NO343540B1 - Fremgangsmåte for bestemmelse av tauet marint seismisk utstyrs avvik fra en planlagt krum bane - Google Patents
Fremgangsmåte for bestemmelse av tauet marint seismisk utstyrs avvik fra en planlagt krum bane Download PDFInfo
- Publication number
- NO343540B1 NO343540B1 NO20110056A NO20110056A NO343540B1 NO 343540 B1 NO343540 B1 NO 343540B1 NO 20110056 A NO20110056 A NO 20110056A NO 20110056 A NO20110056 A NO 20110056A NO 343540 B1 NO343540 B1 NO 343540B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- survey
- seismic
- determining
- nominal
- curved path
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 86
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 18
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 14
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 claims description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 7
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 4
- 230000007480 spreading Effects 0.000 claims description 2
- 238000003892 spreading Methods 0.000 claims description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 21
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 17
- 238000013461 design Methods 0.000 description 14
- 230000006870 function Effects 0.000 description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 14
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 9
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000009877 rendering Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 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
- G01V1/3817—Positioning of seismic devices
-
- 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
- G01V1/3817—Positioning of seismic devices
- G01V1/3835—Positioning of seismic devices measuring position, e.g. by GPS or acoustically
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/34—Displaying seismic recordings or visualisation of seismic data or attributes
- G01V1/345—Visualisation of seismic data or attributes, e.g. in 3D cubes
-
- 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
- G01V1/3817—Positioning of seismic devices
- G01V1/3826—Positioning of seismic devices dynamic steering, e.g. by paravanes or birds
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
- G01V2210/16—Survey configurations
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
- G01V2210/16—Survey configurations
- G01V2210/165—Wide azimuth
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/70—Other details related to processing
- G01V2210/74—Visualisation of seismic data
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Radar, Positioning & Navigation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Buildings Adapted To Withstand Abnormal External Influences (AREA)
- Position Fixing By Use Of Radio Waves (AREA)
- Conveying And Assembling Of Building Elements In Situ (AREA)
- Revetment (AREA)
- Feeding Of Articles To Conveyors (AREA)
- Butt Welding And Welding Of Specific Article (AREA)
Description
Fremgangsmåte for bestemmelse av seismisk utstyrs avvik fra en planlagt krum bane
Foreliggende oppfinnelse vedrører marine slepesettseismikkundersøkelser, og mer særskilt marine slepesettseismikkundersøkelser hvor det benyttes generelt avanserende, krummede seilingslinjer.
Dette avsnittet av dette dokumentet er ment å introdusere ulike aspekter av teknikken, som kan relateres til ulike inventive aspekter som beskrevet og/eller krevet her. Dette avsnittet gir bakgrunnsinformasjon for å muliggjøre en bedre forståelse av ulike aspekter av foreliggende oppfinnelse. Avsnittet er således en diskutering av relatert teknikk. At slik teknikk er relatert, skal ikke på noen måte bety at det også dreier seg om tidligere kjent teknikk. Den relaterte teknikken kan være eller kan ikke være kjent teknikk. Det skal her derfor være underforstått at det som angis i denne delen av dette dokumentet må leses på denne bakgrunnen, og ikke som en erkjennelse av kjent teknikk.
Undersøkelser av underjordiske geologiske formasjoner med hensyn på hydrokarbonavleiringer, er kjent som ”seismisk undersøkelse”. Noen ganger ligger de geologiske formasjonene under en vannmasse. En slik seismisk undersøkelse er kjent som en ”marin” seismisk undersøkelse. Marine seismiske undersøkelser kan gjennomføres i saltvann, ferskvann eller brakkvann, og er ikke begrenset til saltvannsmiljøer.
En type marine seismiske undersøkelser benevnes som en ”slepesett”-seismikkundersøkelse. I en slik undersøkelse sleper et slepefartøy et utstyrssett i en rett seilingslinje. Settet innbefatter vanligvis et antall seismikkabler, typisk opp til åtte seismikkabler, som kan ha en lengde på flere kilometer. Seismikkablene er forsynt med et antall instrumenter, særlig seismikkmottakere så som hydrofoner. Noen ganger innbefatter settet også et antall seismikkilder. Når settet slepes, vil seismikkablene ideelt sett rette seg ut og forløpe i hovedsaken parallelt med hverandre. Noen ganger vil miljø- eller undersøkelsesforhold forstyrre formen til settet, men den rette formen er den ideelle.
Ved konvensjonelle seismiske undersøkelser er det således vanlig å bestemme hvor de i sjøen utsatte utstyrskomponentene for innhenting av seismikkdata befinner seg i forhold til seilingslinjen. Disse linjene er rette, med unntak av spesielle innhentingsmønstre, så som unngåelse av foranliggende hindringer. Et annet unntak er en 4D-innhenting, hvor hensikten er å følge en bane som har vært fulgt under en tidligere undersøkelse.
Alle disse innhentingsmønstrene kan undersøkes med hensyn til den planlagte banen, med en konvensjonell rettlinjereferanse. Dette betegnes ofte som ”langs” og ”på tvers”, eller som ”tverrlinje” og ”i linjen”. Avstanden fra den planlagte og på forhånd plottede linjen til skuddposisjonen for det seismiske utstyret, bestemmes i denne referanserammen for oppnåelse av kvalitetskontroll. I tillegg til kvalitetskontrollen kan styreutstyr, så som seismikkabel- og kildestyreinnretninger og –systemer, og også selve slepefartøyet, foreta avgjørelser basert på variasjoner i den konvensjonelle referanserammen. Referanserammen som brukes har samme origo, og aksene har samme retning som for i det minste ett skudd. I tilfelle av en fartøyreferanseramme, vil fartøyets bevegelse være irrelevant fordi fartøystrukturens stive legemereferansesystem er referansen. I tilfelle av en undersøkelsesområdereferanseramme, blir fartøyet og det slepte utstyret evaluert med hensyn på et origo, og ortogonale akser som er fiksert i forhold til jorden.
Tradisjonelt skytes seismiske undersøkelser i rette linjer mellom et startpunkt og et endepunkt, som definerer en seilingslinje. En del kvalitetskontroll og brukerstatistikk baserer seg helt enkelt på et koordinatsystem hvor origo er det første punktet, og Y-aksen er retningen mot det andre punktet. To sentrale størrelser som brukes her er ”tverravstand” (eller ”DC”), og ”lengdeavstand”, eller (”DA”).
Lengdeavstanden er y-koordinaten i dette koordinatsystemet, og tverravstanden er x-koordinaten. Retningen fra det første til det andre punktet kalles for linjeretningen. Kildene blir vanligvis avfyrt jevnt i denne linjen, eksempelvis hver 25. meter. Punktet hvor kilden avfyres kalles et ”skuddpunkt”, og hvert skuddpunkt gis en skuddpunktstørrelse. Skuddpunktstørrelsen vil avta eller øke langs linjen.
Undersøkelser av noen komplekse underjordiske strukturer trekker nytte av spesielle typer av slepesettundersøkelser, som noen ganger betegnes som ”bredazimut”-, ”rik-azimut”- eller ”flere-azimut”-undersøkelser. Slike undersøkelsestyper er imidlertid vanligvis dyre, både med hensyn til undersøkelsestid og undersøkelsesressurser. En nylig utviklet løsning her er det som benevnes som en ”kveilskyting”. En kveilskyting adskiller seg fra en tradisjonell skyting, ved at banen er beregnet å være krum istedenfor rett. Ved kveilskyting, kan en seismisk ”linje” bestå av sekvenser av sirkulære segmenter og rette segmenter. En vanskelighet i forbindelse med kveilskyting er at en stor del av eksisterende statistikk og attributter som er beregnet, vil være av liten betydning i forbindelse med en kveilskyting. Ved kveilskyting kan en seismisk ”linje” bestå av en hvilken som helst sekvens av sirkulære segmenter og rette segmenter. De kvalitetskontrollmetodene som brukes ved konvensjonelle undersøkelser med hensyn til planen, er ikke brukbare ved innhenting av et krummet innhentingsmønster.
US2007064526A1 beskriver et system og en fremgangsmåte for automatisk styring av et seismisk taufartøy.
US2007165486A1 beskriver et system og en fremgangsmåte for å anskaffe marine seismiskdata.Foreliggende oppfinnelse tar sikte på å løse eller i det minste redusere ett eller flere av de foran nevnte problemene.
Oppfinnelsen er en gruppe metoder som kan brukes for å bestemme hvorvidt komponenter i en seismisk spredning har avveket fra en planlagt bane i forbindelse med en kveilskyting, eller en annen krummet og i hovedsaken sirkulær innhenting. I samsvar med ett aspekt innbefatter her beskrevne metoder et computerlesbart programlagringsmedium, for bestemmelse av avviket til spredningssettelementet fra en planlagt krummet bane, under en marin slepesettseismikkundersøkelse.
Fremgangsmåten innbefatter: bestemmelse av en normal posisjon for spredningssettelementet for et gitt punkt i den planlagte krummede banen, hvor bestemmelsen av den nominelle posisjonen for spredningssettelementet innbefatter bestemmelse av den nominelle posisjonen fra en nominell utstyrsforskyvning, og en skuddstørrelse, bestemmelse av spredningssettelementets virkelige posisjon, og gjennomføring av en feilanalyse predikert for de nominelle og virkelige posisjonene.
Det ovennevnte representerer en forenklet oppsummering av oppfinnelsen for derved å legge grunnlaget for en bedre forståelse av noen av de inventive aspektene. Denne oppsummeringen er ikke ment å være fullstendig for oppfinnelsen. Den er ikke ment å identifisere nøkkelelementer eller kritiske elementer i oppfinnelsen, eller å skissere den inventive rammen. Hensikten med oppsummeringen er bare å angi noen konsepter i en forenklet form, som et forspill til den mer detaljerte beskrivelsen som følger.
Oppfinnelsen vil kunne forstås på basis av den etterfølgende beskrivelse, sammen med tegningen, hvor like henvisningstall viser til like elementer, og hvor:
Fig. 1 er et skjematisk planriss av en første utførelse av en kveilskyting, hvor den her beskrevne metoden kan brukes,
Fig. 2 er en datamaskingjengivelse av et planriss av det undersøkelsesarealet som dekkes av i hovedsaken sirkulære seilingslinjer i utførelsen i fig. 1, over tid i løpet av en skyte- og registreringsundersøkelse,
Fig. 3 viser en særlig utførelse av undersøkelsesspredningen i fig. 1, i et planriss,
Fig. 4 viser en på forhånd plottet kurve, og bestemmelsen av ulike karakteristika for denne – nemlig tverravstand og lengdeavstand,
Fig. 5 viser bestemmelsen av nominell settelementposisjon, gitt nominelle forskyvninger, og en på forhånd plottet kurve,
Fig. 6 belyser en særlig utførelse av en fremgangsmåte for bestemmelse av seismikkutstyrsavvik fra en planlagt krummet bane,
Fig. 7 viser instrumenterte sonder i seismikkablene i undersøkelsessettet i fig. 3,
Fig. 8 viser et beregningssystem hvor noen av de inventive aspektene kan gjennomføres i forbindelse med noen utførelser, og
Fig. 9A-9B viser et stativmontert beregningssystem av den type som kan brukes i samsvar med noen inventive aspekter.
Tegningen viser mer detaljerte utførelser av oppfinnelsen, men oppfinnelsen kan innbefatte ulike modifikasjoner og alternative former. Det skal her være underforstått at den her gitte beskrivelsen av utførelsesformer ikke er ment å begrense oppfinnelsen til de viste og beskrevne utførelsene, men at tvert imot hensikten er å dekke samtlige modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som ligger innenfor den av patentkravene bestemte inventive ramme.
Nedenfor beskrives belysende inventive utførelser. For enkelthets skyld, beskrives ikke samtlige detaljer i en virkelig implementering her. Man vil forstå at i forbindelse med utviklingen av slike virkelige utførelser, kan det tenkes at man må foreta mange implementeringsspesifikke avgjørelser, for på den måten å oppnå de ønskede målene, så som hensyntagen til systemrelaterte og forretningsrelaterte begrensninger, som vil variere fra én implementering til en annen. Man vil også forstå at slike utviklingstiltak, selv om de er komplekse og tidkrevende, representerer rutinemessige tiltak for fagfolk som har kjennskap til foreliggende beskrivelse.
Nedenfor skal det beskrives ett eller flere utførelseseksempler av oppfinnelsen. Det skal spesielt nevnes at oppfinnelsen ikke skal være begrenset til her beskrevne utførelser og figurer, men at oppfinnelsen skal innbefatte modifiserte former av slike utførelser, herunder også deler av utførelsene, og kombinasjoner av elementer av ulike utførelser innenfor den inventive ramme som bestemt av patentkravene. Man vil forstå at ved utviklingen av slike implementeringer, på samme måte som i andre ingeniør- eller utviklingsprosjekter, må det treffes mange implementeringsspesifikke avgjørelser for oppnåelse av de ønskede målene, så som hensyntagen til systemrelaterte og forretningsrelaterte begrensninger, som vil kunne variere fra én implementering til en annen. Det skal dessuten også nevnes at slike utviklingstiltak vil kunne være komplekse og tidkrevende, men allikevel anses som rutinemessige tiltak med hensyn til utforming, fremstilling, etc. for fagfolk som har adgang til foreliggende beskrivelse. Det er intet i foreliggende tekst som anses å være kritisk eller viktig for foreliggende oppfinnelse, med mindre det spesielt er nevnt som ”kritisk” eller ”vesentlig”.
Oppfinnelsen skal nå beskrives under henvisning til tegningsfigurene. I tegningen er det vist ulike strukturer, systemer og innretninger, som er ment for belysning av oppfinnelsen, uten derved å belaste beskrivelsen av oppfinnelsen med detaljer som vil være velkjent for fagfolk. Uansett, tegningen er ment å vise og forklare belysende eksempler av foreliggende oppfinnelse.
