NO336410B1 - Permanent installert seismisk havbunnskabel - Google Patents
Permanent installert seismisk havbunnskabelInfo
- Publication number
- NO336410B1 NO336410B1 NO20042701A NO20042701A NO336410B1 NO 336410 B1 NO336410 B1 NO 336410B1 NO 20042701 A NO20042701 A NO 20042701A NO 20042701 A NO20042701 A NO 20042701A NO 336410 B1 NO336410 B1 NO 336410B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cable
- further characterized
- load
- seismic
- conductor cables
- Prior art date
Links
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 59
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 19
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 14
- 238000009954 braiding Methods 0.000 claims description 7
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 4
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 claims description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 4
- 238000009998 heat setting Methods 0.000 claims 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 4
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
- G01V1/20—Arrangements of receiving elements, e.g. geophone pattern
- G01V1/201—Constructional details of seismic cables, e.g. streamers
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3843—Deployment of seismic devices, e.g. of streamers
- G01V1/3852—Deployment of seismic devices, e.g. of streamers to the seabed
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
Description
Oppfinnelsens område
Oppfinnelsen angår havbunnskabel- eller OBC-oppstillinger (OBC = Ocean Bottom Cable) som benyttes ved marine seismiske undersøkelser, og særlig OBC-oppstillinger som er tilpasset for permanent anbringelse på havbunnen.
Beskrivelse av den beslektede teknikk
Marine seismiske utforskings- eller oljeletningsundersøkelser utføres på to måter: seismiske følere (f.eks. trykkfølere, bevegelsesfølere eller en kombinasjon av begge) utplasseres bak et fartøy og slepes like under havoverflaten, eller de utplasseres og anbringes på havbunnen. En undersøkelse hvor følere er anbrakt på havbunnen, omtales ofte som en seismisk havbunnsoppstilling eller OBS-oppstilling (OBS = Ocean Bottom Seismic). OBS-undersøkelsen omfatter trinnene med plassering av en OBC-oppstilling, innsamling av data og det valgfrie trinn med opphenting av OBC-oppstillingen.
Slik som skjematisk vist på fig. IA, omfatter OBC-oppstillingen 2 vanligvis en eller flere havbunnskabler (OBC-kabler) 4 som er mekanisk og elektrisk sammenkoplet. OBC-kabler er vanligvis konstruert med et antall elektriske eller optiske ledere 6 for overføring av signaler, en eller flere spennings- eller belastningsdeler 8 for overføring av aksialkrefter langs OBC-kabelen, koplingsstykker 10 for avslutning av lederne og belastningsdelene ved hver ende av OBC-kabelen og overføring av elektriske signaler og mekaniske krefter mellom OBC-kabler, en vanntett kappe 12 som omgir lederne og belastningsdelene, og en eller flere mottakerstasjoner 14 som hver har en eller flere seismiske følere. Mottakerstasjonene inneholder vanligvis følerne i et hermetisk forseglet hus. Mottakerstasjonen er ofte stivt festet til OBC-kabelen, slik at den er utformet for å overleve utplasserings- og gjenvinningsoperasjoner uten å bli utsatt for mekanisk eller elektrisk svikt.
Belastningsdelen er konstruert for å tilveiebringe den primære aksialbelastnings-bæreevne til OBC-kabelen. Belastningsdelen fremstilles vanligvis inn i OBC-konstruksjonen, slik at den er integrert i OBC-kabelen, og OBC-kabelen håndteres som en eneste enhet når den lastes på et fartøy og senere utplasseres. Et problem med denne løsningsmåte er størrelsen og vekten av den integrerte OBC-kabel, og størrelsen og kompleksiteten av det håndteringsutstyr som kreves for å behandle kabelen.
Hver ende av OBC-kabelen har typisk et koplingsstykke som avslutter endene av lederne og belastningsdelene i hovedsaken i samme punkt, slik at flere OBC-kabler kan forbindes ende mot ende for å danne en OBC-oppstilling. En OBC-kabel av denne type er sjelden lengre enn 200 meter. En OBC-oppstilling som består av denne type OBC-kabel, har ikke noen kontinuerlig leder eller belastningsdel langs sin lengde, på grunn av at lederne og belastningsdelene ender samtidig i innbyrdes atskilte koplingsstykker langs lengden av OBC-oppstillingen. OBC-kabler har lenge vært konstruert for å overleve mange utplasserings- og gjenvinningsoperasjoner. Utplasserings- og gjenvinningsspesi-fikasjoner krever normalt at en OBC-kabel er mekanisk robust, på grunn av at den må bære sin egen vekt i spenning samtidig som den er vanntett og bærer det nødvendig antall ledere. Avslutninger og koplingsstykker for OBC-kabler har en tendens til å være plass-krevende, og derfor kompliserte å konstruere, kostbare og utsatt for svikt.
En konsekvens av den tradisjonelle OBC-konstruksjon er kabelens høye mekaniske stivhet. Den høye stivhet tillater støy som overføres inn i en del av OBC-kabelen, å vandre gjennom hele kabelen til mottakerstasjoner langs kabelen, noe som reduserer systemets signal/støy-forhold. Spesielt tilveiebringer belastningsdeler en ideell bane for støyoverføring. Tradisjonelle OBC-kabler med mottakerstasjoner som er stivt koplet til kabelen, tilveiebringer liten eller ingen dempning smekanisme mellom kabelen og mottakerstasjonen.
En ønskelig OBC-kabel omfatter mottakerstasjoner som er stivt koplet til kabelen under utplassering, men som blir betydelig avkoplet før en undersøkelse, slik at signal/støy-forholdet forbedres.
OBC-kabler benyttes også for reservoarovervåking, der hvor flere undersøkelser utføres i det samme område over en periode på flere år. OBC-kabler kan utplasseres og gjenvinnes for hver undersøkelse, eller de kan etterlates permanent på undersøkelses-stedet. Permanent plasserte OBC-kabler har den fordel at de ikke krever et gjenvinnings-trinn. Gjenvinningsprosesser påfører vanligvis større krefter på en OBC-kabel enn utplasseringsprosesser. Den tradisjonelle OBC-kabel er derfor vanligvis overkonstruert for permanent plassering. En enkel og billig OBC-kabel er ønskelig for permanent plassering på havbunnen for å utføre seismiske undersøkelser og reservoarovervåking.
Av tidligere kjent teknikk på feltet nevnes:
WO0026695A1 omhandler et OCB-streamer-array med lederkabler, flere adskilte mottakerstasjoner som er koblet til kablene, samt strekkopptagende kabler langs hele streamerens lengde.
US6580033B1 beskriver en seismisk streamer og viser en måte å koble en strekkopptagende kabel med lederkabler omfattende et lag med flettet "garn".
US4979296A omhandler utlegging av en smådiameter rørledningsvikling og viser hvordan forskjellige kabler tvinnes sammen på fartøyet ved utlegging.
US4398276A viser et OBC-array med lederkabler, flere adskilte mottakerstasjoner koblet til lederkablene og strekkopptagende kabler langs hele kabelens lengde og forbundet til lederkablene.
Sammendrag av oppfinnelsen
Oppfinnelsen tilveiebringer en OBC-oppstilling som innlemmer trekk ved oppfinnelsen omfattende en eller flere lederkabler, et antall mottakerstasjoner som er koplet til lederkablene, og en spennings- eller belastningsdel som er eksternt eller utvendig koplet til lederkablene.
I en foretrukket utførelse kan belastningsdelen være i hovedsaken kontinuerlig langs lengden av OBC-oppstillingen. I en annen utførelse kan OBC-oppstillingen omfatte et lag av materiale som omgir belastningsdelen og den seismiske kabel. I en annen utførelse kan laget være en garnfletting eller en ekstrudert termoplast.
Ifølge oppfinnelsen er det også tilveiebrakt en fremgangsmåte for utplassering av en marin seismisk oppstilling fra et fartøy ned i en vannmasse. Fremgangsmåten omfatter de trinn å utplassere en kontinuerlig belastningsdel fra fartøyet og fastgjøre en seismisk kabel til belastningsdelen før den seismiske kabel og belastningsdelen utplasseres i vannmassen. Metoden med fastgj øring av kabelen til belastningsdelen kan valgfritt utføres på fartøyet. Metoden med fastgj øring kan videre omfatte anbringelse av en fletting rundt belastningsdelen og den seismiske kabel. Metoden kan også utføres ved å mate belastningsdelen og den seismiske kabel inn i et flettesystem.
For bedre forståelse av oppfinnelsen, sammen med andre og ytterligere formål med denne, henvises det til den etterfølgende beskrivelse tatt i forbindelse med de ledsagende tegninger, og oppfinnelsens ramme vil bli angitt i de etterfølgende krav.
Kort beskrivelse av tegningene
Fig. 1A-1C viser sideriss av en havbunnskabel,
fig. 2 viser et sideriss av en mottakerstasjon som er festet til havbunnskabelen, fig. 3 viser et grunnriss av mottakerstasjonen på fig. 1C,
fig. 4 viser et tverrsnittsriss av havbunnskabelen som er vist på fig. 2,
fig. 5 viser et sideriss av et fartøy med OBC-utplasseringsutstyr, og fig. 6 viser et sideriss av en alternativ utførelse av OBC-utplasseringsutstyr.
Beskrivelse
En forbedret OBC-oppstilling 16 er vist skjematisk på fig. IB. OBC-oppstillingen omfatter en belastningsdel 18 med første og andre ender 20 og 22. Lederkabler 24 omfatter mottakerstasjoner 26 på innbyrdes atskilte steder og er sammenkoplet ende mot ende med elektriske koplingsstykker 28 som overfører elektriske eller optiske signaler mellom lederkablene. I motsetning til tidligere kjente konstruksjoner, er elektriske og mekaniske avslutninger ikke nødvendigvis fellesplassert slik som på fig. IA for å montere OBC-oppstillingen.
En OBC-oppstilling 100 er også vist på fig. 1C og omfatter flere innbyrdes atskilte mottakerstasjoner 102 som er anbrakt langs en kabel 104. Fig. 2 viser et eksempel på en versjon av mottakerstasjonen 102 som er festet til kabelen 104. Idet det henvises til fig. 2 og fig. 4, omfatter kabelen 104 en belastningsdel 202, en første lederkabel 204 og en andre lederkabel 206. Belastningsdelen 202 tilveiebringer i det vesentlige hele aksialbelastnings-bæreevnen for kabelen 104. Den første lederkabel 204 og den andre lederkabel 206 er begge konstruert av et stort antall isolerte, elektriske og/eller optiske ledere som er omgitt av en ekstrudert, vanntett kappe. Belastningsdelen 202 er fortrinnsvis ekstern i forhold til den første lederkabel 204 og den andre lederkabel 206, slik at den første lederkabel 204 og den andre lederkabel 206 er konstruert uavhengig av belastningsdelen.
Havbunnskabler er tradisjonelt fastgjort ende mot ende ved hjelp av koplingsstykker som overfører elektriske signaler fra elektriske ledere i en havbunnskabel til elektriske ledere i en annen havbunnskabel. Koplingsstykker overfører vanligvis også mekaniske krefter som bæres av indre spenningsdeler mellom to sammenkoplede havbunnskabler. Havbunnskabler med indre eller interne belastningsdeler er tradisjonelt kostbare og kompliserte, delvis på grunn av at koplingsstykkene må avslutte belastningsdeler og ledere. En fordel med en utvendig belastningsdel er at den kan ende i et punkt uavhengig av en elektrisk lederavslutning. En belastningsdel 202 kan med andre ord ende i et koplingsstykke som ikke avslutter en leder. Den utvendige belastningsdel kan ha hvilken som helst lengde uavhengig av lengden av den elektriske leder. I en foretrukket utførelse ender belastningsdelen 202 bare ved hver ende av OBC-oppstillingen 100, og er derfor i hovedsaken kontinuerlig langs OBC-oppstillingen 100. En kontinuerlig lengde av belastningsdelen 202 kan være opptil 10-15 km, og ville i betydelig grad redusere antallet av koplingsstykker og forenkle konstruksjonen av disse.
Belastningsdelen 202 kan være konstruert av syntetisk fiber eller stål, og er fortrinnsvis kontinuerlig langs lengden av kabelen 104. Den første lederkabel 204 og den andre lederkabel 206 er festet til hverandre ved hjelp av en indre fletting 400. Den indre fletting 400 er fortrinnsvis et garnmateriale som er viklet rundt kablene.
Alternativt kan den første lederkabel 204 og den andre lederkabel 206 være fastgjort ved hjelp av andre midler, så som et ekstrudert lag av termoplastisk eller varmeherdende materiale. Kablene kan også være festet ved hjelp av atskilte klemmer som er anbrakt med mellomrom langs lengden av disse kabler. Belastningsdelen 202 er festet til den første lederkabel 204 og den andre lederkabel 206. Den ytre fletting 200 omgir kablene og belastningsdelen 202 og er fortrinnsvis av et garnmateriale.
