NO337753B1 - Apparat og fremgangsmåte for innsamling av multikomponent geofysisk data - Google Patents

Apparat og fremgangsmåte for innsamling av multikomponent geofysisk data Download PDF

Info

Publication number
NO337753B1
NO337753B1 NO20131726A NO20131726A NO337753B1 NO 337753 B1 NO337753 B1 NO 337753B1 NO 20131726 A NO20131726 A NO 20131726A NO 20131726 A NO20131726 A NO 20131726A NO 337753 B1 NO337753 B1 NO 337753B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
particle
seismic
cable
motion sensor
particle motion
Prior art date
Application number
NO20131726A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20131726L (no
Inventor
Stig Rune Lennart Tenghamn
Audun Sødal
Andre Stenzel
Original Assignee
Pgs Americas Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Publication of NO20131726L publication Critical patent/NO20131726L/no
Application filed by Pgs Americas Inc filed Critical Pgs Americas Inc
Publication of NO337753B1 publication Critical patent/NO337753B1/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/18Receiving elements, e.g. seismometer, geophone or torque detectors, for localised single point measurements
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/18Receiving elements, e.g. seismometer, geophone or torque detectors, for localised single point measurements
    • G01V1/181Geophones
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/36Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3808Seismic data acquisition, e.g. survey design
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/18Receiving elements, e.g. seismometer, geophone or torque detectors, for localised single point measurements
    • G01V1/181Geophones
    • G01V1/185Geophones with adaptable orientation, e.g. gimballed
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/18Receiving elements, e.g. seismometer, geophone or torque detectors, for localised single point measurements
    • G01V1/189Combinations of different types of receiving elements
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/56De-ghosting; Reverberation compensation

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)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Selective Calling Equipment (AREA)

Description

OPPFINNELSENS BAKGRUNN
1. Oppfinnelsens område.
Foreliggende oppfinnelse vedrører maringeofysiske under-søkelser. Mer spesielt er oppfinnelsen relatert til fremgangsmåter for nevnte type undersøkelser og streamere med sensorer for å detektere seismikksignaler og til innsamling av marinseismikkdata.
2. Beskrivelse av relevant teknikk.
Ved seismikkundersøkelser fremskaffes geofysiske data ved å tilføre akustisk energi til jordgrunnen ved overflaten og å detektere seismikkenergi som reflekteres fra grenseflatene mellom forskjellige lag i formasjonene under overflaten. Seismikkbølgen reflekteres når det er en forskjell i impedans mellom laget over grenseflaten og laget under grenseflaten.
Ved marinseismiske undersøkelser benyttes vanligvis en seismisk sjokkgenerator, slik som en luftkanon, for å danne en akustisk puls. Den resulterende seismikkbølgen reflekteres tilbake fra grenseflaten under overflaten og detekteres av sensorer som er utplassert i vannet eller på sjøbunnen.
I en typisk marinseismisk operasjon, taues en streamerkabel bak et undersøkelsesfartøy ved en vanndybde mellom omkring seks og omkring ni meter. Hydrofoner er inkludert i streamerkabelen for å detektere seismikksignaler. En hydrofon er en nedsenkbar trykkgradientsensor som konverterer trykk-bølger til elektriske signaler som vanligvis registreres for signalbehandling, og evalueres for å beregne egenskapene for jordens undergrunn (subsurface).
Etter at de reflekterte bølgene når streamerkabelen, fortsetter bølgen å forplante seg til vann/luft grenseflaten ved vannoverflaten, som bølgen reflekteres nedover fra, og igjen detekteres av hydrofonene i streamerkabelen. Refleksjonskoeffisienten ved overflaten er nesten lik en i størrelse og med negativt fortegn. Seismikkbølgen vil være faseskiftet 180 grader. Bølgen som vandrer nedover henvises vanligvis til som "ekko"-signalet (eng:, "ghost" signal), og tilstedeværelsen av denne ekkorefleksjonen danner et hakk i spektralkurven (eng.: spectral notch)i det detekterte signalet. På grunn av hakket i spektralkurven, forsterkes noen frekvenser i det detekterte signalet og noen frekvenser dempes.
På grunn av ekkorefleksjonen virker vannoverflaten som et filter, noe som gjør det vanskelig å registrere data utenfor en valgt båndbredde uten for høy demping eller hakk i spektralkurvene for de registrerte dataene.
Maksimum demping opptrer ved frekvenser hvor avstanden mellom den detekterende hydrofonen og vannoverflaten er lik en halv bølgelengde. Maksimum forsterkning vil opptre ved frekvensene der avstanden mellom den detekterende hydrofonen og vannoverflaten er en kvart bølgelengde. Bølgelengden for den akustiske bølgen er lik hastigheten delt på frekvensen, og hastigheten for en akustisk bølge i vann er omkring 1500 meter per sekund. Tilsvarende er plasseringen i frekvensspektret for det resulterende hakket i spektralkurven lett å bestemme. For eksempel, for en streamer ved en vanndybde på 7 meter, som illustrert ved kurve 54 på Figur 1, vil maksimum dempning opptre ved en frekvens på omkring 107 Hz og maksimum forsterkning vil opptre ved en frekvens på omkring 54 Hz.
Det har ikke vært praktisk å taue kabler dypere enn omkring 9 meter fordi posisjonen av hakket i frekvensspektret for signalet som detekteres av en hydrofon i hovedsak minsker anvendeligheten av de registrerte dataene. Det har heller ikke vært praktisk å taue kabler ved dybder mindre enn omkring 6 meter, fordi ekkosignalene som reflekteres fra vannoverflaten i hovedsak demper signalet som detekteres av en hydrofon innenfor frekvensbåndet av interesse.
Det er også vanlig å utføre marinseismiske operasjoner der sensorer er plassert på sjøbunnen. Slike operasjoner betegnes vanligvis som "havbunnsseismikk"-operasjoner. I havbunnsseismikkoperasjoner benyttes både hydrofoner og geofoner for å registrere seismikkdataene, med geofonen vanligvis plassert i direkte kontakt med havbunnen. For å forbedre kontakten mellom geofonen og sjøbunnen, er geofonsammenstillingen vanligvis laget for å være ganske tung, med en typisk tetthet på mellom 3 og 7 gram per kubikkcentimeter.
En geofon detekterer et partikkelhastighetssignal, mens hydrofonen detekterer et trykkgradientsignal. Geofonen har retningsfølsomhet, mens hydrofonen ikke har det. Tilsvarende vil de oppadgående bølgefeltsignalene detektert av geofonen og hydrofonen være i fase, men de nedadgående bølgefeltsignalene detektert av geofonen og hydrofonen vil være 180 grader ute av fase. Forskjellige teknikker har blitt foreslått for å bruke denne fasedifferansen til å redusere hakkene i spektralkurven forårsaket av ekkorefleksjonen.
US-patent nr. 4,486,865 til Ruehle, for eksempel, viser et system som sies å undertrykke ekkorefleksjoner ved å kombinere utgangssignalene fra trykk- og hastighetsdetektorer. Detektorene er anbrakt parvis, en trykkdetektor og en hastighetsdetektor i hvert par. Et filter sies å endre frekvensinnholdet for i det minste en av detektorene slik at ekko-refleksjonene kansellerer hverandre når utgangssignalene kombineres.
US-patent nr. 5,621,700 til Moldovenu viser også bruk av minst ett sensorpar omfattende en trykksensor og en hastighetssensor i en havbunnskabel i en fremgangsmåte for å dempe ekkosignaler og gjenklang fra vannlag.
US-patent nr. 4,935,903 til Sanders m.fl. viser et marinseismisk refleksjonsundersøkelsessystem som detekterer seismikkbølger som vandrer i vann ved hjelp av par av trykksensor-partikkelhastighetssensorer (for eksempel hydrofon-geofon par) eller alternativt vertikalt atskilte trykksensorer. I stedet for å filtrere for å eliminere ekkorefleksjonsdata, nødvendiggjør systemet en forbedring av primære refleksjonsdata for bruk i pre-stakk behandling ved å legge til ekkodata.
US-patent nr. 6,172,940 Bl en fremgangsmåte for å måle
akustisk intensitet under vann ved hjelp av en undervannsprobe som består av to geofoner der geofonene er montert på innsiden av et akustisk transparent, gummiskall som reduserer effektene av støy på grunn av strøm.
US-patent nr. 4,979,150 tilveiebringer en fremgangsmåte for marinseismikkundersøkelser som sies å dempe koherent støy som resulterer fra vannkolonne gjenklang ved anvendelse av en skalafaktor på utgangssignalet fra en trykktransduser og en partikkelhastighetstransduser plassert i hovedsak ved siden av hverandre i vannet. I denne fremgangsmåten kan transduserne plasseres enten på sjøbunnen eller ved et sted i vannet over bunnen, selv om sjøbunnen sies å være foretrukket.
Fire-komponent system har også blitt benyttet på sjø-bunnen. Et fire-komponent system benytter en hydrofon for å detektere et trykksignal sammen med en tre-komponent geofon for deteksjon av partikkelhastighetssignaler i tre ortogonale retninger: vertikal, i-linje (eng.: in line) og på-tvers (eng.: cross line). Utgangssignalet fra den vertikale geofonen benyttes i sammenheng med hydrofonsignalet til å kompensere for overflaterefleksjonen. De tre ortogonalt plasserte geofonene brukes for å detektere skjærbølger, inkludert forplantningsretningen for skjærbølgene.
Anvendeligheten av å samtidig registrere trykk og vertikal partikkelbevegelse i marinseismiske operasjoner har lenge blitt erkjent. Imidlertid må en geofon (eller akselerometer) for måling av vertikal partikkelbevegelse bli opprettholdt i en passende orientering for å detektere signalet nøyaktig. Det å opprettholde en slik orientering er ikke trivielt i en marin streamer og betydelig mer proble-matisk enn å opprettholde en slik orientering på sjøbunnen. Undersøkelsesstreamere tauet bak marine fartøyer er vanligvis over en engelsk mil lang.
Moderne marinseismiske streamere kan benytte mer enn 10.000 transdusere. For å opprettholde en partikkelhastighetssensor (en geofon eller akselerator) i passende orientering for å detektere vertikal bevegelse, har det i tidligere kjent teknikk blitt foreslått forskjellige løsninger. Bruk av kardangoppheng har blitt foreslått gjentatte ganger. Ett eksempel er et "kardanglåssystem for seismikksensorer" beskrevet i US-patent nr. 6,061,302 til Brink m.fl. Et annet eksempel er en "dobbel kardang geofon" beskrevet i US-patent nr. 5,475,652 til McNeel m.fl. Nok et annet eksempel er en "selvorienterende retningsfølsom geofon" beskrevet i US-patent nr. 4,618,949 til Lister. Uansett, så er ingen streamere som inneholder både hydrofoner og geofoner i kommersiell bruk.
I US-patent nr. 5,126,980 «Seif-orienting vertically sensitive accelerometer» gitt til Sallas med flere presenteres en seismometertransdusersammenstilling for måling av partikkelbevegelse. Tilsvarende beskriver US-patent nr. 5,189,642 «Seafloor seismic recorder» gitt til Donoho med flere en geofonsensorsammenstilling (140) for måling av partikkelbevegelse.
I US-patent nr. 6,172,940 «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» gitt til Barr med flere beskrives en fremgangsmåte for geofysiske undersøkelser ved generering av et seismisk signal i en vannmasse.
Monk med flere beskriver i sin patentsøknad US 2003/0028326 «Dual sensor signal processing method for on-bottom cable seismic» en fremgangsmåte for å behandle data fra doble sensormottakere for å danne en kombinert seismisk trase.
I patentsøknaden US 2003/0226488 Al «Streamer cable connector» ved Grieger med flere presenteres en konnektor for streamerkabel som innbefatter en intern og en ekstern kuleskål. I US-patent nr. 6,154,420 «Seismic streamer trim section» gitt til Norris presenteres et system for å selektivt tune oppdriften til en marin, seismisk streamer eller undervannskabel. US-patent nr. 6,775,618 «Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data» gitt til Robertsson med flere presenterer forbedret fremgangsmåte og system for «de-ghosting» ved anvendelse av marinseismiske data med flere komponenter som er registrert i et fluidmedium. I US-patent nr. 4,752,916 «Method and system for removing the effect of the source wavelet from seimic data» gitt til Loewenthal tilveiebringes en fremgangsmåte og et system for seismiske undersøkelser av et legeme ved å påtrykke legemet akustisk energi som danner småbølger og å detektere responsen til legemet for å danne seismiske traser. He med flere presenterer i patentsøknaden US 2001/0035311 «Integrated ocean bottom towed array for four-component seismic data aquisition» en integrert oppstilling med fire komponenter for seismisk dataakkvisisjon, der oppstillingen består av en seksjon for datainnsamling, en geofon med tre komponenter i et kardangoppheng og en hydrofon i et hus.
I tillegg til problemet med å opprettholde orienteringen, så har kraftig støy fra streamerkablene blitt ansett for hindrende for bruk a partikkelhastighetssensorer i streamere. Fordi spenningsutgangssignalet fra partikkelhastighetssensorer vanligvis ikke er så kraftig som utgangssignalet fra hydrofoner, har støynivået i streamerkabler vært ufordelaktig for bruk av partikkelhastighetssensorer.
I havbunnskabler er sensorene plassert på sjøbunnen og er derfor mindre utsatt for støy dannet av vibrasjoner i kabelen. Geofoner er vanligvis kardansk opphengt for å sikre en korrekt retning og lages av tung messing eller et lignende materiale for å sikre god kontakt med havbunnen. Geofonhuset er vanligvis fylt med et fluid for å forbedre koplingen mellom sensoren og sjøbunnen. På grunn av variasjon i egenskapene for sjøbunnen fra sted til sted, kan imidlertid en impedansmistilpasning mellom sjøbunnen og sensoren og sensor-huset forårsake problemer. Slik mistilpasning i impedans kan forårsake forskjellige typer forvrengninger i både hydrofonsignalet og geofonsignalet. Grenseflateeffekter for hydrofonen og geofonen på grunn av deres nærhet til sjøbunnen kan også endre responsen for hydrofonen og geofonen, og gir opphav til et behov for å korrigere amplitudeverdiene ved behandling for å bli i stand til å bruke signalet til eliminering av "ekko"-refleksjonen fra overflaten.
Følgelig fortsetter det å være et behov for et forbedret system for innsamling av marinseismiske data.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
Det presenteres en partikkelhastighetssensor som inkluderer en innkapsling med en geofon anbrakt i innkapslingen. Et fluid som i hovedsak omgir geofonen er inkludert inne i huset. Partikkelhastighetssensoren har en akustisk impedans innenfor området på omkring 750,000 Newtonsekunder per kubikkmeter ( Ns/ m3) til omkring 3,000,000 Newtonsekunder per kubikkmeter { Ns/ m3) .
I en utførelsesform omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte for geofysiske undersøkelser omfattende generering av et seismikksignal i et legeme av vann, og detektering av nevnte seismikksignal med flere samlokaliserte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger. Hver partikkelbevegelsessensorsammenstilling omfatter en innkapsling, en partikkelbevegelsessensor kardansk montert i nevnte innkapsling, et fluid inne i nevnte innkapsling som i hovedsak omgir nevnte partikkelbevegelsessensor og trykkgradientsensorer plassert inne i en seismikkabel som er utplassert i nevnte vannlegeme. Nevnte fluid har en viskositet som gir tilstrekkelig demping av sensorbevegelse til å redusere støy samtidig som den muliggjør tilstrekkelig bevegelse av nevnte sensor til å opprettholde en valgt orientering ettersom nevnte innkapsling roteres. Hver partikkelbevegelsessensorsammenstilling har en akustisk impedans innenfor området fra omkring 750,000 Newtonsekunder per kubikkmeter til omkring 3,000,000 Newtonsekunder per kubikkmeter, og hver partikkelbevegelsessensorsammenstillingen har en dimensjon som tillater nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling å monteres innenfor en intern diameter av en seismikkstreamerkabel som har en intern diameter som ikke er større enn omtrent 66 millimeter. Fremgangsmåten omfatter videre modifisering av utgangssignalet fra minst en av de nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger eller nevnte trykkgradientsensorer for i hovedsak å utjevne utgangssignalene fra nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger og nevnte trykkgradientsensorer innenfor minst et valgt frekvensområde, og kombinering av de modifiserte utgangssignalene fra samlokaliserte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger og trykkgradientsensorer innenfor minst nevnte valgte frekvensområde .
Det presenteres videre en fremgangsmåte for geofysiske undersøkelser der et seismikksignal dannes i et legeme av vann og detekteres med flere samlokaliserte partikkelhastighetssensorer og trykkgradientsensorer plassert i en seismikkabel utplassert i vannlegemet. Utgangssignalet fra en av eller både partikkelhastighetssensorer og trykkgradientsensorer modifiseres for i hovedsak å utjevne utgangssignalene fra partikkelhastighetssensorene og trykkgradientsensorene innenfor minst et valgt frekvensområde. Utgangssignalene fra samlokaliserte partikkelhastighets-sensorer og trykkgradientsensorer kombineres så.
Det presenteres også en fremgangsmåte for behandling av marinseismiske data for å redusere hakkene i spektralkurven som resulterer fra ekkorefleksjoner fra overflaten der amplitude- og fasevariasjonen med frekvensen for utgangssignalet fra en hastighetssensor fra et sensorpar av en samlokalisert partikkelhastighetssensor og en trykkgradientsensor bestemmes uavhengig av en hvilken som helst variasjon i amplitude eller fase med frekvens for partikkelhastighetssensorutgangssignalet som resulterer fra impedansmistilpasningen mellom partikkelhastighetssensoren og et medium som en seismikkbølge koples til partikkelhastighetssensoren fra. Utgangssignalet fra en av eller både partikkelhastighetssensorene og trykkgradientsensorene modifiseres for å kompensere for den bestemte amplitude- og fasevariasjonene for å danne modifiserte utgangssignaler. De modifiserte utgangssignalene summeres så.
I en annen utførelsesform omfatter oppfinnelsen en seismisk streamer med en intern diameter som ikke er større enn omtrent 66 millimeter, omfattende
partikkelbevegelsessensorsammenstilling som omfatter flere
trykkgradientsensorer utplassert atskilt langs en streamerkabel. Streamerkabelen er innrettet for å slepes bak et fartøy gjennom et vannlegeme ved en valgt dybde under vannoverflaten, og flere
partikkelbevegelsessensorsammenstillinger. Hver partikkelbevegelsessensorsammenstilling er i hovedsak samlokalisert med en av trykkgradientsensorene, og omfatter en innkapsling, en partikkelbevegelsessensor kardansk montert i nevnte innkapsling, og et fluid inne i nevnte innkapsling som i hovedsak omgir nevnte partikkelbevegelsessensor. Nnevnte fluid har en viskositet som gir tilstrekkelig demping av
sensorbevegelse til å redusere støy samtidig som den muliggjør tilstrekkelig bevegelse av nevnte sensor til å opprettholde en valgt orientering ettersom nevnte innkapsling roteres. Nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling er konstruert av komponenter som er valgt slik at
partikkelbevegelsessensorsammenstillingen har en akustisk impedans innenfor området fra omkring 750,000 Newtonsekunder per kubikkmeter til omkring 3,000,000 Newtonsekunder per kubikkmeter og en konfigurasjon som tillater nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling å monteres innenfor en intern diameter av en seismikkstreamerkabel som har en intern diameter som ikke er større enn omtrent 66 millimeter.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Figur 1 viser frekvensspektret for et seismikksignal detektert av en hydrofon ved en vanndybde på 7 meter. Figur 2 illustrerer et typisk utførelsesform av oppfinnelsen, der flere streamerkabler taues bak et seismikk-undersøkelsesfartøy. Figur 3 viser geofonsammenstillingen med delene for-størret eller skilt ut for illustrasjon. Figur 4 viser et tverrsnitt av en geofonsammenstilling. Figur 5 viser partikkelhastighetssensorer og trykkgradientsensorer i en seismisk streamerkabel. Figurene 6A og 6B viser en typisk fase- og amplitude-respons for en partikkelhastighetssensor. Figur 7 viser den simulerte utgangsresponsen for en hydrofon og en geofon ved en vanndybde på 2 6 meter. Figur 8 fremviser faktiske hydrofon- og geofondata fra en felttest med kabelen ved omkring 2 6 meter. Figur 9 viser en summering av hydrofon- og geofondataene vist på Figur 8. Figur 10 viser en simulering av streamerdata ved en-meters dybde.
BESKRIVELSE AV FORETRUKNE UTFØRELSESFORMER
Figur 2 illustrerer en vanlig konfigurasjon ved geofysiske undersøkelser der flere streamerkabler 30 taues bak et fartøy 32. En eller flere seismikkilder 34 taues også vanligvis bak fartøyet. Seismikkilden, som vanligvis er en luftkanon, men kan også være en vannkanon eller annen type kilde som er kjent for de med vanlige ferdigheter på fagområdet, sender seismisk energi eller bølger inn i jordgrunnen og bølgene reflekteres tilbake av reflektorer i jordgrunnen og registreres av sensorer i streamerne. Paravaner 35 benyttes for å holde kablene 30 i den ønskede laterale posisjonen. Oppfinnelsen kan imidlertid også realiseres i seismikkabler som holdes ved en i hovedsak stasjonær posisjon i et legeme av vann, enten flytende ved en valgt dybde eller liggende på bunnen av legemet av vann, i disse tilfellene kan kilden taues bak et fartøy for å danne sjokkbølger på forskjellige steder, eller kilden kan også holdes i en stasjonær posisjon.
Seismikksensorer ifølge utførelsesformene av den foreliggende oppfinnelsen anbringes i streamerkabler, slik som kabler 30.
I en spesiell utførelsesform omfatter foreliggende oppfinnelse en partikkelhastighetssensor i form av en geofonsammenstilling. En slik geofonsammenstilling vises på figurene 3 og 4. Figur 3 viser geofonsammenstillingen 3 med delene forstørret eller skilt ut for illustrasjon. Figur 4 viser en tverrsnittseksjon av geofonsammenstillingen 3 på Figur 3 med de forskjellige delene sammenstilt (ikke forstørret).
Det vises så til figurene 3 og 4, der geofonen 10 er montert i en innkapsling 20 omfattende en ytre hylse 12 og endekapsler 1 og 13. Geofonen 10 er sikret i en festering (eller holdeinnretning) 8. Akslinger 9 strekker seg fra motsatte sider av en monteringsring 10 inn i lagerhylsene 2. Lagre 4 som er plassert mellom akslingene 9 og lagerhylsene 2 muliggjør rotasjonsbevegelse for akslingene 9 med hensyn til lagerhylsene 2, og gir derved et kardangoppheng. Endekapsler 1 og 13 festes sammen ved hjelp av bolter 16 og gjengede innsettingsdeler 18. En fjær 6 gir elektrisk kontakt mellom akslingene 9, som er elektrisk ledende og er elektrisk koplet til utgangsterminaler (ikke vist) på geofonen, og lagerhylsene 2, som også er elektrisk ledende, og som er elektrisk koplet til streamerkabelens ledningsføring. Spennskiver (eng.: thrust washers) gir forspenning av lagrene 4 for å eliminere uønsket slakk i lagrene. O-ringer 15 gir en forsegling mellom en ytre hylse 12 og endekapsler 1 og 13, og O-ringer 14 gir en forsegling mellom lagerhylsene 2 og endekapslene 1 og 13. En plugg 17 benyttes for å plugge igjen røret som fluidet føres gjennom inn i det indre av geofonkapslingen som omfatter de to endekapslene 1 og 13, og den ytre hylsen 12. Konfigurasjonen av geofonsammenstillingen som er illustrert i Figurene 3 og 4 er en spesiell versjon av en utførelsesform av oppfinnelsen og er ikke ment å være begrensende. Geofonsammenstillingen 3 er festet til et strekkbelastningselement i en seismisk kabel for fast posisjonering.
Kapslingen 20, omfattende endekapslene 1 og 13 og ytterhylsen 12, inneholder et fluid, fortrinnsvis en olje, som i hovedsak omgir geofonen. Fluidet gir kopling mellom geofonen og geofonkapslingen i geofonsammenstillingen. Fluidet gir kopling mellom geofonen og geofonkapslingen i geofonsammenstillingen. Fluidet bør fortrinnsvis omgi geofonen, men vil fortrinnsvis ikke fylle kapslingen slik at det gis rom for fluidekspansjon og -kontraksjon med endringer i temperatur og trykk. Fluidet har en viskositet som gir en tilstrekkelig demping av geofonbevegelsen til å redusere støy, mens det tillates tilstrekkelig bevegelse av geofonen 10 på lagrene til å opprettholde transduseren i den ønskede orienteringen. Det vil si, viskositeten av fluidet bør være høy nok til å hindre geofonen fra uønskede bevegelser, men lav nok til å forhindre geofonen fra å følge rotasjonsbevegelsen til kapslingen og en streamer som geofonsammenstillingen er montert i. En foretrukket viskositet for et slikt fluid er i området omkring 500 til omkring 5000 centistoke.
En posisjoneringsdel, slik som en vekt 11, kan bli anbrakt på den nedre siden av geofonenen 10 for å lette til med å holde sensoren 10 i den ønskede orienteringen. Posisjo-neringsdelen 11 kan bli formet i hovedsak av bly, selv om andre materialer som har en tetthet større enn tettheten av geofonen kan benyttes. Alternativt, eller i tillegg, kan en posisjoneringsdel (ikke vist) som har en tetthet som er lavere enn tettheten av fluidet som i hovedsak omgir geofonen 10 bli installert på den øvre siden av geofonen 10 for å hjelpe til med å holde geofonen 10 i den ønskede orienteringen.
Lokalisering av tyngdepunktet for hydrofonen under rotasjonsaksen for det kardanske opphenget som sensoren er anbrakt på vil hjelpe til med å holde geofonen i den ønskede orienteringen.
Partikkelhastighetssensoren ifølge denne oppfinnelsen er tilstrekkelig liten til å passe inn i det indre av en sylindrisk streamerkabel. Typiske indre diametre for slike sylindriske streamerkabler er enten 55 millimeter eller 66 millimeter. Rommet inne i streameren som omgir de seismiske sensorene og annen apparatur (ikke vist) plassert inne i streameren er vanligvis fylt med en væske, slik som en olje, som gir i hovedsak nøytral oppdrift for kabelen. Rommet kan også bli fylt med en gel eller halvfast materiale, og streameren kan også være en streamer av et fast materiale.
I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen velges tettheten for hele geofonsammenstillingen (omfattende fluidet og andre elementer i dette) for å forbedre koplingen mellom geofonsammenstillingen og dens omgivelser. Generelt oppnås den optimale koplingen når geofonsammenstillingens akustiske impedans er omkring den samme som den akustiske impedansen til dens omgivelser, noe som kan oppnås ved å gjøre tettheten for geofonsammenstillingen omkring den samme som tettheten for omgivelsene, og den akustiske hastigheten for geofonsammenstillingen omkring den samme som den akustiske hastigheten for dens omgivelser.
Når en akustisk bølge som vandrer i et medium møter grenseflaten til et annet medium, dannes reflekterte og overførte bølger. Videre, når grenseområdet for det andre mediet er mye mindre enn bølgelengden for den akustiske bølgen, resulterer dette i diffraksjon heller enn refleksjon. For plane bølger er den karakteristiske akustiske impedansen for et medium lik tettheten ganger hastigheten, dvs.,
der, z= akustisk impedans
p0=tetthet, og
c = hastighet.
La den innfallende og reflekterte bølgen vandre i et fluid med karakteristisk akustisk impedans, rx - pxcx, der pxer likevektstettheten for fluidet og cx er fasehastigheten i fluidet. La så den overførte bølgen vandre i et fluid med karakteristisk impedans r2 = p2c2 . Dersom den komplekse trykk-amplituden for den innfallende bølgen er P: , den for den reflekterte bølgen er PR , og den for den overførte bølgen er PT , så kan trykkrefleksjonskoeffisienten R bli definert som: og siden 1 + R=T, kan trykktransmisj onskoef f isienten Tuttrykkes som:
Det følger fra den foregående forklaringen at forbedret mottak vil oppnås dersom partikkelhastighetssensoren lages på en slik måte at tettheten og hastigheten i sensorsammenstillingen, inkludert kapslingen og andre komponenter ligner på den for det omkringliggende fluidet. Dersom de er like, vil refleksjonskoeffisienten være R=0 og transmisjons-koef f isienten vil være T—\ .
Ved å gjøre den akustiske hastigheten i partikkelhastighetssensoren i hovedsak lik den akustiske hastigheten i vannet som sensoren er utplassert i, og ved å gjøre tettheten for partikkelhastighetssensoren lignende tettheten for vannet, dannes en god impedanstilpasning mellom vannet og partikkelhastighetssensoren. Hastighetssensoren vil ha en god impedanstilpasning med de omkringliggende media og det vil ikke opptre noen forstyrrelse av amplituden eller fasen pga. refleksjon, diffraksjon eller andre anomalier for den vandrende bølgen som passerer gjennom sensoren og dens kapsling.
I en foretrukket utførelsesform er tettheten for partikkelhastighetssensoren mindre enn omkring to ganger tettheten for vann (omkring 2 g/cm<3>) og mer fordelaktig omkring den samme som tettheten for vann (omkring 1 g/cm3) . Tilsvarende bør tettheten for partikkelhastighetssensoren vanligvis være mellom omkring 0.5 g/cm<3>og 2 g/cm<3>, og mer fordelaktig, omkring 1.0 g/cm<3>. Det skal imidlertid forstås at vanntettheten kan variere med saltgehalten, og det kan være nyttig å variere tettheten for partikkelhastighetssensoren, avhengig av det spesielle vannlegemet som partikkelhastighetssensoren er utplassert i. Fordi tettheten av partikkelhastighetssensoren i følge en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen er i hovedsak mindre enn tettheten for geofonsammenstillinger som typisk er tilgjengelige for bruk ved seismikkoperasjoner på havbunnen, velges forskjellige komponenter som geofonsammenstillingen sammenstilles av. For eksempel kan minst en del av kapslingen dannes av et formbart elastomermateriale, slik som isoplast eller polypropylen, eller et formbart komposittmateriale, slik som en fiberforsterket epoksy.
Fremfor behovet for god akustisk kopling er en partikkelhastighetssensor med lav vekt nyttig, fordi i en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen kreves det at seismikkabelen som sensorene er inkludert i har nøytral oppdrift. Så mange som 10,000 partikkelhastighetssensorer kan benyttes i en enkelt kabel. Tilsvarende gjør en partikkelhastighetssensor som har en tetthet på mindre enn 2 gram per kubikkcentimeter det mulig at den mekaniske konstruksjonen av seismikkabelen oppnår nøytral oppdrift.
I en spesiell utførelse av oppfinnelsen benyttes partikkelhastighetssensorer 3 og trykkgradientsensorer 5 sammen i en sylindrisk seismikkabel 30, som vist i Figur 5. Bruk av både partikkelhastighetssensorer og trykkgradientsensorer muliggjør at signalforringelse som et resultat av at ekkorefleksjoner fra overflaten i hovedsak blir eliminert fra de registrerte seismikkdataene. Slik signalforbedring oppnås ved kombinasjon av utgangssignalene fra en partikkelhastighetssensor (eller en rekke av partikkelhastighetssensorer) med utgangssignalene fra en trykkgradientsensor (eller en rekke av trykkgradientsensorer) plassert i hovedsak ved det samme sted. Partikkelhastighetssensorer og trykkgradientsensorer plassert ved i hovedsak det samme sted kan i det følgende bli henvist til som "samlokaliserte" sensorer.
Fase- og amplituderesponsen for en trykkgradientsensor er i hovedsak konstant i det seismiske frekvensbåndet som er av interesse (fra omkring 2 Hz til omkring 300 Hz). For eksempel for T-2BX hydrofonen markedsført av Teledyne Instruments, Inc., 5825 Chimney Rock Road, Houston, Texas 77081, har variasjonen i amplitude over et frekvensområde på 2 - 300 Hz blitt målt til mindre enn 1 dB, og variasjonen i fase til mindre enn 0,1 grader. Figurene 6A og 6B viser en typisk amplitude og faserespons for en partikkelhastighetssensor. På Figur 6A representerer kurve 56 amplitudevariasjon, og på Figur 6B representerer kurve 58 fasevariasjonen. I kontrast til amplitude- og faseresponsen for hydrofonen, er det klart at det er vesentlige variasjoner i både amplitude- og faseresponsen for en partikkelhastighetssensor i seismikkfrekvensområdet av interesse.
Videre, i systemer fra den tidligere kjente teknikk, der impedansen til partikkelhastighetssensoren var i hovedsak tilpasset til impedansen av substansen (enten vannet eller vannbunnen) som seismikkbølgen koples med partikkelhastighets sensoren, opptrer ytterligere variasjoner i amplitude og fase i seismikkfrekvensområdet pga. impedansmistilpasningen.
I følge en spesiell utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, der impedanstilpasningen mellom vannet og partikkelhastighetssensoren er i større grad nesten like, minimaliseres slike ytterligere variasjoner, og tilsvarende kan utgangssignalet av partikkelhastighetssensoren og utgangssignalet fra trykkgradientsensorene bli tilpasset ved å benytte et passende filter av en type som er kjent for de med vanlige ferdigheter på fagområdet, uten at det kreves ytterligere tilpasning for variasjonene forårsaket av impedansmistilpasning.
I en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er trykkgradientsensoren en hydrofon og partikkelhastighetssensoren er en geofon. Forholdet mellom akustisk trykk i et medium og den tilhørende partikkelhastigheten er den spesi-fikke akustiske impedans ( p0c = p/ u) . For en hydrofon som har en god impedanstilpasning til mediet som omgir hydrofonen og som (for eksempel) har en trykkfølsomhet på 20 volt per bar, dvs.
der forholdet kan uttrykkes som og en geofon eller en gruppe av geofoner som har en god impedanstilpasning til mediet som omgir geofonen, og har (for eksempel) en spennings følsomhet på: vil skalafaktoren ( K), som uttrykker forholdet mellom hastighetsutgangssignalet for geofonen og trykkutgangssignalet for hydrofonen være:
som indikerer at geofonhastighetsutgangssignalet trenger å multipliseres med en skalafaktor på K=15 før trykk og hastighet kan bli sammenlignet. Det vil bli forstått at for hydrofoner og geofoner som har forskjellig følsomhet fra det eksemplet som ble diskutert ovenfor, vil skalafaktoren ( K) være forskjellig. Videre, på grunn av variasjonen i amplituden (som vist på Figur 6A) og fase (som vist på Figur 6B) for geofonutgangssignalet som en funksjon av frekvens, er det nødvendig å kompensere for amplitude- og faseresponsen for geofonen før skalafaktoren anvendes.
Amplituderesponsen (is) og f aseresponsen ( <j>) for geofonen som en funksjon av frekvens kan representeres av de følgende sammenhengene.
der, G = geofonspenningsfølsomhet;
/ = frekvens;
fn = egenfrekvens;
r=viklingsresistans ;
R = lastresistans; og
bt = total demping.
Typiske verdier kan være: fn = 10; r = 350 Ohm; R = oo; og bt = 0.6.
Dersom amplituden og fasen for geofonutgangssignalet justeres for å kompensere for denne variasjon i fase og amplitude med frekvens, vil geofonutgangssignalet i hovedsak ha samme fase og amplitude som hydrofonsignalet. Normalt kan justeringen utføres på grunnlag av beregningene basert på ligningene 8 og 9.
Som nevnt ovenfor er, i en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen, partikkelhastighetssensorene konstruert for å ha en akustisk impedans i hovedsak lignende den akustiske impedansen til vannet i vannlegemet som partikkelhastighets-sensorene er utplassert i. Tilsvarende, så unngås problemene som påstøtes i tidligere kjente systemer der impedansen for sensoren ikke var tilpasset den akustiske impedansen for mediet som en seismikkbølge ble koplet fra og til sensoren. I systemer i den tidligere kjente teknikk dannet variasjonene i amplitude og fase som en funksjon av frekvens, forårsaket av impedansmistilpasning, vanskeligheter med tilpasning av utgangssignalet fra partikkelhastighetssensoren til utgangssignalet fra trykkgradientsensoren. På grunn av den impedanstilpasningen som oppnås i en foretrukket utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, behøver bare variasjonen i amplitude og fase for selve partikkelhastighetssensoren å bli kompensert for, for å gjøre det mulig at utgangssignalet fra partikkelhastighetssensoren blir kombinert med utgangssignalet fra trykksensoren for å dempe spektralsenkningene forårsaket av ekkoeffektrefleksjonen.
I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen kan variasjonene i fase og amplitude med frekvens for partikkelhastighetssensoren bli beregnet basert på kjent (eller bestemmelige) egenskaper for selve partikkelhastighetssensoren. Utgangssignalet fra partikkelhastighetssensoren kan modifiseres tilsvarende for å korrigere for variasjon i amplitude og fase med frekvens ved bruk av filterteknikker som er velkjente for de med alminnelige ferdigheter på fagområdet. For samlokaliserte trykkgradientsensorer og partikkelhastighetssensorer, kan utgangssignalet fra trykkgradientsensoren og det filtrerte utgangssignalet fra trykkgradientsensoren så bli summert for å dempe hakkene i spektralkurven som resulterer fra ekkorefleksjonen. Selv om fase og amplituden for utgangssignalet fra partikkelhastighetssensoren i en foretrukket utførelsesform modifiseres for i hovedsak å tilpasses utgangssignalet fra trykkgradientsensoren, vil de med ferdigheter på fagområdet forstå at fasen og amplituden for utgangssignalet fra trykkgradientsensoren kunne bli modifisert for tilpasning til utgangssignalet fra partikkelhastighetssensoren.
Fordi støynivået vanligvis er større ved grunnere vanndybder, kan plassering av streameren ved dybder større enn omkring ni meter (den største dybden der streamerkablene typisk er utplassert) redusere støy detektert av sensorene, og signal-til-støy forholdet for signalene detektert av seismikksensorene forbedres tilsvarende. For slike større dybder er imidlertid senkningene i et hydrofonspektrum som resulterer fra overflateekkorefleksjonene ved lavere frekvenser, og et slikt hydrofonsignal anses normalt som uønsket på grunn av hakkene i spektralkurven i frekvensområdet av interesse i seismikkundersøkelser. I følge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse kan utgangssignalet fra partikkelhastighetssensoren som vil ha senkninger i sitt frekvensspektrum ved frekvenser som er forskjellig fra frekvensene for hakkene i frekvensspektret for hydrofonen, bli kombinert med utgangssignalet fra hydrofonen for å kompensere for hakkene i spektralkurven og et signal i hovedsak fritt for ekkoeffekt kan oppnås. Figur 7 viser simulerte utgangsresponser for en hydrofon (kurve 42) og en geofon
(kurve 44) ved en vanndybde på 2 6 meter. Grafen indikerer at to signaler kan bli kombinert for å kompensere for hakkene i spektralkurven som resulterer fra overflaterefleksjonen. Figur 8 gir faktiske data fra en felttest med kabelen ved omkring 26 meter, som bekrefter resultatene indikert i simuleringen. På Figur 8 er utgangssignalet fra geofonen betegnet ved tallet 46 og utgangssignalet fra hydrofonen er betegnet ved tallet 48. Figur 9 viser en summering (kurve 60) av hydrofon- og geofondataene på Figur 8 og illustrerer dempningen av hakkene i spektralkurven.
På grunn av det potensielt høye støynivået i geofon-signalene ved lave frekvenser, resulterende fra mekaniske vibrasjoner i kabelen kombineres ikke, i en spesiell utførelsesform av oppfinnelsen, lavfrekvente geofonsignaler med hydrofonsignalet. I en spesiell utførelsesform av oppfinnelsen fjernes frekvenser i geofonsignalet som er lavere enn omkring den laveste frekvensen til hakkene i spektralkurven i hydrofonspektret fra geofonsignalet før geofonsignalet kombineres med hydrofonsignalet. I en annen utførelsesform av oppfinnelsen kombineres ikke geofonsignaler under omkring 30 Hz med hydrofonsignalet.
Forbedrede resultater frembringes også ved operasjoner ved grunne dybder ved bruk av partikkelhastighetssensorer i seismikkabler i tillegg til trykkgradientsensorer, i forhold til operasjoner som benytter bare trykkgradientsensorer. Ved grunnere dybder, dvs. mindre enn omkring 6 meter, vil et utgangssignal fra en hydrofon bli dempet av overflateekkoet i seismikkfrekvensområdet av interesse. På grunn av fase-forskjellen mellom det oppadgående trykkgradientbølgefeltet og det nedadgående trykkgradientbølgefeltet inne i det seismikkfrekvensbåndet av interesse, så er det nedadgående bølgefeltet subtraktivt med hensyn til det oppadgående bølgefeltet og det nedadgående bølgefeltet demper effektivt det oppadgående bølgefeltet. For et geofonsignal er imidlertid resultatet det motsatte, og overflateekkosignalet øker effektivt amplituden for signalet som detekteres av geofonen. Forskjellen i fase mellom det oppadgående bølgefeltet og det nedadgående bølgefeltet er slik at, for grunne dybder, er signalet som detekteres av geofonen additivt. Tilsvarende oppnås vesentlig forbedrede resultater ved bruk av partikkelhastighetssensorer i tillegg til trykkgradientsensorer ved grunne dybder i forhold til hva som oppnås ved bruk av trykkgradientsensorer alene. I kystområder der vanndybden er ganske grunn, kan det være spesielt anvendelig å være i stand til å utplassere sensorene ved slike grunne dybder.
Figur 10 viser en simulering av et hydrofonsignal (kurve 52) og et geofonsignal (kurve 50) ved en meters dybde. Dempningen av hydrofonsignalet er åpenbar. Kombinasjon av utgangssignalet fra geofonen med utgangssignalet fra hydrofonen for data registrert ved vanndybden på én meter kompenserer også for innvirkningen av overflaterefleksjonen.
Vanligvis vil et hydrofonsignal ha en amplitude som er 10 til 20 ganger større enn amplituden for et geofonsignal. Dette forholdet vil variere avhengig av den spesielle følsomheten for de spesielle sensorene som benyttes. Vanligvis vil en gruppe hydrofoner som er distribuert over en valgt romlig avstand bli koplet i parallell for støydempning, og utgangssignalet fra hydrofonen som registreres for bruk ved data-behandling og -analyse av seismikkdata er det kombinerte utgangssignalet fra flere enkeltvise hydrofoner koplet i parallell. På grunn av den lavere signalamplituden på utgangssignalet fra geofonen for utgangssignalet fra geofonen, vil, i en utførelsesform av oppfinnelsen, en gruppe geofoner tilknyttet en gruppe hydrofoner (samlokaliserte geofoner og hydrofoner) bli koplet i serie for å øke amplituden på utgangssignalet så vel som å dempe støy, og utgangssignalet fra geofonen som registreres for bruk i behandling og analyse av seismikkdata vil være det kombinerte utgangssignalet fra flere enkeltvise geofoner koplet i serie. Avhengig av behovene i en enkelt undersøkelse kan imidlertid geofongruppene bli koplet i parallell eller serie, eller i en parallell/seriekombinasjon. Selv om diskusjonen her generelt henviser til et utgangssignal fra forskjellige sensorer, er utgangssignalet vanligvis utgangssignalet flere diskrete sensorer sammenkoblet til en sensorrekke. Videre, selv om diskusjonen her generelt henviser til en geofon og en hydrofon, er det hensikten at andre partikkelhastighets-sensorer enn geofoner og andre trykkgradientsensorer enn hydrofoner er innenfor omfanget av foreliggende oppfinnelse.
I en utførelsesform vil grupper av omkring 8 trykkgradientsensorer bli benyttet i sammenheng med grupper av omkring 2 til omkring 16 partikkelhastighetssensorer (med et lavere antall heller enn høyere antall av partikkelhastighets-sensorer som foretrukket), og hver kombinerte gruppe vil være omkring 12.5 meter atskilt fra en annen slik gruppe. I denne utførelsesformen vil kombinerte grupper av både trykksensorer og partikkelhastighetssensorer bli behandlet som enkeltsensorer.
I en utførelsesform av oppfinnelsen er tre-komponent partikkelhastighetssensorer inkludert i seismikkabelen. Ved "tre-komponent" menes det at i tillegg til en partikkelhastighetssensor (vanligvis en geofon) anbrakt for å avføle bevegelsen i den vertikale retningen, er to partikkelhastighetssensorer anbrakt i ortogonale retninger med hensyn til hverandre (og til den vertikalt anbrakte geofonen) for å avføle horisontal bevegelse. Tilsvarende, vil en tre-komponent partikkelhastighetssensor avføle bevegelsen i den vertikale retningen, i en i-linje retning og i en på-tvers retning. Plassering av disse sensorene i disse tre retningene muliggjør deteksjon av forplantningsretningen for et innfallende signal, og muliggjør også deteksjonen av vibrasjoner eller annen mekanisk oppførsel for kabelen.
Akselerometre kunne bli benyttet som partikkelbevegelsessensor som et alternativ til bruk av geofoner, selv om utgangssignalet vil måtte bli integrert for å oppnå hastighet. Et eksempel på et kommersielt akselerometer som passer for bruk i foreliggende oppfinnelse er VECTOR-SEIS™, tilgjengelig fra Input Output, Inc. i Houston, Texas. Dette spesielle akselerometeret danner et DC-utgangssignal som indikerer variasjonen i orientering av akselerometeret fra en valgt orientering, tilsvarende, dersom sett av 2 (for situasjoner der i-linje retningen er kjent) eller 3 (dersom i-linje retningen ikke er kjent) av disse akselerometrene benyttes, kan sensororienteringen bli beregnet og det er ike nødvendig å opphenge akselerometrene i kardang. Ett enkelt akselerometer kunne også bli benyttet, men det ville trenge å bli opphengt i kardang. Ettersom sensoren kan måle akselerasjon til DC, er det mulig å bestemme den faktiske gravitasjonsvektoren ved å analysere størrelsen av G (gravitasjonsvektoren) som hver sensor opererer under. Resultatene av denne analysen lagres sammen med trase-dataene som retningscosinusverdier og beskriver tensorrotasjonen som kreves for å gjenopprette signalene som om sensoren var utplassert i den virkelige vertikale retning.
Den foregående beskrivelse av oppfinnelsen er ment å være en beskrivelse av foretrukne utførelsesformer. Forskjellige endringer i det beskrevne apparatet og fremgangsmåten kan utføres uten å gå utenfor det tilsiktede omfanget som definert ved de vedføyde krav.

Claims (28)

1. En fremgangsmåte for geofysiske undersøkelser omfattende: generering av et seismikksignal i et legeme av vann, detektering av nevnte seismikksignal med flere samlokaliserte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger (3), der hver partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) omfatter en innkapsling (20) , en partikkelbevegelsessensor (10) kardansk montert i nevnte innkapsling (20), et fluid inne i nevnte innkapsling (20) som i hovedsak omgir nevnte partikkelbevegelsessensor (10), og trykkgradientsensorer plassert inne i en seismikkabel som er utplassert i nevnte vannlegeme, karakterisert vedat, nevnte fluid har en viskositet som gir tilstrekkelig demping av sensorbevegelse til å redusere støy samtidig som den muliggjør tilstrekkelig bevegelse av nevnte sensor til å opprettholde en valgt orientering ettersom nevnte innkapsling (20) roteres; der hver partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) har en akustisk impedans innenfor området fra omkring 750,000 Newtonsekunder per kubikkmeter til omkring 3,000,000 Newtonsekunder per kubikkmeter; og der hver partikkelbevegelsessensorsammenstillingen (3) har en dimensjon som tillater nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) å monteres innenfor en intern diameter av en seismikkstreamerkabel som har en intern diameter som ikke er større enn omtrent 66 millimeter; modifisering av utgangssignalet fra minst en av de nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger (3) eller nevnte trykkgradientsensorer for i hovedsak å utjevne utgangssignalene fra nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger (3) og nevnte trykkgradientsensorer innenfor minst et valgt frekvensområde, og kombinering av de modifiserte utgangssignalene fra samlokaliserte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger (3) og trykkgradientsensorer innenfor minst nevnte valgte frekvensområde.
2. Framgangsmåte i følge krav 1, der amplituden og fasen for utgangssignalene fra nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger (3) og nevnte trykkgradientsensorer er i hovedsak tilpasset innenfor nevnte minst et valgt frekvensområde.
3. Fremgangsmåte i følge krav 1, der modifikasjon av utgangssignalene fra enten nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) eller nevnte trykkgradientsensor utføres uavhengig av den akustiske impedans for det materialet som seismikksignalene forplanter seg gjennom.
4. Fremgangsmåte i følge krav 1, der utgangssignalene fra nevnte trykkgradientsensor og nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) er i hovedsak utjevnet under behandling og kombinert.
5. Fremgangsmåte i følge krav 2, der amplituden og fasen for trykkgradientsensorene og partikkelbevegelsessensorsammenstillingene (3) er utjevnet.
6. Fremgangsmåte i følge krav 1, der utgangssignalene fra nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) og sand- trykkgradientsensor kombineres for å redusere hakk i spektralkurven ved frekvenser over omkring 20 Hz.
7. Fremgangsmåte i følge krav 1, der nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger (3) og trykkgradientsensorer er plassert i det indre av en seismikkabel som har en indre diameter på omkring 55 millimeter.
8. Fremgangsmåte i følge krav 1, der nevnte seismikkabel er utplassert ved en dybde på mindre enn seks meter.
9. Fremgangsmåte i følge krav 1, der nevnte seismikkabel er utplassert ved en dybde på større enn ni meter.
10. Fremgangsmåte i følge krav 1, der nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstillinger (3) har en akustisk impedans i hovedsak lik den akustiske impedans til vannet i nevnte legeme av vann som kabelen er utplassert i.
11. Fremgangsmåte i følge krav 1, der nevnte seismikkabel er en væskefylt kabel.
12. Fremgangsmåte i følge krav 1, der nevnte seismikkabel er en kabel fylt med en gel.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der nevnte seismikkabel er en kabel av et fast materiale.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der nevnte kabel taues gjennom nevnte vannlegeme.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der nevnte kabel holdes ved en i hovedsak stasjonær posisjon.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der minst en del av partikkelbevegelsessensorsammenstillingene (3) er elektrisk sammenkoplet i grupper for å danne utgangssignaler for partikkelhastighet.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, der minst en del av partikkelbevegelsessensorsammenstillingene (3) er elektrisk sammenkoplet i serier i grupper på minst tre sensorer.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, der minst en del av partikkelbevegelsessensorsammenstillingene (3) er elektrisk sammenkoplet i parallell.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 1 der partikkelbevegelsessensorsammenstillingene (3) omfatter sensorer anbrakt i nevnte kabel i en stilling for å detektere signalene i den vertikale retningen, på-tvers retningen og i-linje retningen.
20. En seismisk streamer med en intern diameter som ikke er større enn omtrent 66 millimeter, omfattende: partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) omfattende flere trykkgradientsensorer utplassert atskilt langs en streamerkabel; der streamerkabelen er innrettet for å slepes bak et fartøy gjennom et vannlegeme ved en valgt dybde under vannoverflaten, og flere partikkelbevegelsessensorsammenstillinger (3), der hver partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) er i hovedsak samlokalisert med en av trykkgradientsensorene, der hver partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) omfatter en innkapsling (20), en partikkelbevegelsessensor (10) kardansk montert i nevnte innkapsling (20), et fluid inne i nevnte innkapsling (20) som i hovedsak omgir nevnte partikkelbevegelsessensor (10), karakterisert vedat, nevnte fluid har en viskositet som gir tilstrekkelig demping av sensorbevegelse til å redusere støy samtidig som den muliggjør tilstrekkelig bevegelse av nevnte partikkelbevegelsessensor (10) til å opprettholde en valgt orientering ettersom nevnte innkapsling (20) roteres; og der nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) er konstruert av komponenter som er valgt slik at partikkelbevegelsessensorsammenstillingen (3) har en akustisk impedans innenfor området fra omkring 750,000 Newtonsekunder per kubikkmeter til omkring 3,000,000 Newtonsekunder per kubikkmeter; og der partikkelbevegelsessensorsammenstillingen (3) har en dimensjon som tillater nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) å monteres innenfor en intern diameter av en seismikkstreamerkabel som har en intern diameter som ikke er større enn omtrent 66 millimeter.
21. En streamer ifølge krav 20, der den akustiske impedans for hver av partikkelbevegelsessensorsammenstillingene (3) er i hovedsak lik den akustiske impedansen for sjøvann.
22. En streamer ifølge krav 20, der nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) har en tetthet på mindre enn 2 gram per kubikkcentimeter.
23. En streamer ifølge krav 20, der nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) har en tetthet lik omkring 1 gram per kubikkcentimeter.
24. En streamer ifølge krav 20, der nevnte partikkelbevegelsessensorsammenstilling (3) har en tetthet i hovedsak lik tettheten for sjøvann.
25. En streamer ifølge krav 20, der nevnte fluid har en viskositet som er større enn omkring 500 centistokes og mindre enn omkring 5000 centistokes.
26. En streamer ifølge krav 20, der nevnte konfigurasjon som tillater nevnte partikkelbevegelsessensor å monteres innenfor en intern diameter av en seismikkstreamerkabel (30) som har en intern diameter som ikke er større enn omtrent 66 millimeter, omfatter elektriske ledere koplet til nevnte partikkelbevegelsessensor (10) for overføring av utgangssignaler fra partikkelbevegelsessensoren (10) til yttersiden av nevnte innkapsling (20), der hver elektrisk leder omfatter en elektrisk ledende fjær (6) som er i elektrisk kontakt med respektiv partikkelbevegelsessensor (10).
27. En streamer ifølge krav 20, der den indre diameter av nevnte seismikkstreamerkabel (30) er omkring 55 millimeter.
28. En streamer i følge krav 20, der den indre diameteren av nevnte seismikkstreamerkabel (30) er omkring 66 millimeter.
NO20131726A 2002-08-30 2013-12-20 Apparat og fremgangsmåte for innsamling av multikomponent geofysisk data NO337753B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/233,266 US7239577B2 (en) 2002-08-30 2002-08-30 Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20131726L NO20131726L (no) 2004-03-01
NO337753B1 true NO337753B1 (no) 2016-06-13

Family

ID=27765857

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20033236A NO334323B1 (no) 2002-08-30 2003-07-17 Apparat og fremgangsmåte for innsamling av multikomponente geofysiske data
NO20131726A NO337753B1 (no) 2002-08-30 2013-12-20 Apparat og fremgangsmåte for innsamling av multikomponent geofysisk data

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20033236A NO334323B1 (no) 2002-08-30 2003-07-17 Apparat og fremgangsmåte for innsamling av multikomponente geofysiske data

Country Status (5)

Country Link
US (2) US7239577B2 (no)
AU (1) AU2003220706B2 (no)
BR (1) BR0304115A (no)
GB (2) GB2423821B (no)
NO (2) NO334323B1 (no)

Families Citing this family (116)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7778110B2 (en) * 2003-03-26 2010-08-17 Westerngeco L.L.C. Processing seismic data representative of the acceleration wavefield
GB2410551B (en) * 2004-01-30 2006-06-14 Westerngeco Ltd Marine seismic acquisition system
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
US7926614B2 (en) * 2004-03-03 2011-04-19 Pgs Americas, Inc. Particle motion sensor mounting for marine seismic sensor streamers
US20050194201A1 (en) * 2004-03-03 2005-09-08 Tenghamn Stig R.L. Particle motion sensor for marine seismic sensor streamers
GB2448831A (en) * 2004-03-03 2008-10-29 Pgs Americas Inc Combining the signals from pressure and particle motion sensors in marine seismic streamers
US7791980B2 (en) * 2004-05-21 2010-09-07 Westerngeco L.L.C. Interpolation and extrapolation method for seismic recordings
GB2414299B (en) * 2004-05-21 2006-08-09 Westerngeco Ltd Interpolation and extrapolation method for seismic recordings
GB2415040B (en) * 2004-06-12 2007-03-21 Westerngeco Ltd Three-dimensional deghosting
US7573781B2 (en) * 2004-07-30 2009-08-11 Teledyne Technologies Incorporation Streamer cable with enhanced properties
KR100741875B1 (ko) * 2004-09-06 2007-07-23 동부일렉트로닉스 주식회사 Cmos 이미지 센서 및 그의 제조 방법
US20060126432A1 (en) * 2004-12-10 2006-06-15 Jeroen Hoogeveen Marine seismic streamer and method for manufacture thereof
US20060133202A1 (en) * 2004-12-22 2006-06-22 Tenghamn Stig R L Motion sensors in a marine seismic streamer
US8477561B2 (en) * 2005-04-26 2013-07-02 Westerngeco L.L.C. Seismic streamer system and method
CN100349011C (zh) * 2005-06-03 2007-11-14 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 地震数据处理中压制与激发源无关的背景噪声的方法
US20070064528A1 (en) * 2005-09-12 2007-03-22 Metzbower D R Marine seismic streamer and method for manufacture thereof
US7142481B1 (en) 2005-09-12 2006-11-28 Pgs Geophysical As Method and system for making marine seismic streamers
US7400552B2 (en) * 2006-01-19 2008-07-15 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys
US7623414B2 (en) * 2006-02-22 2009-11-24 Westerngeco L.L.C. Particle motion vector measurement in a towed, marine seismic cable
US7167413B1 (en) 2006-05-01 2007-01-23 Input/Output Towed streamer deghosting
US7548486B2 (en) * 2006-05-08 2009-06-16 Pgs Geophysical As System for reducing towing noise in marine seismic survey streamers
US20070258320A1 (en) * 2006-05-08 2007-11-08 Harrick Bruce W System for seismic sensor mounting in a marine seismic streamer
US7460434B2 (en) * 2006-06-22 2008-12-02 Pgs Geophysical As Marine seismic streamer having soluble encapsulant surrounding seismic sensors therein
US7466625B2 (en) * 2006-06-23 2008-12-16 Westerngeco L.L.C. Noise estimation in a vector sensing streamer
US7545703B2 (en) * 2006-07-06 2009-06-09 Pgs Geophysical As Marine seismic streamer with varying spacer distances for reducing towing noise
US20080008034A1 (en) * 2006-07-05 2008-01-10 Stig Rune Lennart Tenghamn Marine seismic survey streamer configuration for reducing towing noise
US7523003B2 (en) * 2006-07-12 2009-04-21 Westerngeco L.L.C. Time lapse marine seismic surveying
US7298672B1 (en) 2006-08-22 2007-11-20 Pgs Geophysical Marine seismic streamer having acoustic isolation between strength members and sensor mounting
US7733740B2 (en) * 2006-09-22 2010-06-08 Pgs Geophysical As Sensor mount for marine seismic streamer
US20080144435A1 (en) * 2006-12-15 2008-06-19 Morley Lawrence C Deep low frequency towed-array marine survey
US7881159B2 (en) * 2006-12-18 2011-02-01 Pgs Geophysical As Seismic streamers which attentuate longitudinally traveling waves
US7835223B2 (en) * 2006-12-21 2010-11-16 Westerngeco L.L.C. Removing noise from seismic data obtained from towed seismic sensors
US20080186803A1 (en) * 2007-02-05 2008-08-07 Mckey Troy L Fluid filled sensor mount for gel-filled streamer and streamer made therewith
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
US8077543B2 (en) * 2007-04-17 2011-12-13 Dirk-Jan Van Manen Mitigation of noise in marine multicomponent seismic data through the relationship between wavefield components at the free surface
US7676327B2 (en) 2007-04-26 2010-03-09 Westerngeco L.L.C. Method for optimal wave field separation
AU2013205494B2 (en) * 2007-05-17 2014-07-31 Reflection Marine Norge As Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data
NO2147337T3 (no) 2007-05-17 2018-09-01
US8559265B2 (en) * 2007-05-17 2013-10-15 Westerngeco L.L.C. Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data
US8488409B2 (en) 2007-05-17 2013-07-16 Westerngeco L.L.C. Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines
US20090010101A1 (en) * 2007-07-05 2009-01-08 Nils Lunde Seismic streamer having longitudinally symmetrically sensitive sensors to reduce effects of longitudinally traveling waves
US20090040872A1 (en) * 2007-08-09 2009-02-12 Jahir Pabon Removing Vibration Noise from Multicomponent Streamer Measurements
US20090092003A1 (en) * 2007-10-08 2009-04-09 Nicolas Goujon Controlling a seismic survey to reduce the effects of vibration noise
US8553490B2 (en) * 2007-11-09 2013-10-08 Pgs Geophysical As Array grouping of seismic sensors in a marine streamer for optimum noise attenuation
US20090279387A1 (en) * 2008-05-06 2009-11-12 Pgs Geophysical As Marine passive seismic method for direct hydrocarbon detection
US8681580B2 (en) 2008-05-15 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US9857491B2 (en) 2008-05-15 2018-01-02 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US9291731B2 (en) * 2008-05-29 2016-03-22 Westerngeco L.L.C Noise reduction in particle motion sensing seismic streamer
US8724426B2 (en) 2008-06-03 2014-05-13 Westerngeco L.L.C. Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods for non-linear seismic survey navigation
US9052411B2 (en) * 2008-06-13 2015-06-09 Westerngeco L.L.C. Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path
US9594181B2 (en) 2008-06-13 2017-03-14 Westerngeco L.L.C. Filtering and presentation of heading observations for coil shooting
US8038653B2 (en) * 2008-07-16 2011-10-18 Interrad Medical, Inc. Anchor systems and methods
US8811115B2 (en) * 2008-08-14 2014-08-19 Pgs Geophysical As Attenuating seismic interference noise using a dual sensor recording system
US9229128B2 (en) * 2008-08-17 2016-01-05 Westerngeco L.L.C. Estimating and correcting perturbations on seismic particle motion sensors employing seismic source signals
US9207349B2 (en) 2008-08-27 2015-12-08 Pgs Geophysical As Methods and apparatus for determining seismic streamer array geometry and seismic sensor response
US20100054080A1 (en) * 2008-08-27 2010-03-04 Guillaume Cambois Determining Seismic Streamer Array Geometry And Seismic Sensor Response Using Dual Sensor Seismic Streamer Arrays
US20100097886A1 (en) 2008-10-20 2010-04-22 Anthony James Day Method for determining formation quality factor from dual-sensor marine seismic signals
US7616523B1 (en) 2008-10-22 2009-11-10 Pgs Geophysical As Method for combining pressure and motion seismic signals from streamers where sensors are not at a common depth
US8483008B2 (en) * 2008-11-08 2013-07-09 Westerngeco L.L.C. Coil shooting mode
CA2744446C (en) 2008-11-21 2015-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Free charge carrier diffusion response transducer for sensing gradients
US8456949B2 (en) * 2008-12-03 2013-06-04 Pgs Geophysical As Method for determining signal quality in dual sensor seismic streamer signals
US9207340B2 (en) * 2008-12-26 2015-12-08 Pgs Geophysical As Marine seismic streamer cable with noise suppressing sensor support
FR2940838B1 (fr) * 2009-01-05 2012-12-28 Michel Manin Procede et dispositif ameliores de prospection sismique marine
US8098542B2 (en) * 2009-01-05 2012-01-17 Pgs Geophysical As Combined electromagnetic and seismic acquisition system and method
US8102731B2 (en) * 2009-04-01 2012-01-24 Pgs Geophysical As Method for operating marine seismic vibrator array to enhance low frequency output
US9285493B2 (en) 2009-08-27 2016-03-15 Pgs Geophysical As Sensor grouping for dual sensor marine seismic streamer and method for seismic surveying
US8995221B2 (en) 2009-09-08 2015-03-31 Pgs Geophysical As Towed marine sensor streamer having concentric stress member
US8427901B2 (en) * 2009-12-21 2013-04-23 Pgs Geophysical As Combined impulsive and non-impulsive seismic sources
US20110158045A1 (en) * 2009-12-30 2011-06-30 Kenneth Karlsen System for adjusting geophysical sensor streamer front end towing depth
US8681581B2 (en) * 2009-12-30 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition
US8711654B2 (en) 2009-12-30 2014-04-29 Westerngeco L.L.C. Random sampling for geophysical acquisitions
US9268049B2 (en) 2009-12-31 2016-02-23 Westerngeco L.L.C. Seismic acquisition using solid streamers
RU2569414C2 (ru) 2010-01-19 2015-11-27 Ион Геофизикал Корпорейшн Система шумоподавления со сдвоенным датчиком для подводной сейсмоприемной косы
WO2011091252A2 (en) * 2010-01-22 2011-07-28 Ion Geophysical Corporation Seismic system with ghost and motion rejection
WO2011109740A2 (en) * 2010-03-05 2011-09-09 Ysi Incorporated Underwater sensor apparatus
IL205722A0 (en) * 2010-05-12 2011-02-28 Elbit Systems Ltd A seismic transducing device
FR2961317B1 (fr) 2010-06-10 2014-01-17 Kietta Procede de prospection sismique en milieu aquatique
US20110310698A1 (en) 2010-06-21 2011-12-22 Sercel, Inc. Dual Axis Geophones For Pressure/Velocity Sensing Streamers Forming a Triple Component Streamer
US20130114375A1 (en) 2010-07-26 2013-05-09 Mark A. Meier Seismic Acquisition Method for Mode Separation
CA2810211C (en) 2010-09-02 2019-01-15 Ion Geophysical Corporation Multi-component, acoustic-wave sensor and methods
US20120069706A1 (en) * 2010-09-20 2012-03-22 Nicolas Goujon Land Seismic Cable and Method
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
US9733375B2 (en) 2011-03-01 2017-08-15 CGGVeritas Services (U.S.) Inc. Method and device for alternating depths marine seismic acquisition
US9651708B2 (en) * 2011-04-21 2017-05-16 Baker Hughes Incorporated Method of mapping reservoir fluid movement using gravity sensors
US9086502B2 (en) 2011-06-07 2015-07-21 Pgs Geophysical As System and method of a marine survey using vertically oriented sensor streamers
US20130083622A1 (en) * 2011-09-30 2013-04-04 Cggveritas Services Sa Underwater node for seismic surveys
US9103942B2 (en) 2011-10-28 2015-08-11 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for survey designs
US20130201316A1 (en) 2012-01-09 2013-08-08 May Patents Ltd. System and method for server based control
FR2990028B1 (fr) 2012-04-25 2014-05-16 Kietta Acquisition de donnees sismiques
US9702992B2 (en) * 2012-10-11 2017-07-11 Silicon Audio Seismic, LLC Closed loop control techniques for displacement sensors with optical readout
NO339197B1 (no) * 2012-12-14 2016-11-14 Geco Tech Bv Innhenting av seismikkdata ved bruk av massive hydrofonkabler konfigurert for å undertrykke støy
US9547095B2 (en) 2012-12-19 2017-01-17 Westerngeco L.L.C. MEMS-based rotation sensor for seismic applications and sensor units having same
US9841519B2 (en) 2013-03-14 2017-12-12 Ion Geophysical Corporation Seismic sensor devices, systems, and methods including noise filtering
US9274241B2 (en) * 2013-03-14 2016-03-01 Pgs Geophysical As Method and system for suppressing swell-induced electromagnetic noise
US11092710B2 (en) 2013-06-27 2021-08-17 Pgs Geophysical As Inversion techniques using streamers at different depths
US10459100B2 (en) 2013-06-27 2019-10-29 Pgs Geophysical As Survey techniques using streamers at different depths
US9678235B2 (en) 2013-07-01 2017-06-13 Pgs Geophysical As Variable depth multicomponent sensor streamer
US9874647B2 (en) * 2013-09-03 2018-01-23 Pgs Geophysical As Distributed multi-sensor streamer
US9664807B2 (en) 2013-09-26 2017-05-30 Ion Geophysical Corporation Seismic sensor
US10444386B2 (en) 2014-08-29 2019-10-15 Pgs Geophysical As Methods and systems that determine a velocity wavefield from a measured pressure wavefield
US9964656B2 (en) 2014-08-29 2018-05-08 Pgs Geophysical As Methods and systems to remove particle-motion-sensor noise from vertical-velocity data
US10101480B2 (en) 2014-10-20 2018-10-16 Pgs Geophysical As Methods and systems to separate seismic data associated with impulsive and non-impulsive sources
BR112017028613B1 (pt) 2015-07-07 2022-12-20 Ion Geophysical Corporation Aparelho sísmico, método, e sistema de sensor sísmico
JP6518567B2 (ja) * 2015-09-29 2019-05-22 株式会社Ihi 水域地中探査システム及び水域地中探査方法
RU2018119485A (ru) * 2015-10-30 2019-12-02 Ион Джиофизикал Корпорейшн Океанические донные сейсмические системы
FR3043791B1 (fr) 2015-11-17 2018-11-16 Kietta Controle de la profondeur d'un cable sismique
CN105841799B (zh) * 2016-05-25 2018-12-28 中国电子科技集团公司第三研究所 一种质点振速测量传感器封装结构
FR3054890B1 (fr) 2016-08-02 2019-07-05 Kietta Controle de la position horizontale d’un cable sismique
CN106382845A (zh) * 2016-11-10 2017-02-08 数字鹰科技盐城有限公司 一种实现枪械连续发射的方法
CN206330471U (zh) * 2016-11-10 2017-07-14 数字鹰科技盐城有限公司 枪械多弹匣连续发射系统
US11079506B2 (en) 2016-12-16 2021-08-03 Pgs Geophysical As Multicomponent streamer
CN111149141A (zh) 2017-09-04 2020-05-12 Nng软件开发和商业有限责任公司 用于收集并使用来自交通工具的传感器数据的方法和装置
WO2020056216A1 (en) 2018-09-13 2020-03-19 Ion Geophysical Corporation Multi-axis, single mass accelerometer
RU2724964C1 (ru) * 2019-12-10 2020-06-29 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Московский физико-технический институт (национальный исследовательский университет)" Цифровой регистрирующий модуль для подводных исследований
US12099155B2 (en) * 2020-07-31 2024-09-24 Pgs Geophysical As Attenuation of axial vibration noise in pressure sensor measurements

Citations (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US4752916A (en) * 1984-08-28 1988-06-21 Dan Loewenthal Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data
US4979150A (en) * 1989-08-25 1990-12-18 Halliburton Geophysical Services, Inc. System for attenuation of water-column reverberations
US5126980A (en) * 1990-06-05 1992-06-30 Halliburton Geophysical Services, Inc. Self-orienting vertically sensitive accelerometer
US5189642A (en) * 1991-09-10 1993-02-23 Chevron Research And Technology Company Seafloor seismic recorder
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
US6154420A (en) * 1998-07-02 2000-11-28 Western Atlas International, Inc. Seismic streamer trim section
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
US20010035311A1 (en) * 2000-04-26 2001-11-01 China National Petroleum Corporation Integrated ocean bottom towed array for four-component seismic data acquisition
US6539308B2 (en) * 1999-06-25 2003-03-25 Input/Output Inc. Dual sensor signal processing method for on-bottom cable seismic
US6758157B2 (en) * 2002-06-11 2004-07-06 Concord Technologies, Lp Streamer cable connector
US6775618B1 (en) * 1999-03-22 2004-08-10 Schlumberger Technology Corporation Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3290645A (en) * 1964-02-13 1966-12-06 Whitehall Electronics Corp Method and underwater streamer apparatus for improving the fidelity of recorded seismic signals
US3696329A (en) * 1970-11-12 1972-10-03 Mark Products Marine streamer cable
US4486865A (en) * 1980-09-02 1984-12-04 Mobil Oil Corporation Pressure and velocity detectors for seismic exploration
US4477887A (en) * 1981-09-08 1984-10-16 Shell Oil Company Low noise mounting for accelerometer used in marine cable
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
US4789971A (en) * 1986-04-07 1988-12-06 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Broadband, acoustically transparent, nonresonant PVDF hydrophone
US4935903A (en) * 1989-05-30 1990-06-19 Halliburton Geophysical Services, Inc. Reinforcement of surface seismic wavefields
US5408440A (en) * 1993-03-19 1995-04-18 Western Atlas International, Inc. Hydrophone circuit with electrical characteristics of a geophone
US5475652A (en) * 1993-06-30 1995-12-12 I/O Exploration Products Dual gimbal geophone
US5365492A (en) 1993-08-04 1994-11-15 Western Atlas International, Inc. Method for reverberation suppression
US5384753A (en) * 1993-12-03 1995-01-24 Western Atlas International, Inc. Self-orienting seismic detector
US5774416A (en) * 1995-04-07 1998-06-30 Pgs, Tensor, Inc. Method and device for attenuating water column reverberations using co-located hydrophones and geophones in ocean bottom seismic processing
US5724306A (en) 1995-12-29 1998-03-03 Western Atlas International, Inc. Method for correcting dual sensor data for imperfect geophone coupling using production seismic data
US5621700A (en) * 1996-05-20 1997-04-15 Schlumberger Technology Corporation, Geco-Prakla Div. Method for attenuation of reverberations using a pressure-velocity bottom cable
US5774417A (en) * 1996-10-25 1998-06-30 Atlantic Richfield Company Amplitude and phase compensation in dual-sensor ocean bottom cable seismic data processing
US5777954A (en) * 1997-02-14 1998-07-07 Hydroscience Technologies Hydrophone streamer having water-based fill fluid and method of manufacture thereof
US6292436B1 (en) 1997-10-01 2001-09-18 Input/Output, Inc. Underwater cable arrangements, internal devices for use in an underwater cable, and methods of connecting and internal device to a stress member of an underwater cable
US6201764B1 (en) * 1997-10-31 2001-03-13 Input/Output, Inc. Apparatus and method for correcting for capacitance variations in hydrophones
US6048522A (en) * 1997-12-10 2000-04-11 Isp Investments Inc. Controlled-release, drug-delivery composition
US6061302A (en) * 1998-07-22 2000-05-09 Western Atlas International, Inc. Gimbal lock system for seismic sensors
US6512980B1 (en) * 1999-10-19 2003-01-28 Westerngeco Llc Noise reference sensor for use in a dual sensor towed streamer
GB0015810D0 (en) * 2000-06-29 2000-08-23 Geco As A method of processing seismic data
NO20020984L (no) 2001-02-27 2002-08-28 Petroleum Geo Services Inc Vinkelavhengig overflate multippel demping for to-komponent sensor data fra sjöbunnen
GB2384068B (en) 2002-01-11 2005-04-13 Westerngeco Ltd A method of and apparatus for processing seismic data

Patent Citations (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
US4752916A (en) * 1984-08-28 1988-06-21 Dan Loewenthal Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data
US4979150A (en) * 1989-08-25 1990-12-18 Halliburton Geophysical Services, Inc. System for attenuation of water-column reverberations
US5126980A (en) * 1990-06-05 1992-06-30 Halliburton Geophysical Services, Inc. Self-orienting vertically sensitive accelerometer
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
US5189642A (en) * 1991-09-10 1993-02-23 Chevron Research And Technology Company Seafloor seismic recorder
US6154420A (en) * 1998-07-02 2000-11-28 Western Atlas International, Inc. Seismic streamer trim section
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
US6775618B1 (en) * 1999-03-22 2004-08-10 Schlumberger Technology Corporation Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data
US6539308B2 (en) * 1999-06-25 2003-03-25 Input/Output Inc. Dual sensor signal processing method for on-bottom cable seismic
US20010035311A1 (en) * 2000-04-26 2001-11-01 China National Petroleum Corporation Integrated ocean bottom towed array for four-component seismic data acquisition
US6758157B2 (en) * 2002-06-11 2004-07-06 Concord Technologies, Lp Streamer cable connector

Also Published As

Publication number Publication date
BR0304115A (pt) 2005-02-09
GB0316645D0 (en) 2003-08-20
US20060215490A1 (en) 2006-09-28
GB2392495A (en) 2004-03-03
GB0610842D0 (en) 2006-07-12
US20040042341A1 (en) 2004-03-04
NO334323B1 (no) 2014-02-03
NO20131726L (no) 2004-03-01
AU2003220706B2 (en) 2008-02-21
NO20033236D0 (no) 2003-07-17
AU2003220706A2 (en) 2004-03-18
GB2423821A8 (en) 2006-10-13
AU2003220706A1 (en) 2004-03-18
GB2423821B (en) 2007-02-21
GB2423821A (en) 2006-09-06
US7239577B2 (en) 2007-07-03
GB2392495B (en) 2005-12-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO337753B1 (no) Apparat og fremgangsmåte for innsamling av multikomponent geofysisk data
US11385367B2 (en) Dual axis geophones for pressure/velocity sensing streamers forming a triple component streamer
AU2005200197B2 (en) Particle motion sensor for marine seismic sensor streamers
EP2526444B1 (en) Seismic system with ghost and motion rejection
NO339247B1 (no) Fremgangsmåte og system for trykkgradient målinger i et marint seismisk akkvisisjonssystem
RU2678261C2 (ru) Сейсмический датчик с датчиками перемещения снижения шума
US20100039889A1 (en) Mounting a seismic sensor in a cable
NO339003B1 (no) Fremgangsmåte for demping av støy i marinseismiske lyttekabler
MXPA05002448A (es) Sistema para combinar senales de sensores de presion y sensores del movimiento de particulas en streamers sismicos marinos.
US20180172856A1 (en) Multicomponent streamer
WO2010002565A2 (en) Seismic sensor cable
GB2415258A (en) Method for multicomponent marine geophysical data gathering

Legal Events

Date Code Title Description
MK1K Patent expired