NO344053B1 - Partikkelbevegelsessensor i en slept marin seismisk streamer for avføling av en partikkelbevegelsesvektor - Google Patents
Partikkelbevegelsessensor i en slept marin seismisk streamer for avføling av en partikkelbevegelsesvektor Download PDFInfo
- Publication number
- NO344053B1 NO344053B1 NO20071016A NO20071016A NO344053B1 NO 344053 B1 NO344053 B1 NO 344053B1 NO 20071016 A NO20071016 A NO 20071016A NO 20071016 A NO20071016 A NO 20071016A NO 344053 B1 NO344053 B1 NO 344053B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- sensing element
- accelerometer
- movement sensor
- particle movement
- particle
- Prior art date
Links
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims description 59
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 12
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 8
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 claims description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 description 7
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000007850 degeneration Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000004377 microelectronic Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
- G01V1/20—Arrangements of receiving elements, e.g. geophone pattern
- G01V1/201—Constructional details of seismic cables, e.g. streamers
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
- G01V1/20—Arrangements of receiving elements, e.g. geophone pattern
-
- 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
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
- G01V1/18—Receiving elements, e.g. seismometer, geophone or torque detectors, for localised single point measurements
- G01V1/181—Geophones
-
- 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
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Length Measuring Devices Characterised By Use Of Acoustic Means (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Transducers For Ultrasonic Waves (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en partikkelbevegelsessensor innbefattende et avfølingselement, et pakkingsmateriale hvor avfølingselementet er plassert, hvor partikkelbevegelsessensor er symmetrisk om sin lengdeakse. Oppfinnelsen vedrører også en anordning for seismikkundersøkelse, innbefattende en streamer, et antall akustiske sensorer fordelt langs streameren, og et antall partikkelbevegelsessensorer fordelt langs streameren.
I én type marine seismikkundersøkelser sleper et undersøkelsesfartøy et sett av seismikkabler, ofte benevnt som "streamere'', langs en forutbestemt strekning. Når fartøyet sleper dette settet, sender en seismikkilde, så som en luftkanon eller en vibrasjonskilde, en akustisk bølge ned i vannet. Den akustiske bølgen går gjennom vannet og reflekteres fra ulike geologiske detaljer. Refleksjonene går tilbake opp gjennom vannet og til streamerne. Streamerne innbefatter akustiske sensorer, eller "hydrofoner", som er fordelt over lengden. Når refleksjonene treffer de akustiske mottakerne, vil mottakerne avføle størrelsen til den passerende bølgefronten. De akustiske mottakerne overfører så data som er representative for den detekterte størrelsen av bølgefronten, fra seismikkablene og til undersøkelsesfartøyet for innsamling der.
Refleksjonene fortsetter sin forplantning gjennom vannet forbi de akustiske mottakerne, helt til de når vannflaten. I vannflaten blir refleksjonene reflektert enda en gang. Disse refleksjonene av refleksjonene blir ofte benevnt "multipler”, en kortversjon for multiple refleksjoner, eller "spøkelsesrefleksjoner". Multiplene går ned igjen gjennom vannet og vil også passere de akustiske mottakerne. De akustiske mottakerne vil da igjen avføle størrelsen til den passerende bølgefronten. De akustiske mottakerne sender igjen data som er representative for den detekterte størrelsen, via seismikkablene for innsamling om bord på undersøkelsesfartøyet.
Undersøkelsesdataene vil således ikke bare inneholde data fra de opprinnelige refleksjonene, men også data innsamlet fra multiplene. Dataene fra multiplene er uønsket, fordi de ikke er representative for de geologiske formasjoner som undersøkes. Isteden vil dataene fra multiplene være representative for vannflaten. Mer teknisk uttrykt, multiplene vil ha en destruktiv innflytelse på refleksjonene. Med andre ord, seismikksensorene avføler størrelsen til enhver passerende bølgefront, uten hensyn til dens bevegelsesretning.
Konvensjonelle tiltak søker å løse dette problemet på to måter. En måte er å forsøke å unngå multiplenes innflytelse i løpet av undersøkelsen. En annen måte er å forsøke å ta ut multippeldataene under prosesseringen av dataene. Begge tiltak er forbundet med ulemper.
Et forsøk på å svekke multiplene under en undersøkelse, vil ofte medføre en plassering av komponentene i undersøkelsen på en spesiell måte. Eksempelvis kan spøkelsesrefleksjoner ofte unngås dersom seismikkablene slepes på et dyp på ca. 4-5 meter. Plasseringen av streamerne kan imidlertid være vanskelig. Kablene kan ha lengder på opptil flere kilometer. Dette vil gi så store treghetskrefter at det vil kunne være vanskelig å styre eller påvirke streameren. Streameren kan også utsettes for meget ulike miljøpåvirkninger - så som vist vind og strøm - over lengden. Dette betyr at kablene ofte blir unøyaktig plassert, slik at man ikke fullt ut kan svekke eller unngå multiplenes negative innvirkning.
Fjerning av multiplene under prosesseringen vil typisk innbefatte en prediktering av de aktuelle multipler blant et antall faktorer. Det er kjent flere multippelpredikteringsmåter. For alle disse gjelder imidlertid at det må foretas anslag og generaliseringer. Selv om disse generaliseringene og anslagene kan være statistisk gyldige, vil de kunne gjelde mer eller mindre nøyaktig for enhver gitt undersøkelse, eller enhver gitt del av en undersøkelse. I noen undersøkelser vil de derfor ha en negativ innvirkning eller på annen måte gi unøyaktigheter. En slik fremgangsmåte forlenger dessuten en i og for seg komplisert prosessering, med tilhørende kostnadsøkninger. Det vil derfor kunne være ønskelig å kunne svekke multiplenes innvirkning uten at dette går på bekostning av tid, anstrengelser og ressurser i forbindelse med kontinuerlig overvåking og plassering av seismikkablene. Det vil altså være ønskelig å kunne svekke multiplenes innvirkning ved hjelp av reelle målinger istedenfor med prediksjoner. Som følge herav vil det kunne være ønskelig ikke bare å måle størrelsen til enhver bølgefront som passerer de akustiske mottakere, men også kunne måle dens vektor, eller polarisering.
US4477887 beskriver en partikkelbevegelsessensor med et avfølingselement som kan avføle en partikkelbevegelsesvektor ut fra endring av dens posisjon.
US5723790 beskriver et akselerometer som omfatter et mikro-elektro-mekanisk systemakselerometer.
Foreliggende oppfinnelse tar sikte på å løse eller i det minste redusere noen eller samtlige av de foran nevnte problemer.
I et første aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse en partikkelbevegelsessensor, innbefattende:
et avfølingselement; og
et pakkingsmateriale hvor avfølingselementet er plassert;
hvilken partikkelbevegelsessensor er symmetrisk om sin lengdeakse; kjennetegnet ved at partikkelbevegelsessensoren har et tyngdekraftsenter som stemmer overens med det volumetriske senteret, og ved at avfølingselementet er anordnet til å avføle en partikkelbevegelsesvektor ut fra en endring av avfølingselementets posisjon.
Ytterligere utførelser er angitt i underkravene 2-15.
I et andre aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse en anordning for seismikkundersøkelse, innbefattende:
en streamer;
et antall akustiske sensorer fordelt langs streameren; og
et antall partikkelbevegelsessensorer fordelt langs streameren, kjennetegnet ved at minst én av partikkelbevegelsessensorene er symmetrisk om sin lengdeakse og har et tyngdekraftsenter som stemmer overens med det volumetriske senteret.
Ytterligere utførelser er angitt i underkravene 17-24.
Oppfinnelsen skal nå forklares nærmere under henvisning til tegningen, hvor det er benyttet de samme henvisningstall for like elementer, og hvor
Fig.1A og fig.1B viser en marin seismikkundersøkelse utført i samsvar med ett aspekt av oppfinnelsen,
Fig.2A, 2B viser to alternative sensorarrangementer for den marine seismikkundersøkelsen i fig. 1A-1B,
Fig.3A-3B viser rent skjematisk en spesiell utførelse av en partikkelbevegelsessensor ifølge oppfinnelsen, idet fig.3A er et delsnitt etter linjen 3A-3A i fig.3B,
Fig.4 viser tre enkeltakse-akselerometere som er orientert innbyrdes ortogonalt i henholdsvis linjen, på tvers og vertikalt, angitt med bokstavene x, y og z i fig.5, for utnyttelse i en utførelse av oppfinnelsen,
Fig.5 viser linje-, tverrlinje- og vertikalretningene for de innbyrdes ortogonalt orienterte enkeltakse-akselerometere i fig.4, og
Fig.6-7 viser partikkelbevegelsessensorutførelser som alternativer til figurene
3A-3B.
Oppfinnelsen kan naturligvis realiseres i ulike modifiserte og endrede former, og tegningen viser bare spesifikke eksempler. Det skal derfor være underforstått at beskrivelsen av de spesifikke eksemplene ikke er ment å begrense oppfinnelsen til de viste utførelsene. Tvert imot tar man sikte på å dekke alle modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som ligger innenfor den inventive ramme som defineres av patentkravene.
Utførelser av oppfinnelsen er beskrevet nedenfor. For å lette oversikten blir ikke alle trekk i en reell implementering beskrevet her. Man vil forstå at i forbindelse med utviklingen av slike utførelser må det treffes flere implementeringsspesifikke avgjørelser for oppnåelse av spesifikke mål, så som tilfredsstillelse av systemrelaterte og forretningsrelaterte begrensninger, faktorer som vil variere fra én implementering til en annen. Fagfolk vil imidlertid forstå at slike utviklingstiltak, selv om de vil kunne være kompliserte og tidskrevende, vil ligge innenfor rutinemessige aktiviteter for fagfolk som har kjennskap til foreliggende beskrivelse.
Fig. 1A-1B viser et undersøkelsessystem 100 i en marin undersøkelse 101. Begge er eksempler på respektive inventive aspekter. I denne spesielle utførelsen innbefatter undersøkelsessystemet 100 et sett 103 som slepes av et undersøkelsesfartøy 101 hvor det om bord forefinnes computerutstyr 109. Det slepte kabelsettet innbefatter åtte marine seismikkabler, eller streamere, 112 (bare én er indikert). Kablene kan eksempelvis hver ha en lengde på 6 km. Det skal nevnes at antall streamere 112 i det slepte kabelsettet 103 ikke er avgjørende for gjennomføringen av oppfinnelsen. Andre utførelser kan derfor benytte andre antall av kabler 112.
En seismikkilde 115, vanligvis en luftkanon eller flere luftkanoner, er også vist slept av seismikkfartøyet 106. I alternative utførelser behøver seismikkilden 115 ikke å bli slept av undersøkelsesfartøyet 106. Isteden kan seismikkilden 115 slepes av et andre fartøy (ikke vist), være tilknyttet en bøye (heller ikke vist), eller plasseres på annen i og for seg kjent måte. De kjente seismikkilder innbefatter impulskilder, så som eksplosiver og luftkanoner, og vibrasjonskilder som sender ut bølger med et påvirkbart amplitude- og frekvensspekter.
Foran på hver kabel 112 er det anordnet en deflektor 118 (bare én er indikert), og bak på hver kabel 112 er det anordnet en halebøye 120 (bare én er indikert).
Deflektoren 118 tjener til horisontal styring av kabelens 112 fremre ende 113, nærmest seismikkfartøyet 106. Halebøyen 120 tilveiebringer en motstand ved kabelens 112 haleende 114, lengst fra seismikkfartøyet 106. Den spenningen som oppstår i streameren 112 som følge av bruken av deflektoren 118 og halebøyen 120, medfører at streameren 112 får en stort sett lineær form, slik det er vist i fig.
1 B.
Mellom deflektoren 118 og halebøyen 120 er det anordnet et antall seismikkabelposisjoneringsinnretninger, som også betegnes som "birds” 122. Disse innretningene 122 kan være anordnet i regulære intervaller langs seismikkabelen, eksempelvis for hver 200-400 meter. I denne utførelsen benyttes innretningene 122 for påvirkning av den dybden i hvilken streamerne 112 skal slepes, typisk noen få meter. I én spesiell utførelse kan de styrbare innretningene 122 være forsynt med Q-fin™-styrbare posisjoneringsinnretninger, som Western Geco benytter i sine seismikkundersøkelser.
Grunnleggende opplysninger vedrørende utførelse, drift og bruk av slike styrbare innretninger finnes i PCT-søknad WO 00/20895, "Control System for Positioning of Marine Seismic Streamers”, innlevert 28. september 1999 i navnet Services Petroliers Schlumberger (-895-søknaden). Det kan naturligvis benyttes andre typer styrbare innretninger. En mulig annen utførelse er således beskrevet i PCT-søknad WO 98/28636, "Control Devices for Controlling the Position of a Marine Seismic Streamer", innlevert 19. desember 1997, i navnet Geco AS (-636-søknaden). I noen utførelser kan styreinnretningene til og med mangle.
Streamerne 112 innbefatter også et antall instrumenterte sonder 124 (bare én er indikert) som er fordelt over kabellengden. Som vist i fig. 2A innbefatter sondens 124 hus, i den her viste utførelsen, en akustisk sensor 200 (eksempelvis hydrofon) som i og for seg kjent, og en partikkelbevegelsessensor 203.
Partikkelbevegelsessensoren 203 måler ikke bare størrelsen til den passerende bølgefronten, men også dens retning. Det vil således være mulig å kunne skille data som representerer oppad fremskridende bølgefronter, så som refleksjonene 135, fra de nedad fremskridende bølgefronter, så som multippelrefleksjoner 150. Egnede partikkelbevegelsessensorer er kjent og kan benyttes som partikkelbevegelsessensorer 203. Enhver egnet i og for seg kjent partikkelbevegelsessensor kan benyttes som partikkelbevegelsessensor 203.
Fig. 3A-3B viser rent skjematisk hvordan avfølingselementet 300 i en partikkelbevegelsessensor 203 kan anordnes i en streamer 112 i samsvar med foreliggende oppfinnelse. Avfølingselementet 300 kan eksempelvis være en geofon eller et akselerometer. Avfølingselementet er suspendert i et fluid 303. Fluidet 303 kan være et fluid som brukes for fylling av seismikkabelen når denne er en fluidfylt streamer. I den viste utførelsen er fluidet 303 anordnet i en lomme 306 i streameren 112. Fluid som egner seg for dette formål er kjent i mange utførelser og innbefatter blant annet seismikkabelolje eller andre egnede dielektriske fluider.
Avfølingselementet 300 er utformet for tilpassing til tettheten i det omgivende medium. For tilpassing av tettheten til det omgivende medium kan avfølingselementet 300 være innpakket i et lavtetthetsmateriale som kompenserer for elementets vekt. I den viste utførelsen er tettheten til avfølingselementet 300 beregnet å være tilpasset tettheten til fluidet 303. Tettheten til fluider så som fluidet 303 er kjente kvantiteter, eller kan lett bestemmes. En bestemmelse av fluidtettheten ligger innenfor det en fagperson vil kunne gjennomføre, på basis av foreliggende beskrivelse.
Imidlertid, slik det vil gå frem av diskusjonen, kan noen streamere 112 være massive, eller avfølingselementet 300 kan være plassert i et massivt materiale. Materialer som egner seg for slike utførelser kan eksempelvis innbefatte oppskummet polymert materiale, og et polymer med tilsatte mikrokuler, eller en lavtetthetplast. I slike utførelser er avfølingselementet 300 utformet for tilpassing til tettheten i det omgivende medium, hvor streameren 112 plasseres, dvs. vannet 101. Tettheten til vannet 101 vil variere avhengig av faktorer som vil være kjent, så som saltinnholdet, temperaturen og dybden. En bestemmelse av tettheten til det omgivende medium anses også å ligge innenfor det en fagperson kan bestemme.
Tetthetene til avfølingselementet 300, fluidet 303, vannet 101 og andre slike komponenter, kan variere i avhengighet av flere faktorer, som vil være velkjent for fagfolk. Eksempelvis kan tettheten til vannet 101 variere i samsvar med temperatur, dybde, saltinnhold, blant andre faktorer. Slike variasjoner vil kunne medføre at det velges et avfølingselement 300 som ikke er nøyaktig tilpasset tettheten til det omgivende medium, men dette er aksepterbart, selv om det vil gi resultater som er mindre pålitelige. På ett eller annet tidspunkt vil imidlertid en misstilpasning mellom tettheten til avfølingselementet 300 og det omgivende medium være så stor at de tilveiebrakte data blir fullstendig upålitelige.
Det er ønskelig at partikkelbevegelsessensoren 203 har samme respons på et gitt signal uavhengig av signalets inngangsvinkel. For at partikkelbevegelsessensoren 203 skal kunne ha samme respons for ulike signalvinkler, bør sensoren være symmetrisk om sin lengdeakse 315 samtidig som tyngdekraftsenteret og det volumetriske senteret (dvs. det neddykkede oppdriftssenteret) faller sammen, for derved å kunne minimere forvrengninger og signaldegenerering. I den viste utførelsen befinner tyngdekraftsenteret og volumsenteret seg i punktet 312, vist i fig. 3A, på lengdeaksen 315, vist i fig.3B. Dette kan man oppnå ved at partikkelbevegelsesavfølingslegemet gjøres sylindrisk slik at derved seismikkabelelementet (eksempelvis krefteopptagende elementer), elektriske elementer og optiske elementer og telemetrielementer og strømelementer) kan gå sentralt gjennom partikkelsensorlegemet, med bibehold av volum- og tyngdekraftsenteret i legemets akse.
Den utførelsen av partikkelbevegelsessensoren 203 som er vist i fig. 3A-3B har slike karakteristika. Sensoren er sylindrisk, med en åpning 309 hvorigjennom en kabel 211, som eksempelvis innbefatter en strømledning 206, ordre- og kontrolledninger 209 og en dataledning 212, vist i fig. 2A-2B, kan gå. Symmetrien om lengdeaksen 315 tilveiebringes av elektronikken 315, og tyngdekraftsenteret kan tilpasses det volumetriske senter 312 ved egnet påvirkning av vekten til elektronikken 315. Bemerk at i utførelser hvor elektronikken 315 og avfølingselementet 300 er pakket sammen, kan man oppnå samme virkning ved å plassere en vekt der hvor elektronikken 315 er vist plassert i fig. 3A.
Som nevnt kan avfølingselementet 300 implementeres som et akselerometer. I eksempelvis den utførelsen som er vist i fig. 3A-3B, kan avfølingselementet 300 være implementert som et akselerometer med tre akser, et mikro elektro-mekanisk system (MEMS). Oppfinnelsen muliggjør imidlertid mange ulike utførelser av partikkelbevegelsessensoren 203, sett i lys av de foran nevnte faktorer.
Eksempelvis kan det i alternative utførelser istedenfor et enkelt MEMS-akselerometer med tre akser, benyttes tre enkeltakse-MEMS-akselerometere som da anordnes perpendikulært på hverandre. En slik utførelse muliggjør en måling av akselerasjonen i tre uavhengige retninger. Fig. 4 viser eksempelvis tre enkeltakseakselerometere 400 som er ortogonalt orientert i forhold til hverandre, i henholdsvis linje-, tverrlinje- og vertikalretningen, betegnet med x, y og z i fig. 5. Egnede MEMS, enkeltakseakselerometere er hyllevare.
Egnede MEMS-akselerometere er kjent. Således finnes MEMS-akselerometere beskrevet i:
■ US patent 5 723 790, "Monocrystalline Accelerometer and Angular Rate Sensor and Methods for Making and Using Same", 3. mars 1998, med Gert Anderson som oppfinner (-790-patentet),
■ US patentsøknad 11/042,721 , "System and Method for a Three-Axis MEMS Accelerometer", 24. juni 2005, publisert 28. juli 2005 som nr. 2005/0160814 A1, med Vladimir Vaganov og Nikolai Belov som oppfinnere,
■ US patentsøknad 11/000,652, "Micro-Machined Electromechanical System (MEMS) Accelerometer Device Having Arcuately Shaped Flexures”, 30. november 2004, publisert 15. september 2005 som nr. 2005/0202585 A1, med Mark H.
Eskridge som oppfinner, og
<■>International Patent Application PCT/GB2004/001036, "MEMS Accelerometers”, 11. mars 2004, publisert 25. september 2004, som WO 2004/081583, med Diana Hodgins og Joseph Mark Hatt som oppfinnere.
Særlig beskriver -790-patentet et treakseakseperometer som er en monokrystallinsk halvlederinnretning og benytter en treghetsmasse på den frie enden av en utragende bjelke i hver av de tre ortogonale retningene. Ethvert egnet MEMS-akselerometer kan imidlertid benyttes.
Som vist i fig. 3A-3B vil bølgefrontene utøve en lett kraft på streameren 112. Fordi avfølingselementet 300 er avkoblet fra streameren 112, vil denne kraften ikke virke tilsvarende på avfølingselementet 300. Avfølingselementets 300 stilling relativt streameren 112 vil derfor endre seg. Påvirket av eksempelvis en oppad forplantet bølgefront, vil avfølingselementet 300 bevege seg til en andre stilling, nær den sylindriske åpningen 309. Ved en påvirkning av en nedadrettet bølgefront, vil avfølingselementet 300 bevege seg til en andre stilling lengre fra den sylindriske åpningen 309. Bevegelsesavfølingselementet 300 vil detektere en slik stillingsendring. Mer særskilt vil avfølingselementet 300 detektere en vektorkvantitet som er tilordnet denne stillingsendringen. Eksempelvis vil et akselerometer måle akselerasjonen mens en hastighetsmåler vil måle hastigheten. Både akselerasjonen og hastigheten er vektorkvantiteter som ikke bare er definert med størrelsen, men også av retningen.
Fig. 6 viser en utførelse hvor tre enkeltakse-akselerometere 303’ (bare ett er indikert) er anordnet symmetrisk om senteret 312'. I denne spesielle utførelsen er elektronikken pakket sammen med akselerometeret 303 og er derfor ikke vist for seg. Fig. 7 viser en lignende utførelse, men der er akselerometerne 303’ (bare ett er indikert) pakket atskilt fra den tilhørende elektronikken 315’.
Utførelsen i fig. 3A-3B, fig. 6 og fig. 7 benytter MEMS-akselerometere. Disse innretningene blir typisk implementert med bruk av halvledermaterialer og mikroelektronikkfremstillingsprosesser. De byr derfor på store fordeler sammenlignet med konvensjonelle akselerometere med hensyn til størrelse, kostnader og pålitelighet. Særlig gjelder det at den mindre størrelsen til MEMS-akselerometeme muliggjør at de kan integreres i en marin seismikkabel.
Som vist i fig. 2A er den akustiske sensoren 200 og partikkelbevegelsessensoren 203 "samplassert" idet de begge er opptatt i sensorsonden 124. En slik sampassing er ønskelig, fordi det er ønskelig at støymålinger tas så nær seismikkdatapunktet som praktisk mulig. En større avstand mellom støydatainnhentingen og seismikkdatainnhentingen vil bety en mindre nøyaktighet i målingen av støyen på det sted hvor seismikkdataene innhentes. Det er imidlertid ikke nødvendig at partikkelbevegelsessensoren er plassert inne i sensorsonden 124. Som vist eksempelvis i fig. 2B kan partikkelbevegelsessensoren 203 være plassert i en fluidfylt lomme 205 i streameren 112. Partikkelbevegelsessensoren 203 vil være "sampasset” med den akustiske sensor 200 fordi den befinner seg tilstrekkelig nært til at støydataene som innhentes i godtagbar grad vil representere støykomponenten i de innhentede seismikkdata.
Partikkelbevegelsessensoren 203 i fig. 2B kan eksempelvis være et akselerometer neddykket i et fluid 207, så som parafin. Dersom hovedproblemet er støynivået ved den akustiske sensor 200, så kan man benytte akselerometerdata for korrigering av hydrofondataene. Dette gjelder særlig når det befinner seg parafinfylte lommer i en ellers massiv kabel. Trykkfordelingen i den fluidfylte lommen 205 vil være relatert til vibrasjonen i lommen 205. Med et godt estimat for støydelen (vibrasjon) i linjeakselereringen, vil man kunne benytte denne informasjonen for korrigering av trykkmålingen. Støydelen i linjeakselerasjonen kan isoleres ved hjelp av mekanisk filtrering, men kan anslås på forhånd ved hjelp av eksperimenter, det kan benyttes analyttisk analyse, nummeriske simuleringer eller en kombinasjon av disse.
Forholdet mellom linjevibrasjonen og trykkfordelingen i en lomme kan man finne ved hjelp av forsøk, ved hjelp av analyttisk analyse, nummeriske simuleringer eller ved hjelp av en kombinasjon av disse.
Som vist i fig. 2A og 2B innbefatter streameren 112 en strømledning 206, en ordreog kontrolledning 209 og en dataledning 212. Som fagfolk vil vite blir signaler sendt frem og tilbake i streameren 112 under en seismikkundersøkelse. Eksempelvis blir strøm sendt til de elektroniske komponentene (eksempelvis den akustiske sensoren 200 og partikkelbevegelsessensoren 203), kontrollsignaler sendes til stillingselementer (ikke vist), og data sendes tilbake til fartøyet 110. Derfor har streameren 112 et antall ledninger for transmittering av slike signaler. Fagfolk vil vite at det kan benyttes mange kjente metoder, som vil kunne medføre ulike antall ledninger for slike formål. I den viste utførelsen benyttes det tre ledninger som er beregnet for de tre funksjonene. Dette for å forenkle bildet og ikke gjøre forståelsen av oppfinnelsen vanskeligere. Videre vil streameren 112 også vanligvis innbefatte andre strukturer, så som styrkeelementer (ikke vist), unnlatt for å lette oversikten.
I fig. 1A og 1 B har computerutstyret 109 et grensesnitt mot undersøkelsesfartøyets 106 navigasjonssystem (ikke vist). Fra navigasjonssystemet får computerutstyret 109 estimater for flere parametere, så som sleperetning, slepehastighet, strømretning og målt strømhastighet. I den viste utførelsen vil computerutstyret 109 overvåke de aktuelle stillingene til de enkelte posisjoneringsinnretninger 122 og er programmert med de ønskede posisjonene til eller de ønskede minsteavstander mellom streamerne 112. De horisontale posisjonene til posisjoneringsinnretningene 122 kan utledes ved hjelp av ulike i og for seg kjente metoder. De vertikale posisjonene, eller dybdene, til innretningene 122 blir typisk overvåket ved hjelp av trykksensorer (ikke vist) som er tilordnet innretningene 122.
Den geologiske formasjonen 130 innbefatter en seismisk reflektor 145. Som fagfolk vil vite kan geologiske formasjoner som undersøkes være meget mer kompliserte. Eksempelvis kan det forefinnes flere reflektorer som gir flere dyp-hendelser. I fig.
1A og 1B er slike ekstra lag utelatt for å lette forståelsen av oppfinnelsen.
I fig.1A-1B genererer seismikkilden 115 et antall seismikkundersøkelsessignaler 125 i samsvar med vanlig praksis når undersøkelsesfartøyet 106 sleper ytterkablene 107 i et på forhånd bestemt mønster over det området som skal undersøkes. Seismikkundersøkelsessignalene 125 forplantes og reflekteres fra den underjordiske geologiske formasjonen 130. Oppfinnelsen kan realiseres også i forbindelse med slike mer komplekse forhold. Mottakerne 106 detekterer de reflekterte signalene 135 fra den geologiske formasjonen 130 på en konvensjonell måte. Instrumentene i sondene 124 vil da generere data som er representative for refleksjonene 135, og seismikkdataene legges inn i elektromagnetiske signaler.
De signalene som genereres av mottakerne 106, blir sendt til computerutstyret 109. Computerutstyret 109 samler inn seismikkdataene for prosessering.
Computerutstyret 109 er anordnet sentralt om bord på undersøkelsesfartøyet 110. Fagfolk vil imidlertid vite at ulike deler av computerutstyret 109 kan være helt eller delvis anordnet på annen måte, eksempelvis på tvers av seismikksettet 105.
Computerutstyret 109 kan behandle seismikkdataene, lagre dem for prosessering på et senere tidspunkt, overføre seismikkdataene til et annet sted for behandling eller prosessering, eller det kan benyttes en kombinasjon av disse muligheter.
Typisk vil en prosessering foretas om bord på undersøkelsesfartøyet 106 eller på et senere tidspunkt enn om bord i undersøkelsesfartøyet 106, for ikke å forstyrre produksjonen. Dataene kan derfor lagres på et bærbart magnetisk lagringsmedium (ikke vist) eller kan overføres trådløst fra fartøyet 106 og til et behandlingssenter 140 for prosessering der i samsvar med foreliggende oppfinnelse. I en marin undersøkelse kan dette typisk skje ved hjelp av en satellittforbindelse 142 til en satellitt 143. I alternative utførelser kan det benyttes multippeldatainnsamlingssystemer 120.
Claims (24)
1. Partikkelbevegelsessensor (203), innbefattende:
et avfølingselement (300); og
et pakkingsmateriale hvor avfølingselementet (300) er plassert; hvilken partikkelbevegelsessensor (203) er symmetrisk om sin lengdeakse (315);
k a r a k t e r i s e r t v e d at partikkelbevegelsessensoren (203) har et tyngdekraftsenter som stemmer overens med det volumetriske senteret, og ved at avfølingselementet (300) er anordnet til å avføle en partikkelbevegelsesvektor ut fra en endring av avfølingselementets (300) posisjon.
2. Partikkelbevegelsessensor ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at avfølingselementet (300) innbefatter en hastighetsmåler eller et akselerometer.
3. Partikkelbevegelsessensor ifølge krav 2, k a r a k t e r i s e r t v e d at avfølingselementet (300) innbefatter en akselerometer, hvori akselerometeret innbefatter et mikro-elektro-mekanisk-systemakselerometer med tre akser.
4. Partikkelbevegelsessensor ifølge krav 2, k a r a k t e r i s e r t v e d at avfølingselementet (300) innbefatter tre enkeltakse-mikro-elektro-mekanisksystemakselerometere som er innbyrdes ortogonalt orientert.
5. Partikkelbevegelsessensor ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at pakningsmaterialet innbefatter:
et fluid (303);
et deformerbart, ekspandert skumlegeme;
en polymer med tilsatte mikrokuler; eller
en lavtetthet-plast.
6. Partikkelbevegelsessensor ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at avfølingselementet (300) innbefatter et akselerometer.
7. Partikkelbevegelsessensor ifølge krav 6, k a r a k t e r i s e r t v e d at akselerometeret innbefatter et mikro-elektro-mekanisk-systemakselerometer med tre akser.
8. Partikkelbevegelsessensor ifølge krav 6, k a r a k t e r i s e r t v e d at akselerometeret innbefatter ett av tre enkeltakse-mikro-elektro-mekanisksystemakselerometere som er innbyrdes ortogonalt orienterte.
9. Partikkelbevegelsessensor ifølge krav 6, k a r a k t e r i s e r t v e d at pakningsmaterialet innbefatter:
et fluid (303);
et deformerbart, ekspandert skumlegeme;
en polymer med tilsatte mikrokuler; eller
en lavtetthetplast.
10. Partikkelbevegelsessensor ifølge et hvilket som helst foregående krav, for bruk i en streamer (112), hvilken partikkelbevegelsessensor (203) innbefatter et mikro-elektro-mekanisk-systemakselerometer med tre akser.
11. Partikkelbevegelsessensor ifølge krav 10, k a r a k t e r i s e r t v e d at mikro-elektro-mekanisk-systemakselerometeret innbefatter en monokrystallinsk halvlederinnretning.
12. Partikkelbevegelsessensor ifølge et hvilket som helst foregående krav, k a r a k t e r i s e r t v e d at partikkelbevegelsessensoren (203) innbefatter et mikroelektro-mekanisk-systemakselerometeret som innbefatter en treghetsmasse på den frie enden av en utragende bjelke.
13. Partikkelbevegelsessensor ifølge et hvilket som helst foregående krav, k a r a k t e r i s e r t v e d at den er for måling av seismiske bølgefelt i vann.
14. Partikkelbevegelsessensor ifølge et hvilket som helst foregående krav, k a r a k t e r i s e r t v e d at den er innbefattet
et antall komponenter som innbefatter minst ett avfølingselement, hvilke komponenter er anordnet i pakningsmaterialet på en måte som danner en åpning (309) hvorigjennom en kabel (211) kan gå.
15. Partikkelbevegelsessensor ifølge et hvilket som helst foregående krav, k a r a k t e r i s e r t v e d at avfølingselementet (300) er anordnet for å måle vektor kvantiteter som er definert ved både størrelse og retning.
16. Anordning for seismikkundersøkelse, innbefattende:
en streamer (112);
et antall akustiske sensorer fordelt langs streameren (112); og
et antall partikkelbevegelsessensorer fordelt langs streameren (112), k a r a k t e r i s e r t v e d at minst én av partikkelbevegelsessensorene er symmetrisk om sin lengdeakse (315) og har et tyngdekraftsenter som stemmer overens med det volumetriske senteret.
17. Anordning ifølge krav 16, k a r a k t e r i s e r t v e d at den minst én partikkelbevegelsessensor innbefattende:
et avfølingselement som elektrisk kommuniserer med, men avkoblet fra streameren, og avfølingselementet er anordnet til å avføle en partikkelbevegelsesvektor ut fra en endring av avfølingselementets (300) posisjon; og,
et pakkingsmateriale hvor avfølingselementet (300) er plassert.
18. Anordning ifølge krav 16, k a r a k t e r i s e r t v e d at hver partikkelbevegelsessensor er samplassert med en akustisk sensor.
19. Anordning ifølge krav 16, k a r a k t e r i s e r t v e d at den akustiske sensoren innbefatter en hydrofon.
20, Anordning ifølge krav 17, k a r a k t e r i s e r t v e d at avfølingselementet innbefatter en hastighetsmåler eller et akselerometer.
21. Anordning ifølge krav 20, k a r a k t e r i s e r t v e d at akselerometeret innbefatter et mikro-elektro-mekanisk-systemakselerometer med tre akser.
22. Anordning ifølge krav 17, k a r a k t e r i s e r t v e d at avfølingselementet innbefatter tre enkeltakse-mikro-elektro-mekanisksystemakselerometere som er innbyrdes ortogonalt orienterte
23. Anordning ifølge krav 17, k a r a k t e r i s e r t v e d at pakningsmaterialet innbefatter:
et fluid (303);
et deformerbart, ekspandert skumlegeme;
en polymer med tilsatte mikrokuler; eller,
en lavtetthetplast.
24. Anordning ifølge krav 16, k a r a k t e r i s e r t v e d at den videre innbefatter en akustiskkilde.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US77558606P | 2006-02-22 | 2006-02-22 | |
US11/534,969 US7623414B2 (en) | 2006-02-22 | 2006-09-25 | Particle motion vector measurement in a towed, marine seismic cable |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20071016L NO20071016L (no) | 2007-08-23 |
NO344053B1 true NO344053B1 (no) | 2019-08-26 |
Family
ID=38331455
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20071016A NO344053B1 (no) | 2006-02-22 | 2007-02-22 | Partikkelbevegelsessensor i en slept marin seismisk streamer for avføling av en partikkelbevegelsesvektor |
NO20190919A NO20190919A1 (no) | 2006-02-22 | 2019-07-24 | Fremgangsmåte og seismisk streamer for å redusere støy i akustiske målinger |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20190919A NO20190919A1 (no) | 2006-02-22 | 2019-07-24 | Fremgangsmåte og seismisk streamer for å redusere støy i akustiske målinger |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7623414B2 (no) |
CN (1) | CN101051088B (no) |
AU (2) | AU2007200631A1 (no) |
BR (1) | BRPI0700773B1 (no) |
FR (1) | FR2897691B1 (no) |
GB (2) | GB2435513B (no) |
MX (1) | MX2007002147A (no) |
NO (2) | NO344053B1 (no) |
Families Citing this family (36)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7623414B2 (en) * | 2006-02-22 | 2009-11-24 | Westerngeco L.L.C. | Particle motion vector measurement in a towed, marine seismic cable |
US7466625B2 (en) * | 2006-06-23 | 2008-12-16 | Westerngeco L.L.C. | Noise estimation in a vector sensing streamer |
US8593907B2 (en) * | 2007-03-08 | 2013-11-26 | Westerngeco L.L.C. | Technique and system to cancel noise from measurements obtained from a multi-component streamer |
US7671598B2 (en) * | 2007-12-03 | 2010-03-02 | Pgs Geophysical As | Method and apparatus for reducing induction noise in measurements made with a towed electromagnetic survey system |
US20090161487A1 (en) * | 2007-12-19 | 2009-06-25 | Per Kjellgren | Technique and system to cancel noise in measurements provided by sensors of a multi-component streamer |
US9291731B2 (en) * | 2008-05-29 | 2016-03-22 | Westerngeco L.L.C | Noise reduction in particle motion sensing seismic streamer |
US9829595B2 (en) * | 2009-02-06 | 2017-11-28 | Westerngeco L.L.C. | Particle motion sensor-based streamer positioning system |
US20100265800A1 (en) * | 2009-04-16 | 2010-10-21 | Graham Paul Eatwell | Array shape estimation using directional sensors |
FR2945356B1 (fr) * | 2009-05-11 | 2011-11-18 | Architecture Et Conception De Systemes Avances | Procede et dispositif de controle en immersion pour flute sismique stationnaire. |
US8588026B2 (en) * | 2009-08-21 | 2013-11-19 | Westerngeco L.L.C. | Apparatus and method for decoupling a seismic sensor from its surroundings |
US9001617B2 (en) * | 2009-08-21 | 2015-04-07 | Westerngeco L.L.C. | Marine seismic streamer with increased skin stiffness |
US8547787B2 (en) * | 2009-11-03 | 2013-10-01 | Westerngeco L.L.C. | System and technique to suppress the acquisition of torque noise on a multi-component streamer |
RU2546997C2 (ru) | 2010-01-22 | 2015-04-10 | Ион Геофизикал Корпорейшн | Сейсмическая система с режекцией волны-спутника и движения |
US20110310698A1 (en) | 2010-06-21 | 2011-12-22 | Sercel, Inc. | Dual Axis Geophones For Pressure/Velocity Sensing Streamers Forming a Triple Component Streamer |
US10001575B2 (en) * | 2010-06-29 | 2018-06-19 | Pgs Geophysical As | Seismic data acquisition system with selectively enabled sensor units, and associated methods |
CN101907723B (zh) * | 2010-07-16 | 2012-04-18 | 中国海洋石油总公司 | 一种海上拖缆地震数据采集装置 |
EP2612170B1 (en) | 2010-09-02 | 2021-04-07 | ION Geophysical Corporation | Multi-component acoustic-wave sensor and method |
US9013952B2 (en) * | 2010-09-17 | 2015-04-21 | Westerngeco L.L.C. | Marine seismic survey systems and methods using autonomously or remotely operated vehicles |
FR2969770B1 (fr) * | 2010-12-22 | 2013-01-18 | Cggveritas Services Sa | Procede, dispositif et unite de reception pour l'acquisition sismique au fond de la mer |
US8695431B2 (en) * | 2010-12-28 | 2014-04-15 | Solid Seismic, Llc | Flexible microsphere coated piezoelectric acoustic sensor apparatus and method of use therefor |
EP2520950B1 (en) * | 2011-05-04 | 2020-05-20 | Sercel | Module for processing geophysical data comprising two connectors each forming one half-cage and being arranged to form a cage in which an electronic board is placed, connector and sub-assembly corresponding |
DE102011113811A1 (de) * | 2011-09-20 | 2013-03-21 | Atlas Elektronik Gmbh | Trägermodul für eine Unterwasserantenne sowie Unterwasserantenne mit derartigem Trägermodul |
CN102955172B (zh) * | 2012-10-11 | 2015-12-16 | 中国水电顾问集团贵阳勘测设计研究院 | 水上走航式地震勘探方法及装置 |
US9547095B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-01-17 | Westerngeco L.L.C. | MEMS-based rotation sensor for seismic applications and sensor units having same |
US10048395B2 (en) | 2013-02-01 | 2018-08-14 | Westerngeco L.L.C. | Computing a gradient based on differences of plural pairs of particle motion sensors |
EP2960679B1 (en) * | 2013-02-01 | 2022-03-16 | WesternGeco, L.L.C. | Computing rotation data using a gradient of translational data |
BR112015023236A2 (pt) | 2013-03-14 | 2017-07-18 | Ion Geophysical Corp | dispositivos sensores sísmicos, sistemas e métodos incluindo filtragem de ruídos |
US9567845B2 (en) | 2013-06-30 | 2017-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole seismic sensor with filler fluid and method of using same |
US10408954B2 (en) | 2014-01-17 | 2019-09-10 | Westerngeco L.L.C. | Seismic sensor coupling |
US10473806B2 (en) * | 2014-05-13 | 2019-11-12 | Ion Geophysical Corporation | Ocean bottom system |
CN105136426B (zh) * | 2015-09-21 | 2018-11-27 | 中国科学院水利部成都山地灾害与环境研究所 | 一种坡面流水流运动过程在体检测装置 |
CN105301661A (zh) * | 2015-11-30 | 2016-02-03 | 中国电建集团贵阳勘测设计研究院有限公司 | 一种水上电法勘探的随机测量方法 |
CN106772611A (zh) * | 2016-11-28 | 2017-05-31 | 中国海洋石油总公司 | 一种采集电缆 |
US11079506B2 (en) | 2016-12-16 | 2021-08-03 | Pgs Geophysical As | Multicomponent streamer |
CN108020864B (zh) * | 2017-12-29 | 2023-09-12 | 中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司 | 一种海上浅层地震勘探的竖直测线系统及应用 |
CN109975810B (zh) * | 2019-03-27 | 2020-12-01 | 珠海云洲智能科技有限公司 | 一种水下物体探测方法、装置及终端设备 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4477887A (en) * | 1981-09-08 | 1984-10-16 | Shell Oil Company | Low noise mounting for accelerometer used in marine cable |
US5723790A (en) * | 1995-02-27 | 1998-03-03 | Andersson; Gert | Monocrystalline accelerometer and angular rate sensor and methods for making and using same |
Family Cites Families (44)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3054085A (en) * | 1958-08-25 | 1962-09-11 | Jersey Prod Res Co | Self-orienting geophone |
US3290645A (en) | 1964-02-13 | 1966-12-06 | Whitehall Electronics Corp | Method and underwater streamer apparatus for improving the fidelity of recorded seismic signals |
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 |
US4078223A (en) * | 1976-09-10 | 1978-03-07 | Western Geophysical Co. Of America | Geophone and seismic cable assembly |
US4486865A (en) * | 1980-09-02 | 1984-12-04 | Mobil Oil Corporation | Pressure and velocity detectors for seismic exploration |
US4437175A (en) * | 1981-11-20 | 1984-03-13 | Shell Oil Company | Marine seismic system |
US4520467A (en) * | 1982-03-18 | 1985-05-28 | Shell Oil Company | Marine seismic system |
US4618949A (en) * | 1984-03-19 | 1986-10-21 | Lister Clive R B | Self-orienting directionally sensitive geophone |
CA1299387C (en) * | 1986-12-15 | 1992-04-28 | J. Barrie Franklin | High sensitivity accelerometer for crossed dipoles acoustic sensors |
US4935903A (en) * | 1989-05-30 | 1990-06-19 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Reinforcement of surface seismic wavefields |
EG19158A (en) * | 1989-08-25 | 1996-02-29 | Halliburton Geophys Service | System for attenuation of water-column reverberation |
US5126980A (en) | 1990-06-05 | 1992-06-30 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Self-orienting vertically sensitive accelerometer |
DE4036592A1 (de) * | 1990-11-16 | 1992-05-21 | Bayer Ag | Spritzgegossene leiterplatten durch hinterspritzen von flexiblen schaltungen mit thermoplastischen materialien |
US5235554A (en) * | 1991-03-11 | 1993-08-10 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Method for correcting impulse response differences of hydrophones and geophones as well as geophone coupling to the water-bottom in dual-sensor, bottom-cable seismic operations |
US5392528A (en) * | 1992-06-16 | 1995-02-28 | Isis International Inc. | Hair dryers |
US5392258A (en) * | 1993-10-12 | 1995-02-21 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Underwater acoustic intensity probe |
US5384753A (en) * | 1993-12-03 | 1995-01-24 | Western Atlas International, Inc. | Self-orienting seismic detector |
US7176589B2 (en) * | 1995-09-22 | 2007-02-13 | Input/Output, Inc. | Electrical power distribution and communication system for an underwater cable |
FI100558B (fi) * | 1996-06-20 | 1997-12-31 | Geores Engineering E Jalkanen | Sensorilaite asennon ja kiihtyvyyden 3-dimensionaaliseksi mittaamiseks i |
GB9626442D0 (en) | 1996-12-20 | 1997-02-05 | Geco As | Control devices for controlling the position of a marine seismic streamer |
US5774417A (en) * | 1996-10-25 | 1998-06-30 | Atlantic Richfield Company | Amplitude and phase compensation in dual-sensor ocean bottom cable seismic data processing |
GB9821277D0 (en) | 1998-10-01 | 1998-11-25 | Geco As | Seismic data acquisition equipment control system |
US6172940B1 (en) * | 1999-01-27 | 2001-01-09 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Two geophone underwater acoustic intensity probe |
US6512980B1 (en) * | 1999-10-19 | 2003-01-28 | Westerngeco Llc | Noise reference sensor for use in a dual sensor towed streamer |
US6385132B1 (en) * | 2000-05-31 | 2002-05-07 | Sercel, U.S. Inc. | Seismic sensor shroud package |
US6498769B1 (en) | 2000-08-04 | 2002-12-24 | Input/Output, Inc. | Method and apparatus for a non-oil-filled towed array with a novel hydrophone design and uniform buoyancy technique |
US6370084B1 (en) * | 2001-07-25 | 2002-04-09 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Acoustic vector sensor |
US6897538B2 (en) * | 2001-08-20 | 2005-05-24 | Honeywell International, Inc. | Micro-machined electromechanical system (MEMS) accelerometer device having arcuately shaped flexures |
GB2384068B (en) | 2002-01-11 | 2005-04-13 | Westerngeco Ltd | A method of and apparatus for processing seismic data |
US6853604B2 (en) * | 2002-04-23 | 2005-02-08 | Sercel, Inc. | Solid marine seismic cable |
US7239577B2 (en) | 2002-08-30 | 2007-07-03 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering |
DK1554643T3 (da) * | 2002-09-23 | 2013-09-08 | Ion Geophysical Corp | Permanent seismisk havbunds-optagesystem |
GB0305857D0 (en) | 2003-03-14 | 2003-04-16 | Europ Technology For Business | Accelerometers |
US7123543B2 (en) * | 2003-07-16 | 2006-10-17 | Pgs Americas, Inc. | Method for seismic exploration utilizing motion sensor and pressure sensor data |
US7367232B2 (en) * | 2004-01-24 | 2008-05-06 | Vladimir Vaganov | System and method for a three-axis MEMS accelerometer |
WO2005083466A1 (en) * | 2004-01-29 | 2005-09-09 | Westerngeco, L.L.C. | Seismic cable positioning using coupled inertial system units |
US7359283B2 (en) * | 2004-03-03 | 2008-04-15 | Pgs Americas, Inc. | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers |
US20050194201A1 (en) * | 2004-03-03 | 2005-09-08 | Tenghamn Stig R.L. | Particle motion sensor for marine seismic sensor streamers |
CA2524732A1 (en) | 2004-12-10 | 2006-06-10 | Pgs Geophysical As | Marine seismic streamer and method for manufacture thereof |
EP1674833A3 (en) * | 2004-12-21 | 2007-05-30 | Davidson Instruments, Inc. | Fiber optic sensor system |
EP1684079A1 (en) * | 2005-01-25 | 2006-07-26 | STMicroelectronics S.r.l. | Piezoresistive accelerometer with mass on membrane, and manufacturing process |
US20060193203A1 (en) | 2005-02-16 | 2006-08-31 | Tenghamn Stig R L | Apparatus for attenuating noise in marine seismic streamers |
US7656746B2 (en) * | 2005-04-08 | 2010-02-02 | Westerngeco L.L.C. | Rational motion compensated seabed seismic sensors and methods of use in seabed seismic data acquisition |
US7623414B2 (en) | 2006-02-22 | 2009-11-24 | Westerngeco L.L.C. | Particle motion vector measurement in a towed, marine seismic cable |
-
2006
- 2006-09-25 US US11/534,969 patent/US7623414B2/en active Active
-
2007
- 2007-02-14 AU AU2007200631A patent/AU2007200631A1/en not_active Abandoned
- 2007-02-16 CN CN2007101053824A patent/CN101051088B/zh active Active
- 2007-02-21 MX MX2007002147A patent/MX2007002147A/es active IP Right Grant
- 2007-02-22 BR BRPI0700773-6A patent/BRPI0700773B1/pt active IP Right Grant
- 2007-02-22 GB GB0703457A patent/GB2435513B/en active Active
- 2007-02-22 FR FR0753419A patent/FR2897691B1/fr active Active
- 2007-02-22 NO NO20071016A patent/NO344053B1/no unknown
-
2009
- 2009-05-04 AU AU2009201762A patent/AU2009201762A1/en not_active Abandoned
- 2009-05-21 US US12/469,835 patent/US20090296529A1/en not_active Abandoned
- 2009-07-10 GB GB0912048A patent/GB2460349B/en active Active
-
2019
- 2019-07-24 NO NO20190919A patent/NO20190919A1/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4477887A (en) * | 1981-09-08 | 1984-10-16 | Shell Oil Company | Low noise mounting for accelerometer used in marine cable |
US5723790A (en) * | 1995-02-27 | 1998-03-03 | Andersson; Gert | Monocrystalline accelerometer and angular rate sensor and methods for making and using same |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2460349B (en) | 2010-02-10 |
US7623414B2 (en) | 2009-11-24 |
FR2897691B1 (fr) | 2020-01-03 |
GB2435513A8 (en) | 2007-09-03 |
CN101051088A (zh) | 2007-10-10 |
AU2009201762A1 (en) | 2009-05-28 |
MX2007002147A (es) | 2008-11-18 |
NO20071016L (no) | 2007-08-23 |
GB2435513B (en) | 2010-01-06 |
GB2460349A (en) | 2009-12-02 |
GB2435513A (en) | 2007-08-29 |
AU2007200631A1 (en) | 2007-09-06 |
US20090296529A1 (en) | 2009-12-03 |
BRPI0700773A (pt) | 2007-11-13 |
GB0912048D0 (en) | 2009-08-19 |
GB0703457D0 (en) | 2007-04-04 |
US20070195648A1 (en) | 2007-08-23 |
FR2897691A1 (fr) | 2007-08-24 |
CN101051088B (zh) | 2013-06-19 |
NO20190919A1 (no) | 2007-08-23 |
BRPI0700773B1 (pt) | 2023-01-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20190919A1 (no) | Fremgangsmåte og seismisk streamer for å redusere støy i akustiske målinger | |
EP2526444B1 (en) | Seismic system with ghost and motion rejection | |
EP3049833B1 (en) | Seismic sensor with motion sensors for noise reduction | |
CA2832278C (en) | Determining an indication of wavefield velocity | |
NO334702B1 (no) | Seismisk partikkelbevegelsessensor og seismisk sensorsystem for bruk med marine slepekabler | |
NO20131726L (no) | Apparat og fremgangsmåte for innsamling av multikomponent geofysisk data | |
US20060133202A1 (en) | Motion sensors in a marine seismic streamer | |
AU2014218352B2 (en) | Distributed multi-sensor streamer | |
US9097817B2 (en) | Seismic sensor cable | |
DK180412B1 (en) | SEISMIC SENSOR DEVICES, SYSTEMS AND NOISE FILTERING METHODS | |
US11079506B2 (en) | Multicomponent streamer | |
US20180136348A1 (en) | Seismic Sensor Cable | |
NO20130803A1 (no) | Bestemmelse av streamerdybde og profil for havoverflaten | |
US20220120927A1 (en) | Neutrally buoyant particle velocity sensor |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
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 |