Idet det henvises til fig. 2 og fig. 3, omfatter mottakerstasjonen 102 en mekanisk koplingsdel 208 som forbinder belastningsdelen 202 mekanisk med mottakerhuset 210. En holder 214 kopler den mekaniske koplingsdel 208 til belastningsdelen 202. Holderen 214 kopler også den første lederkabel 204 og den andre lederkabel 206 til den mekaniske koplingsdel 208.
Den mekaniske koplingsdel frakopler valgfritt kabelen 104 fra mottakerhuset 210 etter at mottakerhuset 210 er utplassert. Frakoplingshandlingen kan muliggjøres ved hjelp av en rekke forskjellige metoder. Delen kan være fremstilt av et materiale som nedbrytes ved nærvær av sjøvann, for eksempel visse polyuretaner. Delen kan være fremstilt av et slikt materiale at påføring av en kjemikalie på delen vil forårsake at materialet i delen nedbrytes. Delen kan være dannet av et materiale som har et lavt smeltepunkt, idet delen oppvarmes elektrisk på stedet for fysisk å smelte materialet. Et slikt materiale kan være en termoplast eller et metall med lavt smeltepunkt, så som pulvermetall fremstilt av Serra™. Et slikt metall oppvarmes til smeltepunkter på ca. 80°C eller høyere ved benyttelse av en elektrisk varmekilde. Delen kan også være et materiale som virker som en anode i en galvanisk reaksjon og således ville bli oppløst i sjøvann. Delen kan også være dannet av et materiale som er konstruert for å oksidere ved tilstedeværelse av sjøvann, så som aluminium. Delen kan også påvirkes mekanisk for å løsgjøre mottakerstasjonen fra den seismiske kabel.
Idet det henvises tilbake til fig. IB, kan OBC-oppstillingen generelt monteres ved å benytte en koplingsdel 30 for å fastgj øre belastningsdelen 18 til mottakerstasjonen 26, det elektriske koplingsstykke 28 eller lederkabelen 24. På denne måte kan OBC-oppstillingen monteres på optimal måte avhengig av driftsforholdene.
Mottakerhuset 210 omfatter en eller flere seismiske følere, så som en hydrofon, en geofon eller et akselerometer, og kan omfatte elektronikk for filtrering og digitalisering av signaler fra den eller de seismiske følere. Et utgangssignal fra mottakerhuset 210 koples til den andre lederkabel 206 via koplingsstykker 212. Mottakerhuset 210 er fortrinnsvis sylindrisk av form, og dets lengdeakse er fortrinnsvis innrettet med kabelens 104 lengdeakse.
Den utførelse som er beskrevet foran, er en oppstilling som er billig å fremstille og utplassere sammenliknet med tidligere kjente systemer i hvilke belastningsdelen er fremstilt inn i den seismiske kabel. På grunn av at belastningsdelen er koplet utvendig til den seismiske kabel, kan telemetrikablene og de andre lederkabler monteres atskilt fra belastningsdelen. Utførelsen eliminerer et behov for kostbart kabelfremstillingsutstyr og tillater konstruktøren å velge en billig belastningsdel. Utførelsen reduserer også det typiske antall av elektriske og mekaniske avslutninger som finnes i oppstillingen. Tradisjonelle systemer benytter skreddersydde koplingsstykker som er konstruert for å avslutte elektriske eller optiske ledere i mottakerhuset, samtidig som aksiale mekaniske belastninger overføres til mottakerhuset. Den kontinuerlige belastningsdel eliminerer behovet for å overføre belastninger gjennom huset og resulterer i en enkel koplings-stykkekonstruksj on.
Idet det henvises til fig. 5 og 6, er det der vist et system 100 for utplassering av en seismisk kabel. Et fartøy 502 utplasserer en seismisk kabel 506 fra en lagringsbeholder 504 i en vannmasse 516. Fortøyet 502 kan være av den type som typisk benyttes for utplassering og gjenvinning av seismiske havbunnskabler. Den seismiske kabel 506 omfatter en eller flere mottakerstasjoner 518 og en eller flere lederkabler. Lagrings-beholderen 504 benyttes for å fastgjøre den seismiske kabel 506 på fartøyets dekk, men den samme funksjon kan utføres ved benyttelse av en trommel.
Belastningsdelen 202 avtrekkes fra en trommel 508 over en blokkskive 512 og fastgjøres til den seismiske kabel 506. Blokkskiven 512 er fortrinnsvis minst 3 meter i diameter. En vaierstrammer 602 bringer i stilling den seismiske kabel 506 fra lagrings-beholderen 504. Vaierstrammeren 602 er en tohjuls vaiervinsj som fortrinnsvis styrer kabelutplasseringshastigheten fra 0 til 20 meter/minutt. Etter hvert som vaierstrammeren 602 anbringer den seismiske kabel 506 i stilling, utplasserer trommelen 508 belastningsdelen og opprettholder en strekkraft på belastningsdelen 202, slik at trommelen bærer det meste av vekten av den seismiske kabel 506 etter hvert som den utplasseres. Belastningsdelen 202 kan eventuelt utplasseres fra en lagringsbeholder som ikke er vist. I dette tilfelle må en tilbakestrammer benyttes for å tilveiebringe strekkraften.
Idet det igjen henvises til fig. 5 og 6, fastgjør et flettesystem 514 den seismiske kabel 506 til belastningsdelen 202 samtidig som det utplasserer begge. Flettesystemet 514 er velkjent på området for kabelfremstilling. Flettesystemet 514 kan fortrinnsvis være anbrakt i utplasseringssystemet, slik at belastningsdelen og den seismiske kabel forenes like før de går ned i vannet. På denne måte opplever den seismiske kabel minimale strekk-eller bøyekrefter. Reduserte krefter tillater kabel- og koplingsstykkekonstruksjonen å være forholdsvis enkel og billig.
Den resulterende OBC-oppstilling og utplasseringssystemet er konstruert for kostnadseffektiv fremstilling og utplassering. Til forskjell fra samtidig utplassering kan den seismiske kabel 506 og belastningsdelen 202 valgfritt forenes på et sted som ikke ligger på fartøyet, og senere innlastes på fartøyet for utplassering. Selv om OBC-oppstillingen ideelt sett er beregnet for permanent anbringelse på havbunnen, kan disse konsepter anvendes på en gjenvinnbar kabelkonstruksjon.
Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i detalj med henvisning til en foretrukket versjon, er andre versjoner mulige. Rammen og omfanget av kravene skal derfor ikke være begrenset til den foretrukne versjon som er beskrevet i detalj.
Claims (16)
1 Havbunnskabeloppstilling (100) som omfatter: en eller flere lederkabler (204,206); flere innbyrdes atskilte mottakerstasjoner (102) som er koblet til den ene eller de
flere lederkabler (204,206); en belastningsdel (202) koblet utvendig til den ene eller de flere lederkabler (204,206), kjennetegnet ved at en ytre fletting (200) omgir belastningsdelen (202) og den ene eller de flere lederkabler (204,206), og hvor belastningsdelen (202) ligger fortløpende langs lengden av havbunnskabeloppstillingen (100); ogkarakterisert veden mekanisk koplingsdel (208) for mekanisk å koble et mottakerhus (210) av
mottakerstasjonen (102) og en kabel (104) av havbunnskabeloppstillingen (100), kjennetegnet av at delen (208) kobler mottakerhuset (210) fra kabelen (104) under eller etter utplassering av havbunnskabeloppstillingen (100).
2 Havbunnskabeloppstilling (100) ifølge krav 1,
viderekarakterisert vedførste og andre lederkabler (204,206) som er sikret til hverandre med en indre fletting (400).
3 Havbunnskabeloppstilling (100) ifølge krav 2,
viderekarakterisert vedat den indre flettingen (400) er et garnmateriale.
4 Havbunnskabeloppstilling (100) ifølge krav 1,
viderekarakterisert vedførste og andre lederkabler (204,206) som er sikret til hverandre med et ekstrudert lag av termoplastisk eller varmeherdende materiale.
5 Havbunnskabeloppstilling (100) ifølge ett av kravene 1 til 4,
viderekarakterisert vedat delen (208) kobler mottakerhuset (210) fra kabelen (104) med en fremgangsmåte valgt fra gruppen bestående av: • delen (208) nedbrytes i tilstedeværelsen av sjøvann; • delen (208) nedbrytes etter anvendelsen av et kjemisk stoff; • delen (208) nedbrytes ved å anvende varme; og • delen (208) aktueres for mekanisk å løsne mottakerstasjonen (102) fra kabelen (104).
6 Havbunnskabeloppstilling (100) ifølge et hvilket som helst forutgående krav, viderekarakterisert vedat mottakerstasjonen (102) omfatter et mottakerhus (210) som omfatter en seismisk sensor videre kjennetegnet av et akselerometer.
7 Havbunnskabeloppstilling (100) ifølge et hvilket som helst forutgående krav, viderekarakterisert vedat mottakerstasjonen (102) omfatter et mottakerhus (210) som omfatter elektronikk for å filtrere og digitalisere signaler.
8 Fremgangsmåte for utlegging av en havbunnskabeloppstilling (100) som omfatter: • å tilveiebringe én eller flere lederkabler (204,206) og innbyrdes atskilte mottakerstasjoner (102) koblet til den ene eller de flere lederkabler (204, 206); • å feste en belastningsdel (202) utvendig til den ene eller de flere lederkabler (204,206) for å danne havbunnskabeloppstillingen (100), hvor en ytre fletting (200) er tilveiebrakt som omgir belastningsdelen (202) og den ene eller de flere lederkabler (204,206), og hvor belastningsdelen (202) ligger fortløpende langs lengden av havbunnskabeloppstillingen (100); ogkarakterisert ved• å tilveiebringe en mekanisk koplingsdel (208) for mekanisk å koble et mottakerhus (210) av mottakerstasjonen (102) og en kabel (104) av havbunnskabeloppstillingen (100), kjennetegnet av at delen (208) kobler av mottakerhuset (210) fra kabelen (104) under eller etter utplassering av havbunnskabeloppstillingen (100).
9 Fremgangsmåte ifølge krav 8,
viderekarakterisert vedat havbunnskabeloppstillingen (100) utplasseres inn i en vannmasse for utførelse av en seismisk undersøkelse.
10 Fremgangsmåte ifølge krav 8 eller 9,
viderekarakterisert vedat den ytre flettingen (200) er en garnflerting og er påført den ene eller de flere lederkabler (204, 206) før utlegging av havbunnskabeloppstillingen (100).
11 Fremgangsmåte ifølge krav 8, 9 eller 10,
viderekarakterisert vedat festetrinnet forekommer på et fartøy (502).
12 Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 8 til 11,
viderekarakterisert vedat fremgangsmåten med å feste omfatter å anvende den ytre flettingen (200) rundt belastningsdelen (202) og den den minst ene lederkabelen (204, 206).
13 Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 8 til 12,
viderekarakterisert vedat fremgangsmåten med å feste blir oppnådd ved å mate belastningsdelen (202) og den ene eller de flere lederkabler (204,206) inn i et flettesystem (514).
14 System for utlegging av havbunnskabeloppstillingen (100) ifølge krav 1, viderekarakterisert ved: • en lagringsbeholder (504) for tilveiebringelse av en seismisk kabel (506), hvor den seismiske kabelen (506) har de flere innbyrdes atskilte mottakerstasjoner (102) og den minst ene lederkabelen (204,206); • en trommel (508) for tilveiebringelse av belastningsdelen (202), kjennetegnet av at trommelen (508) utplasserer den seismiske kabelen (506) ved å holde en strekkraft på belastningsdelen (202); og • et flettesystem (514) til sammenstilling og utlegging av belastningsdelen (202) og den seismiske kabelen (506), hvor flettesystemet (514) påfører den ytre flettingen (200) til den seismiske kabelen (506) og belastningsdelen (202).
15 System ifølge krav 14,
viderekarakterisert vedat belastningsdelen (202) og den seismiske kabelen (506) sammenstilles og utplasseres samtidig.
16 System ifølge krav 14,
viderekarakterisert vedat belastningsdelen (202) og den seismiske kabelen (506) sammenstilles ved et første tidspunkt og utplasseres ved et etterfølgende tidspunkt.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US33428401P | 2001-11-30 | 2001-11-30 | |
| PCT/US2002/038387 WO2003048809A2 (en) | 2001-11-30 | 2002-12-02 | Permanently installed seismic ocean bottom cable |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20042701L NO20042701L (no) | 2004-06-25 |
| NO336410B1 true NO336410B1 (no) | 2015-08-17 |
Family
ID=23306483
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20042701A NO336410B1 (no) | 2001-11-30 | 2004-06-25 | Permanent installert seismisk havbunnskabel |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7483335B2 (no) |
| EP (1) | EP1468312A4 (no) |
| AU (1) | AU2002363957A1 (no) |
| NO (1) | NO336410B1 (no) |
| WO (1) | WO2003048809A2 (no) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2395273A (en) * | 2002-11-15 | 2004-05-19 | Westerngeco Seismic Holdings | Seismic cable with continuous stress member and sensor modules |
| US7184365B2 (en) * | 2002-12-26 | 2007-02-27 | Pgs Americas, Inc. | Unitary multi-cable towing system |
| US7660206B2 (en) * | 2004-12-21 | 2010-02-09 | Optoplan As | Ocean bottom seismic station |
| US20090065639A1 (en) * | 2005-04-14 | 2009-03-12 | Nissim Hazan | Separate Communication Line for Towed Body |
| US7510349B2 (en) * | 2006-04-20 | 2009-03-31 | Optoplan As | Ocean bottom seismic station installation |
| US8737774B2 (en) * | 2006-08-30 | 2014-05-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Array temperature sensing method and system |
| FR2912818A1 (fr) * | 2007-02-19 | 2008-08-22 | Georges Grall | Systeme de flutes automotrices pour prospection en sismique marine 3d a grande productivite |
| US8021080B2 (en) * | 2007-04-26 | 2011-09-20 | Westerngeco L.L.C. | Containerized geophysical equipment handling and storage systems, and methods of use |
| US8830790B2 (en) * | 2007-05-17 | 2014-09-09 | Octio Geophysical As | Apparatus and method for collecting geophysical information |
| ITUD20070196A1 (it) | 2007-10-24 | 2009-04-25 | Baccini S P A | Magazzino automatico e procedimento per lo stoccaggio di piastre di circuiti elettronici |
| US8087848B2 (en) | 2008-08-27 | 2012-01-03 | Fairfield Industries Incorporated | Powered sheave for node deployment and retrieval |
| US8942059B2 (en) * | 2008-09-19 | 2015-01-27 | Optoplan As | Container system for seismic cable and stations |
| NO331416B1 (no) | 2010-05-07 | 2011-12-27 | Magseis As | Seismisk havbunnskabel-registreringsapparat, samt fremgangsmate for utlegging og opphenting av det seismiske havbunnskabel-registreringsapparat |
| CN107076584B (zh) | 2015-05-08 | 2020-11-24 | 辉固科技有限公司 | 光学传感器设备、传感器装置以及缆线 |
| US10557953B2 (en) | 2016-06-30 | 2020-02-11 | Pgs Geophysical As | Molded snap-in plug and device and method for using same |
| US11079506B2 (en) | 2016-12-16 | 2021-08-03 | Pgs Geophysical As | Multicomponent streamer |
| CA3223878A1 (en) * | 2021-06-24 | 2022-12-29 | Dustin ALINGER | Electrical transmission line cable |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2923916A (en) * | 1960-02-02 | woodworth | ||
| US2871665A (en) * | 1955-10-20 | 1959-02-03 | California Research Corp | Seismic cable lifting apparatus |
| US3376948A (en) * | 1966-12-30 | 1968-04-09 | Texas Instruments Inc | Streamer coupler |
| US3489994A (en) * | 1967-10-03 | 1970-01-13 | Dynamics Corp America | Line hydrophone |
| US3435410A (en) * | 1968-05-20 | 1969-03-25 | Delta Exploration Co Inc | Shallow water seismic prospecting cable |
| US3921755A (en) * | 1971-05-03 | 1975-11-25 | Western Geophysical Co | Towable seismic detector conveyance |
| US4241427A (en) * | 1978-10-27 | 1980-12-23 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Condition responsive cable with bendable coaxial sensor mount |
| US4398276A (en) | 1980-09-24 | 1983-08-09 | Energy Analysts Incorporated | Apparatus and method for geophone sensor string placement |
| DE3271889D1 (en) * | 1981-08-13 | 1986-08-07 | Commw Of Australia | Hydrophone cable |
| FI63838C (fi) * | 1981-10-23 | 1983-08-10 | Nokia Oy Ab | Sjaelvflytande kabel |
| US4734891A (en) * | 1986-06-20 | 1988-03-29 | Hughes Aircraft Company | Aft drogue module for towed sonar array |
| US4979296A (en) * | 1986-07-25 | 1990-12-25 | Shell Oil Company | Method for fabricating helical flowline bundles |
| US5844860A (en) * | 1990-05-23 | 1998-12-01 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Continuous strength member |
| JP2556183B2 (ja) * | 1990-09-11 | 1996-11-20 | 富士ゼロックス株式会社 | 光学的記録方法とこの方法を用いる光記録媒体 |
| US5088067A (en) * | 1991-04-29 | 1992-02-11 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Water-activated sonobuoy system |
| US5184328A (en) * | 1992-03-04 | 1993-02-02 | Navigation Technology Corporation | Underwater release mechanism |
| US5459695A (en) * | 1992-08-31 | 1995-10-17 | Western Atlas International | Seismic cable with reusable skin |
| US5341348A (en) * | 1993-07-13 | 1994-08-23 | Western Atlas International, Inc. | Swivel mount for gimbal geophone |
| FR2730596B1 (fr) * | 1995-02-10 | 1997-03-14 | Thomson Csf | Procede de fabrication d'une antenne lineaire acoustique |
| US5943293A (en) * | 1996-05-20 | 1999-08-24 | Luscombe; John | Seismic streamer |
| US5793702A (en) * | 1996-05-21 | 1998-08-11 | Western Atlas International, Inc. | Method for measuring the water bottom reflectivity |
| US6034923A (en) * | 1997-07-28 | 2000-03-07 | Marine Innovations, L.L.C. | Seismic sensor pod |
| GB9804415D0 (en) * | 1998-03-02 | 1998-04-29 | Gore & Ass | Cable |
| ID29481A (id) * | 1998-10-29 | 2001-08-30 | Schlumberger Holdings | Metode pembuatan suatu pita gelombang laut |
| US6021091A (en) * | 1999-01-20 | 2000-02-01 | Western Altas International, Inc. | Method for manufacturing a seismic cable |
| CN1120377C (zh) * | 2000-04-26 | 2003-09-03 | 西安石油勘探仪器总厂 | 海底拖曳四分量地震数据采集一体化单元 |
| US6381397B1 (en) * | 2000-05-04 | 2002-04-30 | Northrop Grumman Corporation | Fiber optic array breakout housing |
| US6580033B1 (en) * | 2000-07-28 | 2003-06-17 | Litton Systems, Inc. | Telemetry harness for towed fiber optic acoustic array |
-
2002
- 2002-12-02 EP EP02798474A patent/EP1468312A4/en not_active Withdrawn
- 2002-12-02 WO PCT/US2002/038387 patent/WO2003048809A2/en not_active Application Discontinuation
- 2002-12-02 AU AU2002363957A patent/AU2002363957A1/en not_active Abandoned
- 2002-12-02 US US10/308,705 patent/US7483335B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-06-25 NO NO20042701A patent/NO336410B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2002363957A8 (en) | 2003-06-17 |
| WO2003048809A3 (en) | 2004-07-29 |
| AU2002363957A1 (en) | 2003-06-17 |
| EP1468312A4 (en) | 2008-02-13 |
| US7483335B2 (en) | 2009-01-27 |
| WO2003048809A2 (en) | 2003-06-12 |
| US20030223822A1 (en) | 2003-12-04 |
| EP1468312A2 (en) | 2004-10-20 |
| NO20042701L (no) | 2004-06-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2531352C (en) | Ocean bottom seismic station | |
| NO336410B1 (no) | Permanent installert seismisk havbunnskabel | |
| CN101836133B (zh) | 海底缆线和传感器单元 | |
| EP1481266B1 (en) | Electronics-carrying module | |
| US6426464B1 (en) | Cable sectional assembly which houses concatenated electronic modules | |
| US6108267A (en) | Non-liquid filled streamer cable with a novel hydrophone | |
| EP2293115B1 (en) | Towed marine sensor streamer having concentric stress member | |
| US5883857A (en) | Non-liquid filled streamer cable with a novel hydrophone | |
| EP0508904B1 (en) | Hydrophone cable construction | |
| US7184365B2 (en) | Unitary multi-cable towing system | |
| US20160033660A1 (en) | Internal bend restrictor for opto/electrical armored cables | |
| US8917574B2 (en) | Vibration isolation section | |
| US7180828B1 (en) | Non-kinking oil-filled acoustic sensor stave | |
| RU2631913C2 (ru) | Устройство, узел и линия снятия нагрузок для геофизического оборудования или узла сети | |
| AU2003201412B2 (en) | Electronics-carrying module | |
| KR20210093659A (ko) | 섬유 보강재 고정장치 및 이를 구비하는 수중케이블 연결 시스템 | |
| KR0157741B1 (ko) | 원통형 튜브체의 내압수밀 고장력 커넥터 조립체 | |
| AU2003201412A1 (en) | Electronics-carrying module | |
| MXPA01004253A (en) | Method of making a marine seismic streamer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |