningsorganet (42) eller hvert forsterkningsorgan (42), der den seismiske sensoren (56) er anordnet i et langsgående sentrum av den sentrale åpningen (70), der den seismiske sensoren (56) er anordnet langs den langsgående aksen til sensorholderen (32).

2. Sensor ifølge krav 1, hvor den minst ene sensoren omfatter et transduserelement anordnet i en omslutning som har en symmetriakse.

3. Streamer ifølge krav 2, hvor omslutningen er en rett sylinder.

4. Streamer ifølge krav 2 eller krav 3, hvor symmetriaksen er anordnet langs et plan normalt til en langsgående akse for sensorholderen.

5. Streamer ifølge et av de foregående kravene, hvor sensorholderen er hovedsakelig symmetrisk omkring et halveringsplan normalt til sensorholderens langsgående akse.

6. Streamer ifølge et av de foregående kravene, hvor den minst ene sensoren omfatter en hydrofon.

7. Streamer ifølge et av de foregående kravene, videre omfattende et akustisk transparent fyllmateriale anordnet i tomrom inne i kappen.

8. Streamer ifølge et av de foregående kravene, hvor sensorholderen innbefatter trekk for hovedsakelig å isolere den minst ene sensoren fra bølger som forplanter seg longitudinalt langs streameren.

9. Streamer ifølge et av de foregående kravene, videre omfattende en oppdriftsavstandsholder anordnet i langsgående retning på hver side av sensorholderen ved hovedsakelig samme langsgående avstand fra sensorholderen.

10. Streamer ifølge et av de foregående kravene, videre omfattende en kabel som har minst en av en elektrisk leder og en optisk leder, idet kabelen passerer gjennom sensorholderen slik at et kjedenedheng av kabelen blir hovedsakelig symmetrisk i forhold til sensorholderen.

11. Seismisk streamer ifølge krav 1, der kappen dekker utsiden av streameren, og der streameren videre omfatter: minst en gruppe med seismiske sensorer som omfatter den minst ene seismiske sensoren, der gruppen er anordnet inne i kappen langs forsterkningsorganet, hvor hver sensor i den minst ene gruppen er anordnet i en sensorholder, der hver sensorholder har en langsgående åpning i senter av denne konfigurert til å motta en seismisk sensor, der den langsgående åpningen i hovedsak er koaksial med den langsgående aksen av streameren og åpen ved begge langsgående ender, der hver seismiske sensorholder har åpninger som forskjøvet fra senter av denne for passasje av forsterkningsorganet eller hvert forsterkningsorgan, der hver seismiske sensor er anordnet i et langsgående sentrum av den sentrale åpningen, der hver seismiske sensor er anordnet langs den langsgående aksen til streameren; og et akustisk transparent materiale som fyller tomrom i det indre av kappen.

12. Streamer ifølge krav 11, hvor hver sensor omfatter et transduserelement anordnet i en omslutning som har en symmetriakse.

13. Streamer ifølge krav 12, hvor hver omslutning er en rett sylinder.

14. Streamer ifølge ett av kravene 11 - 13, hvor symmetriaksen er anordnet langs et plan normalt til en langsgående akse for sensorholderen.

15. Streamer ifølge ett av kravene 11 - 14, hvor hver sensorholder er hovedsakelig symmetrisk omkring et halveringsplan normalt til sensorholderens langsgående akse.

16. Streamer ifølge ett av kravene 11 - 15, hvor hver sensor omfatter en hydrofon.

17. Streamer ifølge ett av kravene 11 - 16, videre omfattende et tomromsfyllmateriale anbrakt i tomrom inne i kappen.

18. Streamer ifølge ett av kravene 11 - 17, hvor sensorholderne innbefatter trekk for å isolere de respektive sensorene i disse fra bølger som forplanter seg i langsgående retning langs streameren.

19. Streamer ifølge ett av kravene 11 - 18, videre omfattende en oppdriftsavstandsholder anordnet i langsgående retning på hver side av minst en sensorholder ved hovedsakelig samme langsgående avstand fra den minst ene sensorholderen.

20. Streamer ifølge ett av kravene 11 - 19, videre omfattende en kabel som har minst en av en elektrisk leder og en optisk leder, hvor kabelen passerer gjennom hver sensorholder, slik at et kjedenedheng i kabelen er hovedsakelig symmetrisk i forhold til hver sensorholder.