Ord og fraser som brukes her skal forstås og tolkes med en mening som er sammenfallende med den mening som fagfolk legger på slike ord og fraser. Ingen spesiell definering av en term eller frase, dvs. en definisjon som adskiller seg fra det vanlige, som fagfolk vil oppfatte, er ment å impliseres som følge av den konsistente bruken av termen eller frasen her. I den utstrekning som en term eller frase er ment å ha en spesiell betydning, dvs. en betydning som adskiller seg fra den som fagfolk måtte ha, vil en slik spesiell definisjon være uttrykkelig angitt i beskrivelsen, på en måte som direkte og klart angir den spesielle definisjonen av termen eller frasen.
Oppfinnelsen er en beskrivelse av algoritmer og fremgangsmåter som muliggjør sanntids- og postundersøkelseskvalitetskontroll av posisjoner med hensyn til en i hovedsaken ikke-rett forundersøkelsesplan av den type som brukes i forbindelse med kveil-, spiral- eller sirkelskyting. Nøkkelelementet i fremgangsmåten relaterer kvalitetskontrollobjektet til en dynamisk referanseramme, og relaterer objektkoordinatene til den korrekte aktuelle baneplanen. I tillegg blir fremgangsmåter som presenterer feil i virkelige posisjoner i forhold til planlagte posisjoner, vist og kvantifisert i en rettlinjepresentasjon.
De her beskrevne metodene retter seg mot nye statistikk/attributter for kveilskyteundersøkelser, og som erstatter eksisterende attributter som brukes i konvensjonelle rettlinjeundersøkelser. Et mål er at disse attributtene vil ha samme betydning som de eksisterende attributter for tradisjonelle undersøkelser, men allikevel være meningsfulle for kveilundersøkelser. For DA/DC-beregninger betyr dette at man finner det nærmeste punktet i seilingslinjekurven. Tverravstanden vil da helt enkelt være avstanden til dette punktet. Lengdeavstanden er seilingslinjens lengde frem til dette punktet. Dette synes å være en intuitiv og naturlig måte for beregning av disse statistiske verdiene, og vil gi samme resultat som dagens beregninger for tradisjonelle rette linjer.
Metodene bestemmer også hvor utstyret er, sammenlignet med hvor det ideelt sett skulle være. Halebøyen lengst til høyre kan eksempelvis ha en nominell tverrlinjeforskyvning på 200 meter, og en linjeforskyvning på 8000 meter. (Dvs. at dersom fartøyet går rett, så vil man forvente at utstyret befinner seg 8000 meter bak fartøyet, og 200 meter til høyre). I løpet av undersøkelsen ønsker man eksempelvis å vite hvor halebøyen bør være for skuddstørrelsen 1024. Fartøyet befinner seg i et krummet segment. Med metoden finnes dette punktet ved å trekke en parallell linje med utgangspunkt 200 meter fra den nominelle fartøysposisjonen, og så gå 8000 meter bakover langs denne linjen.
Fig. 1 viser en del av en marin slepesettseismikkundersøkelse 100.
Seismikkundersøkelsen 100 innbefatter en seismisk spredning 101, som innbefatter et undersøkelsesfartøy 103, som sleper et sett 106 i en i hovedsaken krummet bane, i en seilingslinje 109. Som vist, innbefatter settet 106 et antall seismikkabler 112 (bare én er indikert), og en kilde 115. Som beskrevet nærmere nedenfor, muliggjør oppfinnelsen en høy grad av variasjon med hensyn til implementeringen av settet 106 og seilingslinjen 109. Fagfolk vil forstå at seilingslinjen 109 ikke virkelig har en håndgripelig manifestasjon, og at linjen i figuren bare grafisk viser det som er ikke-håndterbart i praksis.
På bakgrunn av beskrivelsen vil fagfolk forstå at seilingslinjen 109 ikke er virkelig sirkulær. Så snart det første passet er ferdig, vil undersøkelsen 100 bevege seg lett i y-retningsverdien for DY (vertikal), som vist i fig. 2. Spredningen kan også bevege seg i x-retningen (horisontalt) med en verdi DX. Bemerk at ”vertikal” og ”horisontal” her relaterer seg til tegningsplanet.
Fig. 2 er en datamaskingjengivelse av et planriss av det undersøkelsesområdet som dekkes med de i hovedsaken sirkulære seilingslinjene for seismikkspredningen og fremgangsmåten ifølge fig. 1 over tid, i en skyte- og registreringsundersøkelse, hvor forskyvninger fra sirkel til sirkel vil være DY i vertikalretningen og DX i horisontalretningen. I fig. 2 dekker flere i hovedsaken sirkulære seilingslinjer 109 (bare én er indikert) undersøkelsesområdet. I dette eksemplet ble den første i hovedsaken sirkulære seilingslinjen innhentet i undersøkelsens sydøsthjørne (”SE”).
Når en første i hovedsaken sirkulær seilingslinje 109 er ferdig, beveger fartøyet 103 (vist i fig. 1) langs en tangent over en viss avstand, DY, i vertikalretningen, og begynner så en ny, i hovedsaken sirkulær seilingslinje 109. Flere i hovedsaken sirkulære seilingslinjer 109 kan traverseres helt til undersøkelsesgrensen er nådd i vertikalretningen. En ny serie av i hovedsaken sirkulære seilingslinjer 109, kan så innhentes på lignende måte, men origo vil bli beveget med DX i horisontalretningen. Denne skytingstypen fortsetter helt til undersøkelsesarealet er fullstendig dekket.
Utformingsparameterne for utformingen av undersøkelsen 100 er sirkelradiusen R, hvilken radius er en funksjon av spredningsbredden, og også av den dekningsoverlappingen som ønskes, DY-slingrebevegelsen i y-retningen, DX-slingrebevegelsen i x-retningen. DX og DY er funksjoner av seismikkspredningsbredden, og av den ønskede dekningsoverlappingen. Sirkelens radius R kan være større enn den radiusen som brukes i dreiningene, og er en funksjon av seismikkspredningsbredden.
Det totale kilometerantall som dekkes over et gitt område, vil være avhengig av sirkelradius R, og av verdiene DX og DY. Det totale antall skudd som gjennomføres med kveilskytingsmetoden som beskrives her, øker med økende radius R. DX og DY kan variere fra ca. 0,5 W til ca. 2 W, eller fra ca. 0,5 W til ca. W, hvor W er seismikkspredningsbredden. Verdiene for DX og DY kan velges basert på undersøkelsesobjektivene. Eksempelvis vil DX og DY være mindre for en utviklingsundersøkelse enn for en utnyttelsesundersøkelse. DX og DY vil også bestemme kildesamplingen, og man må derfor ta hensyn til behandlingskrav under utformingen av undersøkelsen.
Fig. 3 viser en spesiell utførelse av undersøkelsesspredningen 101 i et planriss. I denne spesielle utførelsen, som nevnt foran, innbefatter seismikkspredningen 101 generelt et sett 106 som slepes med et undersøkelsesfartøy 103, hvor det om bord befinner seg beregningsutstyr 300. Beregningsutstyret 300 styrer seismikkspredningen 101 på en måte som beskrives nærmere nedenfor. Det slepte settet 106 innbefatter åtte marine seismikkabler 112 (bare én er indikert). Man ser også seismikkilden 115. Undersøkelsesspredningen 101 er vist etter utplassering, men før man går i gang langs seilingslinjen 101, som vist i fig. 1. Som følge herav befinner seismikkablene 112 seg i et rett arrangement, istedenfor i det krummede i fig. 1. En måte for beskrivelse av posisjonen til ulike elementer i seismikkspredningen 101, er å benytte henholdsvis linje- og tverrlinjeforskyvningene Oihenholdsvis Oc. Et eksempel er gitt i forbindelse med halebøyen 303 lengst til høyre.
Fagfolk vil forstå at seilingslinjene 109 i den seismiske undersøkelsen 100 bestemmes på bakgrunn av mange forhold. Preliminære data vedrørende undersøkelsesområdet brukes for å bestemme undersøkelseskarakteristika, og seilingslinjene 109 bestemmes. Disse nominelle seilingslinjene 109 som bestemmes før undersøkelsen, kan betegnes som ”preplott”, for de virkelige seilingslinjene 109, som seismikkspredningen 101 følger. I foreliggende tilfelle, fordi undersøkelsen benytter kveilskyting, er preplottene i det minste delvis krummet, og kan derfor også betegnes som ”preplottkurver”.
Det er ønskelig at seilingslinjene 109 nøyaktig samsvarer med preplottkurvene. Dette ønsket gjelder også elementene i settet 106. For settet kan dette være særlig vanskelig å oppnå. Eksempelvis har undersøkelsesfartøyet 103 egne midler for fremdrift og navigering, og kan vanligvis holde sin posisjon i preplottet ganske godt. Imidlertid gjelder dette ikke for settet. Eksempelvis er seismikkablene 112 særlig utsatt for sterke strømmer og værforhold, slik at de drives vekk fra preplottet under undersøkelsen. Den her beskrevne metoden eller fremgangsmåten er beregnet for bruk ved bestemmelse av avviket for elementer i den seismiske spredningen 101 relativt preplottkurven, slik at det kan gjøres posisjonskorrigeringer.
I fig. 4 er en preplottkurve 400 en sekvens av geografiske koordinater og en radius R. Preplottkurven 400 angir den nominelle posisjonen for noen punkter i undersøkelsen. Disse vil vanligvis stemme overens med den ønskede posisjonen for et undersøkelseselement i dette punktet. (For gjentatte undersøkelser/4D-undersøkelser, er dette ikke nødvendigvis tilfellet. Det gis en beskrivelse av den nominelle posisjonen, men ikke nødvendigvis av den ønskede posisjonen). Ofte beskriver preplottkurven den ønskede kildemidtpunktposisjonen.
Som beskrevet foran i forbindelse med fig. 3, har alt utstyret en nominell forskyvning. Det er x-y-koordinatene i et koordinatsystem hvor origo ligger i fartøyet, og y-aksen ligger i seilingsretningen. Det forutsettes rette seismikkabler, etc. Verdiene beregnes basert på kjente karakteristika for seismikkspredningen, så som utstyrslengder. I det foran gitte eksemplet har halebøyen 303 ytterst til høyre i seismikkspredningen 101 en linjeforskyvning Oipå 8000 meter bak undersøkelsesfartøyet 103, og en tverrlinjeforskyvning Ocpå 200 meter mot høyre. Det vil si, at dersom undersøkelsesfartøyet 103 beveger seg i en rett linje, så vil man forvente at utstyret befinner seg 8000 meter bak fartøyet, og 200 meter til høyre. Den nominelle forskyvningen vil være kjent som en utformingsdetalj for seismikkspredningen 101.
La oss først se på tverravstands- og lengdeavstandsberegningene. Preplottet angir vanligvis posisjonen til et bestemt punkt, eksempelvis kildemidtpunktet, fartøysposisjonen, eller CMP-posisjonen. Så lenge man kjenner de individuelle forskyvningsforskjellene mellom disse punktene, kan man enkelt kompensere for dette. Samtlige nominelle forskyvninger kan lagres eksempelvis i forhold til første gruppesenter, mens selve preplottet angir nominelle kildemidtpunktposisjoner.
Denne ”feiltilpasningen” kompenseres enkelt for, så lenge både den nominelle forskyvningen for første gruppesenter, og kildemidtpunktet er kjent.
Anta eksempelvis at linjen AB i fig. 4 er 500 meter, halvsirkelen BD er 200 meter, og linjen CE er 50 meter. For å finne tverravstanden og lengdeavstanden (kollektivt, ”DC/DA”) for punktet E, bruker man uttrykket:
DA = 500 200/2 = 600
DC = 50
Bemerk at dette definerer en ny type koordinatsystem som er ”normalisert” med hensyn til en varierende bane. I den gamle beregningsmåten er det enkelt å transformere mellom østlig/nordlig og DA/DC fordi det helt enkelt dreier seg om to ulike koordinatsystemer med ulike orienteringer, og ulikt origo. Den nye beregningsmåten medfører fremdeles en relativt enkel transformering av DA/DC til østlig/nordlig, men transformeringen av østlig/nordlig til DA/DC har ingen hensikt lenger, nettopp som følge av kveilskytingens natur.
Anta to sirkler (ikke vist). En posisjon kan enkelt være nær den ene som den andre. For en posisjon som oppstår på et gitt tidspunkt, betyr dette at den tilhører én av sirklene. Transformeringen ved hjelp av en skuddverdi vil imidlertid ha en hensikt:
Østlig/nordlig skuddverdi → DA/DC
Man finner først enten et rett eller krummet segment hvor denne skuddverdien forekommer, og gjennomfører så et lokalt søk for å finne den nærmeste posisjonen i dette området, kalkulerer DA for dette punktet, og DC er da gitt som avstand til dette nærmeste punktet.
La oss nå se på beregningen av nominelle posisjoner for spredningselementer, idet det antas at spredningselementene følger preplottkurven 400 på en perfekt måte. Ved beregning av nominelle posisjoner, gitt en skuddverdi, kan man beregne en tilhørende preplottposisjon 500, vist i fig. 5. Det vil være litt mer komplisert å beregne en posisjon gitt med en nominell tverrlinje/linjeforskyvning fra preplottkurven 400. Antar man at den andre posisjonen 503 som skal beregnes har en nominell tverrlinjeforskyvning på -100, og en nominell linjeforskyvning på -1000, så går man 1000 meter bakover langs den parallelle linjen 506 for å finne den nominelle forskyvningen. Avstanden mellom linjene vil da være 100 meter.
Generelt kan oppgaven deles i to. Først bestemmes de nominelle (ønskede) posisjonene for enhver utstyrsdel, gitt nominell utstyrsforskyvning og skuddstørrelse. Deretter beregnes feilstatistikk ut fra virkelige posisjoner.
I fig. 4 består preplottkurven 400 for en kveilskytingsundersøkelse av rette segmenter 401, og sirkulære segmenter 403. De rette segmentene 401, og de sirkulære segmentene 403 betegnes sammen som ”banesegmenter”. Hver preplottkurve 400 innbefatter således et antall banesegmenter, som enten er rette segmenter 401, eller sirkulære segmenter 403. Man kjenner startposisjonen 406, og sluttposisjonen 409, for hvert rett segment 400. For hvert sirkulære segment 403 kjenner man origo, utgangsposisjonen og den totale sirkelsegmentvinkelen.
