NO344643B1 - Fremgangsmåte, gjenstand og system for bestemmelse av dybde og form for en slept marin seismisk kabel - Google Patents
Fremgangsmåte, gjenstand og system for bestemmelse av dybde og form for en slept marin seismisk kabel Download PDFInfo
- Publication number
- NO344643B1 NO344643B1 NO20110121A NO20110121A NO344643B1 NO 344643 B1 NO344643 B1 NO 344643B1 NO 20110121 A NO20110121 A NO 20110121A NO 20110121 A NO20110121 A NO 20110121A NO 344643 B1 NO344643 B1 NO 344643B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- seismic
- measurements
- cable
- seismic cable
- depth
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 102
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 19
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 6
- 230000010354 integration Effects 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 16
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3817—Positioning of seismic devices
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3817—Positioning of seismic devices
- G01V1/3835—Positioning of seismic devices measuring position, e.g. by GPS or acoustically
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Oceanography (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Radar, Positioning & Navigation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Communication Cables (AREA)
- Bridges Or Land Bridges (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte, gjenstand og et system for bestemmelse av dybde og form for en slept seismisk kabel.
Seismiske undersøkelser innbefatter undersøkelse av underjordiske geologiske formasjoner etter eventuelle hydrokarbonavleiringer. En undersøkelse innbefatter typisk utplassering av én eller flere seismikkilder, og seismiske sensorer på forhåndsbestemte steder. Kildene genererer seismiske bølger, som forplanter seg i de geologiske formasjonene, og tilveiebringer trykkendringer og vibrasjoner under veis. Endringer i den geologiske formasjonens elastiske egenskaper vil spre de seismiske bølgene, endre deres forplantningsretning, og andre egenskaper. En del av den energien som sendes ut av kildene når de seismiske sensorene. Noen seismiske sensorer er følsomme med hensyn til trykkendringer (hydrofoner), andre er følsomme med hensyn til partikkelbevegelse (eksempelvis geofoner), og industrielle undersøkelser kan benytte én sensortype eller begge. Som respons på de detekterte seismiske hendelsene, genererer sensorene elektriske signaler for tilveiebringelse av seismikkdata. Analyser av seismikkdataene kan så indikere nærværet eller fraværet av mulige steder hvor det finnes hydrokarbonavleiringer.
Noen undersøkelser er kjent som ”marine” undersøkelser, fordi de gjennomføres i marine miljøer. Imidlertid kan ”marine” undersøkelser ikke bare gjennomføres i saltvannsmiljøer, men også i ferskvann og brakkvann. I én marin undersøkelsestype, en ”slepesett”-undersøkelse, blir et sett av seismikksensorinneholdende seismikkabler, og kilder slept etter et undersøkelsesfartøy.
US2006285434 beskriver anordninger og fremgangsmåter for utvidelse av kjennskapen til angrepsvinkelen hos en hydrofonstyringsanordning.
US2005180263 beskriver et GPS-basert undervannsutstyr for kabelposisjonsbestemmelse og for bruk ved bestemmelse av form og posisjon for hydrofonstreamere som taues under vann bak et letefartøy som inngår i seismisk prospektering til sjøs.
US2007127312 beskriver en fremgangsmåte for bruk ved seismiske undersøkelser innbefatter bestemmelse av formen til en seismikkabel under en seismisk undersøkelse, bestemmelse av strekkspenningen i seismikkabelen på et antall steder langs seismikkabelen, og å predikere en strømning som vil påvirke seismikkabelen, på basis av den bestemte formen og den bestemte strekkspenningen.
US2006239122 beskriver apparat, system og metoder for å beregne posisjonen av marine seismiske akustiske mottakere.
US6681887 beskriver en fremgangsmåte for å analysere seismiske signaler for bruk i forbindelse med marine seismiske datainnsamlingsaktiviteter
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en fremgangsmåte for bestemmelse av dybde og form for en slept seismisk kabel, innbefattende:
tilveiebringelse av første målinger innhentet med flerkomponent seismiske sensorer i en slept seismikkabel, og
bestemmelse av en form av seismikkabelen under slep, basert på i det minste de første målingene, og
behandling av seismiske målinger innhentet med seismiske sensorer i den slepte seismikkabelen i en prosessor-basert maskin basert i det minste delvis på den bestemte formen, kjennetegnet ved at:
de første målinger omfatter i-linjen målinger, og
bestemmelse av formen av seismikkabelen omfattende romlig integrering av i det minste noen av i-linje målingene.
Foretrukne utførelser er angitt i underkravene 2-6.
I et andre aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse en gjenstand for bestemmelse av dybde og form for en slept seismisk kabel, innbefattende et computertilgjengelig lagringsmedium, som lagrer instruksjoner, som når de kjøres i et prosessorbasert system, vil bevirke at det prosessorbaserte systemet gjennomfører; tilveiebringelse av første målinger innhentet med flerkomponent seismiske sensorer i en slept seismikkabel, og
bestemmelse av en form av seismikkabelen under slep, basert på i det minste de første målingene, og
behandling av seismiske målinger basert i det minste delvis på den bestemte formen,
kjennetegnet ved at:
de første målinger omfatter i-linjen målinger, og
bestemmelse av formen av seismikkabelen (30) omfattende romlig integrering av i det minste noen av i-linje målingene.
Foretrukne utførelser er angitt i underkavene 8-11.
I et tredje aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse et system for bestemmelse av dybde og form for en slept seismisk kabel, innbefattende:
et grensesnitt for mottak av første målinger innhentet med multi-komponent seismiske sensorer i innrettet for bestemmelse av en form av seismikkabelen under slep, basert i det minste delvis på de første målingene,
kjennetegnet ved at:
de første målinger er i-linje målinger; og
prosessoren er tilpasset til romlig integrering av i det minste noen av de første målingene.
Foretrukne utførelser er angitt i underkravene 13-18.
Fordeler og andre trekk ved oppfinnelsen vil gå frem av den etterfølgende tegning, av beskrivelsen og av patentkravene.
På tegningen er
Fig. 1 et skjematisk bilde av et marint seismikkdatainnhentingssystem i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen,
Fig. 2 viser et eksempel på en seismikkabel under slep i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen,
Fig. 3 er et flytskjema som belyser en metode for bestemmelse av formen til en slept seismikkabel i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen,
Fig. 4 er et flytskjema som belyser en metode for bestemmelse av dybdeprofilen til en slept seismikkabel, med bruk av den bestemte dybden for fjerning av etterklang av seismiske målinger innhentet med seismikksensorer i en seismikkabel i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen,
Fig. 5 er et flytskjema som belyser en metode for korrigering av tidsforskyvninger i seismiske målinger innhentet med seismikksensorer i en seismikkabel i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen,
Fig. 6 er et flytskjema som belyser en metode for behandling av seismiske målinger innhentet med seismikksensorer i en seismikkabel, basert på en bestemt formprofil for seismikkabelen i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen, og
Fig. 7 viser skjematisk et seismikkdatabehandlingssystem i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen.
Fig. 1 viser en utførelse 10 av et marint seismikkdatainnhentingssystem i samsvar med noen utførelser av oppfinnelsen. I systemet 10 sleper et undersøkelsesfartøy 20 én eller flere seismikkabler 30 (bare én seismikkabel 30 er vist i fig. 1), etter fartøyet 20. Seismikkablene 30 kan ha en lengde på flere tusen meter, og kan inneholde ulike støttekabler (ikke vist), så vel som ledninger og/eller kretser (ikke vist) som kan brukes for å støtte kommunikasjon langs seismikkablene 30. Generelt innbefatter hver seismikkabel 30 en primærkabel, hvor det er montert seismikksensorer 58 som registrerer seismiske signaler.
I samsvar med utførelser av oppfinnelsen kan seismikksensorene 58 være bare trykksensorer, eller de kan være flerkomponentseismikksensorer. Når det gjelder flerkomponentseismikksensorer, så er hver sensor i stand til å detektere et trykkbølgefelt, og minst én komponent av en partikkelbevegelse som er tilordnet akustiske signaler nær flerkomponentseismikksensoren. Eksempler på partikkelbevegelser innbefatter én eller flere komponenter av en partikkel -forskyvning, én eller flere komponenter (i linjen (x), tverrlinjen (y) og vertikale (z) komponenter (se eksempelvis aksene 59)) av en partikkelhastighet, og én eller flere komponenter av en partikkelakselerasjon.
Avhengig av den bestemte inventive utførelsen kan flerkomponentseismikksensoren innbefatte én eller flere hydrofoner, geofoner, partikkelforskyvningssensorer, partikkelhastighetssensorer, akselerometre, trykkgradientsensorer, eller kombinasjoner av disse.
Eksempelvis, i samsvar med noen inventive utførelser, kan en flerkomponent -seismikksensor innbefatte en hydrofon for måling av trykk, og tre ortogonalt innrettede akselerometre for måling av tre korresponderende ortogonale komponenter av partikkelhastighet og/eller –akselerasjon nær seismikksensoren. Det skal nevnes at flerkomponentseismikksensoren kan være implementert som én enkelt innretning, eller som et antall innretninger, alt avhengig av den spesielle inventive utførelsen. En flerkomponentseismikksensor kan også innbefatte trykkgradientsensorer, som utgjør en annen type av partikkelbevegelsessensorer. Hver trykkgradientsensor måler endringen i trykkbølgefeltet på et bestemt sted, med hensyn til en bestemt retning. Eksempelvis kan én av trykkgradientsensorene innhente seismikkdata som, på et bestemt punkt, er indikative for den delderivative av trykkbølgefeltet med hensyn til tverrlinjeretningen, mens en annen av trykkgradientsensorene kan, på et bestemt sted, innhente seismikkdata som er indikative for trykkdataene med hensyn til retningen i linjen.
Det marine seismikkdatainnhentingssystemet 10 innbefatter en seismikkilde 104, som kan være dannet av ett eller flere seismikkildeelementer (eksempelvis luftkanoner), og kan slepes med undersøkelsesfartøyet 20. Alternativt, i andre inventive utførelser, kan seismikkilden 104 arbeide uavhengig av undersøkelses -fartøyet 20, idet kilden 104 kan være koblet til andre fartøy eller bøyer. Dette bare nevnt som noen eksempler.
