NO344032B1 - Marin, akustisk vibrator med forbedret lavfrekvensamplitude - Google Patents
Marin, akustisk vibrator med forbedret lavfrekvensamplitude Download PDFInfo
- Publication number
- NO344032B1 NO344032B1 NO20110910A NO20110910A NO344032B1 NO 344032 B1 NO344032 B1 NO 344032B1 NO 20110910 A NO20110910 A NO 20110910A NO 20110910 A NO20110910 A NO 20110910A NO 344032 B1 NO344032 B1 NO 344032B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- seismic source
- flexi
- shell
- seismic
- drive device
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 12
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 3
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000005520 electrodynamics Effects 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229910000639 Spring steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001329 Terfenol-D Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000007274 generation of a signal involved in cell-cell signaling Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation 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
- G01V1/02—Generating seismic energy
- G01V1/143—Generating seismic energy using mechanical driving means, e.g. motor driven shaft
- G01V1/145—Generating seismic energy using mechanical driving means, e.g. motor driven shaft by deforming or displacing surfaces, e.g. by mechanically driven vibroseis™
-
- G—PHYSICS
- G10—MUSICAL INSTRUMENTS; ACOUSTICS
- G10K—SOUND-PRODUCING DEVICES; METHODS OR DEVICES FOR PROTECTING AGAINST, OR FOR DAMPING, NOISE OR OTHER ACOUSTIC WAVES IN GENERAL; ACOUSTICS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G10K9/00—Devices in which sound is produced by vibrating a diaphragm or analogous element, e.g. fog horns, vehicle hooters or buzzers
- G10K9/12—Devices in which sound is produced by vibrating a diaphragm or analogous element, e.g. fog horns, vehicle hooters or buzzers electrically operated
- G10K9/121—Flextensional transducers
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Multimedia (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Piezo-Electric Transducers For Audible Bands (AREA)
- Diaphragms For Electromechanical Transducers (AREA)
- Apparatuses For Generation Of Mechanical Vibrations (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Oppfinnelsen vedrører generelt det området som gjelder marine, seismiske undersøkelser. Mer spesielt vedrører oppfinnelsen seismiske energikilder av den akustiske vibratortypen brukt til marine, seismiske undersøkelser.
Seismiske kilder blir brukt ved geofysiske undersøkelser både på land og i vanndekkede områder av jorden. Signaler generert av seismiske kilder forplanter seg nedover inn i jorden, blir reflektert fra grenseflater i undergrunnen og blir detektert ved hjelp av signaldetektorer, typisk hydrofoner eller geofoner, på eller nær jordens overflate eller vannoverflaten.
De fleste seismiske kilder som brukes ved marine undersøkelsesoperasjoner, er av impulstypen hvor det er lagt ned mange anstrengelser for å generere så meget akustisk energi som mulig i løpet av et så kort tidsspenn som mulig. Eksempler på slike kilder innbefatter luftkanoner, vannkanoner og grupper med slike kanoner. Frekvensinnholdet til slike kilder kan bare i liten grad styres, prinsipielt ved å tilføye ytterligere kanoner med forskjellige ladningskammerstørrelser til en gruppe luftkanoner. Forskjellige kildegrupper blir valgt for generering av forskjellige frekvensområder for forskjellige undersøkelsesbehov. Impulskilder har generelt en begrenset akustisk utgang i det meget lave frekvensbåndet fra 1-10 Hz, og spesielt under 5 Hz.
En annen type seismisk kilde er en akustisk vibrator. Kilder av den akustiske vibratortypen som er kjent på området, innbefatter hydraulisk drevne kilder, konvensjonelle fleksistrekkbare skallkilder og kilder som anvender piezoelektriske eller magnetostriktive materialer. Akustiske vibratorer har en tendens til å gi bedre frekvensstyring enn impulskilder. I likhet med impulskilder har akustiske vibratorer generelt meget begrenset akustisk energiutmating under 10 Hz.
Typiske fleksistrekkbare skallkilder er basert på prinsippet med endringer i volumet i et vibrerende, hovedsakelig elliptisk skall. Når den lengste, det vil si hovedaksen, til en ellipse blir satt i vibrasjon ved hjelp av en drivkraft (f.eks. en elektrodynamisk drivkrets), vil lengden av den korteste, det vil si den lille aksen, også vibrere, men med en meget større amplitude. For meget lave frekvenser kan det imidlertid være ganske problematisk å generere nok amplitude ved hjelp av standard fleksistrekkbare skallkilder (f.eks. ved å bruke drivkretser av Terfenol-D-typen som kan festes til enden av hovedaksen i ellipsoiden). Siden den kraft som genereres faller hurtig med avstanden mellom magnetene, kan mange konvensjonelle elektromagnetiske drivkretser være ute av stand til å generere tilstrekkelig kraft for anvendelser med store amplituder. Noen fleksistrekkbare skallkilder benytter ytterligere mekanismer til ytterligere forsterkning av den drivkraften som påføres hovedaksen til skallet. Eksempler på slike kan finnes i US-patent nr.5.959.939, 6,076.629 og 7.551,518 som alle er utstedt til Tenghamn og som hvert herved inkorporeres ved referanse.
Det er kjent på området at etterhvert som akustiske bølger forplanter seg gjennom vann og gjennom geologiske undergrunnsstrukturer, blir bølger ved høyere akustiske frekvenser dempet hurtigere enn bølger ved lavere akustiske frekvenser. Lydbølger med lavere frekvens kan følgelig overføres over lengre avstander gjennom vann og geologiske strukturer enn lydbølger ved høyere frekvenser.
En hovedsakelig elliptisk fleksistrekkbar skallkilde kan utformes med en lav fundamental resonansfrekvens (grunnfrekvens), slik at skallets dimensjoner blir små sammenlignet med bølgelengden i vann for derved å gjøre det mulig for det fleksistrekkbare skallet å utstråle lyd i alle retninger. På grunn av den forholdsvis lille størrelsen til det fleksistrekkbare skallet (sammenlignet med bølgelengde i vann), er imidlertid den akustiske belastningen lav ved lavfrekvenser og sterkt reaktiv, noe som typisk krever en stor hastighetsamplitude for den utstrålende overflaten. Dermed blir den maksimalt tillatte mekaniske spenningen i skallet en begrensning for effektutmatingen fra typiske elliptiske fleksistrekkbare skall med lave resonansfrekvenser.
I den seismiske sektoren innenfor olje- og gassindustrien har det lenge vært behov for kraftige, lavfrekvente marine lydkilder som opererer i frekvensbåndet 1-10 Hz.
Oppsummering av oppfinnelsen
En seismisk kilde i henhold til ett aspekt ved oppfinnelsen omfatter et fleksistrekkbart skall som definerer en lengste akse og en korteste akse. Den seismiske kilden omfatter videre en festeanordning koblet til det fleksistrekkbare skallet i nærheten av en ende av den lengste aksen og minst én drivanordning koblet til det fleksistrekkbare skallet i nærheten av en ende av den korteste aksen, der drivanordningen omfatter to overføringselementer på hver side av festeanordningen, der bevegelse av de to overføringselementene overføres til det fleksistrekkbare skallet i nærhetene av en ende av den korteste aksen.
Det presenteres et marint, seismisk undersøkelsessystem som omfatter minst ett fartøy. Det marine, seismiske undersøkelsessystemet omfatter videre minst én seismisk kilde. Den seismiske kilden omfatter et fleksistrekkbart skall som definerer en lengste akse og en korteste akse, og minst én drivanordning koblet til det fleksistrekkbare skallet i nærheten av en ende av den korteste aksen. Det marine, seismiske undersøkelsessystemet omfatter videre en elektrisk styringsenhet som er i stand til å styre drivanordningen.
En fremgangsmåte for marine, seismiske undersøkelser ifølge et annet aspekt ved oppfinnelsen omfatter sleping av en seismisk sensorstreamer med et fartøy gjennom en vannmasse over en undergrunnsformasjon. Fremgangsmåten omfatter videre styring av en seismisk kilde for å generere et seismisk signal. Den seismiske kilden omfatter et fleksistrekkbart skall som definerer en lengste akse og en korteste akse, og minst én drivanordning koblet til det fleksistrekkbare skallet i nærheten av en ende av den korteste aksen. Fremgangsmåten omfatter videre å tillate det seismiske signalet å forplante seg gjennom vannmassen og undergrunnsformasjonen for å tilveiebringe et modifisert seismisk signal. Fremgangsmåten omfatter videre å detektere det modifiserte seismiske signalet med den seismiske sensorstreameren, hvor den seismiske kilden videre omfatter en festeanordning koblet drivanordningen og koblet til det fleksistrekkbare skallet i nærheten av en ende av den lengste aksen; hvor drivanordningen omfatter to overføringselementer på hver side av festeanordningen, der bevegelse av de to overføringselementene overføres til det fleksistrekkbare skallet i nærhetene av en ende av den korteste aksen.
Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende detaljerte beskrivelsen og de vedføyde patentkravene.
Kort beskrivelse av tegningene
Fig. 1 viser et tverrsnitt gjennom en drivanordning og et fleksistrekkbart skall for en akustisk vibrator i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Fig. 1A viser skisser av tverrsnitt gjennom fleksistrekkbare skall ifølge utførelsesformer av oppfinnelsen.
Fig. 2 viser et tverrsnitt gjennom en drivanordning, et fleksistrekkbart skall og en indre fjær med tillagt masse ifølge en utførelsesform av oppfinnelsen.
Fig. 2A og 2B viser et alternativt arrangement av den indre fjæren og den tillagte massen sett fra henholdsvis toppen og siden,
Fig. 3 viser et diagram over frekvensresponsen til den akustiske vibratoren på fig.2,
Fig. 4 viser et eksempel på et marint, seismisk undersøkelsessystem som benytter minst én akustisk vibrator ifølge fig.2.
Fig. 5 viser et alternativt eksempel på et marint, seismisk undersøkelsessystem som bruker minst én akustisk vibrator ifølge fig.2.
Detaljert beskrivelse
Fig.1 viser en seismisk kilde 100 av den akustiske vibratortypen i delvis tverrsnitt, i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Den seismiske kilden 100 kan innbefatte en drivanordning 8 som kan være en elektrodynamisk drivanordning. I noen utførelsesformer (beskrevet mer detaljert nedenfor), kan drivanordningen 8 være en "svingspole"- eller "talespole"-drivkrets som kan tilveiebringe evnen til å generere meget store akustiske energiamplituder. (Seismiske kilder som benytter svingspole-drivkretser kan refereres til som "svingspoleprojektører"). Selv om den spesielle utførelsesformen som er beskrevet her, viser bare én enkelt toveis drivkrets, blir utførelsesformer med én eller flere enveis drivkretser eller i hvilke et antall drivkretser blir benyttet i parallell, innenfor rammen av oppfinnelsen. Den illustrerte utførelsesformen innbefatter videre et fleksistrekkbart skall 2 som kan være laget av fjærstål eller et lignende fjærende metall og som kan være en fleksistrekkbar transduser av klasse V. Eksempler på egnede fleksistrekkbare skall er generelt beskrevet i US-patent nr.6.076.629 utstedt til Tenghamn. Det fleksistrekkbare skallet 2 kan være sammensatt av to halvelliptiske halvdeler 2A, 2B, sammenføyd ved eller nær endene av sine lengste akser, hovedaksene, ved hjelp av respektive hengsler 12. Drivanordningen 8 kan være forbundet med frontflaten til de to semielliptiske halvdelene 2A, 2B i det fleksistrekkbare skallet 2. Som illustrert på fig.2B kan f.eks. drivanordningen 8 være forbundet ved omtrent det vertikale midpunktet til frontflaten av det fleksistrekkbare skallet 2 i nærheten av endene av de korteste aksene til de semielliptiske halvdelene 2A, 2B. I en spesiell implementering av oppfinnelsen kan det fleksistrekkbare skallet 2 virke som en fjær som har en første fjærkonstant, for å generere en første systemresonans. Som en vanlig fagkyndig på området vil forstå etter å ha satt seg inn i denne beskrivelsen, kan fjærkonstanten til de fleksistrekkbare skallet bestemmes av dimensjonene til skallet (f.eks. omkring 2 meter bredt og omkring 2 meter høyt), materialsammensetningen til skallet og formen av skallet i avspent tilstand. Selv om fig.1 skisserer et fleksistrekkbart skall med hovedsakelig semielliptisk form, kan fleksistrekkbare skall med andre former, innbefattende konvekse, konkave, flate eller kombinasjoner av disse, også være egnet, som illustrert på fig.1A. I slike utførelsesformer kan hengslene 12 fortsette å forbinde to halvdeler av et fleksistrekkbare skallet 2 ved eller nær endene av de lengste aksene 25 til skallet, mens drivanordningen 8 fortsatt kan være forbundet med frontflatene til halvdelene i nærheten av endene av de korteste aksene 35 til skallet. (Det skal bemerkes at med hovedaksen og lilleaksen til en ellipse er de lengste og de korteste aksene perpendikulære til hverandre). Ideelt vil dimensjonene, materialsammensetningen og formen til det fleksistrekkbare skallet være valgt for å tilveiebringe en myk fjærkonstant for vibrasjoner på mellom omkring 1 til 10 Hz når skallet er neddykket i vann.
I noen utførelsesformer kan den seismiske kilden 100 videre innbefatte en festeanordning 4 som kan henge opp drivanordningen 8 inne i det fleksistrekkbare skallet 2. I den illustrerte utførelsesformen strekker f.eks. festeanordningen 4 seg langs hovedsaksen til det fleksistrekkbare skallet 2 og er koblet til det fleksistrekkbare skallet 2 med lineære lagre 6. I noen utførelsesformer kan festeanordningen 4 ha et sirkulært tverrsnitt og kan være montert til hengslene 12 ved å bruke lineære lagre 6. En slik montering kan muliggjøre sammentrekning av hovedaksen til skallet 2 når den lille aksen blir forlenget ved bevegelsen av drivanordningen 8.
I den illustrerte utførelsesformen omfatter drivanordningen 8 en toveis svingspoledrivanordning med to sett elektriske spoler 10, overføringselementer 11 og magnetkretser 14 som er i stand til å generere et magnetfelt. Som vist kan magnetkretsene 14 være forbundet med festeanordningen 4 mens overføringselementet 11 er forbundet med det fleksistrekkbare skallet 2. I noen utførelsesformer er dette arrangementet reversert (det vil si at magnetkretsene 14 er forbundet med det fleksistrekkbare skallet 2 mens overføringselementet 11 er forbundet med festeanordningen 4). Ved å feste den tyngste delen (magnetkretsene 14) i drivanordningen 8 til skallet 2, kan det bli lettere å generere lave frekvenser uten å måtte lage skallet 2 for svakt til å gi en myk fjærkonstant. Som vist kan hvert overføringselement 11 overføre bevegelse av den elektriske spolen 10 til den indre overflaten av det fleksistrekkbare skallet 2 i nærheten av dets lille akse. Den elektriske spolen 10 kan være koblet til en passende elektrisk styringsenhet (42 på fig.4) for å styre drivanordningen 8. Den elektriske styringsenheten (42 på fig.4) kan f.eks. styre strømmen gjennom drivanordningen, f.eks. vekselstrøm med sveipet frekvens gjennom et område på fra 1 til omkring 100 Hz, eller mer spesielt mellom omkring 1 og omkring 10 Hz. De magnetiske kretsene 14 kan ofte omfatte permanentmagneter selv om en hvilken som helst anordning som er i stand til å generere et magnetfelt, kan være innbefattet. Når den elektriske strømmen I bli ført til den elektriske spolen 10, kan en kraft F som virker på den elektriske spolen 10, genereres:
(Lign. 1) F= I l B
hvor l er lengden av lederen i den elektriske spolen og B er den magnetiske fluksen generert av magnetkretsene 14. For konstant lengde l og magnetisk fluks B, bestemmer dermed størrelsen av den elektriske strømmen I størrelsen av kraften F som virker på den elektriske spolen 10. Kraften F kan få den elektriske spolen 10 til å bevege seg, og overføringselementet 11 kan overføre denne bevegelsen og kraften F til det fleksistrekkbare skallet 2 som kan bøye seg mens det motstår bevegelsen og kraften F. Størrelsen av den elektriske strømmen I bestemmer dermed også lengden av slaget til drivanordningen. Drivanordningen 8 kan tilveiebringe slaglengder på flere tommer, opptil og innbefattende omkring 10", som kan gjøre det mulig for den seismiske kilden 100 å generere akustisk utgang med forsterket amplitude i de lave frekvensområdene, f.eks. mellom omkring 1 til omkring 100 Hz, og mer spesielt mellom omkring 1 Hz og 10 Hz. Eksempler på passende drivanordninger 8 kan finnes i US-patent nr.5.959.939 utstedt til Tenghamn m.fl., som herved inkorporeres ved referanse.
I noen utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse oppviser den seismiske kilden 100 minst én resonansfrekvens (når skallet er neddykket i vann) innenfor det seismiske frekvensområdet mellom omkring 1 Hz og omkring 10 Hz. Den seismiske kilden 100 kan oppvise minst to resonansfrekvenser innenfor området på fra omkring 1 Hz til omkring 50 Hz. I noen utførelsesformer kan den seismiske kilden 100 oppvise minst to resonansfrekvenser under omkring 10 Hz.
Som vanlig fagkyndige på området vil forstå etter å ha satt seg in i denne beskrivelsen, kan den totale impedansen som en marin, akustisk vibrator vil bli utsatt for, uttrykkes som følger:
hvor Zrrepresenterer den totale impedansen, Rrrepresenterer strålingsimpedansen, og Xrer den reaktive impedansen. I en analyse av energioverføringen for en marin, akustisk vibrator, kan den akustiske vibratoren og dens drivkomponenter tilnærmes som en stempelvegg. I et uttrykk for den totale impedansen som vil bli erfart av en stempelvegg, er strålingsimpedansen Rrfor en stempelvegg:
og den reaktive impedansen er:
hvor
og
I de foregående uttrykk representerer ρ0densiteten til vann (som den strålende overflaten til den akustiske vibratoren er neddykket i), ω representerer vinkelfrekvens, k representerer bølgetallet til den akustiske energien, α representerer stempelradien, c representerer lydhastighet i vann, λ representerer bølgelengde og J1er en Bessel-funksjon av første orden.
Ved å bruke Taylor-rekke-utviklingen på de ovenfor angitte ligningene, fås følgende uttrykk for R1(x) og X1(x):
For lave frekvenser, det vil si når x=2kα er meget mindre enn 1, blir den reelle (R) og den imaginære (X) delen av det totale impedansuttrykket tilnærmet med det første leddet i Taylor-utviklingen. Uttrykkene for lave frekvenser når bølgelengden er meget større enn radien til stempelet, så blir:
For lave frekvenser vil derfor strålingsimpedansen R bli mindre sammenlignet med den reaktive impedansen X, noe som antyder signalgenerering med lav effektivitet og følgelig lav signalutgangsamplitude. Ved å introdusere en resonans i den nedre ende av frekvensspekteret til den akustiske vibratorstrukturen, kan imidlertid den lavfrekvente, akustiske energien genereres mer effektivt. Ved resonans blir den imaginære (reaktive) delen av impedansen hovedsakelig kansellert, og den akustiske kilden blir i stand til å sende ut akustisk energi i vannet på en effektiv måte.
Fig. 2 viser en annen utførelsesform av den seismiske kilden 100 som innbefatter tillegget av en hovedsakelig elliptisk formet indre fjær 16 inne i det fleksistrekkbare skallet 2 med masser 18 festet langs endene av hovedaksen og glidbart understøttet på festeanordningen 4 ved å bruke lineære lagre 20. Den indre fjæren 16 kan være koblet til det fleksistrekkbare skallet 2 i nærheten av den lille aksen til hver. Drivanordningen 8 kan være koblet til det fleksistrekkbare skallet 2 som i den utførelsesformen som er illustrert på fig.1. Som diskutert nærmere nedenfor, kan den indre fjæren 16 med masser 18 festet til denne, forårsake en annen resonansfrekvens for systemet når skallet er neddykket i vann i det seismiske området som er av interesse (f.eks. mellom omkring 1 og omkring 10 Hz). Selv om en seismisk kilde 100 som innbefattet bare det fleksistrekkbare skallet 2 som virker som en fjær, ville typisk oppvise en annen resonansfrekvens, for systemer som har en dimensjon egnet for bruk ved geofysiske undersøkelser, vil den andre resonansfrekvensen når skallet er neddykket i vann, typisk være meget høyere enn frekvensene i det seismiske frekvensområdet som er av interesse.
I noen utførelsesformer som vist på fig.2A og 2B, kan hovedakseendene til den indre fjæren 16 være koblet til hovedakseendene til det fleksistrekkbare skallet 2 ved hengslene 12. Masser 18 kan være festet til den indre fjæren 16 i nærheten av dens lille akse. Som illustrert på fig.2B kan den indre fjæren 16 være vertikalt inndelt i to fjærer, hver med tillagte masser 18. I den illustrerte utførelsesformen er én indre fjær 16 anordnet over drivanordningen 8, mens den andre indre fjæren er anordnet under drivanordningen 8, og drivanordningen 8 forblir koblet til det fleksistrekkbare skallet 2.
Fig. 3 viser et diagram over en simulering av en marin, akustisk vibrator laget hovedsakelig som vist på fig.2. Den første resonansfrekvensen er hovedsakelig et resultat av vekselvirkning med det fleksistrekkbare skallet som virker som en fjær. Den andre resonansfrekvensen er hovedsakelig et resultat av vekselvirkning mellom den indre fjæren og dens tilsatte masser. I det foreliggende eksemplet ble den første resonansen satt til omkring 2,5 Hz, og den andre resonansen ble satt til omkring 4,5 Hz.
Ved konstruksjon av en spesiell implementering av oppfinnelsen kan en endelig elementanalyse brukes som kjent for vanlige fagkyndige på området. I enhver slik analyse er følgende prinsipper for virkemåten relevant. Hvis det fleksistrekkbare skallet er tilnærmet som et stempel, er massebelastningen eller den ekvivalente fluidmassen som virker på det fleksistrekkbare skallet ved lave frekvenser, lik:
hvor M representerer masselasten, ρ0representerer densiteten til vannet, og α representerer den ekvivalente radien for et stempel som svarer til det ytre overflatearealet av det fleksistrekkbare skallet.
Når det fleksistrekkbare skallet 2 har en fjærkonstant Kshelli retning av de elektriske svingspolene i drivanordningen 8, vil den første resonansen, fresonance-1, for det akustiske systemet hovedsakelig bli bestemt av følgende masse/fjær-forhold:
For å oppnå effektiv energioverføring med det seismiske frekvensområdet av interesse, i mange tilfeller fra omkring 1 til omkring 10 Hz, kan det være viktig å fremskaffe en andre resonansfrekvens innenfor det seismiske frekvensområdet av interesse. I fravær av den indre massefjæren, vil den andre resonansfrekvensen inntreffe når det fleksistrekkbare skallet har sin andre egenmodus. Denne resonansfrekvensen er imidlertid normalt mye høyere enn den første resonansfrekvensen, og vil følgelig være utenfor det seismiske frekvensområdet som er av interesse. Som det tydelig fremgår av den foregående ligningen, vil resonansfrekvensen bli redusert hvis masselasten på det fleksistrekkbare skallet blir øket. Denne masselasten kan økes ved å tilføye masse til det fleksistrekkbare skallet, men for å tilføye tilstrekkelig masse til å oppnå en annen resonansfrekvens innenfor det seismiske frekvensområdet som er av interesse, må størrelsen på den masse som vil være nødvendig å tilføye til det fleksistrekkbare skallet, gjøre et slikt system upraktiskt for bruk i marine, seismiske operasjoner.
I det eksemplet som er vist på fig.2, er en andre fjær, den indre fjæren 16, innbefattet inne i det fleksistrekkbare skallet 2 med tilføyde masser 18. Den indre fjæren vil ha en transformasjonsfaktor Tinnermellom hovedaksen og lilleaksen til dens ellipse slik at bøyningen av de to sidepartiene (ved endene av dens lille akse) vil ha en høyere amplitude enn bøyningen av endene til dens hovedakse som er festet til det fleksistrekkbare skallet. Effekten av slike tilføyde masser er ekvivalent med å tilføye masse i enden av drivanordningen hvor den er festet til det fleksistrekkbare skallet.
(Lign. 14)
Bruk av den indre fjæren 16 med de tilføyde massene 18 gjør det mulig for den andre resonansen til systemet å bli avstemt slik at den andre resonansen faller innenfor det seismiske frekvensområdet som er av interesse, for derved å forbedre amplituden til den akustiske vibratoren for seismiske operasjoner. Den andre resonansen kan uttrykkes som:
(Lign. 15)
hvor Kinnerrepresenterer fjærkonstanten til den indre fjæren, og Kshellrepresenterer fjærkonstanten til det fleksistrekkbare skallet.
Det er mulig, som vist ovenfor, å velge massen for å avstemme den andre resonansen. Det er også mulig å utvide den virkningen den andre resonansen har på systemet. Hvis den indre fjæren har lav fjærkonstant sammenlignet med den for det fleksistrekkbare skallet og en tilsvarende masse blir tilføyet den indre fjæren, vil den indre fjæren med sin masse funksjonere hovedsakelig uavhengig av det fleksistrekkbare skallet. I slike tilfeller kan den andre resonansen uttrykkes som følger:
(Lign. 16)
På samme måte er det også mulig å gjøre den andre resonansen meget stor ved å velge en høy fjærkonstant for den indre fjæren med en tilsvarende masse; den andre resonansen i slike tilfeller vil ha større amplituder enn den første resonansen.
Marine, akustiske vibratorer i henhold til det foregående kan skape meget store seismiske energiamplituder ved lave frekvenser (f.eks. mellom omkring 1 og omkring 100 Hz, og mer spesielt mellom omkring 1 og omkring 10 Hz). Drivanordningen kan virke i fase med skallet, og størrelsen på anordningen kan optimaliseres med hensyn til driftsmessige begrensninger. Færre fjærelementer kan dessuten redusere tap på grunn av færre forbindelsespunkter.