For hvert banesegment kan det bestemmes visse attributter, og denne bestemmelsen vil variere for segmentene 401, 403. Eksempelvis er segmentlengden en funksjon av nominell forskyvning x. Segmentlengden til et rett segment 400 er segmentlengden fra begynnelsen 406, og til slutten 409. For sirkulære segmenter 403, vil segmentlengden variere med ulike tverrlinjeforskyvninger, fordi en tverrlinjeforskyvning effektivt vil øke eller redusere sirkelradius. Posisjon og retning er en funksjon av lengde- og tverravstand. Gitt en viss avstand fra begynnelsen av et segment, og en viss tverrlinjeforskyvning, kan man beregne en posisjon med en kurs eller retning. For sirkulære segmenter 403, vil dette være en tangent til sirkelen i punktet. For et rett segment 400, vil det være retningen fra begynnelsen 406, og til avslutningen eller enden 409. Den nærmeste segmentposisjonen og kursen vil være en funksjon av virkelig posisjon. Gitt en virkelig posisjon, finner man den nærmeste posisjonen i segmentet. Spesiell håndtering utløses dersom den nærmeste posisjonen befinner seg enten ved begynnelsen eller avslutningen av segmentet.
Gitt en sekvens av banesegmenter 401, 403, og skuddtrinnet, skuddavstanden, og den første skuddstørrelsen, kan man beregne visse attributter. Skuddtrinnet er hvordan skuddstørrelsen endrer seg. Vanligvis vil dette være pluss eller minus 1. Dersom det første skuddpunktet er 1000, og skuddtrinnet er 1, så vil den neste skuddstørrelsen være 1001. Skuddavstanden er meterforskjellen mellom to skudd. Er skuddavstanden 25 meter, så vil det være 25 meter mellom der hvor skuddene 1000 og 1001 avfyres.
Høyere nivåfunksjoner er nominell posisjon og kurs, og på tvers og på langs.
Nominell posisjon og kurs er en funksjon av skuddstørrelse, nominell forskyvning x og nominell forskyvning y. Det er ikke vanskelig å konvertere en skuddstørrelse til en avstand langs preplottkurven. Ved å ignorere forskyvningen, kan man enkelt finne hvilket banesegment 400, 403 som inneholder posisjonen for skuddet. Dette fordi lengden til hvert segment er kjent. Når man har funnet denne posisjonen, gjennomføres visse andre beregninger for å kompensere for de nominelle forskyvningene. Dette kan bringe en til en annen segmentbane. Denne funksjonen brukes også som et grunnlag for beregning av forskjellen mellom nominell posisjon, og virkelig posisjon, basert på skuddstørrelsen. Ved å returnere den nominelle posisjonen og kursen, kan dette skje ved å lage et koordinatsystem med origo i den nominelle posisjonen, y-aksen i kursretningen, og transformering av den virkelige posisjonen til dette koordinatsystemet. De nye x- og y-koordinatene for den transformerte posisjonen, vil da vise tverrlinje- og linjeposisjonsfeil sammenlignet med nominelle posisjoner.
Tverrgående og langsgående er funksjoner av skuddstørrelse, nominell forskyvning x, nominell forskyvning y, og virkelig posisjon. Gitt en virkelig posisjon, kan man ikke finne en nærmeste baneposisjon, eller sagt på annen måte, dette har ingen hensikt. En virkelig posisjon kan være like nær et punkt på en sirkel som en annen, selv om posisjonen i virkeligheten ”fremkom” på den andre sirkelen. Det er derfor man må ta hensyn til skuddstørrelsen. Man finner først hvilket segment posisjonen nominelt skulle tilhøre. (Man bruker bare skuddstørrelser og nominelle forskyvninger). Det foretas så et lokalt søk for å finne den posisjonen som er nærmest den virkelige posisjonen. Dette kan være et annet segment. Den nærmeste posisjonen vil gi avstand-langsverdien. Avstanden mellom den nærmeste posisjonen og den virkelige posisjonen vil gi tverrverdien.
I samsvar med ett aspekt, innbefatter således de her beskrevne metoder et computerlesbart programlagringsmedium 600, vist i fig. 6, for bestemmelse av avviket til et spredningssettelement fra en planlagt krummet bane, under en marin slepesettseismikkundersøkelse. Metoden 600 innbefatter:
- bestemmelse (ved 603) av en nominell posisjon for spredningssettelementet ved et gitt punkt i den planlagte krummede banen,
- bestemmelse (ved 606) av spredningssettelementets virkelige posisjon, og - gjennomføring (ved 609) av en feilanalyse predikert på de nominelle og virkelige posisjonene.
Feilanalysen kan være samme type feilanalyse som brukes i denne forbindelsen, i en konvensjonell utførelse, hvor analysen gjennomføres basert på informasjon fra en konvensjonell seilingslinje som følger en rett bane.
Mer særskilt er gjennomføringen (ved 609) av feilanalysen i fig. 6, det som skjer etter en beregning av de nominelle og virkelige posisjoner i forhold til banen.
Eksempelvis:
- forskjellen mellom ønsket posisjon og virkelig posisjon (for styrte undersøkelseselementer), brukes for styresystemet (DSC/Q-Pilot) for å utstede styreordre slik at banen følges,
- forskjellen kan også brukes for å tilveiebringe plott av feil (avvik fra den ønskede posisjonen i en på tvers/på langs referanseramme) for visning for brukeren (overvåking av systemytelsen) i sanntid, og
- de banerelative på tvers verdiene (og på tvers/på langs-skiller mellom undersøkelseselementer (brukes for å beregne statistikk som kan vise hvorvidt visse undersøkelsesspesifikasjoner møtes eller ikke, og også for å tilveiebringe plott for visning (manuell QC) for brukeren.
Denne listen er ikke uttømmende, og fagfolk vil på bakgrunn av beskrivelsen forstå at det kan gjennomføres andre feilanalyser i tillegg til, eller istedenfor, de som her er angitt. Bemerk at slik statistikk (eksempelvis tverrlinjeavstanden mellom seismikkildesett), vanligvis er ønsket i enhver seismikkundersøkelse, men vil være uten mening i et konvensjonelt og fast koordinatsystem som tradisjonelt brukes for rettlinjeseismikk, når brukt for kveilskyting. (Tverrgående og langsgående blanding når sirkelen traverseres).
Algoritmen kan brukes for sanntidsposisjonering (styring) av fartøyet og/eller spredningen, og kan etterpå brukes for kvalitetskontroll og statistikk. I sanntid brukes algoritmen av applikasjoner som er ansvarlige for styring av fartøyet, kilder, og seismikkabler. For å muliggjøre automatisk styring i den krummede banen, må styresystemet vite de virkelige posisjonene for undersøkelseselementene versus den ønskede posisjonen, i en tverrgående/langsgående forstand. De beskrevne metodene gir slik informasjon. Etterpå brukes algoritmen for å beregne langsgående/tverrgående verdier, og langsgående/tverrgående feil for bruk i en kvalitetskontroll.
I de her beskrevne utførelsene brukes den beskrevne metoden ikke for behandling av feil på grunnlag av dataene. Den brukes isteden for å tilveiebringe statistikk som bekrefter at spesifikasjonene er tilfredsstilt, og for å lage visninger som muliggjør at brukeren visuelt kan se langsgående/tverrgående relaterte data. Eksempelvis:
- Spesifikasjonene for undersøkelsen kan inneholde tverrlinjeseparasjoner mellom seismikkablene på 100 meter /- 5 % for 90 % av skuddpunktene. Metoden brukes ved beregningen av statistikk som nødvendig for å verifisere hvorvidt spesifikasjonen tilfredsstilles.
- Brukeren betrakter ulike plott (eksempelvis tidsserieplott) for tverrlinje/linje-verdier, og forskjeller for ulike undersøkelseselementer (så som GPS-posisjoner, akustiske hydrofoner, etc.). Fordi samtlige posisjoner er lagret i geografiske koordinater, brukes metoden for å beregne banerelative langsgående/tverrgående verdier for visning.
Som nevnt, tillater foreliggende oppfinnelse variasjoner i implementeringen av seilingslinjene 109, og de som er beskrevet foran er bare ment som eksempler.
Foreliggende oppfinnelse kan brukes i forbindelse med enhver av et antall kveilskytemetoder som er kjent. Flere slike metoder finnes beskrevet i US patentsøknad serienr. 12/121,324, innlevert 15. mai 2008, og i US patentsøknad serienr. 11/335,365, innlevert 19. januar 2006. Det vises til begge disse søknadene med hensyn til det disse beskriver hva angår kveilskyting.
Som beskrevet i disse søknadene, er en ”generelt krummet fremføringsbane”, én hvor fartøyene og seismikkablene beveger seg generelt i en kurve, og hvor det foregår en bevegelse i én eller flere av x- og y-retningene. Banen kan uttrykkes som en kveil. Kurven kan være sirkulær, oval (innbefattende én eller flere ovaler), elliptisk (innbefattende én eller flere ellipser), fig. 8, sinusoidal, eller være en annen krummet bane. Banen kan variere i én og samme undersøkelse. Eksempelvis kan en første del av undersøkelsen følge en ovoid bane, mens en andre del av undersøkelsen kan følge en elliptisk bane. Dette bare som ett av mange mulige eksempler.
Bemerk at foreliggende metode innbefatter metoder hvor undersøkelsesfartøyene – og derfor også seismikkspredningen – beveger seg med eller mot urviseren.
Generelt har den ene eller andre innretningen ingen iboende fordel. I utførelser hvor ett enkelt undersøkelsesfartøy beveger seg langs en sinuskurve, både med og mot urviseren, kan det imidlertid foreligge en fordel som følge av nærværet av lokale og sterke strømmer. Retning med eller mot urviseren kan velges ved begynnelsen av hver ny sveip, som en funksjon av strømmene. Det vil generelt ikke være praktisk å endre retning fra sirkel til sirkel (eksempelvis med urviseren, og så mot urviseren). Det skyldes tap av tid.
Som nevnt, muliggjør oppfinnelsen variasjoner i implementeringen av seismikkundersøkelsesspredningen, hvor det brukes kveilskyting. Ulike varianter med hensyn til sammensetning og utforming av spredningen som brukes for kveilskyting, er beskrevet i US patentsøknad serienr. 12/121, 324, innlevert 15. mai 2008, og i US patentsøknad serienr. 11/335,365, innlevert 19. januar 2006. Det vises derfor til begge disse patentsøknadene hva angår de der beskrevne kveilskytingsmetodene, herunder sammensetningen og utformingen av spredningen.
Noen utførelseseksempler bruker Q<TM>- og Q-MARINE<TM>-teknologier. Som brukt her er ”Q<TM>” en avansert seismisk teknologi som tilhører WesternGeco, og benyttes for bedre reservoarlokalisering, -beskrivelse og –håndtering. ”Q-MARINE<TM>”-systemer, som diskutert her, refererer seg til marine seismikkspredninger som brukes av WesternGeco, og som har et nøyaktig posisjoneringssystem, seismikkabelstyring, og avansert støysvekking. For mer informasjon vedrørende Q-Marine<TM>, et fullstendig kalibrert, punktmottaker marint seismikkinnhentings- og behandlingssystem, så vel som Q-Land<TM>og Q-Seabed<TM>, vises det til http://www.westerngeco.com/q-technology.
I disse systemene kan seismikkablene være forsynt med akustiske sendere og punktmottakere for nøyaktig bestemmelse av posisjoner, med bruk av spesifikke avstandsmodulerte akustikker, slik det beskrives i US patent 5668 775 (’775-patentet), som er nevnt nedenfor. Som vist i ’775-patentet, kan seismikkabelsendere og –punktmottakere danne et akustisk nettverk over hele seismikkabellengden, idet en unik spredningsspektrumskode for akustiske frekvenser sendes ut fra hver av et antall akustiske sendere, som er plassert i seismikkablene. Samtlige frekvenser ligger innenfor de seismiske frekvensene som detekteres av de samme mottakerne under skyting og registrering, og punktmottakerne i seismikkablene kan skille mellom de enkelte sendernes unike koder. Derved muliggjøres en nøyaktig posisjonering av seismikkmottakere. Konvensjonelle seismikkabler bruker sett av hydrofoner, så som 12 eller 18 hydrofoner pr. gruppe. Disse summeres på analog måte, og blir så registrert.
Videre blir de enkelte sensorene eller punktmottakerne plassert i seismikkabelen i intervaller, eksempelvis én for hver 3. til 4. meter, og blir registrert. Samtlige punktmottakere ruter data til en computer, hvor det brukes digitale filtre som trekker fordel av mottakernes meget fine sampling, for oppnåelse av meget kraftig koherent støysvekking, hva angår linjedønningsstøy og/eller seismikkabelstøy. I dreiekurvene kan støyen fra marine strømmer være sterkere, fordi i det minste en del av seismikkablene da beveger seg tverrstrøms. Støy kan derfor svekkes i hver enkelt punktmottaker på en meget god måte. Seismikkablene kan også styres til ønskede posisjoner ved hjelp av styreinnretninger, hvilket vil bli forklart nærmere nedenfor.
Det skal nå vises til fig. 3 igjen. For bedre forståelse av oppfinnelsen, skal det nå gis en nærmere beskrivelse av den der viste seismiske spredningen 101. Som nevnt innbefatter den seismiske spredningen 101 generelt et sett av kabler 106, som slepes av et undersøkelsesfartøy 103, som har beregningsutstyr 300 om bord. Det slepte settet 106 innbefatter åtte marine seismikkabler 112 (bare én er indikert). Disse kan eksempelvis ha en lengde på 6 kilometer, og en innbyrdes avstand på opp til 100 meter. Bemerk at antall seismikkabler 112 i det slepte settet 106, ikke er vesentlig for en utøvelse av oppfinnelsen. Disse aspekter av utstyret kan implementeres i samsvar med konvensjonell praksis.
Bemerk at de her nevnte avstander er ”tilnærmede”. Som brukt her skal uttrykket ”tilnærmet” ta hensyn til det som er vanlig kjent, nemlig at det er vanskelig å opprettholde posisjonen til seismikkablene 112 i løpet av den seismiske undersøkelsen 101. Forholdene, så som tidevann og vind, vil ofte skyve samtlige eller deler av seismikkablene 112 ut fra deres ønskede posisjoner i løpet av den seismiske undersøkelsen 101. Derfor, hvilket vil bli nevnt nærmere nedenfor, innbefatter seismikkablene 112 posisjoneringsinnretninger for å bidra til å svekke disse faktorene. Avvik fra ønskede posisjoner vil allikevel forekomme, og vil kunne påvirke kabelavstanden. Uttrykket ”tilnærmet” tar hensyn til denne realiteten og indikerer at det forekommer avvik fra den modifiserte avstanden, avvik som ligger innenfor grenser som vanligvis aksepteres av denne virksomheten.
Det er også vist en seismikkilde 115 som slepes av undersøkelsesfartøyet 103.
Bemerk at i andre utførelser behøver seismikkilden 115 nødvendigvis ikke være under slep med undersøkelsesfartøyet 103. Isteden kan seismikkilden 115 slepes av et annet fartøy (ikke vist), eller seismikkilden kan være opphengt i en bøye (heller ikke vist), eller være utsatt på andre i og for seg kjente måter. De kjente seismikkildene innbefatter impulskilder, så som eksplosiver og luftkanoner, og vibrasjonskilder som sender ut bølger med et mer styrbart amplitude- og frekvensspekter. Seismikkilden 115 kan implementeres med bruk av alle slike kjente kilder. I den viste utførelsen innbefatter seismikkilden 115 en luftkanon, eller et sett av luftkanoner.
Ved fronten av hver seismikkabel 112, er det anordnet en deflektor 306 (bare én er indikert), og ved bakenden til hver seismikkabel 112 er det anordnet en halebøye 309 (bare én er indikert). Deflektoren 306 vil sideveis, eller i tverrlinjeretningen, posisjonere seismikkabelens 112 frontende 113 som er nærmest undersøkelsesfartøyet 103. Halebøyen 309 tilveiebringer en motstandskraft ved seismikkabelens 112 haleende 114, som ligger lengst fra undersøkelsesfartøyet 103. Den spenningen som dannes i seismikkabelen 112 ved hjelp av deflektoren 306 og halebøyen 309, bidrar til seismikkabelens 112 form.
Mellom deflektoren 306 og halebøyen 309, er det anordnet et antall seismikkabelposisjoneringsinnretninger som også betegnes som ”birds” 312. Disse posisjoneringsinnretningene 312 kan være plassert i regulære intervaller langs seismikkabelen, så som for hver 200 meter til 400 meter. I denne spesielle utførelsen brukes posisjoneringsinnretningene 312 for bestemmelse av slepedybden for seismikkablene 112, en slepedybde som typisk vil utgjøre noen få meter. I én bestemt utførelse kan de styrbare posisjoneringsinnretningene 118 være Q-fin<TM>styringsinnretninger som benyttes av WesternGeco i deres seismiske undersøkelser.
Utformingen, virkemåten, og bruken av slike styrbare posisjoneringsinnretninger finner man i den internasjonale patentsøknaden WO 00/20895, innlevert 28. september 1999 (’895-søknaden). Imidlertid kan man bruke enhver egnet styrbar innretning. Eksempelvis er en annen mulig utførelse beskrevet i den internasjonale patentsøknaden WO 98/28636, innlevert 19. desember 1997 (’636-søknaden). I noen tilfeller kan posisjoneringsinnretningene 118 også utelates.
Seismikkablene 112 innbefatter også et antall instrumenterte sonder 314 (bare én er indikert) som er fordelt langs kabelens lengde. De instrumenterte sondene 314 innbefatter i det viste eksemplet en akustisk sensor 700 (eksempelvis en hydrofon) av kjent type, og en partikkelbevegelsessensor 703. Begge disse er antydet i fig. 7. Partikkelbevegelsessensorene 703 måler ikke bare størrelsen til de passerende bølgefrontene, men også disses retninger. Avfølingselementene i partikkelbevegelsessensorene kan eksempelvis være en hastighetsmåler, eller et akselerometer.
Egnede partikkelbevegelsessensorer er beskrevet i US patentsøknad serienr.
10/792,511, innlevert 3. mars 2004; US patentsøknad serienr. 10/233,266, innlevert 30. august 2002: og i US patent 3283 293, bevilget 1. november 1966, og det vises til innholdet i disse publikasjonene. Som partikkelbevegelsessensor 703, kan det brukes enhver egnet og kjent partikkelbevegelsessensor. Det vil således kunne være mulig å skille mellom data som representerer oppadgående bølgefronter, så som refleksjonene 135, og nedadgående bølgefronter, så som multippelrefleksjonen 150.
Generelt er det ønskelig at støymålinger med partikkelbevegelsessensorene 703 tas så nær som mulig det punktet hvor de akustiske sensorene 700 registrerer seismikkdata. En lengre avstand mellom innhentingen av støydata og seismikkdata, vil bety en mindre nøyaktighet av støymålingen på det stedet hvor seismikkdataene innhentes. Det er imidlertid ikke nødvendig at partikkelbevegelsessensoren 703 posisjoneres sammen med den akustiske sensoren 700 i sensorsonden 314.
Partikkelbevegelsessensoren 703 må bare være plassert tilstrekkelig nær den akustiske sensoren 700, slik at de innhentede støydata i tilfredsstillende grad vil representere støykomponenten i de innhentede seismikkdataene.
Sensorene i de instrumenterte sondene 314 vil sende data som er representative for den detekterte mengden via elektriske ledninger i seismikkabelen 112. Data fra de akustiske sensorene 700 og fra partikkelbevegelsessensorene 703, kan sendes gjennom separate ledninger. Dette er imidlertid ikke nødvendig for en realisering av oppfinnelsen. Imidlertid vil dimensjons-, vekt- og energibegrensninger vanligvis medføre at dette er ønskelig. De dataene som genereres med partikkelbevegelsessensoren 703, må derfor flettes sammen med seismikkdataene. Metoder for slik informasjonsfletting er kjent. Eksempelvis kan de to datatypene multiplekses. Det kan benyttes enhver kjent metode for slik datasammenfletting.
De dataene som genereres med sensorene i de instrumenterte sondene 314, blir således via seismikkabelen sendt til beregningsutstyret 300. Fagfolk vil vite at det kan sendes flere signaltyper frem og tilbake i seismikkabelen 112 i løpet av en seismisk undersøkelse. Eksempelvis overføres energi til de elektroniske komponentene (eksempelvis den akustiske sensoren 700 og partikkelbevegelsessensoren 703), og styresignaler sendes til posisjoneringselementer (ikke vist), og data sendes tilbake til fartøyet 103. Derfor innbefatter seismikkablene 112 et antall ledninger (eksempelvis en energiledning 706, en ordre- og styreledning 709, og en dataledning 712) for transmittering av disse signalene. Fagfolk vil videre forstå at det kan brukes mange andre metoder med varierende antall ledninger. Videre vil seismikkabelen 112 vanligvis også innbefatte andre strukturer, så som styrkeelementer (ikke vist), elementer som er utelatt her for å lette oversikten.
Fagfolk vil forstå at det før gjennomføringen av undersøkelsen tilveiebringes seilingslinjepreplott. Preliminære studier av undersøkelsesarealet gjennomføres for å bestemme undersøkelseskarakteristika som har betydning for gjennomføringen av selve undersøkelsen. Sammen med den her beskrevne metodikken, gjøres dette i samsvar med konvensjonell praksis. Gjennomføringen skjer vanligvis på et sentralt behandlingssted av én eller annen type, og som innbefatter et regnesystem så som regnesystemet 800 i fig. 8, som innbefatter mer enn ett beregningsutstyr.
Eksempelvis kan de preliminære data 801 ligge i en datastruktur i en server 803, og applikasjonen 805 hvormed behandlingen skjer, ligger i en arbeidsstasjon 806, for generering av undersøkelsesutformingen 809.
Undersøkelsesutformingen 809 blir så sendt til undersøkelsesfartøyet 103, og lastet inn i regneutstyret 300. Regneutstyret 300 representerer flere regneressurser som tjener til et antall formål i undersøkelsen 100. Eksempelvis, som fagfolk vil forstå på bakgrunn av foreliggende beskrivelse, er undersøkelsesfartøyet 103 utstyrt med computerimplementerte navigerings- og styresystemer. Disse funksjonene kan imidlertid være fordelt over elementer i den seismiske spredningen 101, istedenfor å være konsentrert i én enkelt regnemaskin. Videre vil utformingen av programvarestyringen med hensyn til arkitektur eller situs, være vesentlig for gjennomføringen av oppfinnelsen. Eksempelvis kan, i noen utførelser, navigeringen og seismikkabelstyringen gjennomføres med separate programvarekomponenter, som eksempelvis kan være serviceprogrammer eller demoner.
Fig. 9A-9B viser et stativmontert regneutstyr 900, hvor navigerings- og styresystemer kan implementeres. Regneutstyret 900 innbefatter en prosessor 905 som kommuniserer med et lager 910, via et bussystem 915. Lageret 910 kan innbefatte en harddisk og/eller RAM (random access memory) og/eller et løst lager så som en magnetisk floppydisk 917, og en optisk disk 920. Lageret 910 kodes med en datastruktur 905, som lagrer de datasettene som er innhentet som beskrevet foran. Videre innbefatter lageret et operativsystem 930, brukergrensesnittprogramvare 935, og en applikasjon 965.
Brukergrensesnittprogramvaren 935 implementerer, sammen med en skjerm 940, et brukergrensesnitt 945. Brukergrensesnittet 945 kan innbefatte periferielle I/O-innretninger, så som et tastatur 950, en mus 955, eller en joystick 960.
Prosessoren 950 styres av operativsystemet 930, som kan være praktisk talt ethvert kjent operativsystem. Applikasjonen 965 anropes med operativsystemet 930, ved start, restart, eller begge deler, alt avhengig av implementeringen av operativsystemet 930. Applikasjonen 965 sender navigeringsordre (NAV) til undersøkelsesfartøyet 103, i samsvar med programmet, for at undersøkelsesfartøyet 103 skal følge den generelle krummede seilingslinjen 109, og derved slepe de marine seismikkablene 112 og/eller kilden 115, alt avhengig av den spesielle utførelsen. Applikasjonen 965 vil også, i denne spesielle utførelsen, motta posisjoneringsdata (POSITION) fra de marine seismikkablene 112, og sende styreordre (STEERING) til kablenes styreinnretninger.
Posisjoneringen og styringen som beskrives her i forbindelse med oppfinnelsen, er i den viste utførelsen implementert i et par modifiserte programvarepakker som benevnes TRINAV<TM>og REPEAT<TM>. Særlig er de modifisert for gjennomføring av den her beskrevne metodikken. Det dreier seg her om varemerker som tilhører WesternGeco L.L.C.
Imidlertid er lignende programvare kommersielt tilgjengelig fra flere leverandører. Concept Systems Ltd. markedsfører flere egnede programvareverktøy, og informasjon vedrørende disse kan finnes på http://www.iongeo.com/About_Us/Business_Units_and_Subsidiaries/Concept_Syste ms/. Concept Systems kan også kontaktes direkte med adressen 1 Logie Mill, Beaverbank Business Park, Logie Green Road, Edinburgh, EH7 4HG, Skottland, GB – (telefon) 44131 557 5595, faks 44 131 557 2367. Quest Geo Solutions Ltd. tilbyr også egnede programvareverktøy, som det kan finnes nærmere opplysning om på http://www.qgsl.com/, eller direkte under adressen Passfield Business Centre, Lynchborough Road, Passfield, Liphook, Hampshire, GU30 7SB, GB, eller (telefon, GB) 44 (0) 1428 751565, (telefon US) 1281 660 5480, eller (faks) 44 (0) 1428 751566. Denne listen er ikke uttømmende. Fagfolk vil på bakgrunn av foreliggende beskrivelse kunne modifisere disse eller andre kommersielt tilgjengelige programvarer, for implementering av foreliggende oppfinnelse.
Det skal på nytt vises til fig. 9A-9B. Applikasjonen 965 vil enten implementere eller påkalle en kontroller 975. Den styremetoden som brukes av kontrolleren 975 vil være implementeringsbestemt. Et antall egnede styremetoder er beskrevet i US patentsøknad serienr. 12/121,324, innlevert 15. mai 2008, og i US patentsøknad serienr. 11/335,365, innlevert 19. januar 2006. Det vises til innholdet i begge disse patentsøknadene, med hensyn til det som der sies om kveilskyting som er omtalt her, herunder også styringen av formen og posisjonen til spredningen.
Noen utførelser kan benytte ett av de såkalte Advance Spread Control systemer og metoder som beskrives i US patentsøknad serienr. 11/122,646, innlevert 5. mars 2005, viss innhold det vises til. I disse systemene innbefatter en marin seismisk spredning en fartøysmontert akustisk Doppler-strømmåler for måling av i det minste en horisontal komponent av en strømhastighetsvektor på minst ett sted som generelt ligger foran elementene i seismikkspredningen. Den målte horisontalkomponenten brukes så for å påvirke posisjonen til et element i en seismisk spredning.
En spesiell utførelse som implementerer disse aspektene av oppfinnelsen, innbefatter PID-kontrollere. Kontrollere som kan benyttes i systemer og fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen kan variere hva angår detaljer. En PID-kontroller som kan brukes i oppfinnelsen, kan matematisk uttrykkes slik:
(1)
hvor:
ƒ ≡ integral,
è(t) ≡ tidsderivatet,
u(t) ≡ kontrollerutgang, enten på tvers fra en sporkontrollinnretning så som den som er kjent under varemerket Robtrack/STS500, eller retningen til en autopilot,
e(t) ≡ forskjellen mellom ønsket (planlagt, referanse) og målt (aktuell posisjon, y) verdi,
Td≡ en konstant for beskrivelse av den derivative delen av algoritmen (den derivative delen kan være filtrert for å unngå derivering av høye frekvenser),
Ti≡ en konstant for beskrivelse av den integrerte delen av algoritmen, og
Kp≡ en proporsjonal forsterkningskonstant.
I s-planet (Laplace), kan PID-kontrolleren uttrykkes som:
Hr(s) = Kp[1 1/Tis Tds/(1 Tfs)] (2)
hvor:
s ≡ den variable i s-planet, og
Tf≡ en konstant som beskriver filtreringsdelen til den derivative delen av algoritmen.
