MXPA06008525A - Sistema de adquisicion sismica marina - Google Patents

Abstract

Se describe un cable marino para investigaciones sísmicas con una pluralidad de sensores (901-904) de presión hechos de cerámica arreglados en grupos de por lo menos dos sensores de presión con una salida de grupo que es representativa del gradiente de presión vertical en la localización del grupo y un sistema inclinométrico que incluye uno o más transductores para determinar la orientación de los sensores del grupo con el fin de determinar la verdadera separación vertical.

Description

For two-leuer codes and other abbreviations, referto the "Guidance Notes on Codes andAbbreviations" appearing at the begin-ning ofeach regular issue ofthe PCT Gazette.

SISTEMA DE ADQUISICIÓN SÍSMICA MARINA CAMPO DE LA INVENCIÓN Esta invención relaciona con métodos y aparatos para obtener datos sísmicos en un sistema de adquisición sísmica, con un cable tipo o como un conductor, con el uso de arreglos secundarios de sensores sísmicos.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En la exploración sísmica del mar, una pluralidad de sensores sísmicos se alojan en unos cables tubulares largos de plástico, que pueden extenderse por varias millas. De conformidad con el tipo de investigación sísmica, estos cables se conocen como conductores o cables del fondo oceánico (OBC). Un conductor es remolcado por un buque captador sísmico, a través del agua y a una profundidad deseada. Se usa una fuente sísmica marina, tal como una pistola de aire, para generar ondas acústicas. Las ondas acústicas se reflejan desde las capas bajas de la tierra, para regresar a la superficie del agua en forma de ondas de presión. Las ondas de presión son detectadas por los sensores de presión y se convierten en señales eléctricas. Un conductor remolcado comprende una pluralidad de elementos hidrófonos susceptibles a la presión, alojados dentro de un casquillo a prueba de agua y se acoplan de manera eléctrica con el equipo de grabación a bordo de la nave. Cada elemento del hidrófono dentro del conductor está diseñado para convertir la energía mecánica presente, en variaciones de presión circundantes al elemento de hidrófono, en señales eléctricas. Este conductor puede dividirse dentro de un número de módulos o secciones separadas, que pueden desacoplarse una de otra y que son a prueba de agua de manera individual. Los conductores individuales pueden remolcarse en paralelo, a través del uso de flotadores para crear un arreglo bidimensional de los elementos del hidrófono. Los conductores comunes de datos corren a través de cada uno de los módulos del conductor y llevan la señal desde los elementos del hidrófono, al equipo de grabación (llamados datos acústicos). Un hidrófono puede producir señales eléctricas en respuesta a las variaciones de presión de las ondas acústicas a través del hidrófono. Varios hidrófonos pueden estar acoplados de manera conjunta, para formar una sección activa o un grupo de conductores o de sensores acústicos. Las señales eléctricas provenientes de múltiples hidrófonos de una sección activa, típicamente se combinan para proporcionar una señal promedio en respuesta y/o para aumentar la proporción de ruido a señal. De manera reciente, se introdujo una nueva generación de conductores, con el uso de los llamados puntos receptores. En estos conductores, las señales pueden grabarse por hidrófonos individuales. Los detalles de los diseños de los nuevos conductores, en comparación con los conductores convencionales, se describen las páginas 16 a 31 de la revista "Summer 2001" edición del Oi If ield .

Para el propósito de la presente invención, es importante notar que en ambos, el conductor de punto receptor y en el conductor convencional, los hidrófonos están ordenados esencialmente en arreglos lineales en dirección del conductor. Las ondas de sonido reflejadas, no solo regresan de manera directa a los sensores de presión donde se detectaron primero, sino que aquellas mismas ondas de sonido reflejadas, son reflejadas por segunda vez desde la superficie del agua y regresan a los sensores de presión. Por supuesto, las ondas de sonido reflejadas a la superficie están retrasadas una cantidad de tiempo proporcional al doble de la profundidad de los sensores de presión y aparecen como señales "fantasma" o secundarias. Debido a que las ondas de sonido reflejadas a la superficie y las directas llegan casi juntas en tiempo, tienden a interferir una con otra o con otras señales que se propagan a través de la tierra y comparten el mismo tiempo de llegada. Es por lo tanto deseable, determinar la dirección de la propagación de las ondas de sonido, de modo que las ondas de sonido propagadas hacia arriba y hacia abajo, puedan ser separadas durante el procesamiento de datos. Los llamados conductores remolcados de sensor doble, el conductor lleva una combinación de sensores de presión y sensores de velocidad. El sensor de presión, típicamente es un hidrófono y los sensores de movimiento o velocidad son geófonos o acelerómetros. En la Patente de los Estados Unidos 6,512,980, un conductor está descrito, como portador de pares de sensores de presión y sensores de movimiento combinados con un tercer sensor, un sensor de referencia de ruido. El sensor de referencia de ruido, está descrito como una variante de la técnica previa del sensor de presión. En la práctica, los conductores remolcados de sensor doble tienen dificultad para usarse como los geófonos desplegados en el conductor, que genera señales proporcionales a las vibraciones del conductor. También, con frecuencia no es fácil correlacionar las salidas respectivas de los hidrófonos y de los geófonos. De manera adicional se sabe colocar dos hidrófonos individuales en un arreglo vertical. Por supuesto, debería ser relativamente fácil, identificar la dirección de propagación de las ondas sónicas, a partir de la diferencia medida en el tiempo en que, una onda particular llegue a los sensores respectivos que compongan el arreglo vertical, como se describe, por ejemplo, en la Patente de Estados Unidos Número 3,952,281. Sin embargo, ese método requiere dos cables de hidrófonos separados. El costo de tales cables es cercano a medio millón de dólares cada uno, esta medida es obstaculizada por la relativa complejidad del despliegue y los altos costos involucrados en duplicar el número de conductores para una investigación. En las Patentes de Estados Unidos números 4,547,869 y 4,692,907 se ha sugerido montar un arreglo esencialmente vertical de sensores, dentro del mismo conductor, con cierta separación. Pero un cable conductor sísmico se tuerce y gira conforme es remolcado en el agua. El torcido y el giro del conductor dificultan distinguir entre los sensores en el arreglo vertical. La Patente '907, sugiere el uso de sensores con flotación diferencial en cámaras de llenas de liquido. La Patente '869, describe un sistema de adquisición basado en un modelo único de fibras ópticas, al usar la diferencia en los desplazamientos de fase debidos a la presión hidrostática de la señal óptica de los pares diametralmente opuestos, a los sensores de fibra como medios para identificar la orientación de los sensores de fibra. Un conductor similar está descrito en EP 0175026 A1. Fuera de los campos sísmicos, se han sugerido los arreglos de grupos de hidrófonos, para antenas lineales (WO-03/019224 A1) y a la luz de lo anterior, un objetivo de esta invención es proporcionar un sistema de adquisición sísmica mejorado, que incluya arreglos de hidrófonos en un cable o en una pluralidad de cables, transportados por una nave sísmica.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN De conformidad con un primer aspecto de la presente invención, se proporciona un sistema de investigación sísmica marina, con un cable marino con una pluralidad de sensores de presión de piezas de cerámica, en donde la pluralidad de sensores de presión, está arreglada en grupos de al menos dos sensores de presión con un grupo de salida, que es representativo del gradiente de presión vertical en la localización del grupo, el sistema también comprende uno o más transductores electromecánicos para determinar la posición relativa de los por lo menos dos sensores de presión con el fin de para determinar su separación vertical. El cable de la presente invención, puede ser un cable del fondo oceánico o un cable sísmico vertical, tal como el usado para el perfil sísmico vertical (VSP). Sin embargo, es preferible que el cable sea uno de una pluralidad de conductores remolcados detrás de una nave de investigación sísmica a través de la masa de agua. Un grupo está definido por la proximidad entre (a) y (b), por el procesamiento de las salidas de los hidrófonos. Los hidrófonos de un grupo son, de manera esencial vecinos cercanos. En un conductor, los hidrófonos internos de un grupo, están de manera típica separados de 1 a 10 cm, mientras que, la distancia entre los grupos es de 0.5 ó 1 metro hasta 7.5 metros. En una modalidad preferida, los por lo menos dos sensores de presión que contribuyen a la salida del grupo, representativa del gradiente de presión vertical, están localizados en una sección interna del cable a menos de 6 cm o aún hasta 3 cm de longitud, lo que permite que sean montados en un único sujetador del hidrófono en un conductor. La separación vertical entre los hidrófonos de un grupo de preferencia, es menor a 6 cm. En una modalidad preferida, los hidrófonos de un grupo están separados de manera equidistante. De preferencia, la mayoría o todos los hidrófonos están arreglados, en un plano perpendicular al eje principal del cable. Sin embargo, para una grabación de forma de onda completa, que involucra la adquisición de las señales sísmicas vertical, en línea y en línea cruzada, es importante tener al menos, un sensor de presión ubicado fuera del plano. O de manera alternativa, un sensor de un grupo vecino, proporciona la medida adicional de presión fuera de plano. En una modalidad de la invención, un grupo puede estar formado de cuatro hidrófonos en un arreglo de tetraedro. Es ventajoso combinar o cablear las señales de salida de los hidrófonos y/o amplificarlas, antes de un proceso de digitalización, ya que la diferencia de presiones entre dos hidrófonos separados muy poco puede ser extremadamente pequeña. Otra característica adicional de la invención, es proporcionar un sistema inclinométrico para determinar la orientación de los hidrófonos dentro de un grupo, en particular la distancia vertical entre aquellos hidrófonos utilizados para determinar el gradiente de presión vertical. La medición de la orientación o el ángulo de rotación es necesaria, ya que cuando el cable está suspendido o es remolcado en el agua, está sujeto a girar y torcerse. En una modalidad preferida el sistema del inclinómetro, caracterizado por uno o más equipos electromecánicos o electroacústicos que no son hidrófonos. Los dispositivos son operados para causar una respuesta indicativa de la orientación o del ángulo de rotación de los hidrófonos. En una primera modalidad, los dispositivos electromecánicos o electroacústicos del sistema inclinométrico, están formados por una o más fuentes acústicas, para emitir señales o pulsos acústicos y un sistema para medir los tiempos de llegada de los pulsos o las señales a los hidrófonos. De manera preferente, se hace uso de los sistemas sónicos de posicionamiento existentes, como las fuentes acústicas. Sin embargo, es posible usar características y eventos fáciles de identificar, generados por las fuentes sísmicas para tales mediciones. La fuente o las fuentes se ubican de manera preferencial, en un conductor remolcado en paralelo con el conductor que acarrea los grupos de hidrófonos, para producir un ángulo en línea cruzada de las incidencias de las señales sónicas. De manera alternativa, los dispositivos electromecánicos o electroacústicos, pueden tomar la forma de una pluralidad de pequeños inclinómetros. Se ha encontrado que la precisión de las medidas, puede ser alcanzarse al usar inclinómetros, pequeños y robustos, de preferencia de estado sólido. Al distribuir un número suficiente de tales sensores conocidos a lo largo del cable, puede medirse su orientación, con respecto a la dirección vertical y horizontal. En ambas variantes la medición es independiente de la presión hidrostática, es decir, la altura de la columna de agua sobre los sensores. Este y otros aspectos adicionales de la invención, están descritos en detalle en los siguientes ejemplos y dibujos que los acompañan.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Ahora la invención será descrita, solo a manera de ejemplo, con referencia a los dibujos que la acompañan, de los cuales: La Figura 1 muestra una ilustración esquemática de una nave que transporta conductores y fuentes sísmicas. La Figura 2 es una sección transversal vertical del cable de un conductor con dos hidrófonos. La Figura 3 muestra una sección transversal vertical del cable de un conductor con tres hidrófonos. La Figura 4 es una sección transversal vertical del cable de un conductor con dos hidrófonos y una unidad que genera la suma y la diferencia de las salidas de los dos hidrófonos, como señales de salida. La Figura 5 es un trazo de la amplitud relativa de la medición del gradiente de presión, como una función de la frecuencia de señal. La Figura 6 ilustra la amplitud relativa de una medición del gradiente de presión, como una función de la frecuencia de señal, para los diferentes ángulos de rotación de un cable conductor. La Figura 7 muestra otra sección transversal vertical del cable de un conductor con tres hidrófonos con y sin inclinómetro. La Figura 8 muestra una sección transversal vertical del cable de un conductor con cinco hidrófonos arreglados en un plano. La Figura 9 muestra una vista en perspectiva de una sección del cable de un conductor, con dos grupos vecinos de tres hidrófonos. La Figura 10 muestra un esquema de una vista en perspectiva, de una sección del cable de un conductor, con un grupo arreglado en forma de tetraedro de cuatro hidrófonos.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Un sistema de adquisición sísmica marina se ilustra en la Figura 1. Cuatro cables instrumentados o conductores 10, son remolcados por un barco 11. Una red frontal 12 y una red similar en la cola de la red (no mostrada), se utiliza para conectar la nave y los conductores. Incrustadas en el frente de la red están las fuentes 13 sísmicas, típicamente en un arreglo de pistolas de aire. Cada conductor 10 típicamente se ensambla desde muchos segmentos sujetadores de hidrófono que están acoplados para formar el conductor. Entre los segmentos, los conductores llevan deflectores 111 controlables (con frecuencia conocidos como aletas o "pájaros") y otras ayudas, para dirigir al conductor a lo largo de la trayectoria deseada en el cuerpo de agua. La posición exacta de los conductores modernos está controlada por un satélite con base en sistema de posicionamiento, tal como un GPS o un GPS diferencial, con los receptores GPS en el frente y en la cola del conductor. Además del posicionamiento con base en GPS, se conoce monitorear las posiciones relativas de los conductores y las secciones de conductores, a través de una red de transceptores 112 sónicos, que transmiten y reciben señales acústicas o de sonar. Tales sistemas están disponibles a la venta en Sonardyne. El propósito principal de un conductor 10 es llevar un gran número de sensores 101 sísmicos, que están distribuidos a lo largo de su longitud. En la Figura 1, los hidrófonos están representados de manera esquemática como cajas marcadas. Los hidrófonos de la presente invención, son conocidos como el tipo de tubo de piezas de cerámica. Como el arreglo geométrico de los hidrófonos es una característica de la presente invención, los detalles de varios arreglos posibles de los hidrófonos dentro de un casco del conductor se describen en las figuras siguientes. En la Figura 2 se muestra una sección transversal de un sujetador 21 para hidrófono dentro de un cable 20 de conductor. Dos hidrófonos 201, 202 están arreglados de manera diametral y opuesta entre sí dentro de las aberturas 203, 204 del sujetador 21. Una cubierta 22 flexible externa, protege al hidrófono del contacto directo con el agua. Cada hidrófono consiste de un tubo hueco de material de piezas de cerámica. La presión lleva a una deformación del tubo, que a su vez, genera una señal eléctrica que cuando se amplifica y se calibra apropiadamente, sirve como una medida de presión. Según el tipo de conductor, uno o más elementos 23 de tensión de alambre trenzado, corren a lo largo del conductor a través de la longitud de los segmentos del conductor o a lo largo de su longitud entera. Un cable central de transmisión de datos, que comprende una pluralidad de conductores eléctricos y/o fibras 24 ópticas, comunica los datos a lo largo de la longitud del conductor, así como para la nave remolcadora. El sujetador 21 del hidrófono mostrado es uno de un gran número de sujetadores distribuidos a lo largo del conductor. De manera típica, un conductor incluye además cámaras (no mostradas) entre los sujetadores, para ser llenadas con cualquier líquido (tales como Queroseno) y/o material sólido de flotación (tales como la espuma). Por lo tanto, es posible sintonizar la flotación del conductor en el agua. Típicamente, los hidrófonos usados en los conductores sísmicos marinos son dispositivos cilindricos con su eje principal (X) paralelo al eje principal del conductor, así que las aceleraciones del conductor en la línea (Y) de cruce y la dirección vertical (Z), se cancelan. El eje Y y el eje vertical Z están mostrados en la Figura 2 con el eje X (no mostrado), (el eje del conductor) apuntando fuera del plano de papel. Se sabe que el gradiente de presión vertical, en una ubicación x a lo largo del conductor puede medirse al usar dos hidrófonos, con una distancia vertical conocida entre ellos. El gradiente de presión vertical P , , puede calcularse desde dos registros de hidrófonos verticales separados, por medio de la resta de las dos mediciones. dP(?) =(P1{x)-P2(x)) dz dz [1] ¡n donde P?{?) y P2(x), indican la presión medida por el hidrófono 201 superior y el hidrófono 202 inferior, de manera respectiva. La presión total puede encontrarse, desde la salida de uno de los hidrófonos o por el promedio de las dos medidas de los hidrófonos. En el arreglo del hidrófono vertical de la Figura 2, la medida del gradiente de presión vertical no es sensible a las aceleraciones en línea o a los gradientes de presión en línea, ya que los dos sensores de presión, tienen la misma coordenada (X) en línea. Por tanto, los datos del gradiente de presión, están menos contaminados con ruido del oleaje. En la Figura 3, se muestra una modalidad del grupo superior de hidrófonos. En el ejemplo, el sujetador 31 incluye un hidrófono 303 adicional ubicado en el centro, que se suma al grupo de los dos hidrófonos 301 y 302 verticales separados, como fueron descritos. Hasta este punto los otros elementos de la Figura 3, se han descrito en la Figura 2, y se han utilizado números equivalentes y se ha omitido la descripción adicional de esos elementos. En la modalidad de la Figura 3, se ha visto como una ventaja que, puede alcanzarse una medida del gradiente de presión de manera efectiva, a través de una conexión eléctrica de cableado directo del polo (+) con el polo (-) del otro y viceversa. La diferencia potencial entre las dos conexiones produce el diferencial de presión dP . El tercer hidrófono 303 adicional se utiliza para la medición de presión promedio P . A causa de que la diferencia entre las dos señales de los dos hidrófonos es muy pequeña, esta resta, llevada a cabo en forma local de los sensores antes de la digitalización, es mucho más exacta que en el arreglo de la Figura 2. En el ejemplo de la Figura 4, dos hidrófonos 401, 402, se utilizan para determinar el diferencial de presión P,- , y la suma P?+P2, al usar un apropiado circuito eléctrico o red 44 de conductores. Los dos hidrófonos 401, 402, están conectados de tal manera que una salida del circuito 44, es proporcional a la diferencia entre los hidrófonos y de esta manera, al gradiente de presión, mientras que la otra es proporcional a la suma y a la presión media entre los dos hidrófonos, es decir, para P\-P2 y P?P< respectivamente. Hasta este punto, otros elementos de la Figura 4 ya se han descrito en la Figura 2, y se han usado números equivalentes y por tanto la descripción de estos elementos se ha omitido. Es digno mencionar que se necesita un gran rango dinámico del sistema de grabación, para alcanzar la exactitud requerida de la medición del gradiente de presión. La respuesta de amplitud teórica de dos hidrófonos en una separación vertical determinada para una onda de presión que se propaga en forma vertical como una función de la frecuencia y la separación del sensor puede ser expresada como: F(?) ~ |exp(-z'fe) - exp(z?z)| en donde z, es la mitad de la separación del sensor vertical. Esta respuesta F(?) ha sido modelada y trazada en la Figura 5, para 6 diferentes separaciones de los sensores: 2 cm (51), 6 cm (52), 20 cm (53), 1m (54), 2m (55) y 5m (56). Por ejemplo, en el caso de una separación de 6 cm entre los hidrófonos, que reflejan un límite superior para la separación vertical entre los hidrófonos de un grupo dentro de un cable conductor, la curva 52 pronostica una señal del gradiente de presión, con respecto a la presión en esa frecuencia de -57 dB a 5 Hz, - 38dB a 50 Hz y -32 dB a 100 Hz. La amplitud de la señal del gradiente de presión disminuye con la disminución de la frecuencia, a 5Hz es de 0.001412 veces más débil que la señal de presión (-57 dB). Con respecto a la salida digitalizada, significa que los primeros 10 bits más importantes de un registro de presión no son usados (por ejemplo, son ceros). Cuando se restan los hidrófonos antes de la grabación, no ocurre esta perdida de bits, aunque un preamplificador adicional, podría ser requerido para estimular la señal de gradiente debilitada. Con una medición y el conocimiento del gradiente de presión P , , pueden aplicarse varios métodos conocidos para atenuar o remover fantasmas de los datos sísmicos. Tales métodos están descritos, por ejemplo, en la Solicitud de Patente Internacional publicada WO 02/01254 y la patente del Reino Unido GB 2363459. Por ejemplo, es conocido utilizar el gradiente de presión vertical determinado por: en donde Pu(x) es el campo de ondas sin fantasmas continuo en la posición x, a lo largo del conductor, P(x) es la grabación sin procesar de presión y k. es el número de onda vertical. Esta ecuación puede ser resuelta en el número de onda-frecuencia o el dominio de FK usando datos del conductor y la relación entre la línea horizontal y el número de onda vertical, ignorando el número de onda en la línea de cruce: k2 = ?2/c2=k2 + k: [4] Uno de los mayores problemas que superar cuando se implante la presente invención, está provocado por la rotación del conductor alrededor de eje longitudinal (x). Se sabe que el cable del conductor puede girarse y torcerse, con lo cual se remueve los hidrófonos arreglados verticalmente. Esta rotación del conductor alrededor de su eje principal introduce un error en la medición del gradiente de presión vertical ya que cambia la separación vertical de los hidrófonos. En la práctica, puede ocurrir la rotación del conductor durante el despliegue o en la operación. Se han observado ángulos de rotación del conductor de hasta 360°. En un ángulo de 90° un par de hidrófonos, tales como se describen arriba en las Figuras 2 - 4, no tienen una separación vertical y no puede medirse el gradiente de presión vertical. Pero aun en ángulos menores de 90 grados, se introduce un error en la medición del gradiente de presión. El error se debe a los ángulos de pequeña rotación (rotación YZ), que está mostrada en la Figura 6, con trazos que ilustran la atenuación de la señal del gradiente de señal a 6 cm de separación vertical, para un ángulo de rotación de 5o (61), 10° (62) y 15° (63). En un ángulo de rotación de 10°, por ejemplo, la curva 62 da un error de -36.2 dB, que es casi constante con la frecuencia. En orden para reducir el error generado por la rotación del conductor, la presente invención incluye un medio para determinar el ángulo de rotación de uno o más grupos de los hidrófonos dentro del conductor desplegado. En una primera modalidad, puede medirse el ángulo de rotación del cable, al usar uno o más inclinómetros (o giroscopios) que miden el ángulo de la línea de cruce con la horizontal. Tal dispositivo inclinómetro ha sido usado de manera reciente en cables en el fondo del océano (OBCs). Otra más de las modalidades preferidas, hace uso novedoso de los sistemas 112 de posicionamiento acústico existentes, como está descrito antes con referencia a la Figura 1. Tal sistema de posicionamiento acústico, comprende transceptores sónicos de alta frecuencia (1500 - 4500 Hz), colocados dentro de cada conductor. De manera común, las señales emitidas desde aquellas fuentes, son capturadas por otros transceptores en el arreglo del conductor, lo cual proporciona información de una posición relativa. En la presente invención, los hidrófonos son usados para recibir señales de los transceptores sónicos. Para las fuentes acústicas ubicadas cerca de los conductores cercanos con la misma elevación que un grupo de hidrófonos, el tiempo de llegada de la señal acústica directa, para los dos hidrófonos verticales, es idéntica. Esto cambia conforme los hidrófonos del grupo giran alrededor del eje del conductor. Uno de los hidrófonos se mueve cerca de la fuente sónica, mientras que el otro se mueve lejos de ella. Una medición exacta de los tiempos respectivos de llegada, cuando se combina con las posiciones relativas conocidas de los hidrófonos, entonces produce el ángulo de rotación. Tales mediciones extendidas a otros arreglos geométricos dentro de un grupo de hidrófonos, siempre que el hidrófono mantenga una distancia fija entre sí. Como una alternativa para usar la señal directa, las reflexiones del suelo oceánico de la señal del transceptor sónico o incluso las señales fácilmente detectables generadas por las fuentes 110 sísmicas, pueden ser usadas para determinar las diferencias del tiempo de viaje, entre los hidrófonos de un grupo y de esta manera su ángulo de rotación. Al usar por ejemplo, las posiciones del receptor y de la fuente sísmica, y de la profundidad del agua, puede calcularse la reflexión del fondo del mar en ángulo y compararse con el gradiente de presión estimado. En lugar de usar un sónico o fuente sísmica controlados, las diferencias en la presión hidrostática normal, pueden ser explotadas para determinar las profundidades relativas de los hidrófonos. Conforme los hidrófonos giran, la altura de la columna de agua sobre ellos cambia y con ello, también la presión estática. En la Patente de Estados Unidos Número 4,547,869, se usa un método para sensores de presión de fibra, que son de manera común más sensibles para cambios de presión lentos o casi estáticos que los hidrófonos basados en cerámica. Una vez que se conoce el ángulo de rotación a, con respecto a la vertical, su efecto sobre la medición del gradiente de presión puede ser corregido por medio de: dP/dz = (Px - P2 ) /(dz eos ) [5] Este método se aplica mejor a los ángulos de rotación cercanos al eje vertical, mientras que para los ángulos cercanos al eje horizontal, la gradiente vertical no es medida, ya que la diferencia P¡-P se vuelve cero. Esto ha sido reconocido como una debilidad de las modalidades anteriores y las siguientes modalidades y ejemplos, de la invención demuestran que evitan esta debilidad. En una primera de las modalidades preferidas de la presente invención, como se ilustra en la Figura 7A, tres hidrófonos 701, 702, 703 están incluidos en un grupo, cada hidrófono está ubicado en una esquina de un triángulo, que a su vez está orientado en el plano de la línea de cruce vertical, por ejemplo, perpendicular al eje longitudinal del cable. El mismo grupo de hidrófonos 701, 702, 703, está mostrado en la Figura 7B con un inclinómetro 71 de estado sólido tipo MEMS. El inclinómetro determina la rotación de la sección circundante del cable del conductor y por tanto, la orientación de los tres hidrófonos 701, 702, 703. Los inclinómetros 71, pueden estar colocados en la ubicación de cada hidrófono o pueden distribuirse esparcidos a lo largo del conductor. En el último caso, se usan los modelos mecánicos del conductor para interpolar la rotación de las secciones del conductor entre dos inclinómetros. Un triangulo equidistante con d 12 = d13 está mostrado en la Figura 7c para ilustrar las relaciones geométricas y las distancias entre los hidrófonos. La modalidad de esta Figura 7 tiene la ventaja de que el gradiente de presión vertical puede obtenerse por cualquier ángulo de rotación del conductor, incluido el de 90 grados. Un beneficio adicional es que, puede reducirse el ruido de interferencia sísmica de otras fuentes acústicas, como se describe con más detalle a continuación Una vez que se conoce la orientación, puede calcularse el gradiente vertical. La medición de la presión puede ser promediada sobre las tres mediciones de presión. Para una configuración de triángulo equilátero como se muestra en la Figura 7, el gradiente de presión vertical puede calcularse como una función del ángulo de rotación a del conductor por: dP/dz = (P-P2)/(2ducos(30 + )) + (Pi-P3)/(2ducos(30- )) [6] en donde dl2 y d13, son las distancias entre los hidrófonos 701 y 702, y entre, 701 y 703, respectivamente, como se indicó en la Figura 7B. En lugar de grabar las señales del hidrófono de manera directa, el arreglo de la Figura 7 puede aumentarse con el uso de un circuito eléctrico, como se muestra en la Figura 4. Entonces, pueden generarse las salidas que representan varias combinaciones lineales (sumas / restas) a partir de las mediciones de los hidrófonos. Por ejemplo, es posible emitir el promedio de la presión de salida Pv P2+ P2 y las diferencias entre P-? - P2 y Pi - P3. Para un ángulo de rotación conocido de un conductor, entonces, el gradiente de presión vertical, puede calcularse por medio de la ecuación 6. Otra configuración alternativa se muestra en la Figura 8, con dos sensores ortogonales de gradiente de presión, cada uno consiste de dos hidrófonos 801-804 cableados, en combinación con un quinto hidrófono 805 sencillo. Esta configuración es una extensión del grupo de hidrófonos mostrado en la Figura 3, y similar al del ejemplo de la Figura 4, el hidrófono 805 central del grupo de la Figura 8, puede omitirse cuando los dos pares de hidrófonos son sumados y restados, al usar un circuito eléctrico antes de ser digitalizados.

De manera adicional, para ser capaces de operar todos los ángulos de rotación, una ventaja adicional de la configuración es que el gradiente de presión P , en la línea de cruce puede calcularse y usarse para reducir la interferencia sísmica. El gradiente de presión en la línea de cruce será dominado por la interferencia sísmica, ya que la energía relacionada con la fuente se propagará de manera dominante en el plano vertical en línea, lo que supone que las líneas sísmicas son de manera predominante, líneas de depresión. Algunas señales relacionadas con la fuente remanentes, pueden removerse usando un filtro FK aplicado al grupo de disparo común del gradiente de presión en la línea de cruce. La contribución del ruido de interferencia sísmica a la grabación de la presión está dada por: Ps¡ La ecuación [7] requiere el número de onda ky en la línea de cruce, que puede ser estimado cuando se conoce el ángulo relativo de la fuente de interferencia sísmica, con respecto a la orientación del conductor. El campo de onda de presión debido a la interferencia sísmica, se resta entonces del campo total de presión: PNOSXP'PS, [8] En lugar de esta simple resta, la interferencia sísmica también se puede remover con la adaptación de filtros como está descrito por ejemplo en la aplicación de la Patente internacional WO-97/25632.

En el ejemplo descrito arriba, los hidrófonos que forman un grupo, están arreglados esencialmente, en un plano perpendicular al eje principal del cable del conductor. Sin embargo, para muchas aplicaciones sísmicas, es ventajoso registrar tantos componentes del campo de onda de presión como sea posible, dentro de las restricciones planteadas por el equipo. Tal adquisición completa o casi completa, la del campo de onda puede completar su misión, al usar por lo menos un hidrófono adicional que esté ubicado fuera del plano definido por los otros hidrófonos. El hidrófono adicional puede ser cualquier parte del mismo grupo, por ejemplo, ubicado cerca de otros hidrófonos del grupo, o ser miembro de uno distante, de preferencia de un grupo vecino de hidrófonos. En el ejemplo de la Figura 9, se muestra una vista en perspectiva de una sección de un conductor con dos sujetadores 91, 92 de hidrófonos vecinos. Los sujetadores están hechos de una estructura de material plástico con orificios para permitir el paso de los cables 93, 94, 95 de alambre a través de la longitud de la sección del conductor. Los dos sujetadores tienen huecos para montar seis hidrófonos 901 - 904, solo cuatro de los cuales son visibles en la vista. De manera adicional los sujetadores llevan anillos de sellado 911, 912 y 921, 922, para deslizar una protección externa o cubierta (no mostrada) sobre el conductor. El espacio típico entre dos grupos de hidrófonos es de 3.125 m.

El gradiente de presión en línea P , , puede calcularse con la combinación de la salida de un grupo de hidrófonos, tales como los tres hidrófonos en el sujetador 91, con la salida de un hidrófono del grupo vecino en el sujetador 92. La interferencia sísmica de la línea interna, puede entonces calcularse al usar la equivalencia de la ecuación [7] para la dirección x, por ejemplo, al reemplazar y y ky por x y kx y restarlo al usar el mismo procedimiento, al igual que con la interferencia sísmica en línea de cruce descrita arriba. El número de onda en línea kx, puede por ejemplo estimarse desde el espectro de fk de la interferencia sísmica. De manera alterna, la interferencia en línea puede removerse al usar métodos conocidos de filtrado f-k u otras técnicas convencionales de filtrado. En la Figura 10 se muestra una modalidad alternativa, en donde un grupo de tres hidrófonos 1001 - 1003, en un plano perpendicular al eje del conductor, se combina con un hidrófono 1004 fuera de plano adicional. Los cuatro hidrófonos 1001 - 1004 definen un grupo tetraédrico de hidrófonos que puede usarse para medir el campo de onda acústica completo, por ejemplo, el gradiente en las direcciones vertical, en línea y en la línea de cruce o cualquier otra de las tres direcciones (ortogonales). Los gradientes de presión en línea y en línea de cruce pueden entonces usarse para remover la interferencia sísmica desde todas (las cercanas) direcciones horizontales al seguir el procedimiento descrito antes. Las diversas configuraciones descritas aquí pueden usarse en un sismómetro en el fondo del océano (OBS) o en un cable en el fondo del océano (OBC). Ya que los OBS se despliegan de manera esparcida, la eliminación de fantasmas debe llevarse fuera del dominio de un receptor común. Las modalidades pueden aplicarse en sistemas de recuperación así como en sistemas permanentes. Ellos funcionarán en un medio ambiente marino, así como en zonas de transición. La eliminación de fantasmas por medio del uso de mediciones de gradiente de presión, puede ser benéfica en la telemetría acústica bajo el agua, con el fin de eliminar los fantasmas de la señal recibida antes de un proceso adicional. Es posible además mejorar los sistemas de posicionamiento acústico, como se describió arriba a través del uso de las mediciones de los gradientes de presión, al usar la eliminación de fantasmas para remover la reflexión superficial del mar de las señales de fuente sónica.

Claims (15)

REIVINDICACIONES

1. Un sistema de investigación sísmica, el cual comprende un cable marino con una pluralidad de sensores de presión de piezas de cerámica, caracterizado porque la pluralidad de sensores de presión está arreglada en grupos de por lo menos dos sensores de presión, con una salida de grupo que es representativa del gradiente de presión vertical en la localización del grupo, el sistema también comprende uno o más transductores electromecánicos para generar señales para generar una respuesta indicativa de la orientación de los por lo menos dos sensores de presión.

2. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado por el grupo que comprende por lo menos tres hidrófonos.

3. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los por lo menos dos sensores de presión de un grupo están ubicados en un plano perpendicular al principal o al eje longitudinal del cable.

4. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los por lo menos sensores de presión de un grupo están ubicados en un plano perpendicular al principal o al eje longitudinal del cable y en donde una salida de dicho grupo se combina con una salida de un hidrófono adicional, ubicado fuera del plano.

5. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el grupo comprende cuatro hidrófonos en una configuración tetraédrica.

6. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los por lo menos dos sensores de presión que contribuyen a la salida del grupo y son representativos del gradiente de presión vertical, están colocados dentro de una sección del cable a menos de 10 cm de longitud, medidos en la dirección principal o longitudinal del cable.

7. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque cada sensor de presión de un grupo está arreglado a una distancia esencialmente igual a los otros sensores del grupo.

8. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los sensores de presión de un grupo están conectados para proporcionar una salida representativa de una combinación lineal de las señales de un sensor individual antes de la digitalización.

9. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque uno o más transductores electromecánicos son una pluralidad de ¡nclinómetros distribuidos a lo largo de la longitud del cable.

10. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque uno o más transductores electromecánicos son una o más fuentes acústicas o sónicas.

11. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque uno o más transductores electromecánicos son una o más fuentes acústicas, ubicadas dentro de los cables remolcados en paralelo, con el cable que lleva los grupos de por lo menos dos hidrófonos.

12. El sistema de investigación sísmica de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque uno o más transductores electromecánicos están adaptados para operar de manera independiente de la presión hidrostática.

13. Un cable sísmico marino con una pluralidad de sensores de presión de piezas de cerámica, caracterizado porque la pluralidad de sensores de presión está arreglada en grupos de al menos dos sensores de presión, con una salida de grupo que es representativa del gradiente de presión vertical en una localización de grupo, para usarse en el sistema de conformidad con la reivindicación 1.

14. Un método adquirir un campo de onda acústico que tiene componentes en línea, en línea de cruce y verticales, al usar un sistema de investigación sísmica, caracterizado por un cable marino con una pluralidad de sensores de presión de piezas de cerámica, en donde la pluralidad de sensores de presión está arreglada en grupos de al menos dos sensores de presión, con una salida de grupo que es representativa del gradiente de presión vertical en la localización del grupo, además el sistema comprende uno o más transductores electromecánicos, para generar señales adaptadas para generar una respuesta indicativa de una posición relativa, de los por lo menos dos sensores de presión.

15. Los datos sísmicos obtenidos al usar un método de conformidad con la reivindicación 14.