Fig.4 viser et marint innsamlingssystem som kan bruke én eller flere energikilder av den marine akustiske vibratortypen ifølge den forklaringen som er gitt ovenfor. Hver av de akustiske kildene V1-V5 som er vist på fig.4, kan være montert i et passende hus for kobling til skroget på et letefartøy 40 (f.eks. V1 og V2) og/eller for å bli slept ved enden av en egnet kabel 44 (f.eks. V3, V4, V5). Hver akustisk vibrator V1-V5 kan ha forskjellig arbeidsfrekvensområde innbefattende to resonanser som forklart ovenfor, for å tilveiebringe utgang med hovedsakelig konstant amplitude innenfor et valgt frekvensområde. Minst ett av slike frekvensområder er tenkt å være mellom omkring 1 og omkring 10 Hz i henhold til det eksemplet som er vist på fig.2. Eksemplene på egnede huskonstruksjoner er hovedsakelig vist i US-patent nr.7.551,518 utstedt til Tenghamn, og som eies i fellesskap med eieren i foreliggende oppfinnelse. Letefartøyet 40 beveger seg langs overflaten av en vannmasse slik som en innsjø eller havet. Når energi blir utsendt av de akustiske vibratorene V1-V5, forplanter den seg nedover gjennom vannet og bergformasjonene 52 under vannbunnen 50. Reflektert energi blir detektert av seismiske sensorer 48 anordnet langs én eller flere streamere 46 som slepes av letefartøyet eller et annet fartøy. Den seismiske sensortypen er ikke noen begrensning for omfanget av foreliggende oppfinnelse og kan være hydrofoner eller andre trykkresponsive sensorer, geofoner, akseleratometre eller andre bevegelsesresponsive sensorer, eller kombinasjoner av disse. Signaler generert av sensorene blir kommunisert til utstyr på fartøyet 40, vist generelt ved 42 og referert til som "registreringssystem" for enkelhets skyld. Registreringssystemet 42 innbefatter typisk innretninger (ingen vist separat) for navigering av fartøyet 40, for aktivering av de akustiske vibratorene V1-V5, f. eks. en elektrisk styringsenhet med vekselstrøm med sveipet frekvens eller et annet signal, og for registrering av signaler generert av de seismiske sensorene 48.
Fig.5 viser et alternativt marint innsamlingssystem som benytter luftkanoner i forbindelse med én eller flere marine energikilder av den akustiske vibratortypen i henhold til den forklaringen som er gitt ovenfor. I dette systemet kan luftkanoner A1-A3 utgjøre en kilde for seismisk impulsenergi i området fra omkring 5 til 10 Hz ved en dybde på mellom omkring 6 og 10 meter. De akustiske vibratorene V3-V5 kan virke sammen med luftkanonene for å tilveiebringe en kilde for seismisk energi i området fra omkring 1 til 5 Hz ved en dybde mellom omkring 60 og 70 meter. I noen utførelsesformer kan de akustiske vibratorene V3-V5 slepes langs vannbunnen 50. Som illustrert kan de seismiske sensorene slepes ved en dybde mellom den for luftkanonene A1-A3 og de akustiske vibratorene V3-V5. De seismiske sensorene kan f.eks. slepes ved en dybde på mellom omkring 15 og 25 meter. Som vanlig fagkyndige på området vil forstå ut fra den foregående beskrivelse, kan overflaterefleksjoner dempe meget lavfrekvente signaler. Ved å slepe de lavfrekvente akustiske vibratorene V3-V5 ved en større dybde enn de mer høyfrekvente luftkanonene A1-A3, kan effektene av overflaterefleksjoner dempes.
Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med et begrenset antall utførelsesformer, vil fagkyndige på området som har hatt fordelen ved å sette seg inn i denne beskrivelsen, forstå at andre utførelsesformer kan tenkes som ikke avviker fra oppfinnelsens omfang slik den er beskrevet her. Omfanget av oppfinnelsen skal følgelig kun begrenses av de vedføyde patentkravene.
Claims (23)
1. Seismisk kilde (100), omfattende:
et fleksistrekkbart skall (2) som definerer en lengste akse og en korteste akse; karakterisert ved at den seismiske kilden (100) videre omfatter:
en festeanordning (4) koblet til det fleksistrekkbare skallet (2) i nærheten av en ende av den lengste aksen; og
minst én drivanordning (8) koblet til festeanordningen (4) og koblet til det fleksistrekkbare skallet (2) i nærheten av en ende av den korteste aksen, der drivanordningen (8) omfatter to overføringselementer (11) på hver side av festeanordningen (4), der bevegelse av de to overføringselementene (11) overføres til det fleksistrekkbare skallet (2) i nærhetene av en ende av den korteste aksen.
2. Seismisk kilde (100) ifølge krav 1, hvor den seismiske kilden (100) har en første resonansfrekvens mellom omkring 1 og omkring 10 Hz når den er nedsenket i vann.
3. Seismisk kilde (100) ifølge krav 1, videre omfattende:
minst én indre fjær (16) koblet til det fleksistrekkbare skallet (2); og
et antall masser (18) koblet til den indre fjæren (16).
4. Seismisk kilde (100) ifølge krav 3, hvor den seismiske kilden (100) har en første og en andre resonansfrekvens mellom omkring 1 og omkring 50 Hz når den er nedsenket i vann.
5. Seismisk kilde (100) ifølge krav 1, hvor drivanordningen (8) omfatter en svingspole-drivanordning.
6. Seismisk kilde (100) ifølge krav 3, hvor den indre fjæren (16) omfatter en hovedsakelig elliptisk form hvor den indre fjæren (16) er koblet til det fleksistrekkbare skallet (2) i nærheten av hver ende av en hovedakse for den elliptiske formen, og massene (18) er anordnet i nærheten av hver ende av en lilleakse for den elliptiske formen.
7. Seismisk kilde (100) ifølge krav 3, hvor den indre fjæren (16) omfatter en hovedsakelig elliptisk form, hvor den indre fjæren (16) er koblet til det fleksistrekkbare skallet (2) i nærheten av hver ende av en lilleakse for den elliptiske formen, og massene (18) er anordnet i nærheten av hver ende av en hovedsakse for den elliptiske formen.
8. Seismisk kilde (100) ifølge krav 1, videre omfattende en andre drivanordning (8), der hver drivanordning (8) er koblet til det fleksistrekkbare skallet (2) i nærheten av en ende av den korteste aksen.
9. Seismisk kilde (100) ifølge krav 1, hvor en slaglengde for drivanordningen (8) er mellom omkring 2 og omkring 10 tommer.
10. Seismisk kilde (100) ifølge krav 1, hvor drivanordningen omfatter:
magnetkretser (14) som er koblet til det fleksistrekkbare skallet (2).
11. Marint, seismisk undersøkelsessystem, omfattende:
minst ett fartøy (40); og
minst én seismisk kilde (100) ifølge ett av kravene 1 til 10.
12. System ifølge krav 11, hvor den seismiske kilden (100) har en resonansfrekvens mellom omkring 1 og omkring 10 Hz når den er neddykket i vann.
13. System ifølge krav 11, hvor den seismiske kilden (100) omfatter:
minst én indre fjær (16) koblet til det fleksistrekkbare skallet (2); og
et antall masser (18) koblet til den indre fjæren (16).
14. System ifølge krav 13, hvor den seismiske kilden (100) har en første og en andre resonansfrekvens mellom omkring 1 og omkring 50 Hz når den er anbrakt i vann.
15. System ifølge krav 11, hvor drivanordningen (8) omfatter en svingspoledrivanordning som har en slaglengde på mellom omkring 2 og omkring 10 tommer.
16. System ifølge krav 11, hvor den minst ene seismiske kilden (100) er koblet til skroget på fartøyet (40).
17. System ifølge krav 11, hvor den minst ene seismiske kilden (100) er koblet til fartøyet (40) ved hjelp av en slepekabel (44).
18. System ifølge krav 11, videre omfattende minst én luftkanon (A1-A3), hvor en dybde for den minst ene luftkanonen (A1-A3) er mindre enn en dybde for den minst ene seismiske kilden (100).
19. Fremgangsmåte for marine, seismiske undersøkelser, omfattende:
å slepe en seismisk sensorstreamer (46) med et fartøy (40) gjennom en vannmasse over en undergrunnsformasjon (52);
å styre en seismisk kilde (100) for å generere et seismisk signal, hvor den seismiske kilden (100) omfatter:
et fleksistrekkbart skall (2) som definerer en lengste akse og en korteste akse; og
minst én drivanordning (8) koblet til det fleksistrekkbare skallet (2) i nærheten av en ende av den korteste aksen;
å tillate det seismiske signalet å forplante seg gjennom vannmassen og undergrunnsformasjonen (52) for å frembringe et modifisert seismisk signal; og å detektere det modifiserte seismiske signalet med den seismiske sensorstreameren (46);
hvor den seismiske kilden (100) videre omfatter en festeanordning (4) koblet drivanordningen (8) og koblet til det fleksistrekkbare skallet (2) i nærheten av en ende av den lengste aksen; hvor drivanordningen (8) omfatter to overføringselementer (11) på hver side av festeanordningen (4), der bevegelse av de to overføringselementene (11) overføres til det fleksistrekkbare skallet (2) i nærhetene av en ende av den korteste aksen.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor den seismiske kilden (100) har en første resonansfrekvens mellom omkring 1 og omkring 10 Hz når den er anbrakt i vann.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 19, hvor den seismiske kilden (100) videre omfatter:
minst én indre fjær (16) koblet til det fleksistrekkbare skallet (2); og et antall masser (18) koblet til den indre fjæren (16).
22. Fremgangsmåte ifølge krav 21, hvor den seismiske kilden (100) har en første og en andre resonansfrekvens mellom omkring 1 og omkring 50 Hz når den er anordnet i vann.
23. Fremgangsmåte ifølge krav 19, videre omfattende sleping av minst én luftkanon (A1-A3) ved en mindre dybde enn dybden for den minst ene seismiske kilden (100).
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/803,505 US8446798B2 (en) | 2010-06-29 | 2010-06-29 | Marine acoustic vibrator having enhanced low-frequency amplitude |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20110910A1 NO20110910A1 (no) | 2011-12-30 |
NO344032B1 true NO344032B1 (no) | 2019-08-19 |
Family
ID=44485347
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20110910A NO344032B1 (no) | 2010-06-29 | 2011-06-24 | Marin, akustisk vibrator med forbedret lavfrekvensamplitude |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8446798B2 (no) |
AU (1) | AU2011202819B2 (no) |
BR (1) | BRPI1102801A2 (no) |
FR (1) | FR2961902B1 (no) |
GB (2) | GB2507206B (no) |
NO (1) | NO344032B1 (no) |
Families Citing this family (36)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2981759B1 (fr) * | 2011-10-19 | 2014-07-18 | Cggveritas Services Sa | Procede et dispositif pour determiner un signal de commande pour des sources marines vibrosismiques |
FR2981758B1 (fr) | 2011-10-19 | 2013-12-06 | Cggveritas Services Sa | . |
FR2981746B1 (fr) | 2011-10-19 | 2014-11-21 | Cggveritas Services Sa | Source et procede d'acquisition sismique marine |
US9562982B1 (en) | 2012-08-13 | 2017-02-07 | Applied Physical Sciences Corp. | Coherent sound source for marine seismic surveys |
US20140086013A1 (en) | 2012-09-25 | 2014-03-27 | Jeong Min Lee | Method for an equivalent circuit parameter estimation of a transducer and a sonar system using thereof |
FR2996009B1 (fr) * | 2012-09-26 | 2015-06-26 | Cggveritas Services Sa | Source d'onde sismique piezoelectrique volumetrique et procedes associes |
US8724428B1 (en) | 2012-11-15 | 2014-05-13 | Cggveritas Services Sa | Process for separating data recorded during a continuous data acquisition seismic survey |
US8619497B1 (en) | 2012-11-15 | 2013-12-31 | Cggveritas Services Sa | Device and method for continuous data acquisition |
US10473803B2 (en) * | 2013-02-08 | 2019-11-12 | Pgs Geophysical As | Marine seismic vibrators and methods of use |
US9322945B2 (en) | 2013-03-06 | 2016-04-26 | Pgs Geophysical As | System and method for seismic surveying using distributed sources |
US20140260618A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-09-18 | Agency For Science Technology And Research (A*Star) | Force feedback electrodes in mems accelerometer |
US20140260617A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-09-18 | Agency For Science Technology And Research (A*Star) | Fully differential capacitive architecture for mems accelerometer |
AU2014246662B2 (en) * | 2013-04-05 | 2018-03-01 | Woodside Energy Technologies Pty Ltd | A magneto-hydrodynamic seismic source and a method of marine seismic surveying |
US9995834B2 (en) * | 2013-05-07 | 2018-06-12 | Pgs Geophysical As | Variable mass load marine vibrator |
US9645264B2 (en) * | 2013-05-07 | 2017-05-09 | Pgs Geophysical As | Pressure-compensated sources |
US9864080B2 (en) * | 2013-05-15 | 2018-01-09 | Pgs Geophysical As | Gas spring compensation marine acoustic vibrator |
WO2015023376A1 (en) | 2013-08-12 | 2015-02-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low frequency seismic acquisition using a counter rotating eccentric mass vibrator |
US9470806B2 (en) | 2013-08-29 | 2016-10-18 | Pgs Geophysical As | Piezoelectric accelerometer |
US9508915B2 (en) | 2013-09-03 | 2016-11-29 | Pgs Geophysical As | Piezoelectric bender with additional constructive resonance |
US9360574B2 (en) * | 2013-09-20 | 2016-06-07 | Pgs Geophysical As | Piston-type marine vibrators comprising a compliance chamber |
US9618637B2 (en) * | 2013-09-20 | 2017-04-11 | Pgs Geophysical As | Low frequency marine acoustic vibrator |
US9341725B2 (en) * | 2013-09-20 | 2016-05-17 | Pgs Geophysical As | Piston integrated variable mass load |
US9507037B2 (en) | 2013-09-20 | 2016-11-29 | Pgs Geophysical As | Air-spring compensation in a piston-type marine vibrator |
US9606252B2 (en) | 2013-12-23 | 2017-03-28 | Pgs Geophysical As | Low-frequency magnetic reluctance marine seismic source |
US9971049B2 (en) | 2013-12-23 | 2018-05-15 | Pgs Geophysical As | Low-frequency Lorentz marine seismic source |
AU2014375214B2 (en) * | 2013-12-30 | 2020-01-30 | Pgs Geophysical As | Control system for marine vibrators |
US10310108B2 (en) | 2013-12-30 | 2019-06-04 | Pgs Geophysical As | Bow-shaped spring for marine vibrator |
BR112015029820A2 (pt) * | 2014-02-19 | 2017-07-25 | Bp Corp North America Inc | fonte sísmica compacta de baixa frequência para aquisição de zumbido sísmico |
US9612347B2 (en) | 2014-08-14 | 2017-04-04 | Pgs Geophysical As | Compliance chambers for marine vibrators |
US9389327B2 (en) | 2014-10-15 | 2016-07-12 | Pgs Geophysical As | Compliance chambers for marine vibrators |
US10488542B2 (en) | 2014-12-02 | 2019-11-26 | Pgs Geophysical As | Use of external driver to energize a seismic source |
US10605934B2 (en) * | 2015-08-31 | 2020-03-31 | Pgs Geophysical As | Apparatus with thermal stress relief mechanism for heat generating coil and associated methods |
AU2016318467B2 (en) * | 2015-09-08 | 2022-04-07 | Applied Physical Sciences Corp. | Method of packaging and deploying marine vibrator |
US10481286B2 (en) | 2016-04-18 | 2019-11-19 | Pgs Geophysical As | Marine seismic vibrator for low frequency and methods of use |
CN112987080B (zh) * | 2021-04-22 | 2022-10-25 | 自然资源部第一海洋研究所 | 海底多波震源及海底探测系统 |
US11893975B1 (en) * | 2021-05-04 | 2024-02-06 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | High amplification flextensional transduction and devices |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4384351A (en) * | 1978-12-11 | 1983-05-17 | Sanders Associates, Inc. | Flextensional transducer |
US6076629A (en) * | 1996-04-30 | 2000-06-20 | Unaco Systems Ab | Low frequency flextensional acoustic source for underwater use |
WO2009055918A1 (en) * | 2007-11-02 | 2009-05-07 | Marport Canada Inc. | System and method for underwater seismic data acquisition |
US20110149683A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-23 | Nils Lunde | Combined impulsive and non-impulsive seismic sources |
Family Cites Families (56)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3258738A (en) | 1963-11-20 | 1966-06-28 | Honeywell Inc | Underwater transducer apparatus |
US3886493A (en) | 1973-05-07 | 1975-05-27 | Amoco Prod Co | Adaptive monofrequency pilot signals |
US3984805A (en) | 1973-10-18 | 1976-10-05 | Daniel Silverman | Parallel operation of seismic vibrators without phase control |
US4049077A (en) | 1974-10-21 | 1977-09-20 | Exxon Production Research Company | Seismic vibrator control system |
US4170002A (en) * | 1976-10-22 | 1979-10-02 | Western Geophysical Co. Of America | Seismic system using a combination of generically different sources |
DE2757680A1 (de) | 1977-12-23 | 1979-06-28 | Troponwerke Gmbh & Co Kg | Neue 2-oxo-1-pyrrolidinessigsaeurederivate, verfahren zu ihrer herstellung und ihre verwendung als arzneimittel |
CH635485A5 (de) | 1978-08-22 | 1983-04-15 | Coffex Ag | Verfahren zum entcoffeinieren von rohkaffee. |
US4420826A (en) | 1981-07-06 | 1983-12-13 | Sanders Associates, Inc. | Stress relief for flextensional transducer |
JPS58223998A (ja) * | 1982-06-22 | 1983-12-26 | Nec Corp | 送受波器 |
SU1056100A1 (ru) | 1982-07-20 | 1983-11-23 | Нарофоминское отделение Всесоюзного научно-исследовательского института геофизических методов разведки | Способ вибросейсмической разведки |
US4941202A (en) | 1982-09-13 | 1990-07-10 | Sanders Associates, Inc. | Multiple segment flextensional transducer shell |
US4633970A (en) | 1984-01-03 | 1987-01-06 | Exxon Production Research Co. | Distributed marine seismic source |
US4715020A (en) | 1986-10-29 | 1987-12-22 | Western Atlas International, Inc. | Simultaneous performance of multiple seismic vibratory surveys |
FR2589587B1 (fr) | 1985-10-30 | 1988-02-05 | Inst Francais Du Petrole | Procede de prospection sismique marine utilisant un signal vibratoire code et dispositif pour sa mise en oeuvre |
US4823326A (en) | 1986-07-21 | 1989-04-18 | The Standard Oil Company | Seismic data acquisition technique having superposed signals |
US4706230A (en) | 1986-08-29 | 1987-11-10 | Nec Corporation | Underwater low-frequency ultrasonic wave transmitter |
US4926392A (en) | 1986-09-22 | 1990-05-15 | Hand Geophysical | Method and apparatus for obtaining seismic vibrator reflection data |
FR2688112B1 (fr) | 1988-04-28 | 1996-10-11 | France Etat Armement | Transducteurs electro-acoustiques directifs comportant une coque etanche en deux parties. |
US4969129A (en) | 1989-09-20 | 1990-11-06 | Texaco Inc. | Coding seismic sources |
SE467081B (sv) | 1990-09-28 | 1992-05-18 | Asea Atom Ab | Drivpaket ingaaende i akustiska saendare |
SE468967B (sv) | 1991-08-29 | 1993-04-19 | Asea Atom Ab | Drivsystem foer akustiska aparater baserat paa en magnetkrets med en cylindrisk magnetostriktiv kuts som drivcell |
US5126979A (en) | 1991-10-07 | 1992-06-30 | Westinghouse Electric Corp. | Variable reluctance actuated flextension transducer |
RU2045079C1 (ru) | 1992-04-01 | 1995-09-27 | Всесоюзный научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт геологических, геофизических и информационных систем | Способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений |
US5375101A (en) | 1992-08-21 | 1994-12-20 | Westinghouse Electric Corporation | Electromagnetic sonar transmitter apparatus and method utilizing offset frequency drive |
NO179654C (no) | 1994-05-06 | 1996-11-20 | Unaco Systems Ab | Akustisk sender med lydavgivende flater innrettet til å settes i vibrasjonsbevegelse |
NO302718B1 (no) | 1994-05-06 | 1998-04-14 | Unaco Systems Ab | Akustisk sender |
US5410517A (en) | 1994-05-13 | 1995-04-25 | Exxon Production Research Company | Method for cascading sweeps for a seismic vibrator |
NO301354B1 (no) | 1994-11-02 | 1997-10-13 | Petroleum Geo Services As | Akustisk kildeanordning |
NO301796B1 (no) | 1995-05-18 | 1997-12-08 | Unaco Systems Ab | Drivenhet for akustiske sendere |
NO301795B1 (no) | 1995-06-28 | 1997-12-08 | Unaco Systems Ab | Elektrodynamisk drivenhet for akustiske sendere |
NO303472B1 (no) | 1996-04-30 | 1998-07-13 | Unaco Systems Ab | Akustisk sender |
US6035257A (en) | 1997-12-10 | 2000-03-07 | Pelton Company | Method and apparatus for reducing harmonic distortion |
SE514569C2 (sv) | 1999-08-13 | 2001-03-12 | Cetus Innovation Ab | Drivanordning för hydroakustiska sändare samt användning av anordningen för sändning av hydroakustiska vågor i en vätska |
GB9920593D0 (en) | 1999-09-02 | 1999-11-03 | Geco Prakla Uk Ltd | A method of seismic surveying, a marine vibrator arrangement, and a method of calculating the depths of seismic sources |
GB2359363B (en) | 2000-02-15 | 2002-04-03 | Geco Prakla | Processing simultaneous vibratory seismic data |
FR2818753B1 (fr) | 2000-12-21 | 2003-03-21 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de prospection sismique par emission simultanee de signaux sismisques obtenus en codant un signal par des sequences pseudo aleatoires |
US6545944B2 (en) | 2001-05-30 | 2003-04-08 | Westerngeco L.L.C. | Method for acquiring and processing of data from two or more simultaneously fired sources |
US6488117B1 (en) | 2001-08-24 | 2002-12-03 | Thomas E. Owen | Vertical-force vibrator seismic wave source |
US6851511B2 (en) | 2002-05-31 | 2005-02-08 | Stig Rune Lennart Tenghamn | Drive assembly for acoustic sources |
EP1576851B1 (en) | 2002-12-20 | 2006-12-27 | FeONIC plc | Acoustic actuator |
WO2005019865A2 (en) | 2003-08-11 | 2005-03-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for continuous sweeping and separation of multiple seismic vibrators |
US7167412B2 (en) | 2004-12-17 | 2007-01-23 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus for steering a marine seismic streamer via controlled bending |
US7376045B2 (en) | 2005-10-21 | 2008-05-20 | Pgs Geophysical As | System and method for determining positions of towed marine seismic streamers |
US7327633B2 (en) | 2005-12-12 | 2008-02-05 | Westerneco L.L.C. | Systems and methods for enhancing low-frequency content in vibroseis acquisition |
WO2007126785A2 (en) | 2006-03-27 | 2007-11-08 | Input/Output, Inc. | Apparatus and method for generating a seismic source signal |
US7859945B2 (en) | 2007-07-06 | 2010-12-28 | Cggveritas Services Inc. | Efficient seismic data acquisition with source separation |
US7551518B1 (en) | 2008-02-26 | 2009-06-23 | Pgs Geophysical As | Driving means for acoustic marine vibrator |
US20090245019A1 (en) | 2008-03-31 | 2009-10-01 | Jon Falkenberg | Method and system for determining geodetic positions of towed marine sensor array components |
US7881160B2 (en) | 2008-04-04 | 2011-02-01 | Ion Geophysical Corporation | Seismic vibrator array and methods of operation |
US7881158B2 (en) | 2008-06-30 | 2011-02-01 | Pgs Geophysical As | Seismic vibrator having multiple resonant frequencies in the seismic frequency band using multiple spring and mass arrangements to reduce required reactive mass |
FR2936876A1 (fr) | 2008-10-02 | 2010-04-09 | Goerges Grall | Antennes laterales d'emission acoustique pour prospection sismique sous-marine |
US8094514B2 (en) | 2008-11-07 | 2012-01-10 | Pgs Geophysical As | Seismic vibrator array and method for using |
US20100118647A1 (en) | 2008-11-07 | 2010-05-13 | Pgs Geophysical As | Method for optimizing energy output of from a seismic vibrator array |
US8102731B2 (en) * | 2009-04-01 | 2012-01-24 | Pgs Geophysical As | Method for operating marine seismic vibrator array to enhance low frequency output |
US7974152B2 (en) | 2009-06-23 | 2011-07-05 | Pgs Geophysical As | Control system for marine vibrators and seismic acquisition system using such control system |
US8335127B2 (en) | 2009-08-12 | 2012-12-18 | Pgs Geophysical As | Method for generating spread spectrum driver signals for a seismic vibrator array using multiple biphase modulation operations in each driver signal chip |
-
2010
- 2010-06-29 US US12/803,505 patent/US8446798B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-06-10 AU AU2011202819A patent/AU2011202819B2/en not_active Ceased
- 2011-06-24 NO NO20110910A patent/NO344032B1/no not_active IP Right Cessation
- 2011-06-28 FR FR1155764A patent/FR2961902B1/fr not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-29 BR BRPI1102801-7A patent/BRPI1102801A2/pt active Search and Examination
- 2011-06-29 GB GB1322719.4A patent/GB2507206B/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-29 GB GB1111034.3A patent/GB2481707B/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4384351A (en) * | 1978-12-11 | 1983-05-17 | Sanders Associates, Inc. | Flextensional transducer |
US6076629A (en) * | 1996-04-30 | 2000-06-20 | Unaco Systems Ab | Low frequency flextensional acoustic source for underwater use |
WO2009055918A1 (en) * | 2007-11-02 | 2009-05-07 | Marport Canada Inc. | System and method for underwater seismic data acquisition |
US20110149683A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-23 | Nils Lunde | Combined impulsive and non-impulsive seismic sources |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2507206B (en) | 2014-07-09 |
US20110317515A1 (en) | 2011-12-29 |
AU2011202819A1 (en) | 2012-01-19 |
GB201322719D0 (en) | 2014-02-05 |
GB2481707B (en) | 2014-08-06 |
BRPI1102801A2 (pt) | 2012-11-20 |
GB2481707A (en) | 2012-01-04 |
FR2961902A1 (fr) | 2011-12-30 |
FR2961902B1 (fr) | 2015-09-04 |
GB2507206A (en) | 2014-04-23 |
NO20110910A1 (no) | 2011-12-30 |
AU2011202819B2 (en) | 2014-07-03 |
US8446798B2 (en) | 2013-05-21 |
GB201111034D0 (en) | 2011-08-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO344032B1 (no) | Marin, akustisk vibrator med forbedret lavfrekvensamplitude | |
US20200072991A1 (en) | Marine Seismic Vibrators and Methods of Use | |
US7551518B1 (en) | Driving means for acoustic marine vibrator | |
US10670747B2 (en) | Piston integrated variable mass load | |
US9995834B2 (en) | Variable mass load marine vibrator | |
US9618637B2 (en) | Low frequency marine acoustic vibrator | |
NO339060B1 (no) | Elektromagnetiske, lineære aktuatorer for marine, akustiske vibrasjonskilder | |
US10481286B2 (en) | Marine seismic vibrator for low frequency and methods of use | |
US10350638B2 (en) | Resonating gas seismic source | |
AU2014343764A1 (en) | Resonating gas seismic source | |
WO2023150109A1 (en) | Linear motor driving means for acoustic emitters |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |