NO860780L - N ESTABLISHMENT OF MARINE SEISMIC SOURCES. - Google Patents
N ESTABLISHMENT OF MARINE SEISMIC SOURCES.Info
- Publication number
- NO860780L NO860780L NO860780A NO860780A NO860780L NO 860780 L NO860780 L NO 860780L NO 860780 A NO860780 A NO 860780A NO 860780 A NO860780 A NO 860780A NO 860780 L NO860780 L NO 860780L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- source
- branch
- signal
- gas supply
- umbilical cord
- Prior art date
Links
- 210000003954 umbilical cord Anatomy 0.000 claims description 85
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 3
- 238000003491 array Methods 0.000 description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 239000012779 reinforcing material Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000271 Kevlar® Polymers 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009429 electrical wiring Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000004761 kevlar Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 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
- G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
- G01V1/006—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design generating single signals by using more than one generator, e.g. beam steering or focusing arrays
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/02—Generating seismic energy
- G01V1/04—Details
- G01V1/06—Ignition devices
- G01V1/08—Ignition devices involving time-delay devices
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Fish Paste Products (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte og anordning for styring og overvåking av en oppstilling av marine seismiske kilder. The invention relates to a method and device for controlling and monitoring an array of marine seismic sources.
Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte og anordning hvor digitale kildestyresignaler overføres ved hjelp av en transmisjonsforbindelse fra et marint fartøy til en elektronikkpakke anbrakt i sjøen nær en marin seismisk kildeoppstilling. Kildetriggersignaler genereres av elektronikkpakken og overføres til valgte individuelle av de seismiske kildene i oppstillingen. Data fra avføler anbrakt innenfor eller nær individuelle av kildene overføres til elektronikkpakken for behandling, omdanning til digital form, og transmisjon til fartøyet. More specifically, the invention relates to a method and device where digital source control signals are transmitted by means of a transmission connection from a marine vessel to an electronics package placed in the sea near a marine seismic source array. Source trigger signals are generated by the electronics package and transmitted to selected individual of the seismic sources in the array. Data from sensors placed within or near individual sources are transferred to the electronics package for processing, conversion to digital form, and transmission to the vessel.
Ved konvensjonell teknikk for å undersøke under havflaten og andre områder som ligger under et vannlegeme, tauer et marint fartøy en eller flere seismiske kilder som er i stand til å generere akustisk energi i vannet. Luftkanoner blir vanligvis anvendt som seismiske kilder, selv om der er mange andre kommersielt tilgjengelige typer av egnede marine seismiske kilder, slik som eksempelvis vannkanoner eller hylseeksplosiver (sleeve exploders). Sjokkbølger generert av luftkanonene forplanter seg gjennom vannet, gjennom vannlegemets gulv, og inn i de geologiske formasjoner som ligger under gulvet. En del av energien i hver sjokk-bølge reflekteres fra hver av de geologiske formasjoner og avføles av akustiske mottakere (kjent som "hydrofoner") festet til en hydrofon kabel som taues bak fartøyet. Elektriske signaler generert i hydrofonene blir registrert ombord på fartøyet. De registrerte data kan så analyseres til å gi informasjon vedrørende strukturen av de geologiske formasjoner og tilhørende petroleumsakkumulering i de formasjonene. In conventional techniques for surveying below the sea surface and other areas that lie beneath a body of water, a marine vessel tows one or more seismic sources capable of generating acoustic energy in the water. Air cannons are usually used as seismic sources, although there are many other commercially available types of suitable marine seismic sources, such as water cannons or sleeve exploders. Shock waves generated by the air cannons propagate through the water, through the floor of the body of water, and into the geological formations that lie beneath the floor. A portion of the energy in each shock wave is reflected from each of the geological formations and sensed by acoustic receivers (known as "hydrophones") attached to a hydrophone cable towed behind the vessel. Electrical signals generated in the hydrophones are recorded on board the vessel. The recorded data can then be analyzed to provide information regarding the structure of the geological formations and associated petroleum accumulation in those formations.
Uttrykket "vann" slik det anvendes her, er ment også å omfatte sump-vann, mudder, myrvann og en hvilken som helst annen væske som inneholder tilstrekkelig vann til å muliggjøre operasjonen ifølge oppfinnelsen. The term "water" as used herein is intended to also include swamp water, mud, marsh water and any other liquid containing sufficient water to enable the operation of the invention.
Så mange som femti luftkanoner eller mer kan taues i oppstillinger bak det seismiske fartøyet. En typisk oppstilling kan inneholde mellom fire og tolv luftkanoner. Luftkanonene lades med komprimert luft og avfyres typisk med intervaller av flere sekunder. For å forbedre kvaliteten av den sjokkbølge som genereres av luftkanonene, kan luftkanonene i hver oppstilling ha forskjellige gasskammerstørrelser som varierer fra 655,5 cm^ til over 6555 cm^. Kammerstørrelsene som velges for hver oppstilling bestemmes av typen av bergart i de geologiske formasjoner og gjennom-trengningsdypden og oppløsningen som ønskes. As many as fifty air guns or more can be towed in arrays behind the seismic vessel. A typical formation can contain between four and twelve air cannons. The air cannons are charged with compressed air and are typically fired at intervals of several seconds. To improve the quality of the shock wave generated by the air guns, the air guns in each array can have different gas chamber sizes ranging from 655.5 cm^ to over 6555 cm^. The chamber sizes selected for each setup are determined by the type of rock in the geological formations and the depth of penetration and resolution desired.
For å tilføre elektriske styresignaler og komprimert luft til luftkanonene, vil vanlig teknikk bevirke at både en individuell luftledning og en individuell elektrisk ledning fra fartøyet forbindes med hver luftkanon. Eksempelvis omhandler US patent 4.038.630 tauing av en luftkanonopp-stilling fra et fartøy og tilførsel av luft og elektriske styresignaler til luftkanonene gjennom en enkelt bunt som inneholder individuelle luftledninger og individuelle elektriske styreledninger. På grunn av at en oppstilling typisk inneholder minst fire luftkanoner, og kan inneholde så mange som tolv luftkanoner eller flere, er bunten av luftledninger og elektriske ledninger som fører til oppstillingen vanligvis meget tung og tungvint. For å tilveiebringe sterk mekanisk forbindelse mellom luft-kanonoppstillingen og fartøyet som tauer oppstillingen, omhandlet i nevnte i US patent bruken av en separat tauingskabel som skiller seg fra bunten av luft- og elektriske ledninger. Bruken av både en tauingskabel, og en bunt av luft- og elektriske ledninger er særlig tungvint. In order to supply electrical control signals and compressed air to the air cannons, common technique would cause both an individual air wire and an individual electrical wire from the vessel to be connected to each air cannon. For example, US patent 4,038,630 deals with the towing of an air cannon array from a vessel and the supply of air and electrical control signals to the air cannons through a single bundle containing individual air lines and individual electrical control lines. Because an array typically contains at least four air guns, and may contain as many as twelve air guns or more, the bundle of air lines and electrical wires leading to the array is usually very heavy and cumbersome. In order to provide a strong mechanical connection between the air-gun array and the vessel towing the array, the aforementioned US patent discussed the use of a separate towing cable that separates from the bundle of air and electrical wires. The use of both a towing cable and a bundle of air and electrical wires is particularly cumbersome.
En annen konvensjonell teknikk anvender en enkelt luftslange med stor diameter til å overføre komprimert luft fra et luftreservoar på det seismiske fartøyet til en manifold på oppstillingen. Mindre distribusjons-luftledninger overfører den komprimerte luften fra manifolden til hver luftkanon i oppstillingen. En elektrisk styreledning for hver luftkanon, og et påkjenningsorgan til mekanisk å forbinde den tauete luftkanonopp-stillingen og tauingsfartøyet, er buntet med luftslangen til å danne en navlestrengkabel (også henvist her til som en "navlestreng") som forbinder oppstillingen med fartøyet. Figur 1 er et tverrsnittriss av en slik navlestreng tatt i et plan perpendikulært på navlestrengens langsgående akse. Navlestrengen 1 i figur 1 omfatter luftslange 3, seksten elektriske ledninger som er identiske med elektrisk trådledning 5, stålstamme 2 omgitt av forsterkende organer 6, 7 og 8 for tauestyrke, og beskyttende elektrisk isolerende kapper 9, 10 og 11. Stålstammen 2 omgir gasstil-førselsledningen 12. En konvensjonell navlestreng av den type som er vist i figur 1 er tungvint å håndtere og vanskelig å avslutte ettersom den omfatter mange individuelle elektriske ledninger. Another conventional technique uses a single large diameter air hose to transfer compressed air from an air reservoir on the seismic vessel to a manifold on the rig. Smaller distribution air lines transfer the compressed air from the manifold to each air cannon in the array. An electrical control wire for each air gun, and a tensioning means for mechanically connecting the towed air gun array and the towing vessel, is bundled with the air hose to form an umbilical cable (also referred to herein as an "umbilical cord") connecting the array to the vessel. Figure 1 is a cross-sectional view of such an umbilical cord taken in a plane perpendicular to the longitudinal axis of the umbilical cord. The umbilical cord 1 in figure 1 comprises air hose 3, sixteen electrical wires which are identical to electrical wire cord 5, steel stem 2 surrounded by reinforcing members 6, 7 and 8 for rope strength, and protective electrically insulating sheaths 9, 10 and 11. The steel stem 2 surrounds the gas stil- lead wire 12. A conventional umbilical cord of the type shown in Figure 1 is cumbersome to handle and difficult to terminate as it comprises many individual electrical wires.
Typisk blir marine seismiske kilder (eller oppstillinger av kilder) understøttet på en eller annen måte nær vannoverflaten. Vanligvis blir kildeoppstillingene oppspent ved lenkelengder eller tilsvarende apparatur fra flottører, som kan være generelt runde, pæreformede eller sylindriske av form. US patent 3.491.848 omhandler eksempelvis tauing fra et fartøy av en første kabel langs hvilken et antall flottørorganer er anbrakt med avstand, og samtidig tauing av en andre kabel langs hvilken et likt antall marine seismiske kilder er anbrakt i avstand. Hver kilde er opphengt under et tilhørende flottørorgan ved hjelp av en separat kabelforbindelse. Typically, marine seismic sources (or arrays of sources) are supported in some way near the water surface. Typically, the source arrays are tensioned by link lengths or similar apparatus from floats, which may be generally round, pear-shaped or cylindrical in shape. US patent 3,491,848 deals, for example, with the towing from a vessel of a first cable along which a number of floating devices are placed at a distance, and at the same time the towing of a second cable along which an equal number of marine seismic sources are placed at a distance. Each source is suspended below an associated float member by means of a separate cable connection.
Det er også vanlig å atskille sideveis en marin seismisk kilde (eller kildeoppstilling) med en ønsket forskyvning og tilbakeforskjøvet avstand fra banen for det tauende fartøyet ved tauing fra fartøyet en hensikts-messig paravane, valgt fra de som er kommersielt tilgjengelige, og opphenge en eller flere seismiske kilder under paravanen (eller å taue en eller flere seismiske kilder bak paravanene). Eksempelvis omhandler US patent 4.087.780 tauing av en styrbar paravane bak et seismisk fartøy via en taueline, og understøttelse av en eller flere luftkanoner under paravanen. It is also common to laterally separate a marine seismic source (or source array) with a desired offset and offset distance from the path of the towing vessel by towing from the vessel an appropriate paravane, selected from those commercially available, and suspend one or several seismic sources under the paravane (or towing one or more seismic sources behind the paravanes). For example, US patent 4,087,780 deals with the towing of a steerable paravane behind a seismic vessel via a towing line, and the support of one or more air cannons under the paravane.
US patent 3.491.848 (henvist til ovenfor) omhandler en variant av teknikken med å bringe sideveis i avstand fra hverandre marine seismiske kilder fra banen for et tauingsfartøy, hvor en paravane taues av en båt ved enden av en kabel langs hvilken flottørorganer er anbrakt i avstand. Marine seismiske kilder taues fra båten ved hjelp av en separat kabel, og hver kilde er opphengt under en flottør ved hjelp av en atskilt kabelforbindelse. Den teknikke som er omhandlet i US patent 3.491.848 er kostbar og tungvint ved at den krever bruk av flere kabler, og særlig krever bruk av en eller flere voluminøse kabler langs hvilken de seismiske kilder er anbrakt i avstand, hvor hver omfatter en eller flere individuelle elektriske ledninger for hver seismisk kilde. US patent 3,491,848 (referred to above) relates to a variation of the technique of laterally spacing marine seismic sources from the path of a towing vessel, where a paravane is towed by a boat at the end of a cable along which floatation means are placed in distance. Marine seismic sources are towed from the boat using a separate cable, and each source is suspended below a float using a separate cable connection. The technique discussed in US patent 3,491,848 is expensive and cumbersome in that it requires the use of several cables, and in particular requires the use of one or more bulky cables along which the seismic sources are placed at a distance, each comprising one or more individual electrical wiring for each seismic source.
Systemet ifølge oppfinnelsen vedrører et marint seismisk undersøkelses-system som omfatter en eller flere seismiske kildedeloppstillinger, som hver omfatter en eller flere marine seismiske kilder tilpasset til å bli anbrakt i et vannlegeme nær et fartøy, en kildestyremodul tilpasset til å bli anbrakt i vannet nær hver deloppstilling, og en transmisjonsforbindelse som er i stand til å sende digital kildeoppstillingskonfigurasjon og avfyringstidssignaler fra fartøyet til kildestyremodulen. I kildestyremodulen foretas tidsstyringsjusteringer under anvendelse av data målt ved avfølerne i, eller hosliggende individuelle av kildene. Kildetriggersignaler generert i modulen overføres til valgte av kildene. I en foretrukket utførelsesform omfatter transmisjonsforbindelsen et enkelt signalledende element (slik som en koaksial kabel, et vridd trådpar, eller optisk fiber) for hver deloppstilling. Det signalledende elementet kan anbringes innenfor en gasstilførselsledning som omfatter del av en navlestrengkabel forbundet mellom fartøyet og forgreningsgasstilførselsledningene festet til de individuelle kildene. I en annen utførelsesform omfatter transmisjonsforbindelsen et par mikrobølge eller UHF-radiotelemetrigrensesnitt. En egnet databuss er tilveiebrakt i den ene eller annen utførelsesform for å danne tilpasning mellom transmisjonsgrensesnittene og de andre elementene i systemet. The system according to the invention relates to a marine seismic survey system comprising one or more seismic source sub-arrays, each comprising one or more marine seismic sources adapted to be placed in a body of water near a vessel, a source control module adapted to be placed in the water near each part array, and a transmission link capable of sending digital source array configuration and firing timing signals from the vessel to the source control module. In the source control module, timing adjustments are made using data measured at the sensors in, or adjacent to, individual sources. Source trigger signals generated in the module are transmitted to selected of the sources. In a preferred embodiment, the transmission connection comprises a single signal-conducting element (such as a coaxial cable, a twisted pair of wires, or optical fiber) for each partial arrangement. The signal conducting element may be placed within a gas supply line comprising part of an umbilical cable connected between the vessel and the branch gas supply lines attached to the individual sources. In another embodiment, the transmission link comprises a pair of microwave or UHF radio telemetry interfaces. A suitable data bus is provided in one embodiment or another to form an interface between the transmission interfaces and the other elements of the system.
En eller flere seismiske kildedeloppstillinger kan taues fra fartøyet ved hjelp av en primær navlestrengkabel. Hver deloppstilling er fortrinnsvis festet til en sekundær navlestrengkabel som er forbundet med den primære navlestrengkabelen ved hjelp av et svivel-T-forbindelsesorgan. En paravane er fortrinnsvis festet til enden av den primære navlestrengen lengst bort fra fartøyet for styring av forskyvningen og den tilbakesatte posisjon for kildedeloppstillingene relativt fartøyet. One or more seismic source arrays can be towed from the vessel using a primary umbilical cable. Each sub-array is preferably attached to a secondary umbilical cable which is connected to the primary umbilical cable by means of a swivel T-connector. A paravane is preferably attached to the end of the primary umbilical farthest from the vessel to control the displacement and reset position of the source part arrays relative to the vessel.
Under drift vil systemet trigge synkronisert avfyring av de individuelle seismiske kilder omfattende en valgt kildeoppstilling, og gir digitalisert innmatning fra de individuelle kilder i oppstillingen for analyse. Digitale signaler som gir oppstillingskonfigurasjons- og avfyringstidsinformasjon sendes fra fartøyet til hver kildestyremodul. Informasjon fra avfølere, slik som hydrofoner anbrakt nær valgte kilder av deloppstillingen og kilde-avfyringstidsavfølerne anbrakt i de valgte kilder i deloppstillingen, overføres til den tilhørende modul, hvor den digitaliseres, og så anvendes til å beregne avfyringstidspunktjusteringer eller sendes til fartøyet. I hver kildestyremodul foretas tidstyringsjusteringer som behøves for å sikre synkronisert avfyring av hver kilde i deloppstillingen under anvendelse av data mottatt fra avfølerne i eller nær individuelle av kildene. Kildetriggersignaler blir så generert og overført til valgte av kildene i den tilhørende deloppstillingen. During operation, the system will trigger synchronized firing of the individual seismic sources comprising a selected source array, and provides digitized input from the individual sources in the array for analysis. Digital signals providing array configuration and firing timing information are sent from the vessel to each source control module. Information from sensors, such as hydrophones placed near selected sources of the array and source-firing time sensors placed in the selected sources in the array, is transferred to the associated module, where it is digitized, and then used to calculate firing time adjustments or sent to the vessel. In each source control module, timing adjustments are made that are needed to ensure synchronized firing of each source in the partial array using data received from the sensors in or near individual of the sources. Source trigger signals are then generated and transmitted to selected of the sources in the associated array.
Figur 1 er et tverrsnittriss av en konvensjonell navlestrengkabel, tatt i Figure 1 is a cross-sectional view of a conventional umbilical cord, taken in
et plan perpendikulært på kabelens langsgående akse.a plane perpendicular to the longitudinal axis of the cable.
Figur 2 er et forenklet toppvertikalriss av en foretrukket utførelsesform av det marine seismiske undersøkelsessystemet ifølge oppfinnelsen. Figur 3 er et tverrsnittriss av en foretrukket utførelsesform av den digitale navlestrengkabelen ifølge oppfinnelsen, tatt i et plan perpendikulært på kabelens langsgående akse. Figur 4 er et perspektivriss over en del av en alternativ utførelsesform av systemet ifølge oppfinnelsen som omfatter en luftkanon, en navlestreng som har en gasstilførselsledning, et signalledende element, og et påkjenningsorgan buntet sammen, en kildestyremodul festet mellom det signalledende elementet og luftkanonen, og et avgreningspåkjenningsorgan og en avgreningsgasstilførsels-ledning som forbinder luftkanonen med navlestrengen. Figur 5 er et perspektivriss over et svivel-T-forbindelsesorgan av den type som anvendes ifølge den foretrukne utførelsesform av oppfinnelsen, og som angir hvorledes svivel-T-forbindelsesorganet anvendes til å forbinde navlestrengkablene av den type som er vist i figur 3. Figur 6 er et perspektivriss over svivel-T-forbindelsesorganet i figur 4 Figure 2 is a simplified top vertical view of a preferred embodiment of the marine seismic survey system according to the invention. Figure 3 is a cross-sectional view of a preferred embodiment of the digital umbilical cable according to the invention, taken in a plane perpendicular to the longitudinal axis of the cable. Figure 4 is a perspective view of part of an alternative embodiment of the system according to the invention comprising an air cannon, an umbilical cord having a gas supply line, a signal conducting element, and a stressing member bundled together, a source control module attached between the signal conducting element and the air cannon, and a branch stress means and a branch gas supply line connecting the air cannon to the umbilical cord. Figure 5 is a perspective view of a swivel T-connector of the type used according to the preferred embodiment of the invention, and which indicates how the swivel T-connector is used to connect the umbilical cord cables of the type shown in Figure 3. Figure 6 is a perspective view of the swivel T-connector in Figure 4
med kun en navlestrengkabel festet til den, og angir måten hvormed gass er i stand til å strømme gjennom svivel-T-forbindelsesstykket. with only an umbilical cable attached to it, and indicates the manner in which gas is able to flow through the swivel T-connector.
Figur 7 er et blokkskjema som viser skjematisk kildestyremodulen ifølge oppfinnelsen og den måten hvormed signaler flyter til og fra modulen under operasjon av denne. Figure 7 is a block diagram schematically showing the source control module according to the invention and the manner in which signals flow to and from the module during operation thereof.
En foretrukket utførelsesform av systemet ifølge oppfinnelsen vil bli beskrevet med henvisning til figur 2. Det marine seismiske undersøkelses - systemet i figur 2 omfatter et marint fartøy 21, som tauer hydrofonkabel 27 og en oppstilling av seismiske kilder som er gruppert i seismiske kildedeloppstillinger 33, 35, 37 og 39. Hydrofonkabelen 27 omfatter et antall hydrofoner (ikke vist). Hver av de seismiske kildedeloppstillingene 33,35,37 og 39 omfatter en eller flere marine seismiske kilder 59 (som kan være luftkanoner eller andre konvensjonelle marine seismiske kilder). Selv om tre seismiske kilder er innbefattet i hver deloppstilling vist på figur 2, vil det forstås at et hvilket som helst antall av seismiske kilder kan innbefattes i hver deloppstilling. Deloppstilling 33 er forbundet med det marine fartøyet 21 ved hjelp av en primær navlestreng 23, forbindelsesorgan 49, og den sekundære navlestreng 41. Likeledes er deloppstillingen 35 forbundet med fartøyet 21 ved hjelp av den primære navlestreng 23, forbindelsesorganet 51 og den andre navlestrengen 43, deloppstillingen 37 er forbundet med fartøyet 21 ved hjelp av den primære navlestreng 25, forbindelsesorganet 53 og den sekundære navlestreng 45, og deloppstillingen 39 er forbundet med fartøyet 21 ved hjelp av den primære navlestrengen 25, forbindelsesorganet 55 og den sekundære navlestreng 47. A preferred embodiment of the system according to the invention will be described with reference to figure 2. The marine seismic survey system in figure 2 comprises a marine vessel 21, which tows hydrophone cable 27 and an array of seismic sources which are grouped into seismic source sub-arrays 33, 35 , 37 and 39. The hydrophone cable 27 comprises a number of hydrophones (not shown). Each of the seismic source arrays 33,35,37 and 39 comprises one or more marine seismic sources 59 (which may be air guns or other conventional marine seismic sources). Although three seismic sources are included in each partial array shown in Figure 2, it will be understood that any number of seismic sources may be included in each partial array. Partial arrangement 33 is connected to the marine vessel 21 by means of a primary umbilical cord 23, connecting member 49, and the secondary umbilical cord 41. Likewise, the partial arrangement 35 is connected to the vessel 21 by means of the primary umbilical cord 23, the connecting member 51 and the second umbilical cord 43, the partial arrangement 37 is connected to the vessel 21 by means of the primary umbilical cord 25, the connecting member 53 and the secondary umbilical cord 45, and the partial arrangement 39 is connected to the vessel 21 by means of the primary umbilical cord 25, the connecting member 55 and the secondary umbilical cord 47.
Navlestrengene 23, 25, 41, 43, 45 og 47 omfatter hver en gasstilførsels-ledning og et påkjenningsorgan. Hvert av forbindelsesorganene 49, 51, 53, og 55 er tilpasset til at gasstrømmen fra en primær navlestreng til en sekundær navlestreng. Fartøyet 21 bærer en kilde for komprimert gass (ikke vist), fra hvilken gass tilføres kildedeloppstillingen via navlestrengen. The umbilical cords 23, 25, 41, 43, 45 and 47 each comprise a gas supply line and a stressing means. Each of the connecting members 49, 51, 53, and 55 is adapted to allow the gas flow from a primary umbilical cord to a secondary umbilical cord. The vessel 21 carries a source of compressed gas (not shown), from which gas is supplied to the source sub-array via the umbilical cord.
Hver av deloppstillingene 33, 35, 37 og 39 omfatter et flytelement 61, som kan være av konvensjonell type, for å understøtte de tilhørende seismiske kilder, og enhver tilhørende maskinvare (ikke vist i figur 2) for å holde kildene i deloppstillingen i stilling ved valgte faste avstander fra hverandre nær vannets overflate. De seismiske kilder (og medfølgende maskinvare) vil fortrinnsvis være opphengt fra flytelementet 61 ved hjelp av kabler eller liknende (ikke vist i figur 2). Each of the sub-arrays 33, 35, 37 and 39 comprises a floating element 61, which may be of a conventional type, to support the associated seismic sources, and any associated hardware (not shown in Figure 2) to hold the sources in the sub-array in position at chosen fixed distances from each other near the surface of the water. The seismic sources (and accompanying hardware) will preferably be suspended from the floating element 61 by means of cables or the like (not shown in figure 2).
Hver deloppstilling omfatter en signalstyremodul 57. Hver av signalstyre-modulene 57 inneholder kretser for å motta og lagre digitale signaler som er sendt fra fartøyet, for generering av kildetriggersignaler for trigging av avfyringen av hver seismiske kilde i deloppstillingen, og for å motta signaler målt på avfølerne som er plassert i eller hosliggende kildene i deloppstillingen, digitalisering av disse målte signaler, og overføring av disse til transmisjonsforbindelsen for transmisjon tilbake til fartøyet. Utformingen og operasjonen av kildestyremodulen vil bli omtalt i nærmere detalj nedenfor med henvisning til figur 7. Each subarray includes a signal control module 57. Each of the signal control modules 57 contains circuitry for receiving and storing digital signals sent from the vessel, for generating source trigger signals for triggering the firing of each seismic source in the subarray, and for receiving signals measured at the sensors that are placed in or near the sources in the partial array, digitization of these measured signals, and their transmission to the transmission connection for transmission back to the vessel. The design and operation of the source control module will be discussed in more detail below with reference to figure 7.
I en foretrukket utførelsesform (som skal omtales nedenfor med henvisning til figur 3), omfatter hver av navlestrengene 23, 25, 41, 43, 45 og 47 et eller flere signalledende elementer for å lede digitale signaler (slik som data fra avfølere anbrakt nær deloppstillingene, eller oppstillings-konfigurasjonssignaler fra fartøyet) mellom fartøyet og valgte av signal-styremodulene. Ved å anvende signalmultipleksing og redusere antallet av signalledende elementer innenfor hver navlestreng, blir størrelsen og kostnadene av hver navlestreng redusert. Fortrinnsvis er et enkelt signalledende element tilveiebrakt for hver kildedeloppstilling. In a preferred embodiment (to be discussed below with reference to Figure 3), each of the umbilical cords 23, 25, 41, 43, 45 and 47 comprises one or more signal conducting elements for conducting digital signals (such as data from sensors placed near the partial arrays , or setup configuration signals from the vessel) between the vessel and selected by the signal control modules. By employing signal multiplexing and reducing the number of signal conducting elements within each umbilical cord, the size and cost of each umbilical cord is reduced. Preferably, a single signal conducting element is provided for each source subarray.
I en annen foretrukket utførelsesform (som også skal omtales nærmere nedenfor) blir digitale signaler overført mellom fartøyet og kildestyremodulene via en datatransmisjonsforbindelse, slik som en mikrobølge-forbindelse eller et UHF-radiosystem. In another preferred embodiment (which will also be discussed in more detail below), digital signals are transmitted between the vessel and the source control modules via a data transmission connection, such as a microwave connection or a UHF radio system.
Paravanen 29 (som kan være av konvensjonell type) er festet til enden av den primære navlestreng 23 for å styre forskyvningen og den tilbakesatte posisjon for kildedeloppstillingene 33 og 35 som er forbundet med en primære navlestrengen 23. Det vil forstås at den del av den primære navlestreng som er mellom paravanen 29 og forbindelsesorganet 49 ikke trenger å omfatte en gasstilførselsledning. I stedet trenger gasstilførsels-ledningen i den primære navlestreng 23 kun å strekke seg fra fartøyet til forbindelsesorganet 49. Delen av den primære navlestreng mellom paravanen 29 og forbindelsesorganet 49 trenger kun å omfatte et påkjen ningsorgan, og et hvilket som helst signalledende element som behøves for å tilveiebringe paravanestyresignaler til paravanen. Likeledes er en paravane 31 (som kan være av konvensjonell type) festet til enden av den primære navlestreng 25 for å styre forskyvningen og den tilbakesatte posisjon for kildedeloppstillingene 37 og 39 forbundet med den primære navlestreng 25. Det vil forstås at mer enn, eller mindre enn, to kildedeloppstillinger kan forbindes med den ene av eller begge de primære navlestrengene 23 og 25 ved hjelp av en sekundær navlestreng og et tilhørende forbindelsesorgan for hver deloppstilling. Paravanen, i stilling ved enden av en av de primære navlestrenger, muliggjør styring av forskyvningen og den tilbakesatte posisjon for hver deloppstilling som er forbundet med den primære navlestrengen med den begrensning at forbindelsesorganer mellom den primære navlestreng og de sekundære navlestrenger, med den foretrukne utførelsesform som skal omtales nedenfor med henvisning til figur 4 og 5, ikke vil translatere relativt hverandre. The baffle 29 (which may be of a conventional type) is attached to the end of the primary umbilical 23 to control the displacement and reset position of the source part arrays 33 and 35 which are connected to a primary umbilical 23. It will be understood that that part of the primary umbilical which is between the paravane 29 and the connecting member 49 does not need to include a gas supply line. Instead, the gas supply line in the primary umbilical 23 only needs to extend from the vessel to the connecting member 49. The part of the primary umbilical between the paravane 29 and the connecting member 49 need only include a stressing member, and any signal conducting element required for to provide paravane control signals to the paravane. Likewise, a paravane 31 (which may be of a conventional type) is attached to the end of the primary umbilical 25 to control the displacement and reset position of the source sub-arrays 37 and 39 associated with the primary umbilical 25. It will be understood that more than, or less than, two source sub-arrays may be connected to one or both of the primary umbilicals 23 and 25 by means of a secondary umbilical and an associated connecting means for each sub-array. The paravane, in position at the end of one of the primary umbilicals, enables control of the displacement and the reset position of each section connected to the primary umbilical with the limitation that connecting means between the primary umbilical and the secondary umbilicals, with the preferred embodiment as will be discussed below with reference to Figures 4 and 5, will not translate relative to each other.
Figur 3 er et tverrsnittriss av en foretrukket utførelsesform av en navlestreng, identifisert med henvisningstallet 100, av den type som er egnet til bruk som en hvilken som helst av nevnte primære eller sekundære navlestrenger i systemet ifølge figur 2. Navlestrengen 100 omfatter en indre f ring 102 (som kan være laget av nylon) som omgir volumet 101. Gass er i stand til å strømme gjennom volumet 101. Følgelig vil volumet 101 og den indre f ringen 102 av og til bli henvist til det etterfølgende under samleuttrykket "gasstilførselsledning". Forsterkningsmaterialet 104 (som kan være laget av KEVLAR-fiber fremstilt av E.I. DuPont De Nemours and Company) omgir den indre f ringen 102. Huden 106 (som kan være laget av polyetylen) omgir forsterkningsmaterialet 104. Påkjenningsorganet 108 omgir huden 106 for å tilveiebringe tauestyrke. Fortrinnsvis vil påkjenningsorganet 108 består av to eller flere metall-armeringslag som vist i figur 3, men alternativt kan et hvilket som helst tilstrekkelig sterkt egnet dimensjonert organ anvendes. Et ytre beskyttende dekke 110, fortrinnsvis laget av uretan, omgir påkjenningsorganet 108. Et langstrakt signalledende element 112 er anbrakt i volumet 101. Dte signalledende elementet 112 omfatter en sentral leder 116 og ytre koaksialleder 114. I en variant av utførelsesform i figur 3, blir et tvunnet trådpar eller et optisk fiber anbrakt i volumet 101 anvendt som et signalledende element. Figure 3 is a cross-sectional view of a preferred embodiment of an umbilical cord, identified by the reference numeral 100, of the type suitable for use as any of said primary or secondary umbilical cords in the system of Figure 2. The umbilical cord 100 comprises an inner ring 102 (which may be made of nylon) surrounding the volume 101. Gas is capable of flowing through the volume 101. Accordingly, the volume 101 and the inner ring 102 will sometimes be referred to hereinafter collectively as "gas supply line". The reinforcing material 104 (which may be made of KEVLAR fiber manufactured by E.I. DuPont De Nemours and Company) surrounds the inner ring 102. The skin 106 (which may be made of polyethylene) surrounds the reinforcing material 104. The tension member 108 surrounds the skin 106 to provide tensile strength. . Preferably, the stressing member 108 will consist of two or more metal reinforcement layers as shown in Figure 3, but alternatively, any suitably strong and suitably dimensioned member can be used. An outer protective cover 110, preferably made of urethane, surrounds the stressing member 108. An elongated signal-conducting element 112 is placed in the volume 101. The signal-conducting element 112 comprises a central conductor 116 and outer coaxial conductor 114. In a variant of the embodiment in Figure 3, a twisted pair of wires or an optical fiber placed in the volume 101 used as a signal conducting element.
I en annen foretrukket utførelsesform blir navlestrenger, tilsvarende navlestrengen 100, bortsett fra at intet signalledende element er anbrakt i gasstilførselslinjen hos denne, anvendt som de primære og sekundære navlestrenger i systemet ifølge oppfinnelsen. I denne alternative foretrukne utførelsesform blir signal overført mellom fartøyet og kildestyremodulen via mikrobølger eller radiobølger som sendes og mottas av egnede telemetrigrensesnitt/tilpasningspar (som skal beskrives nedenfor med henvisning til figur 7). In another preferred embodiment, umbilical cords, corresponding to the umbilical cord 100, except that no signal-conducting element is placed in the gas supply line thereof, are used as the primary and secondary umbilical cords in the system according to the invention. In this alternative preferred embodiment, signal is transmitted between the vessel and the source control module via microwaves or radio waves sent and received by suitable telemetry interface/adapter pairs (to be described below with reference to Figure 7).
I nok en utførelsesform er de primære og sekundære navlestrenger ifølge systemet av den type som er vist i figur 4. Navlestrengen 150 i figur 4 omfatter en gasstilførselsledning 151, signalledende element 152, og påkjenningsorgan 154, og fortrinnsvis festeorganer eller liknende (ikke vist i figur 4) for å holde disse tre elementer generelt parallelle og hosliggende hverandre i en bunt. Det signalledende elementet 152 kan være en koaksial elektrisk ledning (som vist i figur 4), en fiberoptisk kabel, eller et tvunnet trådpar, valgt fra de som er kommersielt tilgjengelige. Et wirerep (som vist i figur 4) er egnet til bruk som påkjenningsorgan 154. In yet another embodiment, the primary and secondary umbilical cords according to the system are of the type shown in figure 4. The umbilical cord 150 in figure 4 comprises a gas supply line 151, signal-conducting element 152, and stressing means 154, and preferably fastening means or the like (not shown in figure 4) to keep these three elements generally parallel and adjacent to each other in a bundle. The signal conducting element 152 may be a coaxial electrical wire (as shown in Figure 4), a fiber optic cable, or a twisted pair of wires, selected from those that are commercially available. A wire rope (as shown in Figure 4) is suitable for use as a stressing member 154.
Kildestyremodulen 200 i figur 4 er forbundet med det signalledende elementet 152 og med en ende av avgreningssignalledingselementet 160. Den andre enden av avgreningssignalledingselementet er forbundet med luftkanonen 162. Kildestyresignaler fra fartøyet sendes via elementet 152 til kildestyremodulen 200. Signaler fra avfølere (ikke vist i figur 4) plassert i eller nær luftkanonen 162 forplanter seg gjennom avgreningselementet 160 til kildestyremodulen 200. Som reaksjon på signaler fra avfølere i eller nær luftkanonen 162 og på kildestyresignalene fra fartøyet, blir kildetriggersignalet generert i modul 200 (på en måte som skal omtales nedenfor med henvisning til figur 7) og sendes til luftkanonen 162 via elementet 160. The source control module 200 in figure 4 is connected to the signal conducting element 152 and to one end of the branch signal conducting element 160. The other end of the branch signal conducting element is connected to the air cannon 162. Source control signals from the vessel are sent via the element 152 to the source control module 200. Signals from sensors (not shown in figure 4) placed in or near the air cannon 162 propagates through the branch element 160 to the source control module 200. In response to signals from sensors in or near the air cannon 162 and to the source control signals from the vessel, the source trigger signal is generated in module 200 (in a manner to be discussed below by reference to figure 7) and is sent to the air cannon 162 via the element 160.
Avgreningspåkjenningsorganet 164 forbinder luftkanonen 162 med påkjenningsorganet 154. Avgreningsgasstilførselsledningen 158, koplet til gasstilførselsledningen 150 ved hjelp av forbindelsesorganet 156, tilfører gass fra gasstilførselsledningen 150 til luftkanonen 162. The branch tension member 164 connects the air cannon 162 to the tension member 154. The branch gas supply line 158, connected to the gas supply line 150 by means of the connection member 156, supplies gas from the gas supply line 150 to the air cannon 162.
Det vil forstås at mer enn en luftkanon (eller annen seismisk kilde) kan likeledes forbindes med gasstilførselsledningen 150 og påkjenningsorganet 154 til å omfatte en kildedeloppstilling. Mer enn en luftkanon (eller annen seismisk kilde) kan forbindes, via avgreningssignalledingselementene tilsvarende avgreningselementet 160, til kildestyremodulen 200. Det vil også forstås at det kan være ønskelig å opphenge kildeoppstillingen fra en flottør for å plassere deloppstillingen nær vannoverflaten. It will be understood that more than one air gun (or other seismic source) can likewise be connected to the gas supply line 150 and the stressing member 154 to comprise a source sub-array. More than one air gun (or other seismic source) can be connected, via the branch signal line elements corresponding to the branch element 160, to the source control module 200. It will also be understood that it may be desirable to suspend the source array from a float to place the partial array near the water surface.
Valgfritt kan mer enn en deloppstilling forbindes med gasstilførsels-ledningen 150 og påkjenningsorganet 154. I dette tilfellet vil et signalledingselement, tilsvarende signalledingselementet 152 for hver deloppstilling, bli buntet med påkjenningsorganet 154 og forbundet med kildestyremodulen knyttet til hver deloppstilling. Optionally, more than one partial arrangement can be connected to the gas supply line 150 and the stressing member 154. In this case, a signal line element, corresponding to the signal line element 152 for each partial arrangement, will be bundled with the stressing member 154 and connected to the source control module associated with each partial arrangement.
I en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen hvor navlestrenger av den type som er vist i figur 3 blir anvendt, er hver seismiske kilde i en deloppstilling forbundet med en avgreningsgasstilførselsledning og et avgreningspåkjenningsorgan (som kan være tilsvarende de som er vist i figur 4) til den tilhørende tauingsnavlestrengen. Hvert avgreningspåkjenningsorgan blir fortrinnsvis boltet eller på annen måte festet til en ramme. Rammen blir i sin tur opphengt fra et flottørorgan eller bøye. Hver avgreningsgasstilførselsledning kan forbindes direkte med gasstil-førselsledningen hos den tilhørende navlestrengen, eller kan forbindes direkte med en manifold, hvilken manifold i sin tur er forbundet med den tilhørende navlestreng. Manifolden, som kan velges fra de som er av konvensjonell utforming, fordeler i sistnevnte variant komprimert gass fra navlestrengen til avgreningsgasstilførselsledningene. In a preferred embodiment of the invention where umbilical cords of the type shown in figure 3 are used, each seismic source in a partial array is connected by a branch gas supply line and a branch stressing means (which may be similar to those shown in figure 4) to the associated the towing umbilical cord. Each branch tension member is preferably bolted or otherwise attached to a frame. The frame is in turn suspended from a float or buoy. Each branch gas supply line can be connected directly to the gas supply line of the associated umbilical cord, or can be connected directly to a manifold, which manifold in turn is connected to the associated umbilical cord. The manifold, which can be chosen from those of conventional design, distributes compressed gas from the umbilical cord to the branch gas supply lines in the latter variant.
I den foretrukne utførelsesform som anvender navlestrenger av den type som er vist i figur 3, likesom i utførelsesformen ifølge figur 4, er en enkelt kildestyremodul for hver deloppstilling forbundet med det signalledende elementet hos den tilhørende navlestreng. I den foretrukne utførelsesform som anvender en datatransmisjonsforbindelse (i stedet for et signalledende element knyttet til en navlestreng), står hver kildestyre modul i forbindelse med fartøyet via datatransmisjonsforbindelsen, og kommuniserer med de individuelle seismiske kilder i deloppstillingen via et avgreningssignalledende element for hver seismiske kilde. In the preferred embodiment which uses umbilical cords of the type shown in Figure 3, as in the embodiment according to Figure 4, a single source control module for each partial array is connected to the signal-conducting element of the associated umbilical cord. In the preferred embodiment that uses a data transmission link (instead of a signal conducting element attached to an umbilical), each source control module communicates with the vessel via the data transmission link, and communicates with the individual seismic sources in the array via a branch signal conducting element for each seismic source.
I en utførelsesform som anvender en hvilken som helst av de beskrevne navlestrenger, kan kildedeloppstillingen plasseres innenfor eller festet hosliggende hydrofonkabelen 27. Navlestrengen som forbinder kildestyremodulen hos deloppstillingen med fartøyet ville, i denne utførelsesform være anbrakt innenfor hydrofonkabelen, eller festet langsmed hydrofonkabelen. Ved å plassere slik deloppstilling hosliggende den første hydrofongruppen innenfor hydrofonkabelen, kan et konsekvent null-forskyvningsforhold mellom den tilhørende hydrofongruppen og deloppstillingen bli garantert. Hvis navlestrengen ifølge figur 3 anvendes, vil gasstilførselsledningen og det signalledende elementet hos denne fortrinnsvis være tilføyet hydrofonkabelens tauingskabel ("innføring") og deloppstillingen innført i hydrofonkabelen ved dennes ende. In an embodiment that uses any of the described umbilical cords, the source sub-array can be placed within or attached adjacent to the hydrophone cable 27. The umbilical connecting the source control module of the sub-array with the vessel would, in this embodiment, be located within the hydrophone cable, or fixed along the hydrophone cable. By placing such sub-array adjacent to the first hydrophone array within the hydrophone cable, a consistent zero displacement relationship between the associated hydrophone array and the sub-array can be guaranteed. If the umbilical cord according to Figure 3 is used, the gas supply line and the signal-conducting element of this will preferably be added to the hydrophone cable's towing cable ("introduction") and the sub-arrangement introduced into the hydrophone cable at its end.
I varianten ifølge utførelsesformen i figur 2 hvor navlestrenger av typen i figur 3 anvendes, blir svivel-T-forbindelsesstykket 170 i figurene 5 og 6 fortrinnsvis anvendt til å forbinde hver sekundære navlestreng med den tilhørende primære navlestreng. Figurene 5 og 6 er to perspektivriss av svivel-T-forbindelsesstykket 170. I figur 5 er den sekundære navlestrengen 171 forbundet via svivel-T-forbindelsesstykket 170 til den primære navlestreng 172. Svivel-T-forbindelsesorganet 170 omfatter et to-tannet element 173, kammeret 174 og rørene 175 og 176 (vist kun i figur 6). Rørene 175 og 176 er hver festet til kammeret 174 i alt vesentlig kolineært relativt hverandre, og er hver dreibart festet til elementet 173 slik at kammeret 174 kan dreie relativt elementet 173 og om den felles aksen for rørene 175 og 176. Elementet 173, kammeret 174 og rørene 175 og 176 omfatter hver en sentral passasje. Passasjene er således forbundet med hverandre at det tillates at gass strømmer gjennom passasjene fra navlestrengen 172 til navlestrengen 171. Den sentrale passasjen 177 for kammeret 174 er vist i figur 6. In the variant according to the embodiment in Figure 2 where umbilical cords of the type in Figure 3 are used, the swivel T-connector 170 in Figures 5 and 6 is preferably used to connect each secondary umbilical cord with the corresponding primary umbilical cord. Figures 5 and 6 are two perspective views of the swivel T-connector 170. In Figure 5, the secondary umbilical cord 171 is connected via the swivel T-connector 170 to the primary umbilical cord 172. The swivel T-connector 170 comprises a two-pronged element 173 , the chamber 174 and the tubes 175 and 176 (shown only in figure 6). The tubes 175 and 176 are each attached to the chamber 174 in a substantially collinear manner relative to each other, and are each rotatably attached to the element 173 so that the chamber 174 can rotate relative to the element 173 and about the common axis of the tubes 175 and 176. The element 173, the chamber 174 and the pipes 175 and 176 each comprise a central passage. The passages are so interconnected that gas is allowed to flow through the passages from the umbilical cord 172 to the umbilical cord 171. The central passage 177 for the chamber 174 is shown in Figure 6.
Kammeret 174 har endepartier 178 og 179 tilpasset til å bli forbundet mellom to deler av navlestrengen 172 på en måte slik at gass under meget høyt trykk kan strømme fra gasstilførselslinjen 179 innenfor navlestrengen 172 til den sentrale passasjen 177, uten vesentlig lekkasje. Endepartiet 180 av elementet 173 er tilpasset til å bli forbundet med en ende av navlestrengen 171 for å tillate gass å strømme fra elementet 173 til gasstilførselsledningen (ikke vist) innenfor navlestrengen 171 uten vesentlig lekkasje. The chamber 174 has end portions 178 and 179 adapted to be connected between two parts of the umbilical cord 172 in a manner so that gas under very high pressure can flow from the gas supply line 179 within the umbilical cord 172 to the central passage 177, without significant leakage. The end portion 180 of the member 173 is adapted to be connected to one end of the umbilical cord 171 to allow gas to flow from the member 173 to the gas supply conduit (not shown) within the umbilical cord 171 without significant leakage.
Denne enkle konstruksjon av navlestreng ifølge figur 3 tillater hurtig og rimelig forbindelse av hvilke som helst to slike navlestrenger under anvendelse av svivel-T-forbindelsesorganet. Bruken av svivel-T-forbindelsesorganer tillater at en utstrakt bruk av deloppstillingskonfigura-sjoner kan anvendes. I denne utførelsesform hvor et enkelt signalledende organ for hver deloppstilling anbringes innenfor gasstilførselsledningen for den primære navlestreng, kan det signalledende organ for en gitt deloppstilling lett tres gjennom den sentrale passasjen hos et svivel-T-forbindelsesorgan for å strekke seg inn i den tilhørende sekundære navlestreng. This simple construction of umbilical cord according to Figure 3 allows quick and inexpensive connection of any two such umbilical cords using the swivel T connector. The use of swivel T-connectors allows a wide range of sub-array configurations to be employed. In this embodiment where a single signal conducting member for each sub-array is placed within the primary umbilical gas supply line, the signal conducting member for a given sub-array can be easily threaded through the central passage of a swivel T-connector to extend into the associated secondary umbilical .
Utformingen og operasjonsmåten for kildestyremodulen ifølge oppfinnelsen vil bli beskrevet med henvisning til figur 7. Kildestyremodulen 57 er innrettet til å bli anbrakt i et vannlegeme nær en marinseismisk kildedeloppstilling som omfatter en seismisk kilde 59. Andre kilder i deloppstillingen er også forbundet med kildestyremodulen 57 på den samme måten som den seismiske kilden 59. En avføler 212 (som kan være en hydrofon, dypdeavføler for måling av dypden for den hosliggende seismiske kilden, eller en gasstilførselsavføler for å overvåke trykket hos den gass som leveres til kilden 59) er anbrakt i vannet nær kilden 59. En lufttilførsels-avstengningsventil 214 (typisk en solenoidventil) er anbrakt nær avgreningsgasstilførselsledningen (ikke vist i figur 7) som er festet til kilden 59 for å styre gasstrømningen gjennom avgreningsgasstilførsels-ledningen som reaksjon på elektriske styresignaler fra modulen 59. Et datamaskinsystem 190 og telemetrigrensesnittet 192 er anbrakt ombord på fartøyet 21. The design and mode of operation of the source control module according to the invention will be described with reference to figure 7. The source control module 57 is arranged to be placed in a body of water near a marine seismic source sub-array that includes a seismic source 59. Other sources in the sub-array are also connected to the source control module 57 on the the same way as the seismic source 59. A sensor 212 (which may be a hydrophone, depth sensor for measuring the depth of the adjacent seismic source, or a gas supply sensor for monitoring the pressure of the gas supplied to the source 59) is placed in the water near the source 59. An air supply shut-off valve 214 (typically a solenoid valve) is located near the branch gas supply line (not shown in Figure 7) attached to the source 59 to control gas flow through the branch gas supply line in response to electrical control signals from the module 59. A computer system 190 and the telemetry interface 192 is placed on board fa rtøyet 21.
Signalstrømmen mellom kildestyremodulen 57 og utstyret ombord på fartøyet 21 er representert ved en bane 196. En telemetriforbindelse (slik som et mikrobølge- eller UHF-radiosystem) som omfatter telemetrigrensesnitt 192 ombord på fartøyet 21 og telemetrigrensesnitt 194 innenfor modulen 57 er tilveiebrakt. I en utførelsesform som anvender en mikro-bølgeforbindelse, vil telemetrigrensesnittene 192 og 194 fortrinnsvis hver omfatte en parabolantenne. I en annen utførelsesform muliggjøres signalstrømmen mellom fartøyet 21 og modulen 57 ved hjelp av et signalledende element, slik som en fiberoptikkabel, en koaksialledning, eller et trådpar. I en hvilken som helst av de nevnte utførelsesformer vil en databuss 220 (som kan være valgt fra de av konvensjonell type, slik som Ethernet eller annet lokalt områdenett) forbinde telemetrigrensesnittet 192 med datamaskinsystemet 190. Databussen 230 (som også kan være av konvensjonell type slik som VME-buss) forbindes telemetrigrensesnittet 194 med de øvrige elementer i modulen 57. The signal flow between the source control module 57 and the equipment on board the vessel 21 is represented by a path 196. A telemetry link (such as a microwave or UHF radio system) comprising telemetry interface 192 on board the vessel 21 and telemetry interface 194 within the module 57 is provided. In an embodiment using a microwave connection, the telemetry interfaces 192 and 194 will preferably each comprise a parabolic antenna. In another embodiment, the signal flow between the vessel 21 and the module 57 is made possible by means of a signal conducting element, such as a fiber optic cable, a coaxial line or a pair of wires. In any of the aforementioned embodiments, a data bus 220 (which may be selected from those of a conventional type, such as Ethernet or other local area network) will connect the telemetry interface 192 to the computer system 190. The data bus 230 (which may also be of a conventional type such as as VME bus) the telemetry interface 194 is connected to the other elements in the module 57.
Datamaskinsystemet 190 anbrakt ombord på fartøyet 21 genererer kildestyresignaler, omfattende slik informasjon som den ønskede opp-stillingskonfigurasjon og avfyringstidspunktene for de individuelle kilder som skal inngå i en oppstilling, som reaksjon på operatørlevert spesifika-sjoner. Kildestyresignalene blir så adressert og sendt til valgte av kildestyremodulene. I tillegg genererer datamaskinsystemet 200 synkroni-serende klokkesignaler som skal sendes til samtlige kildestyremoduler, og fordrer digitalisert data fra hver modul. Digitaliserte data mottatt fra modulene lagres i datamaskinsystemet 200 eller sendes av datamaskinsystemet 200 til en separat seismisk registreringsenhet (ikke vist). Fortrinnsvis er datamaskinsystemet 200 i stand til å tilveiebringe fremvisninger (på en katodestrålerørenhet eller som en trykket frem-visning) over ytelseshistorierapporter på de seismiske kildene, samt tid og frekvensområdefremvisninger for individuelle eller sammensatte seismiske kildesignaturer. The computer system 190 placed on board the vessel 21 generates source control signals, including such information as the desired array configuration and the firing times for the individual sources to be included in an array, in response to operator-supplied specifications. The source control signals are then addressed and sent to selected of the source control modules. In addition, the computer system generates 200 synchronizing clock signals to be sent to all source control modules, and requires digitized data from each module. Digitized data received from the modules is stored in the computer system 200 or sent by the computer system 200 to a separate seismic recording unit (not shown). Preferably, the computer system 200 is capable of providing displays (on a cathode ray tube unit or as a printed display) of performance history reports on the seismic sources, as well as time and frequency range displays of individual or composite seismic source signatures.
Digitale signaler fra datamaskinsystemet 190, sendt fra telemetrigrensesnittet 192 mottas på telemetrigrensesnittet 194 og leveres til mikroprosessoren 202. Direktelagerenheten 204 er koplet, via databussen 230, til mikroprosessoren 202 og de andre elementene i modulen 57. Data (i analog form) fra avføleren 212 (representert ved henvisningstallet 232) og data (i analog form) fra avføler innenfor den seismiske kilden 59 (representert ved henvisningstallet 234) leveres til analog/digital-omformeren 206, hvor nevnte data filtreres, forsterkes og digitaliseres. Styreenheten 208, koplet til mikroprosessoren 202 ved hjelp av databus sen 230, genererer kildetriggersignaler (representert ved henvisningstallet 236) som reaksjon på instruksjoner fra mikroprosessoren 202 og leverer kildetriggersignalene til seismiske kilder 59. Styreenheten 208 genererer også lufttilførselsstyresignaler (representert ved henvisningstallet 238) som reaksjon på instruksjoner fra mikroprosessoren 202 og leverer lufttilførselsstyresignalene til lufttilførselssolenoidventilen 214. Digital signals from the computer system 190, sent from the telemetry interface 192 are received on the telemetry interface 194 and delivered to the microprocessor 202. The direct storage unit 204 is connected, via the data bus 230, to the microprocessor 202 and the other elements of the module 57. Data (in analog form) from the sensor 212 ( represented by the reference number 232) and data (in analog form) from sensors within the seismic source 59 (represented by the reference number 234) are delivered to the analog/digital converter 206, where said data is filtered, amplified and digitized. The controller 208, coupled to the microprocessor 202 by data bus 230, generates source trigger signals (represented by reference numeral 236) in response to instructions from the microprocessor 202 and delivers the source trigger signals to seismic sources 59. The controller 208 also generates air supply control signals (represented by reference numeral 238) in response on instructions from the microprocessor 202 and supplies the air supply control signals to the air supply solenoid valve 214.
Selvtestenheten 210 omfatter fortrinnsvis en spenningsavføler for måling av spenningen hos den interne krafttilførsel (ikke vist) for modulen, en trykkavføler for måling av det innvendige trykket i modulen, og en impulssignalgenerator for intern moduldiagnostikk. The self-test unit 210 preferably comprises a voltage sensor for measuring the voltage of the internal power supply (not shown) for the module, a pressure sensor for measuring the internal pressure in the module, and an impulse signal generator for internal module diagnostics.
Under drift blir kildestyresignalene fra datamaskinsystemet 190 ombord på fartøyet 21, som omfatter informasjon vedrørende den ønskede oppstil-lingskonfigurasjon og avfyringstidspunkt for et gitt skudd (uttrykket "skudd" betegner en spesiell avfyring av samtlige seismiske kilder i en spesiell utvalgt oppstilling), mottatt på telemetrigrensesnittet 194 og levert til mikroprosessoren 202. Også tilført fra datamaskinsystemet 190 til mikroprosessoren 202 (og til alle de øvrige kildestyremodulene i systemet) er klokkesignaler for synkroniseringen av avfyringen av deloppstillingen knyttet til hver mikroprosessor med avfyringen av samtlige andre deloppstillinger. Dessuten blir digitaliserte signaler fra avfølerne, slik som avføleren 212 og avfølerne innenfor den seismiske kilden 59, levert fra utgangen på analog/digital-omformeren 206 til mikroprosessoren 202. During operation, the source control signals from the computer system 190 on board the vessel 21, which include information regarding the desired array configuration and firing time for a given shot (the term "shot" denotes a particular firing of all seismic sources in a particular selected array), are received on the telemetry interface 194 and delivered to the microprocessor 202. Also supplied from the computer system 190 to the microprocessor 202 (and to all the other source control modules in the system) are clock signals for synchronizing the firing of the partial array associated with each microprocessor with the firing of all other partial arrays. Also, digitized signals from the sensors, such as the sensor 212 and the sensors within the seismic source 59, are provided from the output of the analog-to-digital converter 206 to the microprocessor 202.
Mellom hvert skudd bestemmer mikroprosessoren 202 tidsstyringsjusteringer for hver kilde som er nødvendige for å generere et kildetriggersignal for den kilden på en slik måte at kildetriggersignalene vil trigge samtidig avfyring av samtlige kilder i deloppstillingen. Data fra avføleren 212 (og liknende ytterligere avfølere knyttet til de andre kildene) hva angår det faktiske trykk i vannet hosliggende hver seismiske kilde i deloppstillingen, korreleres i mikroprosessoren 202 med data vedrørende den elektriske strømmen som leveres til avfyringskretsene for hver seismiske kilde (målt ved hjelp av en egnet avføler anbrakt på den seismiske kilden) til å beregne tidsstyringsjusteringene for hver kilde. Data mottatt fra avfølerne knyttet til modulen filtreres, forsterkes, lagres og sendes til datamaskinsystemet 190 via transmisjonsforbindelsen. Slike data omfatter fortrinnsvis informasjon vedrørende statusen for deloppstillingen, slik som interne seismisk kildetidsstyringsavfølersigna-turer, nærfelthydrofonsignaturer (fra hydrofoner anbrakt i vannet hosliggende seismiske kilder i deloppstillingen), konfigurasjonsstatusinfor-masjon (som angir hvorvidt modulen er direkte koplet, frakoplet eller i beredskap), avfyringstidspunktjusteringene genererte i mikroprosessoren 202, det effektive avfyringstidspunkt for hver kilde, informasjon ved-rørende feilavfyringer av kildene eller uønskede selvavfyringer av kildene, statusen for lufttilførselsavstengningsventilen, og statusen for interne elektronikktester. Between each shot, the microprocessor 202 determines timing adjustments for each source necessary to generate a source trigger signal for that source such that the source trigger signals will trigger the simultaneous firing of all sources in the array. Data from the sensor 212 (and similar additional sensors associated with the other sources) regarding the actual pressure in the water adjacent to each seismic source in the array, is correlated in the microprocessor 202 with data regarding the electric current delivered to the firing circuits for each seismic source (measured by using a suitable sensor placed on the seismic source) to calculate the timing adjustments for each source. Data received from the sensors associated with the module is filtered, amplified, stored and sent to the computer system 190 via the transmission link. Such data preferably includes information regarding the status of the array, such as internal seismic source timing sensor signatures, near-field hydrophone signatures (from hydrophones placed in the water adjacent to seismic sources in the array), configuration status information (indicating whether the module is directly connected, disconnected or on standby), the firing timing adjustments generated in the microprocessor 202, the effective firing timing for each source, information regarding misfiring of the sources or unwanted self-firing of the sources, the status of the air supply shut-off valve, and the status of internal electronics tests.
Den beskrevne konfigurasjon av kildestyremodulen 57 tillater den samme grad av styring av de individuelle kilder innenfor hver deloppstilling ved datamaskinsystemet 190 ombord, samt ved mikroprosessoren 202. Denne styringsevne sikrer en overensstemmende kildesignatur sideveis langs en seismisk linje. Uønskede endringer i kildesignaturer sideveis kan på feil måte fortolkes som endringer i geologien i den underjordiske formasjonen som undersøkes. The described configuration of the source control module 57 allows the same degree of control of the individual sources within each array by the on-board computer system 190, as well as by the microprocessor 202. This control capability ensures a consistent source signature laterally along a seismic line. Unwanted changes in source signatures laterally can be misinterpreted as changes in the geology of the subsurface formation under investigation.
Det vil forstås at de forskjellige utførelsesformer som er beskrevet her kun er illustrerende for den oppfinneriske idé og at disse utførelses-former ikke bør ansees som begrensninger av oppfinnelsen. Forskjellige endringer ved fremgangsmåtene og anordningen som er beskrevet her vil kunne ligge innenfor omfanget av de etterfølgende patentkrav uten å avvike fra oppfinnelsens idé. It will be understood that the various embodiments described here are only illustrative of the inventive idea and that these embodiments should not be considered as limitations of the invention. Various changes to the methods and the device described here may lie within the scope of the subsequent patent claims without deviating from the idea of the invention.
Claims (23)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US70831085A | 1985-03-05 | 1985-03-05 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO860780L true NO860780L (en) | 1986-09-08 |
Family
ID=24845286
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO860780A NO860780L (en) | 1985-03-05 | 1986-03-03 | N ESTABLISHMENT OF MARINE SEISMIC SOURCES. |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN86102257A (en) |
| AU (1) | AU5431286A (en) |
| FR (1) | FR2578655A1 (en) |
| GB (1) | GB2172997A (en) |
| NL (1) | NL8600565A (en) |
| NO (1) | NO860780L (en) |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2728425B1 (en) * | 1994-12-15 | 1997-01-31 | France Etat Armement | ELECTROACOUSTIC LINEAR TRANSMISSION ANTENNA AND TRANSMISSION / RECEPTION ANTENNA COMPRISING SUCH ANTENNA |
| WO2001016622A1 (en) * | 1999-08-31 | 2001-03-08 | Trimble Navigation Limited | Control of sources in survey operations |
| US8687460B2 (en) | 2003-05-16 | 2014-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of source control for synchronized firing of air gun arrays with receivers in a well bore in borehole seismic |
| US7974150B2 (en) | 2003-05-16 | 2011-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of source control for sequential firing of staggered air gun arrays in borehole seismic |
| US7359282B2 (en) * | 2003-05-16 | 2008-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of source control for borehole seismic |
| US20060083109A1 (en) | 2004-10-14 | 2006-04-20 | Tsunehisa Kimura | Seismic source controller and display system |
| US7184366B1 (en) * | 2005-12-21 | 2007-02-27 | Pgs Geophysical As | Short seismic streamer stretch section with adjustable spring force |
| GB2441344B (en) * | 2006-08-31 | 2009-11-04 | Westerngeco Seismic Holdings | Zero-offset seismic trace construction and its use |
| US8964502B2 (en) | 2009-03-27 | 2015-02-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zero offset profile from near-field hydrophones |
| WO2011059337A1 (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-19 | Aker Subsea As | Integrated high power umbilical |
| US8804462B2 (en) * | 2010-10-01 | 2014-08-12 | Westerngeco L.L.C. | Marine vibrator with improved seal |
| US9158019B2 (en) * | 2011-06-08 | 2015-10-13 | Westerngeco L.L.C. | Enhancing low frequency content in marine simultaneous vibroseis acquisition |
| US8891332B2 (en) * | 2011-09-21 | 2014-11-18 | Cggveritas Services Sa | Steerable source systems and method |
| EP2597024B1 (en) * | 2011-11-25 | 2014-07-23 | Sercel | Underwater floating device and method of manufacturing thereof |
| EP2607921B1 (en) * | 2011-12-19 | 2020-05-20 | Sercel | Method and device for managing the acoustic performances of a network of acoustic nodes arranged along towed acoustic linear antennas. |
| CN102565850A (en) * | 2012-01-01 | 2012-07-11 | 成都理工大学 | Wireless telemetry seismic signal acquisition system |
| CN103412334B (en) * | 2013-08-19 | 2015-12-23 | 中国海洋石油总公司 | A kind of double source method of seismic prospecting for offshore seismic exploration and system |
| WO2016076953A1 (en) * | 2014-11-11 | 2016-05-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Cable head marine seismic source |
| WO2017007879A1 (en) | 2015-07-07 | 2017-01-12 | Ion Geophysical Corporation | Towed seismic node |
| US10234585B2 (en) * | 2015-12-10 | 2019-03-19 | Pgs Geophysical As | Geophysical survey systems and related methods |
| CN106409399B (en) * | 2016-06-14 | 2018-08-24 | 常州船用电缆有限责任公司 | Marine airgun focus cable |
| NO342749B1 (en) * | 2016-10-04 | 2018-08-06 | Polarcus Dmcc | Source array configuration for marine seismic surveying |
| CN106990736A (en) * | 2017-05-09 | 2017-07-28 | 嘉兴安行信息科技有限公司 | Unmanned plane one-key start device |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3491848A (en) * | 1968-01-10 | 1970-01-27 | Texas Instruments Inc | Wave generator arrays for marine seismic exploration |
| US4034827A (en) * | 1975-04-03 | 1977-07-12 | Texas Instruments Incorporated | Air gun utilizing magnetized shuttle |
| US4038630A (en) * | 1975-10-28 | 1977-07-26 | Bolt Associates, Inc. | Airgun marine seismic survey streamer method and apparatus |
| US4087780A (en) * | 1976-06-28 | 1978-05-02 | Texaco Inc. | Offshore marine seismic source tow systems and methods of forming |
| US4240518A (en) * | 1978-06-22 | 1980-12-23 | Bolt Associates, Inc. | Method and apparatus for monitoring and controlling a multiplicity of air guns for seismic surveying |
| US4525813A (en) * | 1982-01-21 | 1985-06-25 | Burrage Eric C | Armored umbilical apparatus for towing a marine seismic air gun sub-array |
| NO834393L (en) * | 1982-12-13 | 1984-06-14 | Reed Products Inc | ELECTRICAL SUBWAY CABLE CONNECTOR |
| NO840982L (en) * | 1983-03-15 | 1984-09-17 | Bolt Technology Corp | PROCEDURE AND DEVICE FOR AIR CANNON MANAGEMENT BY MARINE SEISMIC SURVEYS |
| GB2142432A (en) * | 1983-06-29 | 1985-01-16 | Exxon Production Research Co | Float assembly for seismic sources |
-
1986
- 1986-03-03 NO NO860780A patent/NO860780L/en unknown
- 1986-03-04 CN CN198686102257A patent/CN86102257A/en active Pending
- 1986-03-05 NL NL8600565A patent/NL8600565A/en not_active Application Discontinuation
- 1986-03-05 FR FR8603087A patent/FR2578655A1/en not_active Withdrawn
- 1986-03-05 GB GB08605372A patent/GB2172997A/en not_active Withdrawn
- 1986-03-05 AU AU54312/86A patent/AU5431286A/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU5431286A (en) | 1986-10-16 |
| FR2578655A1 (en) | 1986-09-12 |
| CN86102257A (en) | 1986-10-15 |
| GB8605372D0 (en) | 1986-04-09 |
| NL8600565A (en) | 1986-10-01 |
| GB2172997A (en) | 1986-10-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO860780L (en) | N ESTABLISHMENT OF MARINE SEISMIC SOURCES. | |
| US6873571B2 (en) | Digital air gun source controller apparatus and control method | |
| US7042803B2 (en) | Marine seismic source towing apparatus and method | |
| EP0519031B1 (en) | Seismic source system, for use in marine seismic surveying | |
| US9170344B2 (en) | System and method for deployment of seismic data recorders | |
| NO341913B1 (en) | Piezoelectric transmitters and receivers arranged for position determination of seismic streamers | |
| US4960183A (en) | Seismic source firing control system | |
| US7539079B2 (en) | System and method for determining positions of towed marine source-array elements | |
| US6839302B2 (en) | Acoustic emitters for use in marine seismic surveying | |
| NO339139B1 (en) | Towed marine seismic survey system with position control of the seismic sources | |
| NO338065B1 (en) | Method and system for positioning a source group in tow behind a vessel, with detection and avoidance of obstacles | |
| US5400298A (en) | Towed hydrophone streamer with distributed electronics housings | |
| US20100278010A1 (en) | Method and system for passive acoustic monitoring in seismic survey operations | |
| US8351293B2 (en) | Multi-vessel communication system | |
| RU2747833C1 (en) | Towing configuration of seismic sources located at a large distance | |
| NO20023558L (en) | Marine seismic survey | |
| CN109073771A (en) | Variable buoyancy control and recovery system for earthquake data acquisition | |
| NO160476B (en) | PROCEDURE AND APPARATUS FOR AA BRING TWO ITEMS SUBMITTED IN A LEADING CURRENT ENVIRONMENT IN A PARTICULAR CUTTING POSITION. | |
| US20150071032A1 (en) | Source umbilical cable without functioning power cables | |
| JP2005134338A (en) | Sea-floor observation system | |
| GB2576736A (en) | Seismic data acquisition system | |
| NO20141275A1 (en) | Procedure for seismic survey using autonomous nodes | |
| Hosoya et al. | Reduction of cable resistance by helical-ridge type fairing | |
| NO20111152A1 (en) | Device and method of examination |