For diskretiseringen brukes et utvalg av transformeringer, og noen konstanter kan vise seg ikke å være brukbare. Eksempelvis behøver Tf-konstanten ikke være nødvendig i noen tilfeller, men kan være særlig gunstig i andre tilfeller. Som ett diskretiseringseksempel kan z-transformeringen brukes, betyr at den integrale delen av algoritmen kan tilnærmes ved å bruke en trapesoidemodell med formen:
s = (1-z-1)/T (3)
mens den derivative delen kan tilnærmes ved hjelp av en Euler-modell:
s = 2/T•(1-z-1)/(1z-1) (4)
hvor T er samplingstiden. Den resulterende diskrete modellen kan så brukes direkte i styrealgoritmen. Andre diskrete modeller, utledet ved hjelp av andre transformeringer, vil kunne være nyttige i oppfinnelsen, og vil fremgå for styreteknikere eller styreingeniører som har kjennskap til området.
MPC (Modell Predictive Control) er en avansert multivariabel styringsmetode for bruk i multiple inngangs-/utgangssystemer (MIMO). En oversikt over industrielle MPC’er kan man finne hos: www.che.utexas.eda/∼qin/cpcv/cpcv14.html. MPC beregner en sekvens av manipulerte variable justeringer, for derved å optimere den fremtidige situasjonen i den aktuelle prosessen. På hvert kontrolltidspunkt k, vil MPC løse et dynamisk optimeringsproblem, ved hjelp av en modell av det styrte systemet, for derved å optimere fremtidig situasjon (på tidspunktet k+1, k+2...k+n), over en prediksjonshorisont n. Dette blir gjentatt på tidspunktene k+1, k+2.... MPC kan bruke enhver derivert objektfunksjon, så som QPO (Quadratic Performance Objective) og lignende, herunder også veiingsfunksjoner av manipulerte variabler og målinger.
Dynamikken i prosessen og/eller systemet som skal styres, beskrives i en eksplisitt modell av prosessen og/eller systemet, som kan oppnås eksempelvis ved hjelp av matematisk modellering, eller estimeres fra testdata fra den virkelige prosessen og/eller systemet. Metoder som bestemmer noe av dynamikken i systemet og/eller prosessen som styres, innbefatter trinnresponsmodeller, impulsresponsmodeller, og andre lineære eller ikke-lineære modeller. Ofte vil en nøyaktig modell ikke være nødvendig. Inngangs- og utgangsbegrensninger kan inngå i problemformuleringen, slik at derved fremtidige begrensningsbrytninger kan forutses og hindres, så som harde begrensninger, myke begrensninger, settpunktbegrensninger, praktbegrensninger, retur på kapital begrensninger, og lignende.
Det vil kunne være vanskelig eksplisitt å fastslå stabiliteten i en MPC-styring, og i noen utførelser av oppfinnelsen vil det kunne være nødvendig å bruke ikke-lineær MPC. Ved såkalt balansert spredningsstyring av marine seismikkspredninger, kan PID-styring brukes på sterke monovariable sløyfer, med få eller uproblematiske interaksjoner, mens ett eller flere nettverk av MPC kan brukes, eller andre multivariable styrestrukturer, for sterke sammenkoblede sløyfer. Videre kan regnetidsbetraktninger utgjøre en begrensningsfaktor. I noen utførelser kan det brukes ikke-lineær MPC.
Fremoveralgoritmer, dersom slike brukes, vil generelt være oppgavespesifikke, hvilket betyr at de vil være spesielt utformet for den oppgaven de skal løse. En slik spesifikk utførelse vil kunne være vanskelig å utforme, men mye kan vinnes ved å bruke en mer generell algoritme, så som et første eller andre ordens filter, med en gitt forsterknings- og tidskonstanter.
Innføringen av et sporingspunkt kan brukes for minst to formål. For det første vil det gi en mer fleksibel løsning for et spor, som man ønsker at deler av spredningen skal følge. For det andre, dersom det benyttes andre midler for påvirkning av kildeposisjonene, så som en vinsj eller en kildedeflektor, så vil fartøyet i mange tilfeller ha ”ledig” styringskapasitet. Dette vil kunne bety at ved å bevege sporingspunket etter kildene, etter seismikkabelfrontendene, og derfor også mottakerne vil være nærmere der hvor de skulle være, vil kunne bidra til at seismikkablenes styreinnretninger kan løse sine styreoppgaver.
I noen utførelser vil et sporingspunkt ikke være et statisk punkt i spredningen. Dette fordi over tid varierende strømmer vil kunne medføre at kildestyringen og sporingspunktstyringen ikke kan tilfredsstilles samtidig. I slike utførelser kan sporingspunktet flyttes, enten dynamisk eller ikke-dynamisk, helt til begge objektivene kan tilfredsstilles, med en viss slakk. Det omvendte kan også være tilfelle, dvs. at for stor styrekraft resulterer i at sporingspunktet beveges ytterligere akterover. Dersom bevegelsen av styringspunktet går ut over en på forhånd bestemt distanse, kan et nytt sett av parametere for både kontrolleren og fremoverkontrolleren brukes for optimering av kontrollerytelsen.
Bemerk at dette bare er eksempler på mulige styremetoder, og at oppramsingen derfor ikke er utfyllende. Alternative styremetoder kan brukes, i alternative utførelser. Oppfinnelsen er ikke begrenset til den type styringsteknikk som brukes.
I fig. 3 mottar regneutstyret 300 seismikkdata (hydrofon- så vel som partikkelbevegelsessensordata), og registrerer disse. Partikkelbevegelsessensordata registreres eksempelvis i et datalager i en egnet datastruktur av kjent type.
Regneutstyret 300 samvirker med navigeringssystemet (ikke vist) for undersøkelsesfartøyet 103. Fra navigeringssystemet vil regneutstyret 300 motta estimater av systemparametere, så som sleperetning, slepehastighet, strømretning og målt strømhastighet.
I den viste utførelsen vil regneutstyret 300 også overvåke den virkelige posisjonen til hver styreinnretning 312, så vel som for andre elementer i seismikkablene 112. Regneutstyret er programmert med de ønskede posisjonene til eller de ønskede minste avstandene mellom seismikkablene 112, så vel som andre karakteristika for undersøkelsen. De horisontale posisjonene til styringsinnretningene 312 kan utledes ved hjelp av ulike i og for seg kjente metoder. De vertikale posisjonene, eller dybdene, for styringsinnretningene 312, blir typisk overvåket ved hjelp av trykksensorer (ikke vist) som er tilknyttet styringsinnretningene 312.
Formen til seismikkabelen 112, og derfor posisjonene til dens elementer, under undersøkelsen, kan bestemmes ved hjelp av i og for seg kjente metoder.
Eksempelvis kan det brukes satellittbasert globalt posisjoneringssystemutstyr for å bestemme posisjonene til utstyret. GPS (Global Positioning System) eller differensial GPS, er nyttig, med GPS-mottakere (ikke vist) ved seismikkabelens front og hale. I tillegg til GPS-basert posisjonering, er det kjent å overvåke de relative posisjonene til seismikkablene og deler av disse, ved hjelp av et akustisk posisjoneringssystem som innbefatter et nettverk med soniske transceivere 318 (bare én er indikert), som sender og mottar akustiske signaler, eller sonarsignaler.
Regneutstyret 300, styrt av en kontroller 975, vist i fig. 9A-9B, vil implementere den foran beskrevne metodikken, se fig. 6, for derved å bestemme avviket til elementer i seismikkspredningen 101 relativt preplottet. Begge deler er vist i fig. 1. Så snart avviket er bestemt, vil kontrolleren 950 treffe egnede tiltak for å korrigere posisjonen til det elementet som avviker fra den planlagte posisjonen.
Den her beskrevne metodikken kan også brukes for gjennomføring av feilanalyser av seismikkdata som er innhentet tidligere, i forbindelse med en seismisk undersøkelse med kveilskyting. Eksempelvis, se fig. 8, kan en andre applikasjon 812 i arbeidsstasjonen 806 påkalles, for å bearbeide de innhentede seismikkdata 815, for gjennomføring av fremgangsmåten 600 i fig. 6, for derved å oppdage feil. De innhentede seismikkdata 815 kan være nylig innhentede, eller det kan dreie seg om historiske data som har vært arkivert i en viss tid. Resultatene av feilanalysen kan så brukes for å korrigere feilene, for på den måten å få frem et utmerket sett av behandlede seismikkdata 818. Bemerk at denne metoden også kan være nyttig ved behandling av tidsforskyvningsdata eller 4D-data.
Den foran beskrevne metodikken muliggjør sanntids- og postkvalitetsstyring av posisjoner med hensyn til en i hovedsaken ikke-rett preundersøkelsesplan av den typen som brukes ved kveilspiral- eller sirkulærskyting. Elementene i metoden relaterer kvalitetskontrollobjektet til en dynamisk referanseramme, og relaterer objektkoordinatene til den riktige aktuelle baneplanen. I tillegg blir metoder som presenterer feil i aktuelle posisjoner med hensyn til planlagte posisjoner, vist og kvantifisert i en rettlinjepresentasjon. Videre, i tillegg til beregningen av banerelaterte tverrposisjons- og lengdeposisjonsforskyvninger, kan den her beskrevne metodikken (og vil også) beregne banerelaterte tverr- og lengdehastigheter for elementer i undersøkelsesutstyret, elementer som brukes både for sanntidsstyring og –kvalitetskontroll.
Som det vil gå frem av den her gitte beskrivelsen, er noen aspekter av oppfinnelsen implementert i programvare som kjøres i et regneutstyr. Noen deler av den her gitte, detaljerte beskrivelsen er således presentert som en programvareimplementert prosess, som innbefatter symbolske representasjoner av operasjoner på databits i en hukommelse i et regnesystem, eller i en regneinnretning. Disse beskrivelsene og representasjonene er de midler som brukes av fagfolk, for på en mest mulig effektiv måte å bringe resultatet av arbeidet til kjennskap for andre fagfolk. Prosessen og operasjonen krever fysisk manipulering av fysiske kvantiteter. Vanligvis, men ikke alltid absolutt nødvendig, vil disse kvantitetene eller mengdene være i form av elektriske, magnetiske, eller optiske signaler, som kan lagres, overføres, kombineres, sammenlignes og manipuleres på annen måte. Det har vist seg til tider hensiktsmessig, særlig med hensyn til felles bruk, å betegne slike signaler som bits, verdier, elementer, symboler, tegn, termer, tall, eller lignende.
Det skal imidlertid her påpekes at samtlige av disse og lignende termer er tilordnet egnede fysiske kvantiteter, og at de derfor bare utgjør hensiktsmessige betegnelser for slike kvantiteter. Med mindre annet uttrykkelig er sagt eller uttrykkelig går frem på annen måte i foreliggende beskrivelse, refererer disse beskrivelsene seg til bruk av, og prosesser i, en elektronisk innretning, som manipulerer og transformerer data som er representert som fysiske (elektroniske, magnetiske, eller optiske) kvantiteter, i en elektronisk innretnings lager, til andre data som på tilsvarende måte er representert som fysiske kvantiteter i lageret, eller i transmisjons- eller visningsinnretninger. Eksempler på termer som brukes for en slik beskrivelse er, uten begrensning, termene ”behandling”, ”beregning”, ”kalkulering”, ”bestemmelse”, ”visning”, og lignende.
Bemerk også at de programvareimplementerte aspektene av oppfinnelsen typisk vil være kodet i ett eller annet programlagringsmedium, eller implementert via ett eller annet transmisjonsmedium. Programlagringsmediet kan være magnetisk (eksempelvis en floppydisk, eller en harddisk) eller optisk eksempelvis en CD ROM (compact disc read only memory), og det kan også dreie seg om en såkalt read only eller random access. Tilsvarende kan transmisjonsmediet være snodde ledningspar, koaksialkabler, optiske fibre, eller andre egnede i og for seg kjente transmisjonsmedier. Oppfinnelsen er ikke begrenset til disse aspekter av gitte implementeringer.
I forbindelse med den foran gitte beskrivelsen, skal det nå vises til noen dokumenter, som er av interesse hva angår deres innhold:
US provisorisk patentsøknad serienr. 61/061,357, innlevert 13. juni 2008, oppfinnere Stig Solheim og Kjell Saeten, ”Filtering and Presentation of Heading Observations for Coil Shooting”.
US patentsøknad serienr. 11/335,365, innlevert 19. januar 2006, oppfinnere Nicolae Moldoveanu og Alan Strudley, ”Methods and Systems for Efficiently Acquiring Towed Streamer Seismic Surveys” (Attorney Docket nr. 594-25619-US).
US patentsøknad serienr. 12/121,324, innlevert 15. mai 2008, oppfinnere Nicolae Moldoveanu og Steven Fealy, ”Methods for Efficiently Acquiring Wide-Azimuth Towed Streamer Seismic Data” (Attorney Docket nr. 594-25633-US2).
US provisorisk patentsøknad serienr. 60/938,547, innlevert 17. mai 2007, ”Methods for Efficiently Acquiring Wide-Azimuth Towed Streamer Seismic Data”, oppfinnere Nicolae Moldoveanu og Steven Fealy (Attorney Docket nr. 594-25633-PRO).
US provisorisk patentsøknad serienr. 60/966,534 (konvertert fra US patentsøknad serienr. 11/836,675, innlevert 9. august 2007, ved petition innlevert 31. august 2007), ”Methods for Efficiently Acquiring Wide-Azimuth Towed Streamer Seismic Data”, oppfinnere Nicolae Moldoveanu og Steven Fealy (Attorney Docket nr. 594-25633-US-PRO2).
US provisorisk patentsøknad serienr. 60/969,203, innlevert 31. august 2007, ”Methods for Efficiently Acquiring Wide Azimuth Towed Streamer Seismic Data”, oppfinnere Nicolae Moldoveanu og Steven Fealy (Attorney Docket nr. 594-25633-PRO3).
US patentsøknad serienr. 11/836,675, innlevert 9, august 2007, ”Methods for Efficiently Acquiring Wide-Azimuth Towed Streamer Seismic Data”, oppfinnere Nicolae Moldoveanu og Steven Fealy (Attorney Docket nr. 594-25633), som ble konvertert til US provisorisk patentsøknad serienr. 60/966,534 (Attorney Docket nr.
594-25633-US-PRO2) ved petition innlevert 31. august 2007.
US patentsøknad serienr. 11/114,773, innlevert 26. april 2005, ”Seismic Streamer System and Method”, oppfinnere Rohitashva Singh, et al., publisert 26. oktober 2006, som patentpublikasjon 20060239117 A1.
US patentsøknad serienr. 11/122,646, innlevert 5. mars 2005, ”Forward looking systems and methods for positioning marine seismic equipment”, oppfinnere Rune Toennessen, et al., publisert 16. november 2006, som patentpublikasjon 20060256653 A1.
US patentbrev 5 668 775, ”Methods for determining the position of seismic equipment, and applications of the methods”, mottatt 15. september 1997, til GECO A.S., oppfinner Kjell Hatteland.
US patentbrev 6 671 223, ”Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer”, mottatt 30. desember 2003, til WesternGeco, L.L.C., oppfinner Simon H. Bittleston.
US patentbrev 3 774 570, ”Non-Rotating Depth Controller Paravane for Seismic Cables”, mottatt 27. november 1973, til Whitehall Electronics, oppfinner Raymond H. Pearson.
US patentbrev 3 560 912, ”Control System for a Towed Vehicle”, mottatt 2. februar 1971, til Westinghouse Electric Corporation, oppfinnere P.G. Spink, et al.
US patentbrev 5 443 027, ”Lateral force device for underwater towed array”, mottatt 22. august 1995, til The United States of America, representert ved the Secretary of the Navy, oppfinner Norman L. Owsley.
US patentbrev 3 605 674, ”Underwater Cable Controller”, mottatt 20. september 1971, til Dresser Industries, Inc., oppfinner Raymond C. Weese.
US patentbrev 4 404 664, ”System for laterally positioning a towed marine cable and method o fusing same”, mottatt 13. september 1983, til Mobil Oil Corporation, oppfinner Robert G. Zachariadis.
US patentbrev 6 525 992, ”Devices for controlling the position of an underwater cable”, mottatt 25. februar 2003, til Input/Output, Inc., oppfinnere Andrew W.
Olivier, et al.
EP patentsøknad nr. EP 0613025, ”A Device and Method for Positioning of Towing Systems for Use in Marine Seismic Systems”, innlevert 22. februar 1994, oppfinner Tore Elholm.
Dette fullstendiggjør den detaljerte beskrivelsen. De foran beskrevne utførelsene er bare ment som eksempler, og de kan modifiseres og brukes i andre, ekvivalente måter, som vil være for fagfolk på bakgrunn av den her gitte beskrivelsen.
Beskrivelsen er ikke ment å begrense oppfinnelsen utover det som er angitt i kravene. Det tør derfor være klart at de her gitte utførelseseksemplene kan endres eller modifiseres, og at alle slike varianter anses å ligge innenfor den inventive ramme som bestemt av patentkravene.
Claims (9)
1. Computerimplementert fremgangsmåte for bestemmelse av et spredningssettelements avvik fra en planlagt krummet bane i en marin slepesettseismikkundersøkelse (100), innbefattende:
bestemmelse (603) av en nominell posisjon for spredningssettelementet på et gitt punkt i den planlagte krummede banen, hvor bestemmelsen av den nominelle posisjonen for spredningssettelementet innbefatter bestemmelse av den nominelle posisjonen fra en nominell utstyrsforskyvning, og en skuddstørrelse, bestemmelse (606) av spredningssettelementets virkelige posisjon, og gjennomføring (609) av en feilanalyse predikert på de nominelle og virkelige posisjonene.
2. Computerimplementert fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvori bestemmelsen (603) av den nominelle posisjonen for spredningssettelementet innbefatter bestemmelse av avstand i lengden og avstand på tvers.
3. Computerimplementert fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvori bestemmelsen (606) av den virkelige posisjonen for spredningssettelementet innbefatter akustisk avstandsmåling, eller GPS-posisjonering.
4. Computerimplementert fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvori gjennomføringen (609) av feilanalysen innbefatter gjennomføring av en feilanalyse under undersøkelsen (100), for korrigering av posisjonsfeil for undersøkelseselementer.
5. Computerimplementert fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvori gjennomføringen (609) av feilanalysen innbefatter gjennomføring av en feilanalyse etter undersøkelsen (100), for kvalitetskontrollformål.
6. Computerimplementert fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvori gjennomføringen (609) av feilanalysen innbefatter ett av følgende, eller en kombinasjon av disse:
bestemmelse av forskjellen mellom den ønskede posisjonen og den virkelige posisjonen, for styrte undersøkelseselementer, for avgiving av styreordrer, bestemmelse av avstanden mellom den ønskede posisjonen og den virkelige posisjonen for styrte undersøkelseselementer, for tilveiebringelse av avviksplott fra den ønskede posisjonen i en tverr/langsgående referanseramme, for visning for brukeren i sanntid, og
bestemmelse av de banerelative tverrverdier og tverr/lengdeavstander mellom undersøkelseselementer for beregning av statistikk som etablerer hvorvidt visse undersøkelsesspesifikasjoner er tilfredsstilt, og
tilveiebringelse av bestemmelse av de banerelative tverrverdier og tverr/lengdeavstander mellom undersøkelseselementer som plots for visning (manuell QC) for brukeren.
7. Marin slepesettundersøkelsesanordning for bestemmelse av et spredningssettelements avvik fra en planlagt krummet bane i en marin slepesettseismikkundersøkelse (100) medelst ett en fremgangsmåte som angitt i kravene 1-6, innbefattende:
midler for bestemmelse av en nominell posisjon for spredningssettelementet på et gitt punkt i den planlagte krummede banen,
midler for bestemmelse av den virkelige posisjonen for spredningssettelementet, og
midler for gjennomføring av en feilanalyse prediktert på de nominelle og de virkelige posisjonene.
8. Computerlesbart programlagringsmedium (600) for bestemmelse av et spredningssettelements avvik fra en planlagt krummet bane i en marin slepesettseismikkundersøkelse (100), som er kodet med instruksjoner som, når de kjøres i en regneinnretning, gjennomfører en fremgangsmåte som angitt i kravene 1-6.
9. Programmert regneutstyr (900) for bestemmelse av et spredningssettelements avvik fra en planlagt krummet bane i en marin slepesettseismikkundersøkelse (100), innbefattende:
en prosessor (905),
et bussystem(915),
et lager (910) som kommuniserer med prosessoren (905) via bussystemet (915), og
en programvarekomponent i lageret som, når den kjøres i prosessoren (905), vil gjennomføre en fremgangsmåte som angitt i kravene 1-6.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US6133008P | 2008-06-13 | 2008-06-13 | |
US12/468,477 US9052411B2 (en) | 2008-06-13 | 2009-05-19 | Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path |
PCT/US2009/047015 WO2010005673A2 (en) | 2008-06-13 | 2009-06-11 | Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20110056A1 NO20110056A1 (no) | 2011-01-13 |
NO343540B1 true NO343540B1 (no) | 2019-04-01 |
Family
ID=41414645
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20110056A NO343540B1 (no) | 2008-06-13 | 2011-01-13 | Fremgangsmåte for bestemmelse av tauet marint seismisk utstyrs avvik fra en planlagt krum bane |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9052411B2 (no) |
BR (1) | BRPI0912853B1 (no) |
GB (1) | GB2472539B (no) |
MX (1) | MX2010013018A (no) |
NO (1) | NO343540B1 (no) |
WO (1) | WO2010005673A2 (no) |
Families Citing this family (31)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7400552B2 (en) | 2006-01-19 | 2008-07-15 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys |
US7515710B2 (en) | 2006-03-14 | 2009-04-07 | Divx, Inc. | Federated digital rights management scheme including trusted systems |
FR2912818A1 (fr) * | 2007-02-19 | 2008-08-22 | Georges Grall | Systeme de flutes automotrices pour prospection en sismique marine 3d a grande productivite |
US8559265B2 (en) | 2007-05-17 | 2013-10-15 | Westerngeco L.L.C. | Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data |
US8488409B2 (en) | 2007-05-17 | 2013-07-16 | Westerngeco L.L.C. | Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines |
US8681580B2 (en) | 2008-05-15 | 2014-03-25 | Westerngeco L.L.C. | Multi-vessel coil shooting acquisition |
US9857491B2 (en) | 2008-05-15 | 2018-01-02 | Westerngeco L.L.C. | Multi-vessel coil shooting acquisition |
US8724426B2 (en) | 2008-06-03 | 2014-05-13 | Westerngeco L.L.C. | Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods for non-linear seismic survey navigation |
US9052411B2 (en) * | 2008-06-13 | 2015-06-09 | Westerngeco L.L.C. | Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path |
US9594181B2 (en) | 2008-06-13 | 2017-03-14 | Westerngeco L.L.C. | Filtering and presentation of heading observations for coil shooting |
US8483008B2 (en) | 2008-11-08 | 2013-07-09 | Westerngeco L.L.C. | Coil shooting mode |
US8781122B2 (en) | 2009-12-04 | 2014-07-15 | Sonic Ip, Inc. | Elementary bitstream cryptographic material transport systems and methods |
US8711654B2 (en) | 2009-12-30 | 2014-04-29 | Westerngeco L.L.C. | Random sampling for geophysical acquisitions |
US8681581B2 (en) | 2009-12-30 | 2014-03-25 | Westerngeco L.L.C. | Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition |
US8842493B2 (en) | 2010-10-01 | 2014-09-23 | Westerngeco L.L.C. | Method for offset timing of simultaneous seismic source firing |
US8717845B2 (en) * | 2011-08-24 | 2014-05-06 | Pgs Geophysical As | Quality-based steering methods and systems for 4D geophysical surveys |
US9467708B2 (en) | 2011-08-30 | 2016-10-11 | Sonic Ip, Inc. | Selection of resolutions for seamless resolution switching of multimedia content |
US8909922B2 (en) | 2011-09-01 | 2014-12-09 | Sonic Ip, Inc. | Systems and methods for playing back alternative streams of protected content protected using common cryptographic information |
US9103942B2 (en) * | 2011-10-28 | 2015-08-11 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for survey designs |
US9001615B2 (en) | 2011-11-08 | 2015-04-07 | Conocophillips Company | Oscillating flared streamers |
US10338240B2 (en) * | 2012-11-05 | 2019-07-02 | Cgg Services Sas | Method and seismic vibrator guidance system based on a field acquired trajectory |
US9191457B2 (en) | 2012-12-31 | 2015-11-17 | Sonic Ip, Inc. | Systems, methods, and media for controlling delivery of content |
US9313510B2 (en) | 2012-12-31 | 2016-04-12 | Sonic Ip, Inc. | Use of objective quality measures of streamed content to reduce streaming bandwidth |
US9094737B2 (en) | 2013-05-30 | 2015-07-28 | Sonic Ip, Inc. | Network video streaming with trick play based on separate trick play files |
US9568630B2 (en) | 2013-11-18 | 2017-02-14 | Cgg Services Sas | Device and method for steering seismic vessel |
EP2889646A1 (en) * | 2013-12-31 | 2015-07-01 | Sercel | Method and device for steering a seismic vessel, on the basis of boundaries of binning coverage zones |
US9866878B2 (en) | 2014-04-05 | 2018-01-09 | Sonic Ip, Inc. | Systems and methods for encoding and playing back video at different frame rates using enhancement layers |
NO338421B1 (no) * | 2014-07-03 | 2016-08-15 | Kongsberg Seatex As | Fremgangsmåte og system for dynamisk posisjonering av instrumentert tauet kabel i vann |
CN104570123B (zh) * | 2014-12-31 | 2017-03-08 | 中国石油天然气集团公司 | 一种海上勘探轨迹确定方法和装置 |
JP2020009563A (ja) * | 2018-07-04 | 2020-01-16 | オムロン株式会社 | 通信ユニット、および安全システム |
US20220041259A1 (en) * | 2020-08-07 | 2022-02-10 | Ion Geophysical Corporation | Control system for steerable towed marine equipment |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20070064526A1 (en) * | 2005-08-26 | 2007-03-22 | Holo Andreas T | Automatic systems and methods for positioning marine seismic equipment |
US20070165486A1 (en) * | 2006-01-19 | 2007-07-19 | Nicolae Moldoveanu | Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys |
Family Cites Families (187)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2404440A (en) * | 1941-04-19 | 1946-07-23 | Clarence W Lothrop | Torpedo countermining device |
US2465696A (en) * | 1947-10-11 | 1949-03-29 | Marine Instr Company | Method and means for surveying geological formations |
US2693862A (en) | 1948-10-11 | 1954-11-09 | Geovision Inc | Method of and apparatus for displaying geophysical data |
US2823375A (en) * | 1951-12-11 | 1958-02-11 | Melpar Inc | Distance measuring systems with compressed returned pulses |
US3283293A (en) | 1964-02-13 | 1966-11-01 | Sonic Engineering Company | Particle velocity detector and means for canceling the effects of motional disturbances applied thereto |
US3331050A (en) * | 1965-04-16 | 1967-07-11 | Sinclair Research Inc | Method of underwater seismic exploration |
US3505577A (en) * | 1966-04-13 | 1970-04-07 | Tokyo Keiki Kk | Adaptive control for ship steering whereby system is less sensitive in rough sea |
US3506674A (en) * | 1967-07-03 | 1970-04-14 | Gen Electric | Certain pyridyl thio ether silanes |
US3440992A (en) * | 1967-12-07 | 1969-04-29 | Teledyne Exploration Co | Streamer cable depth control |
US3560912A (en) * | 1969-02-03 | 1971-02-02 | Westinghouse Electric Corp | Control system for a towed vehicle |
US3605674A (en) * | 1969-09-08 | 1971-09-20 | Dresser Ind | Underwater cable controller |
US3581273A (en) * | 1969-11-10 | 1971-05-25 | Ronald M Hedberg | Marine seismic exploration |
US3896756A (en) * | 1971-02-02 | 1975-07-29 | Whitehall Electronics Corp | Depth control apparatus for towed underwater cables |
US3806863A (en) * | 1971-11-18 | 1974-04-23 | Chevron Res | Method of collecting seismic data of strata underlying bodies of water |
US3774570A (en) | 1972-01-25 | 1973-11-27 | Whitehall Electronics Corp | Non-rotating depth controller paravane for seismic cables |
FR2218571B1 (no) * | 1973-02-21 | 1976-05-14 | Erap | |
US3934220A (en) * | 1973-07-03 | 1976-01-20 | Avance Oil & Gas Company, Inc. | Method of seismic exploration for penetrating diffraction barriers and/or surveying beneath obstacles |
US4086504A (en) * | 1973-10-29 | 1978-04-25 | Texas Instruments Incorporated | Distributed data acquisition |
US3921124A (en) | 1974-03-18 | 1975-11-18 | Continental Oil Co | Marine 3-D seismic method using source position control |
US4068208A (en) * | 1975-07-14 | 1978-01-10 | Texas Instruments Incorporated | Marine streamer position determination system |
US4033278A (en) * | 1976-02-25 | 1977-07-05 | Continental Oil Company | Apparatus for controlling lateral positioning of a marine seismic cable |
US4146870A (en) * | 1976-07-28 | 1979-03-27 | Mobil Oil Corporation | Seismic exploration for dipping formations |
US4074648A (en) * | 1976-10-18 | 1978-02-21 | Sperry Rand Corporation | Adaptive autopilot for marine vessels |
US4231111A (en) | 1978-03-13 | 1980-10-28 | Mobil Oil Corporation | Marine cable location system |
US4290124A (en) | 1978-11-01 | 1981-09-15 | Syntron, Inc. | Remote control cable depth control apparatus |
EP0018053B1 (en) | 1979-04-24 | 1983-12-07 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Means for marine seismic exploration and method of operating such means |
US4353121A (en) | 1980-07-24 | 1982-10-05 | Fairfield Industries, Inc. | High resolution, marine seismic stratigraphic system |
GB2108202B (en) | 1980-10-10 | 1984-05-10 | Rolls Royce | Air cooling systems for gas turbine engines |
US4383259A (en) * | 1980-11-24 | 1983-05-10 | World Navigation Electronics Inc. | Marine navigational aid |
US4404664A (en) | 1980-12-31 | 1983-09-13 | Mobil Oil Corporation | System for laterally positioning a towed marine cable and method of using same |
US4468663A (en) * | 1981-09-08 | 1984-08-28 | Kalt Charles G | Electromechanical reflective display device |
NO830358L (no) | 1983-02-02 | 1984-08-03 | Kongsberg Vaapenfabrik Corp Bu | Anordning ved en hydrofonkabel for marinseismiske undersoekelser |
US4757482A (en) * | 1983-03-15 | 1988-07-12 | Bolt Technology Corporation | Modular airgun array method, apparatus and system |
US4486863A (en) | 1983-08-11 | 1984-12-04 | Tensor Geophysical Service Corporation | Circular seismic acquisition system |
US4648080A (en) * | 1984-06-15 | 1987-03-03 | Western Geophysical Company | Method for determining the far field signature of a marine seismic source from near-field measurements |
US4709355A (en) | 1984-06-18 | 1987-11-24 | Syntron, Inc. | Controller for marine seismic cable |
US4669067A (en) | 1985-08-06 | 1987-05-26 | Chevron Research Company | Method and apparatus for locating a submerged marine streamer |
US4960183A (en) | 1985-08-16 | 1990-10-02 | Exxon Production Research Company | Seismic source firing control system |
US4669097A (en) * | 1985-10-21 | 1987-05-26 | The Foxboro Company | Data compression for display and storage |
US4729333A (en) * | 1986-07-09 | 1988-03-08 | Exxon Production Research Company | Remotely-controllable paravane |
DE3742528A1 (de) | 1987-12-12 | 1989-06-22 | Prakla Seismos Ag | Verfahren zur erfassung seismischer daten |
US4870624A (en) | 1987-12-09 | 1989-09-26 | Prakla-Seismos Ag | Procedure for seismic surveying |
US4834181A (en) * | 1987-12-29 | 1989-05-30 | Mobil Oil Corporation | Creation of multi-azimuth permeable hydraulic fractures |
JPH01214711A (ja) * | 1988-02-23 | 1989-08-29 | Toshiba Corp | ナビゲーション装置 |
US4912684A (en) * | 1988-02-29 | 1990-03-27 | Digicourse, Inc. | Seismic streamer communication system |
US4803668A (en) * | 1988-05-27 | 1989-02-07 | Exxon Production Research Company | Method of 3-D seismic imaging for structures with approximate circular symmetry |
NO173206C (no) * | 1988-06-06 | 1999-11-11 | Geco As | Fremgangsmåte til posisjonsbestemmelse av minst to seismiske kabler i et refleksjonsseismisk målesystem |
US4894807A (en) | 1988-06-16 | 1990-01-16 | Western Atlas International, Inc. | Simultaneous vertical-seismic profiling and surface seismic acquisition method |
US4970696A (en) | 1988-07-13 | 1990-11-13 | Atlantic Richfield Company | Method for conducting three-dimensional subsurface and marine seismic surveys |
US4890568A (en) * | 1988-08-24 | 1990-01-02 | Exxon Production Research Company | Steerable tail buoy |
US5640325A (en) * | 1988-09-13 | 1997-06-17 | Litton Systems, Inc. | Sensor array dynamic position and orientation determination system |
US4992992A (en) | 1988-10-21 | 1991-02-12 | Western Atlas International, Inc. | Processing for seismic data from slanted cable |
US4992991A (en) * | 1988-10-31 | 1991-02-12 | Exxon Production Research Company | Marine seismic receiving system employing multiple depth hydrostreamer cable |
US4970697A (en) | 1989-10-06 | 1990-11-13 | Amoco Corporation | Vertical marine seismic array |
US4942991A (en) * | 1989-10-30 | 1990-07-24 | Lyons Robert M | Ammunition container |
US5031159A (en) * | 1990-02-21 | 1991-07-09 | Laitram Corporation | Hydroacoustic ranging system |
US5299300A (en) * | 1990-02-22 | 1994-03-29 | Harris Corporation | Interpolation processing of digital map imagery data |
CA2112101C (en) * | 1991-06-21 | 1998-08-18 | David A. Wysocki | Real time three dimensional geo-referenced digital orthophotograph-basedpositioning, navigation, collision avoidance and decision support system |
US5430689A (en) * | 1991-07-03 | 1995-07-04 | Atlantic Richfield Company | Method for acquiring marine seismic data having statistically distributed azimuths and offsets |
US5300929A (en) * | 1991-10-04 | 1994-04-05 | Chevron Research And Technology Company | Method for delineating an anomalous geologic structure |
US5128904A (en) | 1991-10-11 | 1992-07-07 | Western Atlas International, Inc. | Method for estimating the location of a sensor relative to a seismic energy source |
US5179905A (en) * | 1991-11-19 | 1993-01-19 | Raytheon Company | Adaptive autopilot |
US5200930A (en) * | 1992-01-24 | 1993-04-06 | The Laitram Corporation | Two-wire multi-channel streamer communication system |
NO176157C (no) * | 1992-03-24 | 2001-11-21 | Geco As | Fremgangsmåte og innretning til drift av utstyr anbragt i marine, seismiske slep |
USH1490H (en) | 1992-09-28 | 1995-09-05 | Exxon Production Research Company | Marine geophysical prospecting system |
US5353223A (en) | 1992-10-26 | 1994-10-04 | Western Atlas International, Inc. | Marine navigation method for geophysical exploration |
NO301950B1 (no) * | 1993-02-23 | 1997-12-29 | Geco As | Anordning til styring av seismisk utstyr som blir slept av et seismisk fartöy under vannoverflaten og fremgangsmåte for posisjonering av slikt utstyr |
NO303751B1 (no) | 1993-11-19 | 1998-08-24 | Geco As | Fremgangsmöter til bestemmelse av posisjonen for seismisk utstyr og anvendelse av fremgangsmöten |
US5443027A (en) * | 1993-12-20 | 1995-08-22 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Lateral force device for underwater towed array |
US5448531A (en) | 1994-05-05 | 1995-09-05 | Western Atlas International | Method for attenuating coherent noise in marine seismic data |
US5508973A (en) * | 1994-06-06 | 1996-04-16 | Western Atlas International, Inc. | Method for determining the principal axes of azimuthal anisotropy from seismic P-wave data |
GB2322704B (en) | 1994-07-07 | 1998-12-09 | Geco As | Method of Processing seismic data |
NO301445B1 (no) * | 1994-07-13 | 1997-10-27 | Petroleum Geo Services As | Anordning for sleping |
GB9424744D0 (en) | 1994-12-08 | 1995-02-08 | Geco As | Method of and apparatus for marine seismic surveying |
US5555531A (en) | 1994-12-19 | 1996-09-10 | Shell Oil Company | Method for identification of near-surface drilling hazards |
NO944954D0 (no) | 1994-12-20 | 1994-12-20 | Geco As | Fremgangsmåte til integritetsovervåking ved posisjonsbestemmelse |
GB9516762D0 (en) * | 1995-08-16 | 1995-10-18 | Phelan Sean P | Computer system for identifying local resources |
US6091670A (en) | 1995-09-22 | 2000-07-18 | Input/Output, Inc. | Underwater cable arrangement and coil support arrangement for an underwater cable |
DE69635463D1 (de) * | 1995-09-22 | 2005-12-22 | Input Output Inc | Vorrichtung zur örtlichen Bestimmung eines Unterwasserkabels |
US5682357A (en) | 1995-10-06 | 1997-10-28 | Rigsby; Timothy B. | Method for ocean bottom surveys |
FR2744870B1 (fr) | 1996-02-13 | 1998-03-06 | Thomson Csf | Procede pour controler la navigation d'une antenne acoustique lineaire remorquee, et dispositifs pour la mise en oeuvre d'un tel procede |
NO962167L (no) | 1996-05-28 | 1997-12-01 | Ove Henriksen | Deflektoranordning |
GB9626442D0 (en) | 1996-12-20 | 1997-02-05 | Geco As | Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer |
US5761152A (en) * | 1996-10-29 | 1998-06-02 | Pgs Exploration (Us), Inc. | Method and system for increasing fold to streamer length ratio |
US6671223B2 (en) | 1996-12-20 | 2003-12-30 | Westerngeco, L.L.C. | Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer |
US5790472A (en) * | 1996-12-20 | 1998-08-04 | Western Atlas International, Inc. | Adaptive control of marine seismic streamers |
WO1998059264A1 (en) | 1997-06-20 | 1998-12-30 | Bp Amoco Corporation | High resolution determination of seismic polar anisotropy |
US6061301A (en) * | 1997-06-30 | 2000-05-09 | Atlantic Richfield Company | Filtering of overburden azimuthal anisotropy effects from 3D seismic survey signals |
US5978316A (en) | 1997-09-29 | 1999-11-02 | Western Atlas International, Inc. | Marine seismic source |
US6553315B2 (en) * | 1997-10-15 | 2003-04-22 | Albin K. Kerekes | Seismic imaging using omni-azimuth seismic energy sources and directional sensing |
US6023657A (en) * | 1997-10-15 | 2000-02-08 | Input/Output, Inc. | Seismic imaging using omni-azimuth seismic energy sources and directional sensing |
US6590831B1 (en) | 1997-12-30 | 2003-07-08 | Westerngeco L.L.C. | Method and apparatus for controlling and optimizing seismic data acquisition |
US6285956B1 (en) | 1997-12-30 | 2001-09-04 | Westerngeco, Llc | Marine Seismic tow system |
US6028817A (en) | 1997-12-30 | 2000-02-22 | Western Atlas International, Inc. | Marine seismic system with independently powered tow vehicles |
GB9821277D0 (en) | 1998-10-01 | 1998-11-25 | Geco As | Seismic data acquisition equipment control system |
US6178381B1 (en) * | 1998-01-27 | 2001-01-23 | Shell Oil Company | Method of geophysical exploration |
FR2774775B1 (fr) * | 1998-02-09 | 2000-04-07 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'emission sismique immergeable et methode pour sa mise en oeuvre |
US6011753A (en) * | 1998-03-19 | 2000-01-04 | Syntron, Inc. | Control and monitoring of devices external to a marine seismic streamer |
GB9810706D0 (en) * | 1998-05-20 | 1998-07-15 | Geco As | Marine seismic acquisition system and method |
US6011752A (en) * | 1998-08-03 | 2000-01-04 | Western Atlas International, Inc. | Seismic streamer position control module |
US6044040A (en) * | 1998-09-23 | 2000-03-28 | Input/Output, Inc. | Wide-azimuth, radially-directed seismic data acquisition method |
CA2346666A1 (en) | 1998-10-29 | 2000-05-11 | Schlumberger Canada Limited | Method of making a marine seismic streamer |
US6847896B1 (en) * | 1998-11-03 | 2005-01-25 | Westerngeco, L.L.C. | Seismic data acquisition method and apparatus |
US6493636B1 (en) | 1998-11-05 | 2002-12-10 | Shell Oil Company | Method of marine seismic exploration utilizing vertically and horizontally offset streamers |
GB9924987D0 (en) | 1999-10-21 | 1999-12-22 | Geco As | Seismic data acquisition and processing method |
US6292754B1 (en) | 1999-11-11 | 2001-09-18 | Bp Corporation North America Inc. | Vector recomposition of seismic 3-D converted-wave data |
GB0010636D0 (en) | 2000-05-04 | 2000-06-28 | Geco As | Acoustic emitters for use in marine seismic surveying |
US6343256B1 (en) * | 2000-06-12 | 2002-01-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Illumination corrections to reduce geometrical artifacts in seismic data |
US6418378B1 (en) * | 2000-06-26 | 2002-07-09 | Westerngeco, L.L.C. | Neural net prediction of seismic streamer shape |
US6629037B1 (en) | 2000-06-26 | 2003-09-30 | Westerngeco, L.L.C. | Optimal paths for marine data collection |
AUPR364701A0 (en) * | 2001-03-09 | 2001-04-12 | Fleming, Ronald Stephen | Marine seismic surveys |
US6977867B2 (en) | 2001-06-05 | 2005-12-20 | Geo-X Systems, Ltd. | Seismic data acquisition system |
US6691038B2 (en) * | 2001-06-15 | 2004-02-10 | Westerngeco L.L.C. | Active separation tracking and positioning system for towed seismic arrays |
US20030067842A1 (en) * | 2001-10-05 | 2003-04-10 | Sukup Dwight V. | Helix streamer acquisition of seismic data |
US6477711B1 (en) | 2001-11-21 | 2002-11-12 | Anita Freeman | Unitary garment |
US6714873B2 (en) * | 2001-12-17 | 2004-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for estimating subsurface principal stresses from seismic reflection data |
CN1313841C (zh) * | 2002-01-15 | 2007-05-02 | 维斯特恩格科有限责任公司 | 在地震勘探中使用的方法和设备 |
NO317651B1 (no) * | 2002-03-07 | 2004-11-29 | Sverre Planke | Anordning for seismikk |
FR2839368B1 (fr) * | 2002-05-06 | 2004-10-01 | Total Fina Elf S A | Methode de decimation de traces sismiques pilotee par le trajet sismique |
WO2003100451A2 (en) * | 2002-05-23 | 2003-12-04 | Input/Output, Inc. | Gps-based underwater cable positioning system |
US6906981B2 (en) | 2002-07-17 | 2005-06-14 | Pgs Americas, Inc. | Method and system for acquiring marine seismic data using multiple seismic sources |
US7239577B2 (en) * | 2002-08-30 | 2007-07-03 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering |
US6982926B2 (en) * | 2002-10-04 | 2006-01-03 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus and method for bubble shielding towed marine cable |
GB2400662B (en) | 2003-04-15 | 2006-08-09 | Westerngeco Seismic Holdings | Active steering for marine seismic sources |
US7321526B2 (en) | 2003-05-30 | 2008-01-22 | Westerngeco, L.L.C. | Method and apparatus for water velocity decomposition |
US7599249B2 (en) * | 2003-07-21 | 2009-10-06 | Westerngeco L.L.C. | Cable motion detection |
US6837175B1 (en) * | 2003-07-24 | 2005-01-04 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Asymmetric tow system for multiple linear seismic arrays |
US20050128874A1 (en) | 2003-12-15 | 2005-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources |
EP1723443A1 (en) | 2004-01-29 | 2006-11-22 | WesternGeco, L.L.C. | Seismic cable positioning using coupled inertial system units |
US20050194201A1 (en) | 2004-03-03 | 2005-09-08 | Tenghamn Stig R.L. | Particle motion sensor for marine seismic sensor streamers |
US7065449B2 (en) * | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Bell Geospace, Inc. | Method and system for evaluating geophysical survey data |
US8824239B2 (en) | 2004-03-17 | 2014-09-02 | Westerngeco L.L.C. | Marine seismic survey method and system |
US7505360B2 (en) | 2004-04-07 | 2009-03-17 | Westerngeco L.L.C. | Fast 3-D surface multiple prediction |
GB2414299B (en) * | 2004-05-21 | 2006-08-09 | Westerngeco Ltd | Interpolation and extrapolation method for seismic recordings |
US7768872B2 (en) | 2004-07-23 | 2010-08-03 | Ion Geophysical Corporation | Offset-azimuth binning for migration and velocity analysis |
US7197399B2 (en) | 2005-01-13 | 2007-03-27 | Bp Corporation North America, Inc. | Method of multiple attenuation |
US7149630B2 (en) | 2005-01-13 | 2006-12-12 | Bp Corporation North America Inc. | Method of DMO calculation for use in seismic exploration |
US7518951B2 (en) | 2005-03-22 | 2009-04-14 | Westerngeco L.L.C. | Systems and methods for seismic streamer positioning |
FR2884323B1 (fr) * | 2005-04-07 | 2007-06-15 | Geophysique Cie Gle | Procede d'acquisition sismique au fond de la mer, equipement de guidage, ensemble d'acquisition sismique et installation d'acquisition sismique pour la mise en oeuvre de ce procede |
US7450467B2 (en) | 2005-04-08 | 2008-11-11 | Westerngeco L.L.C. | Apparatus and methods for seismic streamer positioning |
US7417924B2 (en) | 2005-04-26 | 2008-08-26 | Westerngeco L.L.C. | Apparatus, systems and methods for determining position of marine seismic acoustic receivers |
US8477561B2 (en) | 2005-04-26 | 2013-07-02 | Westerngeco L.L.C. | Seismic streamer system and method |
US20060256653A1 (en) | 2005-05-05 | 2006-11-16 | Rune Toennessen | Forward looking systems and methods for positioning marine seismic equipment |
US7660192B2 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-09 | Western Geco L.L.C. | Seismic streamer receiver selection systems and methods |
US7377224B2 (en) * | 2005-05-12 | 2008-05-27 | Western Geco L.L.C. | Apparatus and methods for seismic streamer positioning |
US7403448B2 (en) * | 2005-06-03 | 2008-07-22 | Westerngeco L.L.C. | Streamer steering device orientation determination apparatus and methods |
US20070104028A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Dirk-Jan Van Manen | Construction and removal of scattered ground roll using interferometric methods |
US7379391B2 (en) | 2005-11-18 | 2008-05-27 | Westerngeco L.L.C. | Marine seismic air gun timing |
US7778109B2 (en) * | 2005-12-02 | 2010-08-17 | Westerngeco L.L.C. | Current prediction in seismic surveys |
US7391673B2 (en) * | 2005-12-12 | 2008-06-24 | Bp Corporation North America Inc. | Method of wide azimuth seismic acquisition |
EP1821116B1 (en) * | 2006-02-15 | 2013-08-14 | Sony Deutschland Gmbh | Relative 3D positioning in an ad-hoc network based on distances |
US7203130B1 (en) * | 2006-03-21 | 2007-04-10 | Westerngeco, L.L.C. | Methods for deriving shape of seismic data acquisition cables and streamers employing a force model |
US7340348B2 (en) | 2006-06-15 | 2008-03-04 | Kjt Enterprises, Inc. | Method for acquiring and interpreting seismoelectric and electroseismic data |
US20080008037A1 (en) | 2006-07-07 | 2008-01-10 | Welker Kenneth E | Acoustic propagation velocity modeling methods, apparatus and systems |
US7701803B2 (en) | 2006-07-07 | 2010-04-20 | Westerngeco L.L.C. | Underwater acoustic positioning methods and systems based on modulated acoustic signals |
US7741848B1 (en) * | 2006-09-18 | 2010-06-22 | Seektech, Inc. | Adaptive multichannel locator system for multiple proximity detection |
US7659724B2 (en) | 2007-03-29 | 2010-02-09 | Westerngeco L.L.C. | Surveying method using an arrangement of plural signal sources |
JP4345838B2 (ja) | 2007-03-29 | 2009-10-14 | ブラザー工業株式会社 | インクジェット記録装置 |
CN101680961A (zh) | 2007-05-17 | 2010-03-24 | 格库技术有限公司 | 用于有效获取宽方位角被拖曳拖缆地震数据的方法 |
US8559265B2 (en) | 2007-05-17 | 2013-10-15 | Westerngeco L.L.C. | Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data |
US8488409B2 (en) | 2007-05-17 | 2013-07-16 | Westerngeco L.L.C. | Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines |
US7616522B2 (en) | 2007-05-18 | 2009-11-10 | Input/Output, Inc. | Seismic streamer with irregularly spaced hydrophones |
CA2703588C (en) | 2007-12-12 | 2015-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for evaluating submarine formations |
US8004930B2 (en) * | 2008-03-17 | 2011-08-23 | Westerngeco, L.L.C. | Methods and systems for determining coordinates of an underwater seismic component in a reference frame |
US20090245019A1 (en) | 2008-03-31 | 2009-10-01 | Jon Falkenberg | Method and system for determining geodetic positions of towed marine sensor array components |
US8976622B2 (en) | 2008-04-21 | 2015-03-10 | Pgs Geophysical As | Methods for controlling towed marine sensor array geometry |
US9857491B2 (en) | 2008-05-15 | 2018-01-02 | Westerngeco L.L.C. | Multi-vessel coil shooting acquisition |
US8681580B2 (en) | 2008-05-15 | 2014-03-25 | Westerngeco L.L.C. | Multi-vessel coil shooting acquisition |
US8462583B2 (en) * | 2008-05-29 | 2013-06-11 | Woodside Energy Ltd. | Method of marine seismic data acquisition |
US8724426B2 (en) | 2008-06-03 | 2014-05-13 | Westerngeco L.L.C. | Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods for non-linear seismic survey navigation |
US9594181B2 (en) | 2008-06-13 | 2017-03-14 | Westerngeco L.L.C. | Filtering and presentation of heading observations for coil shooting |
US9052411B2 (en) | 2008-06-13 | 2015-06-09 | Westerngeco L.L.C. | Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path |
US8391101B2 (en) | 2008-07-03 | 2013-03-05 | Conocophillips Company | Marine seismic acquisition with controlled streamer flaring |
US8008921B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-08-30 | Westerngeco L.L.C. | Surveying using vertical electromagnetic sources that are towed along with survey receivers |
US8118192B2 (en) * | 2008-09-10 | 2012-02-21 | At&T Intellectual Property I, L. P. | Methods, systems, and products for marking concealed objects |
US8483008B2 (en) * | 2008-11-08 | 2013-07-09 | Westerngeco L.L.C. | Coil shooting mode |
US9354343B2 (en) | 2009-03-09 | 2016-05-31 | Ion Geophysical Corporation | Declination compensation for seismic survey |
US8681581B2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-03-25 | Westerngeco L.L.C. | Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition |
US8711654B2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-04-29 | Westerngeco L.L.C. | Random sampling for geophysical acquisitions |
FR2955396B1 (fr) | 2010-01-15 | 2013-03-01 | Cggveritas Services Sa | Dispositif de traitement de donnees sismiques marines |
FR2955397B1 (fr) | 2010-01-15 | 2012-03-02 | Cggveritas Services Sa | Procede et dispositif d'acquisition de donnees sismiques marines |
US20110260730A1 (en) | 2010-04-27 | 2011-10-27 | Suedow Gustav Goeran Mattias | Switchable front-end measurement unit for towed marine electromagnetic survey cables |
FR2961316A1 (fr) | 2010-06-10 | 2011-12-16 | Cggveritas Services Sa | Procede de traitement de donnees sismiques marines |
NO330679B1 (no) | 2010-06-21 | 2011-06-06 | Cggveritas Services Norway As | System og fremgangsmate for styring av array for marine undersokelser |
AU2011232767B2 (en) | 2010-10-14 | 2014-05-08 | Cggveritas Services Sa | Method and device to acquire seismic data |
US8949030B2 (en) | 2011-07-29 | 2015-02-03 | Westerngeco L.L.C. | Attenuating sea-surface ghost wave effects in seismic data |
US9103942B2 (en) | 2011-10-28 | 2015-08-11 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for survey designs |
-
2009
- 2009-05-19 US US12/468,477 patent/US9052411B2/en active Active
- 2009-06-11 MX MX2010013018A patent/MX2010013018A/es active IP Right Grant
- 2009-06-11 GB GB201019199A patent/GB2472539B/en active Active
- 2009-06-11 WO PCT/US2009/047015 patent/WO2010005673A2/en active Application Filing
- 2009-06-11 BR BRPI0912853-0A patent/BRPI0912853B1/pt not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-01-13 NO NO20110056A patent/NO343540B1/no unknown
-
2015
- 2015-05-18 US US14/714,838 patent/US10082589B2/en active Active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20070064526A1 (en) * | 2005-08-26 | 2007-03-22 | Holo Andreas T | Automatic systems and methods for positioning marine seismic equipment |
US20070165486A1 (en) * | 2006-01-19 | 2007-07-19 | Nicolae Moldoveanu | Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2010005673A3 (en) | 2010-04-15 |
US10082589B2 (en) | 2018-09-25 |
BRPI0912853A2 (pt) | 2015-10-13 |
US9052411B2 (en) | 2015-06-09 |
BRPI0912853B1 (pt) | 2019-11-05 |
US20150253446A1 (en) | 2015-09-10 |
GB201019199D0 (en) | 2010-12-29 |
GB2472539B (en) | 2012-09-05 |
MX2010013018A (es) | 2010-12-21 |
NO20110056A1 (no) | 2011-01-13 |
US20090310439A1 (en) | 2009-12-17 |
GB2472539A (en) | 2011-02-09 |
WO2010005673A2 (en) | 2010-01-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO343540B1 (no) | Fremgangsmåte for bestemmelse av tauet marint seismisk utstyrs avvik fra en planlagt krum bane | |
EP2350695B1 (en) | Coil shooting mode | |
US9594181B2 (en) | Filtering and presentation of heading observations for coil shooting | |
NO339120B1 (no) | Fremgangsmåte for kontroll av spredningsstyringselementer ved marin seismisk undersøkelse | |
US9207349B2 (en) | Methods and apparatus for determining seismic streamer array geometry and seismic sensor response | |
NO339433B1 (no) | Fremgangsmåte og system for marin seismisk kartlegging både under lineær kurs og vendinger | |
US9482774B2 (en) | Variable turn radius for marine vessels | |
NO20130038A1 (no) | Fremgangsmate for deployering, fremgangsmate og anordning for seismisk prospektering i et akvatisk medium | |
NO20101668A1 (no) | Sinusformet innsamling av marine seismikkdata | |
CA2818817C (en) | Method and system of controlling towing speed of a sensor streamer | |
NO335485B1 (no) | Fremgangsmåte og system for å bestemme posisjonen til styringsinnretninger på en seismisk instrumentert tauet kabel | |
AU2016200068B2 (en) | Survey coverage parameters | |
NO336719B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for å gjennomføre en marin seismikkundersøkelse i et område med havstrømmer |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY B.V., NL |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: HAMSOE PATENTBYRA AS, POSTBOKS 171, 4301 SANDNES |
|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: REFLECTION MARINE NORGE AS, NO |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: ACAPO AS, POSTBOKS 1880 NORDNES, 5817 BERGEN |