NO335900B1 - Massiv marin seismisk kabel med piezoelektriske elementer gruppert etter deres sensitivitet - Google Patents
Massiv marin seismisk kabel med piezoelektriske elementer gruppert etter deres sensitivitetInfo
- Publication number
- NO335900B1 NO335900B1 NO20030983A NO20030983A NO335900B1 NO 335900 B1 NO335900 B1 NO 335900B1 NO 20030983 A NO20030983 A NO 20030983A NO 20030983 A NO20030983 A NO 20030983A NO 335900 B1 NO335900 B1 NO 335900B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- piezoelectric elements
- cable
- hydrophone
- sensor element
- channel
- Prior art date
Links
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 title claims description 15
- 239000007787 solid Substances 0.000 title 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 14
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 10
- 238000005266 casting Methods 0.000 claims description 4
- 239000012778 molding material Substances 0.000 claims 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 229920001084 poly(chloroprene) Polymers 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 229920002799 BoPET Polymers 0.000 description 2
- 239000005041 Mylar™ Substances 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 229920003223 poly(pyromellitimide-1,4-diphenyl ether) Polymers 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 229920002457 flexible plastic Polymers 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 238000004382 potting Methods 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
- G01V1/20—Arrangements of receiving elements, e.g. geophone pattern
- G01V1/201—Constructional details of seismic cables, e.g. streamers
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Transducers For Ultrasonic Waves (AREA)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Description
OMRÅDE FOR OPPFINNELSEN
Foreliggende oppfinnelse angår generelt områder for seismiske hydrofonkabler som taues gjennom vann bak fartøy for seismisk undersøkelse, og mer nøyaktig for området av ikke fluidfylte seismiske hydrofonkabler.
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
I moderne marine seismiske hydrofonsystemer, tauer et fartøy en lang kabel som bærer et stort antall av sensorer (følere). Senere utviklinger i slike sys-temer har samtidig fokusert på å gjøre disse lette, slitesterke og lette å fremstille og vedlikeholde, så vel som følsomme for de akustiske signaler som er av inter-esse idet de forblir relativt immune mot støy. Disse utviklinger fører til forbedringer omtalt i US patent nr 6.128.251 overdratt til den samme søker som foreliggende oppfinnelse.
I US patent nr 6.128.251 er det omtalt en konstruksjon til en marin seismisk kabel som innbefattet en indre kabel, en omgivende vevet styrkedel, et overliggende skumoppdriftslag og en kapslingskappe. Én eller flere langstrakte kanaler er dannet i det overliggende oppdriftslaget, og én eller flere piezoelektriske elementer er montert i kanalen(e). Den langstrakte kanalen utvider den akustiske åpningen for forbedret mottak av seismiske signaler.
Ytterligere testing av konstruksjonen omtalt i dette patentet beviste effektivi-teten av konstruksjonen omtalt deri, og har resultert i visse forbedringer og utviklinger, som er fokuset for den foreliggende søknad. Mer nøyaktig, har søkeren fort-satt å utvikle den akustiske åpningen til kanalen omtalt i dette patentet, spesielt med hensyn til støy og dens opprinnelse og virkninger. Det er funnet at, i motset-ning til standard antakelser angående tidligere væskefylte og massive marine seismiske kabler, er støy ikke enhetlig fordelt rundt kabelen ved hydrofonene. Denne oppdagelse har ført til utviklingen av utførelsene omtalt heri.
Den foreliggende oppfinnelse tar fordelene av oppdagelsen at turbulent støy i en radiell retning fra et punkt på en massiv marin seismisk kabel kan være forskjellig fra den turbulente støyen i en annen radiell retning fra det samme punk-tet. Med andre ord, det antas for matematiske modelleringsformål at en seismisk kabel har kun en dimensjon, lengde og har ingen tykkelse. Videre antas det at en hydrofon er montert langs kabelen ved et spesifikt punkt langs dens lengde. For forklaringsformål viser betegnelsen "hydrofon" som benyttet heri til flertallet av piezoelektriske sensorelementer, koplet sammen på en slik måte for å være sensitive for akustiske trykkvariasjoner, men fremdeles ufølsom for akselerasjonsvirkninger. Akselerasjonsvirkninger er typisk generert ved kopling av to piezoelektriske avføl-ingselementer motstående hverandre på begge sider av et underlag. Videre er hydrofoner i et adskilt forhold langs den seismiske hydrofonkabel vanligvis elektrisk koplet sammen i grupper for å øke det mottatte totale akustiske signal.