Når seismikkablene 30 slepes, vil seismikkilden 104 tilveiebringe akustiske signaler 42 (et mulig akustisk signal 42 er vist i fig. 1), ofte benevnt som ”skudd”. Disse akustiske signalene rettes ned gjennom en vannmasse 44, og inn i lag 62 og 68 under en bunn 24 i vannet. De akustiske signalene 42 reflekteres fra de ulike underjordiske geologiske formasjonene, så som eksempelvis formasjonen 65 i fig. 1.
De akustiske signalene 42 vil gi korresponderende reflekterte akustiske signaler, eller trykkbølger 60, som avføles i seismikksensorene 58. Det skal nevnes at trykkbølgene som mottas og avføles i seismikksensorene 58, innbefatter ”oppadgående” trykkbølger som forplanter seg til sensorene 58 uten refleksjon, så vel som ”nedadgående” trykkbølger som skyldes refleksjoner av trykkbølgene 60 fra en luft-vann-grense 31.
Seismikksensorene 58 genererer signaler (eksempelvis digitale signaler), såkalte ”traser” eller spor, som indikerer de innhentede målingene av trykkbølgefeltet og partikkelbevegelsen (dersom sensorene er partikkelbevegelsessensorer). Sporene registreres, og kan i det minste delvis behandles i en signalbehandlingsenhet 23 om bord på undersøkelsesfartøyet 30, i samsvar med noen utførelser av oppfinnelsen. Eksempelvis kan en flerkomponentseismikksensor tilveiebringe et spor som svarer til en måling av et trykkbølgefelt med hydrofonen, og sensoren kan tilveiebringe ett eller flere spor som svarer til én eller flere komponenter av partikkelbevegelsen, målt med akselerometrene.
Hensikten med den seismiske undersøkelsen er å bygge opp et bilde av et undersøkelsesområde for å kunne identifisere underjordiske geologiske formasjoner, så som eksempelvis den geologiske formasjonen 65. Etterfølgende analyser av representasjonen kan avdekke mulige steder hvor det finnes hydrokarbonavleiringer i de underjordiske geologiske formasjonene. Avhengig av den spesielle inventive utførelsen kan deler av analysen av representasjonen gjennomføres om bord på det seismiske undersøkelsesfartøyet 20, så som i signalbehandlingsenheten 23. I samsvar med andre inventive utførelser kan representasjonen behandles i et seismikkdatabehandlingssystem (eksempelvis seismikkdatabehandlingssystemet 320 som er vist i fig. 7, og som beskrives nærmere nedenfor). Dette seismikkdata behandlingssystemet kan eksempelvis være plassert på land, eller på fartøyet 20. Videre kan i det minste en del av seismikkdatabehandlingssystemet være plassert på seismikkablene 30. Det er således tenkelig med mange mulige variasjoner, alle innenfor den inventive ramme som gitt av patentkravene.
Alle deler av seismikkabelen 30 blir ikke slept på samme dyp. Således er seismikkabelen 30 ikke alltid flat eller plan. Noen deler av seismikkabelen 30 kan være tyngre enn andre deler, ballasteringen er ikke perfekt, og dønninger kan også påvirke dybden og formen til seismikkabelen 30 under slep. For å muliggjøre nøyaktig behandling av seismikkmålinger innhentet med de seismiske sensorene 58 i seismikkabelen 30, beskrives nedenfor metoder og systemer for bestemmelse av seismikkabelens 30 form under slep, og for bestemmelse av dybdene til seismikksensorene 58.
Mer særskilt, i samsvar med noen utførelser av oppfinnelsen, blir målinger innhentet med sensorer i seismikkabelen 30, brukt for bestemmelse av formen til seismikkabelen 30 i linjen (x) og i vertikalplanet (z). Ut fra den bestemte formen kan det nøyaktige dypet for enhver seismikksensor 58 langs seismikkabelen 30 bestemmes, og seismikkmålingene som innhentes med seismikksensorene 58 kan således korrigeres for å kompensere for sensordybdevariasjoner.
Fig. 2 viser en havoverflate 31 og en seismikkabel 30, som er under slep.
Konvensjonelt kan en seismikkabel ha dybdesensorer som er montert på seismikkabelen, med en innbyrdes avstand på noen hundre meter. Dybdesensorene kan være samlokalisert med dybdestyreinnretninger, såkalte ”birds”. Disse styreinnretningene er typisk programmert for styring på det samme faste dypet, og dybden til seismikksensorene mellom disse målepunktene antas i hovedsaken å være konstant. Imidlertid, som vist i fig. 2, kan en slik antagelse være feil, fordi seismikkablene 30 ikke alltid er utrettede og flate, og dybdene til seismikksensorene 58 kan således variere betydelig som følge av de faktorer som er nevnt foran.
I samsvar med utførelser av den her beskrevne oppfinnelsen, brukes målinger innhentet med sensorer i seismikkabelen 30, for å bestemme seismikkabelens form i x-z-planet (se aksene 59 i fig. 2). Mer særskilt, i samsvar med noen inventive utførelser, er seismikksensorene 58 flerkomponentsensorer, som tilveiebringer målinger i linjen (dvs. målinger i x- eller linjeretningen) av partikkelbevegelse (eksempelvis akselerasjonsmålinger i linjen). Disse linjemålingene kan i sin tur brukes for bestemmelse av seismikkabelens form.
Generelt kan DC- eller gjennomsnittsverdien av partikkelbevegelsesmålingene i linjen gi en indikasjon med hensyn til en skråstilling eller tangent 100 for seismikkabelen 30, der hvor den enkelte seismikksensoren 58 er plassert, slik det er vist i fig. 2. Alternativt, i samsvar med andre inventive utførelser, kan seismikkabelen 30 innbefatte inklinometere for tilveiebringelse av indikasjoner med hensyn til seismikkabelens 30 skråstilling ved hvert inklinometer.
Uavhengig av den sensortypen som brukes for innhenting av skråstillingsmålinger i linjen, kan disse målingene utgjøre en spatial derivativ av seismikkabelens 30 vertikale form (dvs. seismikkabelens 30 form i x-z-planet). I samsvar med inventive utførelser blir således i-linjen målingene romlig integrert for derivering av en formprofil for seismikkabelen 30, og løsningen kan begrenses av de relativt få dybdemålingene (eksempelvis innhentet med dybdesensorer i seismikkabelen 30), for dannelse av seismikkabelens 30 dybdeprofil.
I samsvar med utførelser av oppfinnelsen, og under henvisning til fig. 3, innbefatter en metode 130 mottak av seismiske målinger innhentet med sensorer i en seismikkabel 30, hvilke målinger er indikative for inklinasjonen, eller skråstillingen, til seismikkabelen 30, se blokk 134. Målingene integreres (blokk 138) for bestemmelse av seismikkabelens 30 form i x-z-planet (se aksene 59 i fig.
2). Seismikkmålingene som innhentes med seismikksensorene 58 i seismikkabelen 30, kan så behandles (blokk 142) basert i det minste delvis på den bestemte formen. Som beskrevet nedenfor, kan behandlingen innbefatte bruk av den bestemte formen og/eller bestemte dybden for slike formål som fjerning av etterklang, tidsforskyvningskorrigering og kvalitetskontroll.
I samsvar med inventive utførelser kan eksempelvis den bestemte formprofilen brukes som en inngang i en algoritme for fjerning av etterklang av de seismiske målingene. Mer særskilt viser fig. 4 en metode 150 i samsvar med noen utførelser av oppfinnelsen. I metoden 50 blir både dybdemålinger og hellingsmålinger innhentet med sensorer i seismikkabelen 30 mottatt, se blokkene 154 og 158. Basert i det minste delvis på målinger av dybde og helling eller skråstilling av seismikkabelen 30, bestemmes en dybdeprofil for seismikkabelen 30, se blokk 162. Seismikkmålingene som innhentes med seismikksensorene 58 i seismikkabelen 30, kan avspøkes (blokk 166) basert i det minste delvis på den bestemte dybdeprofilen.
Eksempelvis er fjerning av etterklang av seismiske målinger beskrevet i US patent 7 068 568 ”FORMATION ISOLATION VALVE”, innlevert 14. august 2003; i WO patent nr. 0201254; hos Amundsen, L., Roesten, T., og Robertsson, J., ”Rough -Sea Deghosting of Seismic Data Using Vertical Partial Velocity Approximations”, patentsøknad 2002; Robertsson J.O.A., og Kragh, E., ”Rough Sea Deghost ing Using A Single Streamer And A Pressure Gradient Approximation”, Geophysics, 67, 2005-2011, 2002; og hos Amundsen, L., Roesten, T., og Robertsson, J.O.A., ”Rough-Sea Deghosting of Seismic Data Using Pressure Gradient Approximations”, Geophysics, 70, V1-V9, 2005.
Den bestemte dybdeprofilen for seismikkabelen kan brukes for statisk korreksjon når seismikkabelen 30 beveger seg med havoverflaten 31. Bølgehøydebestemmelsen som brukes i forbindelse med fjerning av etterklang skiller ikke mellom en bevegende havoverflate, og seismikkabelens 30 bevegelse i vertikalretningen. Ved å bruke den foran beskrevne metoden for bestemmelse av seismikkabelens 30 form under slep, kan det således gjennomføres korreksjoner for små tidsforskyvninger i de registrerte data som skyldes det faktum at den relative lokaliseringen av seismikksensorene 58 i forhold til vannbunnen og underliggende geologi, varierer.
Fig. 5 belyser en metode 200 i samsvar med utførelser av oppfinnelsen. Metoden 200 innbefatter bestemmelse (blokk 204) av en seismikkabels 30 dybdeprofil, og korrigering (blokk 208) for tidsforskyvninger i de innhentede seismikkmålinger, basert i det minste delvis på seismikkabelens 30 bestemte dybdeprofil.
Seismikkabelens 30 bestemte formprofil kan også være nyttig som et kvalitetskontrollverktøy, fordi formen vil vise hvilke deler av seismikkabelen 30 som ikke er i hovedsaken flat, og således identifiserer hvilke bestemte seismiske målinger som kan degradere den totale kvaliteten til det innhentede settet av seismiske målinger. Således kan eksempelvis seismiske målinger innhentet med seismiske sensorer 58, som befinner seg på flatere deler av seismikkabelen 30 vektes kraftigere ved behandlingen av seismikkdataene, sammenlignet med seismikkmålinger som innhentes fra seismikksensorer 58, som er plassert på segmenter av seismikkabelen 30 som ikke er i hovedsaken flate.
Derfor innbefatter en metode 220, se fig. 6, i samsvar med utførelser av oppfinnelsen, bestemmelse (blokk 224) av en formprofil for en seismikkabel 30, og identifisering (blokk 228) av deler av seismikkabelen 30 som ikke er i hovedsaken plate, basert i det minst delvis på den bestemte formprofilen. Seismiske målinger som innhentes med seismikksensorene i seismikkabelen 30, kan så behandles, basert i det minste delvis på identifiseringen av de i hovedsaken ikke-flate områdene, se blokk 232.
Fig. 7 viser, i samsvar med noen utførelser av oppfinnelsen, et databehandlings -system 320, som kan gjennomføre i det minste noen av metodene 130, 150, 200 og/eller 220 som er beskrevet her, for slike formål som bestemmelse av en formprofil for en seismikkabel 30, bestemmelse av en dybdeprofil for en seismikkabel 30, fjerning av etterklangav seismiske målinger med bruk av den bestemte dybdeprofilen, gjennomføring av tidskorrigering med bruk av den bestemte dybdeprofilen, bruk av den bestemte formprofilen for seismikkabelen 30, som et kvalitetskontrolltiltak, etc. Systemet 30 kan være plassert på én av seismikkablene 30, på hver seismikkabel 30, være fordelt blant seismikkablene 30, være plassert på seismikkilden 104, om bord på undersøkelsesfartøyet 30, på et fjerntliggende landbasert sted, etc. I samsvar med noen inventive utførelser kan systemet 320 innbefatte en prosessor 350, så som én eller flere mikroprosessorer og/eller mikrokontrollere.
Prosessoren 350 kan være koblet til et kommunikasjonsgrensesnitt 360, for mottak av data som er indikative for seismiske målinger, seismikkabelhellingsmålinger, og seismikkabeldybdemålinger. Data som gjelder de seismiske målingene kan være trykkdata, flerkomponentdata, inklinometerdata, dybdesensordata, etc. Data som er indikative for de seismiske målingene kan også indikere hellings- eller skråmålingene, dersom seismikksensorene 58 tilveiebringer partikkelbevegelsesmålinger i linjen. Alternativt kan hellingsmålingsdata innhentes med sensorer (eksempelvis inklinometere), som er adskilt fra seismikksensorene 58.
Dybdemålingene kan innhentes med dybdesensorer i seismikkabelen 30.
Som et ikke-begrensende eksempel kan grensesnittet 360 være et USB-seriebussgrensesnitt, et nettverksgrensesnitt, et løsbart medium (så som et flashkort, en CD-ROM, etc.)-grensesnitt, eller et magnetisk lagergrensesnitt (eksempelvis IDE- eller SCSI-grensesnitt). Grensesnittet 360 kan således ha mange mulige utførelser, alt avhengig av den spesielle inventive utførelsen.
I samsvar med noen inventive utførelser kan grensesnittet 360 være koblet til en hukommelse 340 i systemet 320, og kan eksempelvis lagre ulike inngangs- og/eller utgangsdatasett som brukes i de her beskrevne metodene. Hukommelsen 340 kan lagre programinstruksjoner 344, som når de kjøres i prosessoren 350 vil kunne medføre at prosessoren 350 gjennomfører én eller flere av de her beskrevne metodene 130, 150, 200 og/eller 220. Resultater som oppnås ved hjelp av metoden/metodene kan vises på en skjerm (ikke vist i fig. 7), som inngår i systemet 320, alt i samsvar med noen inventive utførelser. Eksempelvis kan visningen være et bilde som viser seismikkabelens formprofil, resultatet av en analyse for fjerning av etterklang, seismikkabelens dybdeprofil, tidsforskyvningskorreksjoner, etc.
Claims (18)
1. Fremgangsmåte for bestemmelse av dybde og form for en slept seismisk kabel, innbefattende:
tilveiebringelse av første målinger innhentet med flerkomponent seismiske sensorer (58) i en slept seismikkabel (30), og
bestemmelse av en form av seismikkabelen (30) under slep, basert på i det minste de første målingene, og
behandling av seismiske målinger innhentet med seismiske sensorer (58) i den slepte seismikkabelen (30) i en prosessor-basert maskin basert i det minste delvis på den bestemte formen,
k a r a k t e r i s e r t v e d at:
de første målinger omfatter i-linjen målinger, og
bestemmelse av formen av seismikkabelen (30) omfattende romlig integrering av i det minste noen av i-linje målingene.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d at den videre innbefatter
tilveiebringelse av dybdemålinger for seismikkabelen (30), og
bestemmelse av en dybdeprofil for seismikkabelen, basert i det minste delvis på de første målingene, og dybdemålingene.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d at behandlingen innbefatter identifisering av minst ett segment av seismikkabelen (30), som i hovedsaken ikke er flatt, basert i det minste delvis på den bestemte dybdeprofil, og at behandlingen videre omfatter selektiv vekting av hver av de seismiske målinger basert i det minste delvis på om den seismiske sensor (58) som opptar de seismiske målinger er anordnet i det nevnte i det minste ene segmentet.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
k a r a k t e r i s e r t v e d at den videre innbefatter fjerning av etterklang av de seismiske målingene, basert i det minste delvis på den bestemte dybdeprofilen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
k a r a k t e r i s e r t v e d at den videre innbefatter korrigering av tidsforskyvninger i de seismiske målingene, basert i det minste delvis på den bestemte dybdeprofilen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d at tilveiebringelsen av de første målingene innbefatter tilveiebringelse av de første målingene fra inklinometeret.
7. En gjenstand innbefattende et computertilgjengelig lagringsmedium, for bestemmelse av dybde og form for en slept seismisk kabel, som lagrer instruksjoner (344), som når de kjøres i et prosessorbasert system, vil bevirke at det prosessorbaserte systemet gjennomfører;
tilveiebringelse av første målinger innhentet med flerkomponent seismiske sensorer (58) i en slept seismikkabel (30), og
bestemmelse av en form av seismikkabelen (30) under slep, basert på i det minste de første målingene, og
behandling av seismiske målinger basert i det minste delvis på den bestemte formen,
k a r a k t e r i s e r t v e d at:
de første målinger omfatter i-linjen målinger, og
bestemmelse av formen av seismikkabelen (30) omfattende romlig integrering av i det minste noen av i-linje målingene.
8 Gjenstand ifølge krav 7, hvor de lagrede instruksjoner (344) er ytterligere
k a r a k t e r i s e r t v e d:
å bevirke det prosessorbaserte system til å motta dybdemålinger av seismikkabelen (30); og
basert i det minste delvis på de første målinger og dybdemålingene, å bestemme en dybdeprofil av seismikkabelen (30).
9. Gjenstand ifølge krav 8, hvor de lagrede instruksjoner (344) er ytterligere
k a r a k t e r i s e r t v e d:
å bevirke at det prosessorbaserte system fjerner etterklang av de seismiske målinger som tilveiebringes av seismiske sensorer (58) i den slepte seismikkabel (30) basert i det miste på dybdeprofilen.
10. Gjenstand ifølge krav 8, hvor de lagrede instruksjoner (344) er ytterligere
k a r a k t e r i s e r t v e d:
å bevirke at det prosessorbaserte system korrigerer tidsforandringer foreliggende i de seismiske målinger som tilveiebringes av seismiske sensorer (59) av den slepte seismikkabel (30) basert i det minste på den bestemte dybdeprofil.
11. Gjenstand ifølge krav 8, hvor de lagrede instruksjoner (344) er ytterligere
k a r a k t e r i s e r t v e d:
å bevirke at det prosessorbaserte system identifiserer minst ett segment av seismikkabelen (30) som i det vesentlige ikke er flat basert i det miste delvis på den bestemte form; og
å bevirke at det prosessorbaserte system selektivt vekter hver av de seismiske målinger basert på i det minste delvis om den seismiske sensor (58) som tilveiebringer de seismiske målinger er anordnet i nevnte minst ene segment.
12. System (10) for bestemmelse av dybde og form for en slept seismisk kabel, innbefattende:
et grensesnitt (360) for mottak av første målinger innhentet med multikomponent seismiske sensorer (58) i en slept seismikkabel (30), og
en prosessor (350) innrettet for bestemmelse av en form av seismikkabelen (30) under slep, basert i det minste delvis på de første målingene,
k a r a k t e r i s e r t v e d at:
de første målinger er i-linje målinger; og
prosessoren (350) er tilpasset til romlig integrering av i det minste noen av de første målingene.
13. System (10) ifølge krav 12,
k a r a k t e r i s e r t v e d at prosessoren (350) er en del av seismikkabelen (30).
14. System (10) ifølge krav 12,
k a r a k t e r i s e r t v e d at den videre innbefatter seismikkabelen (30), og et undersøkelsesfartøy (20) for slep av seismikkabelen (30).
15. System (10) ifølge krav 12,
k a r a k t e r i s e r t v e d at grensesnittet (360) er utformet for mottak av dybdemålinger av seismikkabelen (30), og at prosessoren (350) er utformet for bestemmelse av en dybdeprofil for seismikkabelen (30) under slep, basert i det minste delvis på de første målingene og dybdemålingene.
16. System (10) ifølge krav 15,
k a r a k t e r i s e r t v e d at prosessoren (350) er utformet for fjerning av etterklang av seismiske målinger innhentet med seismikksensorer (58) i seismikkabelen (30) under slep, basert i det minste delvis på den bestemte dybdeprofilen.
17. System (10) ifølge krav 12,
k a r a k t e r i s e r t v e d at prosessoren (350) er utformet for korrigering av tidsforskyvninger i seismikkmålingene innhentet med seismikksensorer (58) i seismikkablene (30) under slep, basert i det minste delvis på den bestemte formen.
18. System (10) ifølge krav 12,
k a r a k t e r i s e r t v e d at prosessoren er utformet for identifisering av i det minste ett segment av seismikkabelen (30), og hvor behandlingen videre inkluderer selektiv vekting av hver av de seismiske målinger basert i det minste delvis på om den seismiske sensor (58) tilveiebringer de seismiske målinger er anordnet i nevnte minst ene segment.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/164,041 US8456948B2 (en) | 2008-06-28 | 2008-06-28 | System and technique to obtain streamer depth and shape and applications thereof |
| PCT/US2009/047083 WO2009158205A2 (en) | 2008-06-28 | 2009-06-11 | System and technique to obtain streamer depth and shape and applications thereof |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20110121A1 NO20110121A1 (no) | 2011-01-27 |
| NO344643B1 true NO344643B1 (no) | 2020-02-17 |
Family
ID=41445210
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20110121A NO344643B1 (no) | 2008-06-28 | 2011-01-27 | Fremgangsmåte, gjenstand og system for bestemmelse av dybde og form for en slept marin seismisk kabel |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8456948B2 (no) |
| BR (1) | BRPI0913225A2 (no) |
| GB (1) | GB2473360B (no) |
| MX (1) | MX2010012149A (no) |
| NO (1) | NO344643B1 (no) |
| WO (1) | WO2009158205A2 (no) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2955396B1 (fr) * | 2010-01-15 | 2013-03-01 | Cggveritas Services Sa | Dispositif de traitement de donnees sismiques marines |
| FR2955397B1 (fr) | 2010-01-15 | 2012-03-02 | Cggveritas Services Sa | Procede et dispositif d'acquisition de donnees sismiques marines |
| US8995220B2 (en) * | 2010-01-28 | 2015-03-31 | Pgs Geophysical As | Method and system for streamer depth control |
| EP2352040A3 (en) * | 2010-01-28 | 2013-02-27 | PGS Geophysical AS | Method and system for streamer depth control |
| US20110182138A1 (en) * | 2010-01-28 | 2011-07-28 | Suedow Gustav Goeran Mattias | Method and system for streamer depth control |
| AU2014201114B2 (en) * | 2010-06-10 | 2014-07-31 | Cggveritas Services Sa | Method and apparatus for deghosting seismic data |
| FR2961316A1 (fr) | 2010-06-10 | 2011-12-16 | Cggveritas Services Sa | Procede de traitement de donnees sismiques marines |
| AU2011232767B2 (en) | 2010-10-14 | 2014-05-08 | Cggveritas Services Sa | Method and device to acquire seismic data |
| US20120147700A1 (en) * | 2010-12-14 | 2012-06-14 | Svein Arne Frivik | Determining Streamer Depth and Sea Surface Profile |
| US10459099B2 (en) | 2011-09-22 | 2019-10-29 | Cgg Services Sas | Device and method to determine shape of streamer |
| US9182512B2 (en) * | 2011-10-26 | 2015-11-10 | Westerngeco L.L.C. | Processing multi-component seismic data |
| US20130265849A1 (en) * | 2012-04-04 | 2013-10-10 | Westerngeco L.L.C. | Methods and devices for enhanced survey data collection |
| US10197690B2 (en) | 2015-02-16 | 2019-02-05 | Pgs Geophysical As | Method for acquiring geophysical data by dynamically manipulating survey spread |
| MY196651A (en) * | 2016-03-11 | 2023-04-27 | Dug Tech Australia Pty Ltd | Method For Determining Free Surface Reflectivity For Seismic Data Processing |
| US20190120986A1 (en) * | 2017-10-23 | 2019-04-25 | Pgs Geophysical As | Determining depth of sensors in marine streamers |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6681887B1 (en) * | 1998-12-18 | 2004-01-27 | Westerngeco | Method for the determination of local wave heights and acoustic sensor in marine seismic signals |
| US20050180263A1 (en) * | 2002-05-23 | 2005-08-18 | Lambert Dale J. | Gps-based underwater cable positioning system |
| US20060239122A1 (en) * | 2005-04-26 | 2006-10-26 | Erk Vigen | Apparatus, systems and methods for determining position of marine seismic acoustic receivers |
| US20060285434A1 (en) * | 2005-06-03 | 2006-12-21 | Welker Kenneth E | Streamer steering device orientation determination apparatus and methods |
| US20070127312A1 (en) * | 2005-12-02 | 2007-06-07 | Eskild Storteig | Current prediction in seismic surveys |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3379951D1 (de) * | 1982-02-09 | 1989-07-06 | Ici Plc | Azolyl derivatives as fungicides |
| US4520467A (en) | 1982-03-18 | 1985-05-28 | Shell Oil Company | Marine seismic system |
| GB0015810D0 (en) | 2000-06-29 | 2000-08-23 | Geco As | A method of processing seismic data |
| WO2003058281A1 (en) | 2002-01-14 | 2003-07-17 | Westerngeco Seismic Holdings Limited | Processing seismic data |
| US7123543B2 (en) | 2003-07-16 | 2006-10-17 | Pgs Americas, Inc. | Method for seismic exploration utilizing motion sensor and pressure sensor data |
| US7336561B2 (en) | 2004-09-07 | 2008-02-26 | Pgs Americas, Inc. | System for attenuation of water bottom multiples in seismic data recorded by pressure sensors and particle motion sensors |
| US7203130B1 (en) * | 2006-03-21 | 2007-04-10 | Westerngeco, L.L.C. | Methods for deriving shape of seismic data acquisition cables and streamers employing a force model |
| US7701803B2 (en) * | 2006-07-07 | 2010-04-20 | Westerngeco L.L.C. | Underwater acoustic positioning methods and systems based on modulated acoustic signals |
-
2008
- 2008-06-28 US US12/164,041 patent/US8456948B2/en active Active
-
2009
- 2009-06-11 MX MX2010012149A patent/MX2010012149A/es active IP Right Grant
- 2009-06-11 WO PCT/US2009/047083 patent/WO2009158205A2/en active Application Filing
- 2009-06-11 BR BRPI0913225A patent/BRPI0913225A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-06-11 GB GB1019200.3A patent/GB2473360B/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-01-27 NO NO20110121A patent/NO344643B1/no unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6681887B1 (en) * | 1998-12-18 | 2004-01-27 | Westerngeco | Method for the determination of local wave heights and acoustic sensor in marine seismic signals |
| US20050180263A1 (en) * | 2002-05-23 | 2005-08-18 | Lambert Dale J. | Gps-based underwater cable positioning system |
| US20060239122A1 (en) * | 2005-04-26 | 2006-10-26 | Erk Vigen | Apparatus, systems and methods for determining position of marine seismic acoustic receivers |
| US20060285434A1 (en) * | 2005-06-03 | 2006-12-21 | Welker Kenneth E | Streamer steering device orientation determination apparatus and methods |
| US20070127312A1 (en) * | 2005-12-02 | 2007-06-07 | Eskild Storteig | Current prediction in seismic surveys |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8456948B2 (en) | 2013-06-04 |
| GB2473360A (en) | 2011-03-09 |
| BRPI0913225A2 (pt) | 2016-01-19 |
| WO2009158205A3 (en) | 2010-03-04 |
| NO20110121A1 (no) | 2011-01-27 |
| GB201019200D0 (en) | 2010-12-29 |
| US20090323467A1 (en) | 2009-12-31 |
| WO2009158205A2 (en) | 2009-12-30 |
| GB2473360B (en) | 2012-09-26 |
| MX2010012149A (es) | 2010-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO344643B1 (no) | Fremgangsmåte, gjenstand og system for bestemmelse av dybde og form for en slept marin seismisk kabel | |
| AU2009303787B2 (en) | Jointly interpolating and deghosting seismic data | |
| US6256589B1 (en) | Method for the measurement of multidirectional far-field source signatures from seismic surveys | |
| AU2010213986B2 (en) | Using a rotation sensor measurement to attenuate noise acquired by a streamer-disposed sensor | |
| US9366774B2 (en) | Using cameras in connection with a marine seismic survey | |
| US9829595B2 (en) | Particle motion sensor-based streamer positioning system | |
| AU2009257824B2 (en) | System and technique to determine high order derivatives from seismic sensor data | |
| NO20110196A1 (no) | Bestemmelse av strukturen til et slepet seismikkspredningselement | |
| US20090161487A1 (en) | Technique and system to cancel noise in measurements provided by sensors of a multi-component streamer | |
| NO337327B1 (no) | Fremgangsmåte for å kalibrere en seismisk mottaker | |
| NO343375B1 (no) | Seismiske marine langtidsundersøkelser som benytter interpolerte multikomponents streamer-trykkdata | |
| MX2012013721A (es) | Eliminar fantasmas de datos sísmicos. | |
| NO338866B1 (no) | Prosess og datamaskinprogram for karakterisering av utviklingen av et oljereservoar over tid | |
| NO332303B1 (no) | Fremgangsmate for bestemmelse av lokale bolgehoyder og akustisk sensor i marine seismiske signaler | |
| US10288751B2 (en) | Migration velocity analysis using seismic data | |
| EP2394187A2 (en) | Imaging with vector measurements | |
| NO339050B1 (no) | Fremgangsmåte for prosessering av seismikkdata | |
| US9759828B2 (en) | Determining a streamer position | |
| NO20130803A1 (no) | Bestemmelse av streamerdybde og profil for havoverflaten | |
| US20180259663A1 (en) | System and method for earth imaging using near field hydrophone data | |
| NO20140741A1 (no) | Inversjonsteknikker ved bruk av streamere på ulike dybder | |
| AU2014202655B2 (en) | Jointly interpolating and deghosting seismic data |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY B.V., NL |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: HAMSOE PATENTBYRA AS, POSTBOKS 171, 4301 SANDNES |
|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: REFLECTION MARINE NORGE AS, NO |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ACAPO AS, POSTBOKS 1880 NORDNES, 5817 BERGEN |