RU2246122C1 - Method of naval multiwave multicomponent seismic prospecting - Google Patents
Method of naval multiwave multicomponent seismic prospecting Download PDFInfo
- Publication number
- RU2246122C1 RU2246122C1 RU2003114573/28A RU2003114573A RU2246122C1 RU 2246122 C1 RU2246122 C1 RU 2246122C1 RU 2003114573/28 A RU2003114573/28 A RU 2003114573/28A RU 2003114573 A RU2003114573 A RU 2003114573A RU 2246122 C1 RU2246122 C1 RU 2246122C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- adss
- waves
- towed
- longitudinal
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технике проведения морских сейсморазведочных работ и может быть использовано для изучения осадочных разрезов на акваториях морей и океанов с целью выявления морских углеводородных месторождений.The invention relates to techniques for conducting marine seismic exploration and can be used to study sedimentary sections in the waters of the seas and oceans in order to identify offshore hydrocarbon deposits.
Традиционно сейсморазведочные работы в море проводят с использованием специализированных судов. В качестве источников упругих волн используют одиночные или групповые пневмоизлучатели, буксируемые за судном, а регистрацию отраженных волн осуществляют приемными устройствами буксируемой судном сейсмокосы (двухмерная сейсморазведка - 2Д) [8-10]. Для пространственной (3Д) сейсморазведки, как правило, используют два судна с буксируемыми приемными сейсмокосами [5], либо излучение продольных волн производят [4, 9] разнесенными по бортам судна линиями пнвмоизлучателей. Для увеличения глубинности сейсморазведки применяют два движущихся друг за другом судна, оснащенных источниками, а прием сейсмических сигналов осуществляют на сейсмокосу, буксируемую за одним из судов [10], либо две сейсмокосы, синхронно буксируемые друг за другом одним судном [3].Traditionally, seismic surveys in the sea are carried out using specialized vessels. As sources of elastic waves, single or group air emitters towed behind the vessel are used, and registration of reflected waves is carried out by receivers of the vessel towed by the seismic streamer (two-dimensional seismic exploration - 2D) [8-10]. For spatial (3D) seismic exploration, as a rule, two vessels with towed receiving seismic streamers [5] are used, or longitudinal waves are emitted [4, 9] from the airborne emitter lines spaced apart from the vessel. To increase the depth of seismic exploration, two vessels moving one after another, equipped with sources, are used, and seismic signals are received at a seismic cable towed behind one of the vessels [10], or two seismic cable tows synchronously towed one after another by one vessel [3].
Однако, в ряде случаев, разрешающая способность традиционно применяемых способов сейсморазведки с буксируемыми за судами сейсмокосами оказывается недостаточной, и требуется применение многоволновой (поляризационной) сейсмосъемки.However, in some cases, the resolving power of the traditionally used seismic surveying methods with seismic streamers towed behind vessels is insufficient, and multiwave (polarization) seismic surveying is required.
Известны способы [2, 6, 9] и системы [4, 11] морской многоволновой (поляризационной) сейсморазведки, основанные на регистрации параметров отраженных продольных, поперечных и обменных волн при укладывании приемной сейсмокосы на морское дно [1, 2, 4, 9, 11], либо с помощью донных сейсмических установок (станций) [1, 6, 7].Known methods [2, 6, 9] and systems [4, 11] of marine multiwave (polarization) seismic exploration, based on recording parameters of reflected longitudinal, transverse and converted waves when laying the receiving seismic streamer on the seabed [1, 2, 4, 9, 11], or using bottom seismic installations (stations) [1, 6, 7].
Общими признаками этих технологий являются генерирование в толще воды продольных упругих волн буксируемым судном источником сейсмических сигналов, регистрация отраженных волн группой донных приемных устройств (установок) и обработка данных измерений с целью выявления морских углеводородных месторождений.Common features of these technologies are the generation of longitudinal elastic waves in the water column by a towed vessel as a source of seismic signals, registration of reflected waves by a group of bottom receiving devices (installations) and processing of measurement data in order to identify offshore hydrocarbon deposits.
Так, известный способ [2] поляризационной сейсморазведки морского шельфа включает возбуждение источниками продольных упругих волн, регистрацию продольных и обменных волн группами сейсмоприемников (геофонного и гидрофонного типов) морской сейсмической косы в моменты укладки сейсмокосы на морское дно. При этом используют достаточно сложный и не всегда достаточно надежный старт-стопный режим укладывания сейсмокосы на дно при непрерывном замедленном движении судна. Способ [2], в ряде случаев, не удовлетворяет требованиям высокой информативности и избыточности измерений, определение местоположения сейсмоприемников и их ориентации является проблематичным, что отражается на надежности и достоверности при обработке данных.Thus, the known method [2] of polarization seismic exploration of the sea shelf involves excitation by sources of longitudinal elastic waves, registration of longitudinal and converted waves by groups of seismic receivers (geophonic and hydrophone types) of a seismic streamer at the moments when the seismic streamer is laid on the seabed. In this case, a rather complicated and not always sufficiently reliable start-stop mode of laying the seismic streamer to the bottom with continuous slow motion of the vessel is used. The method [2], in some cases, does not meet the requirements of high information content and redundancy of measurements, determining the location of geophones and their orientation is problematic, which affects the reliability and reliability of data processing.
Известный способ [1] морской сейсмической разведки, принятый за прототип, в одном из своих вариантов позволяет устранить недостаток способа [2] по определению местоположения донных приемных установок путем закрепления к ним плавающих буев.The known method [1] of marine seismic exploration, adopted as a prototype, in one of its variants eliminates the disadvantage of the method [2] by determining the location of bottom receiving installations by fixing floating buoys to them.
Однако известный способ [1], включающий генерирование в воде продольных волн и регистрацию продольных и поперечных волн донными приемниками для последующей их обработки с целью выявления залежей углеводородов, как и аналог [2], не обеспечивает потенциальной информативности, разрешающей способности и достоверности, которая может быть получена при синергии способа донной сейсмосъемки с методикой сейсморазведки при буксировании сейсмокосы с увеличенной глубинностью исследований, которая применена в [3].However, the known method [1], including the generation of longitudinal waves in water and the registration of longitudinal and transverse waves by bottom receivers for their subsequent processing in order to identify hydrocarbon deposits, like its counterpart [2], does not provide potential informativeness, resolution and reliability, which can be obtained by synergy of the method of bottom seismic surveying with the method of seismic exploration when towing seismic streamers with an increased depth of research, which was applied in [3].
Сущность предлагаемого технического решения заключается в создании такого способа морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки, который позволил бы на основе синергии совокупных синхронных измерений донными сейсмоприемниками и буксируемой косой обеспечить потенциальную информативность и достоверность измерений при точной геодезической привязке координат точек измерения и адекватно соответствовал бы современным требованиям к сейсмосъемке акваторий, включая достижения оптимального критерия эффективности, сложности и стоимости.The essence of the proposed technical solution is to create such a method of marine multiwave multi-component seismic exploration, which would allow, based on the synergy of aggregate synchronous measurements by bottom seismic receivers and a towed streamer, to provide potential informativeness and reliability of measurements with accurate geodetic reference of the coordinates of the measurement points and would adequately correspond to modern requirements for seismic surveying of water areas , including achieving optimal performance criteria, complexity and cost.
Основной технический результат способа - повышение достоверности данных измерений и, следовательно, - качества их интерпретации при выявлении морских углеводородных месторождений за счет повышения информативности и избыточности измерений, а также за счет комплексной обработки всей совокупности данных при синхронной регистрации полного волнового поля, включая кинематические и динамические характеристики всей совокупности отраженных (нормальных и широкоугольных), рефрагированных, головных продольных и поперечных волн, синхронно зарегистрированных автономными самовсплывающими донными сейсмическими станциями (типа “Ларге” [7]) и многоканальной приемной установкой, состоящей из буксируемых сейсмокос ближней и дальней зон.The main technical result of the method is to increase the reliability of the measurement data and, therefore, the quality of their interpretation when identifying offshore hydrocarbon deposits by increasing the information content and redundancy of the measurements, as well as due to the integrated processing of the entire data set while synchronously recording the full wave field, including kinematic and dynamic characteristics of the entire set of reflected (normal and wide-angle), refracted, head longitudinal and transverse waves, simultaneously charged were detected samovsplyvayuschimi autonomous seabed seismic stations (such as "Larga" [7]) and a multichannel receiver unit, consisting of streamers towed near and far zones.
Технический результат достигается следующим образом. Способ морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки, включает генерирование в толще воды продольных упругих волн буксируемым судном источником, регистрацию отраженных волн группой донных приемных устройств, обработку данных и их интерпретацию для выявления морских углеводородных месторождений.The technical result is achieved as follows. The method of marine multi-wave multi-component seismic exploration includes generating longitudinal elastic waves by a towed vessel source in the water column, registering reflected waves by a group of bottom receiving devices, processing data and interpreting them to identify offshore hydrocarbon deposits.
Отличием предлагаемого способа является то, что осуществляют синхронную регистрацию полного волнового поля донными приемными устройствами и многоканальной приемной установкой (МПУ), буксируемой в водной толще за судном, причем в качестве донных приемных устройств используют установленные в заданном районе акватории автономные донные сейсмические станции (АДСС), в качестве МПУ используют две буксируемые сейсмокосы: сейсмокосу ближней зоны (БЗ) и сейсмокосу дальней зоны (ДЗ). При этом для сейсмокосы БЗ устанавливают постоянный вынос от источника, для сейсмокосы ДЗ устанавливают вынос R, определяемый расстоянием выхода в первые вступления рефрагированных и головных волн от целевых горизонтов в соответствии с выражениемThe difference of the proposed method is that they carry out synchronous registration of the full wave field by the bottom receiving devices and a multi-channel receiving unit (MPU) towed in the water column behind the vessel, and autonomous bottom seismic stations (ADSS) installed in a given area of the water are used as bottom receiving devices , as the MPU, two towed seismic streamers are used: the near-field seismic bar (BZ) and the far-field seismic bar (DZ). In this case, for seismic streamers BZ establish a constant offset from the source, for seismic streamers DZ set the offset R, determined by the distance of the exit to the first arrivals of refracted and head waves from the target horizons in accordance with the expression
где Н - глубина заданного целевого горизонта.where H is the depth of a given target horizon.
При обработке данных продольных волн, принятых МПУ, дополнительно используют скоростные параметры разреза, получаемые при обработке компонентных данных продольных и поперечных волн, синхронно зарегистрированных АДСС, а для интерпретации данных и построения моделей исследуемых объектов используют кинематические и динамические характеристики всей совокупности отраженных, рефрагированных, головных продольных и поперечных волн, синхронно зарегистрированных АДСС и МПУ.When processing the longitudinal wave data received by the MPU, the sectional velocity parameters obtained by processing the component data of the longitudinal and shear waves synchronously recorded by the ADSS are additionally used, and the kinematic and dynamic characteristics of the entire set of reflected, refracted, and head ones are used to interpret the data and construct models of the objects under study. longitudinal and shear waves synchronously recorded ADSS and MPU.
Способ также отличается тем, что генерирование в толще воды упругих волн осуществляют мощным широкополосным (3-125 Гц) импульсным источником или источником сложных сигналов, обеспечивающими распространение возбужденных сейсмических волн на расстояние не менее максимального выноса Rmax АДСС от источника.The method also differs in that the generation of elastic waves in the water column is carried out by a powerful broadband (3-125 Hz) pulsed source or a source of complex signals, ensuring the propagation of excited seismic waves to a distance of not less than the maximum removal of R max ADSS from the source.
Кроме того, отличием способа является то, что АДСС размещают вдоль линии заданного профиля при двумерной (2Д) сейсморазведке или по заданной площади морского дна при пространственной (3Д) сейсмосъемке с удалением АДСС друг от друга на расстояния не больше выноса R сейсмокосы ДЗ, при этом максимальный вынос Rmax источника от АДСС устанавливают по значению требуемой глубины Нmax исследований из соотношения Rmax≥ 3Нmax (2).In addition, the difference of the method is that the ADSS is placed along the line of a given profile during two-dimensional (2D) seismic exploration or over a given area of the seabed during spatial (3D) seismic surveys with the ADSS removed from each other at a distance of no more than the removal of R DZ seismic streamers, while the maximum removal of R max source from ADSS is determined by the value of the required depth H max studies from the ratio R max ≥ 3H max (2).
Отличием способа также является то, что регистрацию продольных и поперечных волн в АДСС осуществляют посредством трехкомпонентного (х, у, z) сейсмоприемного модуля и гидроакустического датчика давления с последующим накоплением измерительной информации, а местоположение АДСС на дне моря и при всплытии АДСС определяют с помощью средств гидроакустического и радионавигационного позиционирования, используя специализированные автономные донные самовсплывающие сейсмостанции, например АДСС “Ларге”.The difference of the method is also that the registration of longitudinal and transverse waves in the ADSS is carried out by means of a three-component (x, y, z) seismic module and a hydroacoustic pressure sensor, followed by the accumulation of measurement information, and the location of the ADSS at the bottom of the sea and during the ascent of the ADSS is determined by means of sonar and radio navigation positioning using specialized autonomous bottom self-floating seismic stations, for example ADSS “Large”.
При этом способ отличается тем, что сейсмокосу ДЗ удаляют от излучателя на расстояние R, отмечаемое головным буем сейсмокосы ДЗ, с помощью специального кабеля, имеющего положительную плавучесть, глубину буксировки которого регулируют гидродинамическими заглубителями.The method is characterized in that the DZ seismic line is removed from the emitter by a distance R, marked by the DZ seismic line head buoy, using a special cable with positive buoyancy, the towing depth of which is regulated by hydrodynamic deepeners.
Приведенная схема иллюстрирует предлагаемый способ морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки.The above diagram illustrates the proposed method of marine multi-wave multi-component seismic exploration.
Способ осуществляют системой морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки, которая включает буксируемые за судном 1 источник 2, сейсмокосу 3 ближней зоны и сейсмокосу 4 дальней зоны с головным буем 5, а также размещенные на морском дне АДСС 6.The method is carried out by a multi-component multi-component seismic exploration system, which includes a source 2 towed behind a vessel, a near-field seismic cable 3 and a far-field seismic cable 4 with a head buoy 5, and also ADSS 6 located on the seabed.
Способ морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки осуществляют следующим образом.The method of marine multi-wave multi-component seismic is as follows.
С помощью буксируемого за судном 1 источника 2 в толще воды генерируют продольные упругие волны. При этом генерирование в толще воды упругих волн осуществляют мощным широкополосным (3-125 Гц) импульсным источником 2 или источником сложных сигналов, обеспечивающими распространение возбужденных сейсмических волн на расстояние не менее максимального выноса (удаления) Rmax АДСС 6 от источника 2.Using a source 2 towed behind the vessel 1, longitudinal elastic waves are generated in the water column. In this case, the generation of elastic waves in the water column is carried out by a powerful broadband (3-125 Hz) pulse source 2 or a source of complex signals that ensure the propagation of excited seismic waves to a distance of not less than the maximum removal (removal) R max ADSS 6 from source 2.
Регистрацию полного волнового поля осуществляют синхронно посредством совокупности приемных устройств: донными приемными устройствами и буксируемой в водной толще за судном многоканальной приемной установкой МПУ. В качестве донных приемных устройств используют установленные в заданном районе акватории АДСС 6, в качестве МПУ используют две буксируемые сейсмокосы: сейсмокосу 3 ближней зоны и сейсмокосу 4 дальней зоны. При этом для сейсмокосы 3 БЗ устанавливают постоянный вынос (удаление) от источника 2, для сейсмокосы 4 ДЗ устанавливают вынос R, определяемый расстоянием выхода в первые вступления рефрагированных и головных волн от целевых (заданных программой исследований) горизонтов в соответствии с выражением (1). При двумерной (2Д) сейсморазведке АДСС 6 размещают вдоль линии заданного профиля, при пространственной (3 Д) сейсмосъемке АДСС 6 размещают по заданной площади морского дна. При этом АДСС 6 размещают с удалением друг от друга на расстояния не больше выноса R сейсмокосы 4 ДЗ, при этом максимальный вынос Rmax источника 2 от АДСС 6 устанавливают по значению требуемой глубины Нmax исследований из соотношения (2).Registration of the full wave field is carried out synchronously by means of a set of receiving devices: bottom receiving devices and a multi-channel MPU towed in the water column behind the vessel. As the bottom receiving devices, the ADSS 6 water areas installed in a given area are used; as a MPU, two towed seismic streamers are used: seismic streamer 3 of the near zone and seismic streamer 4 of the far zone. In this case, for seismic streamers 3 BZ, a constant offset (removal) from source 2 is established, for seismic streamers 4 DZ, the outflow R is determined, which is determined by the exit distance at the first arrivals of refracted and head waves from the target (specified by the research program) horizons in accordance with expression (1). In two-dimensional (2D) seismic surveys, ADSS 6 is placed along a line of a given profile; in spatial (3 D) seismic surveys, ADSS 6 is placed over a given area of the seabed. In this case, ADSS 6 is placed with a distance from each other at a distance not greater than the offset R of the seismic beam 4 DZ, while the maximum extension R max of source 2 from ADSS 6 is set according to the value of the required depth H max of studies from relation (2).
При этом сейсмокосу 4 ДЗ удаляют от излучателя 2, на расстояние R, отмечаемое головным буем 5 сейсмокосы 4 ДЗ, с помощью специального кабеля, имеющего положительную плавучесть, глубину буксировки которого регулируют гидродинамическими заглубителями.At the same time, the seismic cable 4 DZ is removed from the emitter 2, at a distance R, marked by the head buoy 5 of the seismic cable 4 DZ, using a special cable with positive buoyancy, the towing depth of which is regulated by hydrodynamic deepeners.
Регистрацию продольных и поперечных волн в АДСС 6 осуществляют посредством трехкомпонентного (х, у, z) сейсмоприемного модуля и гидроакустического датчика давления (гидрофона) с последующим накоплением измерительной информации, а местоположение АДСС 6 на дне моря и при всплытии АДСС определяют с помощью средств гидроакустического и радионавигационного позиционирования, используя специализированные автономные донные самовсплывающие сейсмостанции, например АДСС “Ларге” [7].The longitudinal and transverse waves are recorded in ADSS 6 by means of a three-component (x, y, z) seismic module and a hydroacoustic pressure sensor (hydrophone), followed by the accumulation of measurement information, and the location of ADSS 6 at the bottom of the sea and during the ascent of ADSS is determined using hydroacoustic and radio navigation positioning using specialized autonomous bottom self-floating seismic stations, for example ADSS “Large” [7].
С целью повышения информативности, разрешающей способности и достоверности сейсмосъемки в предлагаемом способе морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки при обработке данных продольных волн, принятых МПУ, дополнительно используют скоростные параметры разреза, получаемые при обработке компонентных данных продольных и поперечных волн, синхронно зарегистрированных АДСС 6, а для интерпретации данных и построения моделей исследуемых объектов и выявления морских углеводородных месторождений используют кинематические и динамические характеристики всей совокупности отраженных, рефрагированных, головных продольных и поперечных волн, синхронно зарегистрированных АДСС 6 и сейсмокосами 3 и 4 МПУ.In order to increase the information content, resolution and reliability of seismic surveys in the proposed method of marine multiwave multicomponent seismic exploration when processing longitudinal wave data received by the MPU, velocity section parameters obtained by processing component data of longitudinal and shear waves synchronously recorded by ADSS 6 are additionally used, and for interpretation data and constructing models of the studied objects and identifying offshore hydrocarbon deposits use kinematic and -dynamic characteristics of the totality of the reflected, refracted, head longitudinal and transverse waves synchronously recorded ADSS 6 and streamer 3 and 4 LPA.
Таким образом, синергия совокупности синхронно измеренных данных размещенными на дне АДСС и МПУ, включающей сейсмокосы ближней и дальней зон, позволяет реализовать адекватный современным требованиям информативности и достоверности способ морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки, который при использовании известных технических решений [3, 7] обеспечит высокую эффективность выявления морских углеводородных месторождений при приемлемой сложности и стоимости технологии.Thus, the synergy of the set of synchronously measured data placed on the bottom of the ADSS and MPU, including the near and far seismic streamers, allows for the implementation of a multi-wave multi-component seismic survey method that is adequate to modern information and reliability requirements, which, when using well-known technical solutions [3, 7], will provide high efficiency identification of offshore hydrocarbon deposits at an acceptable complexity and cost of technology.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИSOURCES OF INFORMATION
I. Прототип и аналоги:I. Prototype and analogues:
1. US 4942557, 17.07.1990 (прототип).1. US 4942557, 07.17.1990 (prototype).
2. RU 2072534 С1, 27.01.1997 (аналог).2. RU 2072534 C1, 01/27/1997 (analogue).
3. RU 14681 U1, 10.08.2000 (аналог).3. RU 14681 U1, 08/10/2000 (analogue).
II. Дополнительные источники по уровню техники:II. Additional sources of prior art:
4. RU 7212 U1, 16.07.1998.4. RU 7212 U1, 07.16.1998.
5. RU 16407 U1, 27.12.2000.5. RU 16407 U1, 12.27.2000.
6. RU 2145102 С1, 27.01.2000.6. RU 2145102 C1, 01/27/2000.
7. RU 28788 U1, 10.04.2003.7. RU 28788 U1, 04/10/2003.
8. Сейсморазведка: Справочник геофизика. В двух книгах/ Под ред. В.П.Номоконова. Кн. первая. - 2-е изд. - М.: Недра, 1990. - 336 с. (с.316-322).8. Seismic exploration: Handbook of geophysics. In two books / Ed. V.P. Nomokonova. Prince first one. - 2nd ed. - M .: Nedra, 1990 .-- 336 p. (p. 316-322).
9. RU 93027029/25 А, 27.06.1995.9. RU 93027029/25 A, 06/27/1995.
10. EUA 199900310 А, Бюл. ЕПВ, 1999, №5.10. EUA 199900310 A, Bull. EPO, 1999, No. 5.
11. RU 28923 U1, 20.04.2003.11. RU 28923 U1, 04.20.2003.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003114573/28A RU2246122C1 (en) | 2003-05-15 | 2003-05-15 | Method of naval multiwave multicomponent seismic prospecting |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003114573/28A RU2246122C1 (en) | 2003-05-15 | 2003-05-15 | Method of naval multiwave multicomponent seismic prospecting |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003114573A RU2003114573A (en) | 2004-11-10 |
| RU2246122C1 true RU2246122C1 (en) | 2005-02-10 |
Family
ID=35208863
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003114573/28A RU2246122C1 (en) | 2003-05-15 | 2003-05-15 | Method of naval multiwave multicomponent seismic prospecting |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2246122C1 (en) |
Cited By (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010071481A1 (en) * | 2008-12-19 | 2010-06-24 | Закрытое Акционерное Общество "Еmmet" | Seabed seismic station |
| WO2010138023A1 (en) * | 2009-05-29 | 2010-12-02 | Ilinsky Dmitry Anatolyevich | Areal marine seismic exploration method |
| RU2451309C2 (en) * | 2006-11-14 | 2012-05-20 | Статоил Аса | Seabed monitoring seismic cable |
| US8442770B2 (en) | 2007-11-16 | 2013-05-14 | Statoil Asa | Forming a geological model |
| US8498176B2 (en) | 2005-08-15 | 2013-07-30 | Statoil Asa | Seismic exploration |
| RU2502091C2 (en) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Российская Федерация, от имени которой выступает Министерство промышленности и торговли РФ | Marine seismic survey method |
| RU2503037C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт "Атолл" | Method of evaluating geologic structure of top layers of bottom |
| RU2503036C1 (en) * | 2012-07-17 | 2013-12-27 | Учреждение Российской академии наук Специальное конструкторское бюро средств автоматизации морских исследований Дальневосточного отделения РАН (СКБ САМИ ДВО РАН) | Method for offshore prospecting for hydrocarbon deposits |
| RU2503977C1 (en) * | 2012-07-18 | 2014-01-10 | Учреждение Российской академии наук Специальное конструкторское бюро средств автоматизации морских исследований Дальневосточного отделения РАН (СКБ САМИ ДВО РАН) | System for offshore hydrocarbon deposit prospecting |
| US8757270B2 (en) | 2010-05-28 | 2014-06-24 | Statoil Petroleum As | Subsea hydrocarbon production system |
| US8902699B2 (en) | 2010-03-30 | 2014-12-02 | Pgs Geophysical As | Method for separating up and down propagating pressure and vertical velocity fields from pressure and three-axial motion sensors in towed streamers |
| US9081111B2 (en) | 2010-04-01 | 2015-07-14 | Statoil Petroleum As | Method of providing seismic data |
| US9116254B2 (en) | 2007-12-20 | 2015-08-25 | Statoil Petroleum As | Method of and apparatus for exploring a region below a surface of the earth |
| RU2690038C1 (en) * | 2018-08-02 | 2019-05-30 | ФГБУН Институт океанологии им. П.П. Ширшова РАН | Sea measurement system for ocean exploration |
| CN110095810A (en) * | 2019-06-14 | 2019-08-06 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | Ground distributor cloth optical fiber three-component surface seismic data acquisition system and method |
| RU193837U1 (en) * | 2019-05-14 | 2019-11-18 | Акционерное Общество "Концерн "Океанприбор" | HYDRODYNAMIC MUFFLER FOR A HYDROACOUSTIC STATION WITH A FLEXIBLE TOWED ANTENNA FOR A SPREAD SHIP |
-
2003
- 2003-05-15 RU RU2003114573/28A patent/RU2246122C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8498176B2 (en) | 2005-08-15 | 2013-07-30 | Statoil Asa | Seismic exploration |
| RU2451309C2 (en) * | 2006-11-14 | 2012-05-20 | Статоил Аса | Seabed monitoring seismic cable |
| US8400871B2 (en) | 2006-11-14 | 2013-03-19 | Statoil Asa | Seafloor-following streamer |
| US8442770B2 (en) | 2007-11-16 | 2013-05-14 | Statoil Asa | Forming a geological model |
| US9164188B2 (en) | 2007-11-16 | 2015-10-20 | Statoil Petroleum As | Forming a geological model |
| US9389325B2 (en) | 2007-12-20 | 2016-07-12 | Statoil Petroleum As | Method of exploring a region below a surface of the earth |
| US9116254B2 (en) | 2007-12-20 | 2015-08-25 | Statoil Petroleum As | Method of and apparatus for exploring a region below a surface of the earth |
| WO2010071481A1 (en) * | 2008-12-19 | 2010-06-24 | Закрытое Акционерное Общество "Еmmet" | Seabed seismic station |
| EA019469B1 (en) * | 2009-05-29 | 2014-03-31 | Закрытое Акционерное Общество "Геонод Разведка" | Areal marine seismic exploration method |
| WO2010138023A1 (en) * | 2009-05-29 | 2010-12-02 | Ilinsky Dmitry Anatolyevich | Areal marine seismic exploration method |
| EA023381B1 (en) * | 2010-03-30 | 2016-05-31 | Пгс Геофизикал Ас | Marine geophysical exploration method |
| US8902699B2 (en) | 2010-03-30 | 2014-12-02 | Pgs Geophysical As | Method for separating up and down propagating pressure and vertical velocity fields from pressure and three-axial motion sensors in towed streamers |
| US9389323B2 (en) | 2010-04-01 | 2016-07-12 | Statoil Petroleum As | Apparatus for marine seismic survey |
| US9081111B2 (en) | 2010-04-01 | 2015-07-14 | Statoil Petroleum As | Method of providing seismic data |
| US9376893B2 (en) | 2010-05-28 | 2016-06-28 | Statoil Petroleum As | Subsea hydrocarbon production system |
| US9121231B2 (en) | 2010-05-28 | 2015-09-01 | Statoil Petroleum As | Subsea hydrocarbon production system |
| US8757270B2 (en) | 2010-05-28 | 2014-06-24 | Statoil Petroleum As | Subsea hydrocarbon production system |
| RU2502091C2 (en) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Российская Федерация, от имени которой выступает Министерство промышленности и торговли РФ | Marine seismic survey method |
| RU2503037C1 (en) * | 2012-04-12 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт "Атолл" | Method of evaluating geologic structure of top layers of bottom |
| RU2503036C1 (en) * | 2012-07-17 | 2013-12-27 | Учреждение Российской академии наук Специальное конструкторское бюро средств автоматизации морских исследований Дальневосточного отделения РАН (СКБ САМИ ДВО РАН) | Method for offshore prospecting for hydrocarbon deposits |
| RU2503977C1 (en) * | 2012-07-18 | 2014-01-10 | Учреждение Российской академии наук Специальное конструкторское бюро средств автоматизации морских исследований Дальневосточного отделения РАН (СКБ САМИ ДВО РАН) | System for offshore hydrocarbon deposit prospecting |
| RU2690038C1 (en) * | 2018-08-02 | 2019-05-30 | ФГБУН Институт океанологии им. П.П. Ширшова РАН | Sea measurement system for ocean exploration |
| RU193837U1 (en) * | 2019-05-14 | 2019-11-18 | Акционерное Общество "Концерн "Океанприбор" | HYDRODYNAMIC MUFFLER FOR A HYDROACOUSTIC STATION WITH A FLEXIBLE TOWED ANTENNA FOR A SPREAD SHIP |
| CN110095810A (en) * | 2019-06-14 | 2019-08-06 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | Ground distributor cloth optical fiber three-component surface seismic data acquisition system and method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2246122C1 (en) | Method of naval multiwave multicomponent seismic prospecting | |
| US6704244B1 (en) | Method for acquiring and processing seismic survey data using ocean bottom cables and streamers | |
| AU2008249163B2 (en) | In-sea power generation for marine seismic operations | |
| RU2375728C2 (en) | Method and device for marine electrical exploration of oil and gas fields | |
| US7366056B2 (en) | Depth sounding by acoustic pingers in a seismic spread | |
| EP3078991B1 (en) | Method for swell effect and mis-tie correction in high-resolution seismic data using multi-beam echo sounder data | |
| CN102483464B (en) | For the method for the positioningly front end of seismic exploration arranging system | |
| US4446538A (en) | Marine cable location system | |
| RU2003114573A (en) | METHOD OF MARINE MULTI-WAVE MULTICOMPONENT SEISMIC EXPLORATION | |
| US9759828B2 (en) | Determining a streamer position | |
| RU2072534C1 (en) | Method and device for naval polarized seismic survey | |
| US4709356A (en) | Seismic array positioning | |
| CN109632258A (en) | A kind of internal wave of ocean acoustic detection method that the transmitting-receiving based on vector sensor is isolated | |
| RU31658U1 (en) | LARGE SYSTEM FOR MARINE MULTI-WAVE MULTICOMPONENT SEISMIC EXPLORATION | |
| Violante | Acoustic remote sensing for seabed archaeology | |
| US20120147700A1 (en) | Determining Streamer Depth and Sea Surface Profile | |
| Rutenko et al. | A method for estimating the characteristics of acoustic pulses recorded on the sakhalin shelf for multivariate analysis of their effect on the behavior of gray whales | |
| US8634270B2 (en) | Determining sea conditions in marine seismic spreads | |
| CN114675331A (en) | Device and method for detecting seabed bubble type shallow gas in water surface sailing mode | |
| Koyama et al. | Bathymetry by new designed interferometry sonar mounted on AUV | |
| US20120134235A1 (en) | Areal Marine Seismic Exploration Method | |
| Asada et al. | Expanded interferometry and synthetic aperture applied to a side scanning sonar for seafloor bathymetry mapping | |
| RU2502091C2 (en) | Marine seismic survey method | |
| Miles | Geophysical sensing and hydrate | |
| Naik et al. | Underwater Sonar Systems: A Methodology to Generate Bathymetry and Sub-strata Data |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050516 |