Det har i en tid vært kjent at ujevnheter langs kabelen vil utvikle turbulente støysignaler som beveger seg ned kabelen fra disse uregelmessigheter, og med modellering er det antatt at disse støysignalene som utvikles er forskjellig langs lengden av kabelen. Tidligere støymodellering har imidlertid også antatt at den turbulente støyen ved ethvert punkt er enhetlig fordelt i en sirkel perpendikulært til aksen av kabelen.
I virkeligheten har det lenge vært etablert at den turbulente støyen generert ved uregelmessigheter på overflaten av hydrofonkabelen svekkes med avstand fra uregelmessigheten. Raten av denne svekkelse er en funksjon av hastigheten til hydrofonkabelen gjennom vannet og med frekvens. Som et resultat vil den turbulente støyen avfølt av et antall av avfølingselementer i en gruppe ikke være kohe-rent hvis separasjonen av disse avfølingselementer er stort nok, og den turbulente støyen registrert ved et slikt antall av piezoelektriske elementer forbundet elektrisk i en gruppe vil være redusert ved IZ- Jn , hvor N er antallet av slike avføl-ingselementer som utgjør hydrofonen. Grunnlaget for utformingen av den foreliggende oppfinnelse er oppdagelsen at to sett av ortogonalt monterte piezoelektriske avfølingselementer oppfører seg i forhold til støy som om de var aksielt adskilt som beskrevet ovenfor.
Som tidligere beskrevet beskriver US patent nr 6.128.251 en konstruksjon hvor en hydrofonsensor er innlemmet i en massiv seismisk hydrofonkabel. En hydrofonbæredel innbefatter en langstrakt kanal direkte under den ytre kappen av en marin seismisk kabel, piezoelektriske sensorelementer er montert i kanalen, og kanalen er fylt med et innstøpningsmateriale. Den langstrakte kanalen med inn-støpningsmateriale utvider den akustiske åpningen til sensoren for mottak av seismiske signaler.
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en hydrofonkabelopplagring i en marin seismisk kabel, kabelen innbefatter et flertall av signalførende ledere, opplagringen omfatter: a. øvre og nedre sylindriske opplagringslegemehalvdeler;
b. et flertall av piezoelektriske elementer;
c. et par av langstrakte sensorelementkanaler i hver av opplagringslegemehalvdelene, hver av paret av sensorelementkanaler er tilpasset til å holde et første undersett av flertallet av piezoelektriske
elementer;
d. en adkomst for elektrisk kopling av det første undersettet med piezoelektriske elementer til en signalførende leder; og
e. en monteringspute mellom hver av det første undersettet av piezoelektriske elementer og dets respektive kanal, videre
kjennetegnet ved at flertallet av piezoelektriske elementer er gradert med hensyn til sensitivitet og hvori de er gruppert sammen i henhold til grad.
Foretrukne utførelsesformer av opplagringen er videre utdypet i kravene 2 til og med 7.
Tre piezoelektriske elementer kan være montert i en kanal og koplet til piezoelektriske elementer i én av de umiddelbart tilstøtende kanaler. Denne egenskap reduserer virkningen av turbulent støy og øker signaturen til støyforhold av det hydrofone system. Under drift har imidlertid slike langstrakte kanaler blitt plas-sert på begge sider av kabelen, eller radielt adskilt fra hverandre rundt kabelen. Hver kanal har en tilhørende kanal direkte motstående, dvs. radielt adskilt 180°.
I den senere tid har flere piezoelektriske elementer blitt koplet sammen for å øke den effektive signalstyrke. Før installasjon i et marint hydrofonkabelsystem, har det vært vanlig å teste hvert element, eller en statisk representativ prøve av elementer, og så enkelt kople elementet sammen elektrisk til sensorgrupper. Vi har imidlertid funnet at piezoelektriske elementer kan variere fra den ene til den andre, selv innen konstruksjonstoleranser. Ett element kan ha større sensitivitet enn et annet. Med elementer koplet som tidligere beskrevet, er det statisk mulig å ha en gruppe av elementer koplet sammen med alle piezoelektriske elementer i gruppen med lav sensitivitet, og en annen gruppe av elementer som alle har høy sensitivitet, alle med konstruksjonsspesifikasjon. Dette kan føre til avvikelser i det detekterte seismiske signal. Det er derfor en annen egenskap med den foreliggende oppfinnelse å gradere eller merke sensitiviteten til hver hydrofon og så sort-ere disse til balanserte rekker før installasjon i hydrofonsystemet til denne oppfinnelse. På denne måten er variasjonene i hydrofonsensitiviteter ujevnt ut for et mer konsistent eller enhetlig avfølt seismisk signal.
Til slutt er det funnet ut at hydrofonene tar opp egenstøy fra selve kabelen, i tillegg til støyen fra utsiden av kabelen. Dette har alltid vært et fenomen som kab-elkonstruktører har søkt å minimalisere, men har blitt endra mer kritisk med den forøkte koplingsmulighet i en massiv seismisk hydrofonkabel. Foreslåtte løsninger for problemet med støy ledet gjennom kabelen har innbefattende montering av hydrofoner i en skumlomme innen et volum av fluid slik som olje for å eliminere blant annet strekkspenning og vibrasjonsindusert støy. For den foreliggende ut-forming er det imidlertid utviklet en enkel men effektiv teknikk for å montere polymerisk materiale med klebemiddel på begge sider av de piezoelektriske elementer, og så montere de piezoelektriske elementene i den langstrakte kanal, og danne en mekanisk impedansforskyvning innen hydrofonen. Denne teknikk har vist seg å være en effektiv teknikk for fråkopling av de piezoelektriske elementene fra spenning og vibrasjon som går gjennom kabelen, og har vært enkelt og billig å innbefatte i en masseproduksjonsprosess og krever ikke bruken av fluider.
Disse og andre egenskaper og fordeler med denne oppfinnelse vil lett bli synlig for de som er faglært på området.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Slik at måten som de ovenfor angitte egenskaper, fordeler og mål med den foreliggende oppfinnelse er oppnådd og kan forstås i detalj, kan mer nøyaktig be-skrives av oppfinnelsen, oppsummert ovenfor, gjøres med referanse til utførelsene derav som er illustrert i de vedføyde tegningene.
Fig. 1 er en generell skisse av et marint seismisk system.
Fig. 2 er et delvis avskåret riss av en hydrofonkabel.
Fig. 3 er et splittriss av sensorkonstruksjonen og dens opplagring.
Fig. 4 er et sidesnittriss av et bærelegeme som viser en støyisolasjons-egenskap til oppfinnelsen, hvorved en polymerisk O-ring er posisjonert mellom bærelegemet og kjernen til hydrofonkabelen.
DETALJERT BESKRIVELSE AV EN FORETRUKKET UTFØRELSE
Fig. 1 viser en skisse av et elementært marint system innbefattende et far-tøy 10 som tauer en hydrofonkabel 12. Hydrofonkabelen har et antall av deler med hjelpeutstyr, slik som dybdekontrollanordninger, forbundet med denne hvilket ikke er vist for å forenkle fig. 1.
Hydrofonkabelen 12 innbefatter også et antall av sensorkomponenter 14 adskilt fra hverandre langs hydrofonkabelen. Sensorkomponentene og et opp-driftsmateriale er forseglet innen en kappe 16, fortrinnsvis laget av polyuretan, for å fremvise et glatt profil for å minimalisere strømningsstøy.
Fig. 2 viser et detaljriss av en sensorkomponent 14 i et segment til hydrofonkabelen 12. Hver av sensorkomponentene 14 innbefatter et bærelegeme 18, hvori den foreliggende oppfinnelse finner anvendelse. Bærelegemet 18 er mekanisk isolert fra mekanisk spenning og vibrasjoner som beveger seg gjennom hydrofonkabelen ved en føyelig del, slik som en bløt plastring 20, som fortrinnsvis kan være laget av neopren. Bærelegemet 18 og ringene 20 er belagt med en kappe 16. Ved partiet til hydrofonkabelen 12 hvor sensorkomponenten 14 er lokalisert, strekker en polymerisk avstøpning 17 seg på begge sider av bærelegemet 18 inn i åpningen for sensorkomponenten 14 for å tilveiebringe bøyningsstøtte for bærelegemet, for eksempel etter som kabelen er bøyd på en spole. For det gjenvær-ende av hydrofonkabelen 12 som ikke innbefatter en sensorkomponent, dekker kappen 16 et skum 22 som tilveiebringer en nøytral oppdrift for hydrofonkabelen. Skummet 22 og den polymeriske avstøpningen 17 omgir og innelukker en indre kabeldel 19, som omfatter én eller flere styrkedeler, elektriske kabler og optiske fibre på en måte velkjent på fagområdet.
Under seismiske leteoperasjoner tauer fartøyet 10 mange kabler i en rekke bak fartøyet. Et lydsignal er avgitt og retursignaler, reflektert av underjordiske uregelmessigheter som kan indikere tilstedeværelsen av hydrokarbonbærende strata, er mottatt av sensorkomponenter 14. Siden retursignalene således er svek-ket, kan de maskeres av støy. Den foreliggende oppfinnelse forbedrer kvaliteten på data som således mottas ved å redusere virkningene av slik støy.
En øvre halvdel 18' av et bærelegeme 18 er vist i fig. 3. En komplementær nedre halvdel forbindes til den øvre halvdelen 18', men er utelatt fra fig. 3 for klar- hets skyld. De nedre halvdelene er forbundet til den øvre halvdelen, for eksempel med skruer som er innført i skruehullet 30 i en bæreramme 32. Bæreramme 32 er fortrinnsvis formet av et lettvekts, men stivt og sterkt materiale, slik som alumin-ium, selv om andre materialer med tilstrekkelig styrke og stivhet kan være benyttet. Bærerammen kan være maskineri fra et sylindrisk arbeidsstykke, eller behol-der eller formet ved enhver passende fremgangsmåte.
De andre hovedkomponentene til bærerens øvre halvdel 18' innbefatter et antall av piezoelektriske elementer 34, fortrinnsvis seks slike piezoelektriske elementer i utførelsen vist i fig. 3; en fleksibel krets 36; og innstøpningsfyllmateriale 38. Den fleksible kretsen er fortrinnsvis formet på et fleksibelt plastsubstrat slik som Kapton eller Mylar som er fleksible. Kapton og Mylar er varemerker. De piezoelektriske elementer 34 er elektrisk koplet sammen på en måte som skal beskri-ves nedenfor slik at sensorkomponenten 14 omfatter hydrofoner.
Bærerammer 32 har deri formet en første sensorelementkanal 40 og en andre sensorkanal 42. Hver av sensorkanalene 40 og 42 er dimensjonert for å holde tre piezoelektriske elementer 34. Mellom sensorelementkanalene 40 og 42 er en kretskanal 44 som er tilpasset for å motta den fleksible kretsen 36. Formet ved enden av kretskanalene er kabeladkomsthull 46, med kun en av hvilke tilveiebringer et gjennomgående hull for forbindelse mellom de piezoelektriske elementene og lederne under bæredelene, men et slikt adkomsthull 46 er anordnet slik at bærerens øvre halvdel 18' kan være installert på kabelen i begge retninger. Dette forenkler fremstillingssammenstillingen av de forskjellige komponentene. Alterna-tivt, kan enhver passende gjennomgående adkomst eller passasje som er stor nok til å romme lederne være benyttet. Adkomsthullene 46 tilveiebringer en innretning for forbindelse til elektriske ledere 47 i hydrofonkabelen.
Som tidligere beskrevet holder bærerens øvre halvdel 18' fortrinnsvis seks piezoelektriske elementer 34. Til sammen utgjør de piezoelektriske elementer montert i bærerens øvre halvdel og et likt antall montert i en tilhørende bærers nedre halvdel, totalt tolv slike elementer i utførelsen i fig. 3, en hydrofon, selv om flere færre slike elementer kan være benyttet. Et slikt element, angitt med numme-ret 50 for å skille dette fra andre piezoelektriske elementer 34, vist i fig. 3 i et splittriss for forklaringsformål. Elementet 50 innbefatter bærekonstruksjon omfattende en bærebrønn 52, et deksel 54 og et piezoelektrisk krystall 56. Andre element- konstruksjoner kan like lett være benyttet innen området og ånden av denne oppfinnelse. Elementet 50 er festet til kanalen 40 med en elastisk, polymerisk støy-isolasjonsmonteringspute 59, som fortrinnsvis innbefatter klebemiddel på begge sider for å feste seg til kanalen 40 og til bærebrønnen 52. Monteringsputen 59 tilveiebringer en enkel måte å feste de piezoelektriske elementene til opplagringsbæreren 18, og tjener ytterligere formål med å absorbere støyvibrasjon som er til-stede i kabelen fra å nå de piezoelektriske elementene.
Før installasjon i opplagringsbæreren 32, er hvert element 34 festet for føl-somhet. Piezoelektriske elementer som ikke er innen konstruksjonstoleransene for sensitivitet er kastet. Av de akseptable piezoelektriske elementene, er noen mer sensitive enn andre innen toleranser. Hver av de piezoelektriske elementene er gradert, og de tre piezoelektriske elementene som så er installert i en kanal 40 eller 42 er totalt omkring den samme totale grad. Dette resulterer i vesentlig lik sensitivitet for gruppen av piezoelektriske elementer anordnet rundt opplagringsbæreren 18. For eksempel har testing av en prøve av piezoelektriske elementer vist at sensitivitetene til de piezoelektriske elementene følger en fordelingskurve, med den største representative prøve av de piezoelektriske elementene som fremviser en sensitivitet ved en topp av kurven. Slike piezoelektriske elementer kan være gradert med en grad på null. Piezoelektriske elementer med en større sensitivitet innen konstruksjonstoleranser, men over en viss verdi større enn gjennomsnittet kan være gradert med en grad på +1, og piezoelektriske elementer med mindre sensitivitet innen konstruksjonstoleranser, men under en viss verdi mindre enn gjennomsnittet kan være gradert med en grad på -1. De piezoelektriske elementene er således koplet sammen til for eksempel en total grad på null.
Deretter er grupper av piezoelektriske elementer med den samme grad så
posisjonert 180° fra hverandre på opplagringsbæreren. Det vil si et sett av tre piezoelektriske elementer er montert på en bærer 18, og et sett av tre piezoelektriske elementer som utgjør den samme grad er montert på en motstående bærehalvdel, direkte motstående det andre settet av elementer med den samme grad. På denne måten er akselerasjonsvirkningene nøyaktig kansellert for disse elementer. Det skal bemerkes at selv om fire elementkanaler er illustrert i tegningsfigurene, kan to slike elementkanaler på hver bærehalvdel, seks elementkanaler være be-
nyttet. Det er imidlertid funnet at ved å benytte seks elementkanaler, med totalt 18 piezoelektriske elementer vil dette ikke vesentlig forbedre signal til støyforholdet av hydrofonen, og denne konstruksjon er dyrere å fremstille. Konstruksjonen med seks elementkanaler, selv om denne er innen området og ånden til oppfinnelsen, resulterer også i mindre materiale mellom tilstøtende elementkanaler og derved svekker konstruksjonen.
Når de piezoelektriske elementene er installert, er den fleksible kretsen 36 innført i kretskanalen 44. Den fleksible kretsen 36 har fortrinnsvis seks topper 51, hver topp har to spisser 52. To spisser er benyttet for å koples til de positive og negative polene av de piezoelektriske krystallene 56. Hver toppgren passer inn i en tverrgående kanal 58 som forløper mellom kretskanalen 44 og enten elementkanalen 40 eller elementkanalen 42. Den fleksible kretsen innbefatter også åtte kontaktputer 60, innbefattende to puter og en pute for hver av de piezoelektriske elementer. Den fleksible kretsen innbefatter også gjennomgående hull 62 som er i innretning med adkomsthullene 46 i bærerens øvre halvdel 18'.
Når den fleksible kretsen 36 har blitt installert og ledere loddet til kontaktput-ene 60 er kanalene 45, 42, 44 og 58 fylt i med et passende innstøpningsmateriale 38. Det lydoverførende avstøpningsmateriale, slik som neoprengummi eller annet materiale, fungerer for å øke den akustiske åpningen til hydrofonene, og leder det seismiske signalet gjennom kanalen 40.
Fig. 4 viser en annen egenskap til oppfinnelsen, hvori en ytterligere lyd barri-ere er posisjonert mellom kabelen og de akustiske følsomme komponentene til systemet. Som tidligere beskrevet er en bæreramme 32 anordnet for å holde de piezoelektriske elementene, fleksible krets, innstøpningsmateriale, og andre kom-ponenter som nettopp beskrevet. Lederne 47, styrkeelementet(ene), optiske fibre, og lignende, former også sammen til sammen en kjerne 19 til kabelen, vist i fig. 4 i røntgentegning. For å skjerme støy fra kjernen 19 fra å nå bærerammen, er et par av polymeriske støyisolasjonsringer 20 anbrakt mellom bærerammen og kjernen. Ringene 20 er fortrinnsvis formet av neopren eller annet passende materiale som fremviser en høy impedans ved de passende frekvenser.
Prinsippene, den foretrukne utførelse og operasjonstilstanden til den foreliggende oppfinnelse har blitt beskrevet i den foregående beskrivelse. Denne oppfinnelse skal ikke betraktes som begrenset til de spesielle former som omtalt, siden disse anses som illustrative i stedenfor begrensende. Dessuten kan varia-sjoner og forandringer gjøres for de som er faglært på området uten å avvike fra ånden i oppfinnelsen.
Claims (7)
1. Hydrofonkabelopplagring (18) i en marin seismisk kabel (12), kabelen innbefatter et flertall av signalførende ledere (14), opplagringen omfatter: a. øvre og nedre sylindriske opplagringslegemehalvdeler (18'); b. et flertall av piezoelektriske elementer (34); c. et par av langstrakte sensorelementkanaler (40,42) i hver av opplagringslegemehalvdelene (18'), hver av paret av sensorelementkanaler (40, 42) er tilpasset til å holde et første undersett av flertallet av piezoelektriske elementer (34); d. en adkomst for elektrisk kopling av det første undersettet med piezoelektriske elementer (34) til en signalførende leder; og e. en monteringspute mellom hver av det første undersettet av piezoelektriske elementer (34) og dets respektive kanal (40, 42), viderekarakterisert vedat flertallet av piezoelektriske elementer (34) er gradert med hensyn til sensitivitet og hvori de er gruppert sammen i henhold til grad.
2. Opplagring ifølge krav 1,
karakterisert vedat den første gruppe av piezoelektriske elementer (34) med en grad er montert på hydrofonkabelopplagringen (18) ved en posi-sjon 180° motstående andre gruppe av piezoelektriske elementer (34) med vesentlig den samme graden.
3. Opplagring ifølge krav 1,
karakterisert vedat den videre omfatter en langstrakt kretskanal (44) mellom paret av sensorelementkanaler (40, 42).
4. Opplagring ifølge krav 1,
karakterisert vedat den videre omfatter akustiske transparente inn-støpningsmateriale (38) som fyller paret av sensorelementkanaler (40,42).
5. Opplagring ifølge krav 1,
karakterisert vedat den videre omfatter akustisk transparent innstøp-ningsmateriale (38) som fyller paret av sensorelementkanaler (40, 42) og kretskanalen (44).
6. Opplagring ifølge krav 3,
karakterisert vedat den videre omfatter en fleksibel krets (36) i kretskanalen (44), den fleksible kretsen (36) forløper inn i sensorelementkanalene (40, 42).
7. Opplagring ifølge krav 1,
karakterisert vedat den videre omfatter minst en polymerisk ring mellom opplagringslegemehalvdelene (18') og lederne.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/128,090 US6853604B2 (en) | 2002-04-23 | 2002-04-23 | Solid marine seismic cable |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20030983D0 NO20030983D0 (no) | 2003-03-03 |
NO20030983L NO20030983L (no) | 2003-10-24 |
NO335900B1 true NO335900B1 (no) | 2015-03-16 |
Family
ID=22433574
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20030983A NO335900B1 (no) | 2002-04-23 | 2003-03-03 | Massiv marin seismisk kabel med piezoelektriske elementer gruppert etter deres sensitivitet |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6853604B2 (no) |
EP (1) | EP1357400A3 (no) |
AU (1) | AU2002301465B2 (no) |
NO (1) | NO335900B1 (no) |
Families Citing this family (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2410551B (en) * | 2004-01-30 | 2006-06-14 | Westerngeco Ltd | Marine seismic acquisition system |
GB2428089B (en) * | 2005-07-05 | 2008-11-05 | Schlumberger Holdings | Borehole seismic acquisition system using pressure gradient sensors |
US7382689B2 (en) * | 2005-08-10 | 2008-06-03 | Sercel, Inc. | Flexible hydrophone |
US7623414B2 (en) * | 2006-02-22 | 2009-11-24 | Westerngeco L.L.C. | Particle motion vector measurement in a towed, marine seismic cable |
US7881159B2 (en) * | 2006-12-18 | 2011-02-01 | Pgs Geophysical As | Seismic streamers which attentuate longitudinally traveling waves |
US20100039890A1 (en) * | 2008-08-18 | 2010-02-18 | Gary John Tustin | Seismic data acquisition assembly |
US20110169259A1 (en) * | 2010-01-14 | 2011-07-14 | Gm Global Technology Operations, Inc. | Tube fitting connection |
FR2974290B1 (fr) | 2011-04-22 | 2014-09-05 | Selenium Medical | Ensemble medical comprenant un objet medical et un emballage contenant ledit objet |
US11166779B2 (en) | 2010-04-27 | 2021-11-09 | DePuy Synthes Products, Inc. | Medical assembly comprising a medical article and a package containing said article |
US20110310698A1 (en) * | 2010-06-21 | 2011-12-22 | Sercel, Inc. | Dual Axis Geophones For Pressure/Velocity Sensing Streamers Forming a Triple Component Streamer |
US20120163120A1 (en) * | 2010-12-28 | 2012-06-28 | Pearce Richard E | Passive noise cancelling piezoelectric sensor apparatus and method of use thereof |
US9075155B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical fiber based downhole seismic sensor systems and methods |
US9127532B2 (en) | 2011-09-07 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical casing collar locator systems and methods |
US9127531B2 (en) | 2011-09-07 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical casing collar locator systems and methods |
US9297767B2 (en) | 2011-10-05 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole species selective optical fiber sensor systems and methods |
US9217800B2 (en) | 2011-12-28 | 2015-12-22 | Geometrics, Inc. | Solid marine seismic cable with an array of hydrophones |
US10060250B2 (en) | 2012-03-13 | 2018-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole systems and methods for water source determination |
US9239406B2 (en) | 2012-12-18 | 2016-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole treatment monitoring systems and methods using ion selective fiber sensors |
US10591622B2 (en) | 2013-10-30 | 2020-03-17 | Pgs Geophysical As | Reconfigurable seismic sensor cable |
EP3051317B1 (en) * | 2015-01-27 | 2018-03-14 | Sercel | An electronic unit for a streamer |
US10133017B2 (en) * | 2015-08-07 | 2018-11-20 | Pgs Geophysical As | Vented optical tube |
US10534099B2 (en) * | 2016-10-19 | 2020-01-14 | Pgs Geophysical As | Matching combined sensitivities of arrays of hydrophones |
US10838107B2 (en) * | 2017-05-03 | 2020-11-17 | Pgs Geophysical As | Sensor system for measuring acceleration and pressure |
US11307326B2 (en) | 2017-05-03 | 2022-04-19 | Pgs Geophysical As | Calibration of combined acceleration and pressure sensors |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2465696A (en) * | 1947-10-11 | 1949-03-29 | Marine Instr Company | Method and means for surveying geological formations |
US3832762A (en) * | 1972-05-22 | 1974-09-03 | Texas Instruments Inc | Method of producing a matched parameter acceleration cancelling hydrophone |
US4233677A (en) * | 1978-02-21 | 1980-11-11 | Chevron Research Company | Automatic system and method for testing marine streamers of seismic exploration systems |
US4205394A (en) * | 1978-11-03 | 1980-05-27 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Sealed cavity hydrophone array calibration |
US5363342A (en) * | 1988-04-28 | 1994-11-08 | Litton Systems, Inc. | High performance extended fiber optic hydrophone |
FR2640842B1 (fr) * | 1988-12-20 | 1991-07-26 | Thomson Csf | Antenne hydrophonique lineaire modulaire directionnelle |
SG46529A1 (en) * | 1993-04-06 | 1998-02-20 | Gec Marconi Systems Pty Ltd | Hydrophone carrier |
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 |
US6151277A (en) * | 1999-04-16 | 2000-11-21 | Syntron, Inc. | Hydrophone with ferroelectric sensor |
US6128251A (en) * | 1999-04-16 | 2000-10-03 | Syntron, Inc. | Solid marine seismic cable |
US6128250A (en) * | 1999-06-18 | 2000-10-03 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Bottom-deployed, upward looking hydrophone assembly |
US6498769B1 (en) * | 2000-08-04 | 2002-12-24 | Input/Output, Inc. | Method and apparatus for a non-oil-filled towed array with a novel hydrophone design and uniform buoyancy technique |
US6483775B1 (en) * | 2001-06-04 | 2002-11-19 | Sercel Inc. | Bird communications system in a marine seismic cable |
-
2002
- 2002-04-23 US US10/128,090 patent/US6853604B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-10-15 AU AU2002301465A patent/AU2002301465B2/en not_active Ceased
- 2002-10-29 EP EP02024086A patent/EP1357400A3/en not_active Withdrawn
-
2003
- 2003-03-03 NO NO20030983A patent/NO335900B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20030983D0 (no) | 2003-03-03 |
EP1357400A2 (en) | 2003-10-29 |
US6853604B2 (en) | 2005-02-08 |
AU2002301465B2 (en) | 2007-11-08 |
NO20030983L (no) | 2003-10-24 |
AU2002301465A1 (en) | 2003-11-13 |
US20030198133A1 (en) | 2003-10-23 |
EP1357400A3 (en) | 2004-08-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO335900B1 (no) | Massiv marin seismisk kabel med piezoelektriske elementer gruppert etter deres sensitivitet | |
CA2552648C (en) | Flexible hydrophone | |
AU2007242934B2 (en) | Seismic streamer having directionally sensitive sensors in an array to attentuate longitudinally traveling waves | |
US3283293A (en) | Particle velocity detector and means for canceling the effects of motional disturbances applied thereto | |
AU2007201880B2 (en) | System for reducing towing noise in marine seismic survey streams | |
US7545703B2 (en) | Marine seismic streamer with varying spacer distances for reducing towing noise | |
EP0733217B1 (en) | Hydrophone carrier | |
AU2008202686B2 (en) | Seismic streamer having longitudinally symmetrically sensitive sensors to reduce effects of longitudinally traveling waves | |
US20080186803A1 (en) | Fluid filled sensor mount for gel-filled streamer and streamer made therewith | |
NO337753B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for innsamling av multikomponent geofysisk data | |
GB2410551A (en) | Determining the orientation of hydrophones in a marine seismic streamer | |
EP2467738A2 (en) | Seismic sensor holder and method | |
US5412621A (en) | Encapsulated hydrophone element for towed hydrophone array | |
NO341494B1 (no) | Lyttekabelkonfigurasjon for å redusere slepestøy ved marin seismisk kartlegging | |
KR101563536B1 (ko) | 해저탄성파탐사용 저잡음 압전세라믹 실린더 하이드로폰 및 이를 구비하는 obs 수신기 | |
US5046057A (en) | Marine streamer cable | |
US20180059271A1 (en) | Transverse vibration attenuation mechanism and method for marine seismic acquisition system | |
US3382481A (en) | Cantilever mounted hydrophone | |
AU680489B2 (en) | Hydrophone carrier |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |