NO339197B1

NO339197B1 - Seismic data acquisition using massive hydrophone cables configured to suppress noise

Info

Publication number: NO339197B1
Application number: NO20121512A
Authority: NO
Inventors: Gary John Tustin; Steven Antony Gahlings; Robert Hughes Jones
Original assignee: Geco Tech Bv
Priority date: 2012-12-14
Filing date: 2012-12-14
Publication date: 2016-11-14
Also published as: NO20121512A1

Description

Bakgrunn Background

[0001] Denne publikasjonen er generelt relatert til innhenting av marine seismikkdata og mer bestemt, men ikke for begrensende formål, til innhenting av marine seismikkdata ved bruk av faste hydrofonkabler. [0001] This publication relates generally to the acquisition of marine seismic data and more specifically, but not for limiting purposes, to the acquisition of marine seismic data using fixed hydrophone cables.

[0002] Seismiske undersøkelser involverer kartlegging av undersjøiske formasjoner for hydrokarbonforekomster. En seismisk undersøkelse involverer vanligvis bruk av en seismisk kilde(r) og seismiske sensorer på forhåndsbestemte steder. Kilden genererer seismiske bølger, som forplanter seg inn i de geologiske formasjonene og forårsaker trykkendringer og vibrasjoner på veien. Forandringer i den geologiske formasjonens elastiske egenskaper sprer seismikkbølgene og endrer forplantningsretningen deres og andre egenskaper. Deler av energien som sendes ut fra kildene når seismikksensorene. Noen seismikksensorer er følsomme for trykkendringer (f.eks. hydrofoner), andre for partikkelbevegelser (f.eks. geofoner), og industrielle/seismikkundersøkelser kan bruke kun én sensortype eller begge. I respons på registrerte seismiske aktiviteter, genererer sensorene elektriske signaler for produksjon av seismiske data. Analysen av seismikkdataene kan deretter indikere forekomst eller fravær av mulige posisjoner for hydrokarbonavsetninger. [0002] Seismic surveys involve mapping subsea formations for hydrocarbon deposits. A seismic survey usually involves the use of a seismic source(s) and seismic sensors at predetermined locations. The source generates seismic waves, which propagate into the geological formations and cause pressure changes and vibrations along the way. Changes in the elastic properties of the geological formation scatter the seismic waves and change their direction of propagation and other properties. Part of the energy emitted from the sources reaches the seismic sensors. Some seismic sensors are sensitive to pressure changes (eg hydrophones), others to particle motion (eg geophones), and industrial/seismic surveys may use only one type of sensor or both. In response to detected seismic activity, the sensors generate electrical signals for the production of seismic data. The analysis of the seismic data can then indicate the presence or absence of possible positions for hydrocarbon deposits.

[0003] Noen undersøkelser er kjent som "marine" undersøkelser, fordi de foretas i marine miljøer. "Marine" undersøkelser kan imidlertid utføres ikke bare i saltvannsmiljøer, men også i fersk- og brakkvann. I én type marin undersøkelse, kalt en «towed-array»-undersøkelse, slepes en serie sensorinneholdende hydrofonkabler og kilder bak et undersøkelsesfartøy. [0003] Some surveys are known as "marine" surveys, because they are conducted in marine environments. However, "Marine" investigations can be carried out not only in saltwater environments, but also in fresh and brackish water. In one type of marine survey, called a "towed-array" survey, a series of sensor-containing hydrophone cables and sources are towed behind a survey vessel.

[0004] Hydrofonkabler er lange kabler som inneholder forskjellige sensornettverk og annet utstyr som er nyttig i innhentingen av seismikkdata. Hydrofonkabler kan fremstilles som væskefylte kabler eller faste kabler. Tidligere mothold som gjelder hydrofonkabler, er ofte konstruert med en midtkjerne med overførings- og kraftbunter som strekker seg fortløpende gjennom hydrofonkabelseksjonen (en segmentert del av en hydrofonkabel). Overførings- og kraftbuntene kobles vanligvis til elektronikkmoduler mellom hydrofonkabelseksjonene gjennom sluttkontakter. Også innenfor en hydrofonkabelseksjon er det behov for kabelkobling av fordelte sensorer og (hvis til stede) sensorelektronikk for kraft- og dataoverføring til elektronikkmodulene. [0004] Hydrophone cables are long cables that contain various sensor networks and other equipment useful in the acquisition of seismic data. Hydrophone cables can be manufactured as liquid-filled cables or solid cables. Previous countermeasures involving hydrophone cables are often constructed with a center core of transmission and power bundles extending continuously through the hydrophone cable section (a segmented portion of a hydrophone cable). The transmission and power bundles are usually connected to electronics modules between the hydrophone cable sections through termination contacts. Also within a hydrophone cable section there is a need for cable connection of distributed sensors and (if present) sensor electronics for power and data transmission to the electronics modules.

[0005] Eksempler på streamere som anvendes ved seismikkundersøkelser kan finnes i WO 2011/080571 som omhandler en seismisk streamer og fremgangsmåte for bruk av denne. En ikke nærmere definert eller angitt termoplastisk elastomer eller polymer kan brukes for å fylle streameren "These streamers can be solid streamers and can be filled with a gel like substance", videre innføres en seismisk sensor inn i en kanal i kabel-kroppen. Dokumentet antyder en fremgangsmåte for fremstilling av streamerkabelen. [0005] Examples of streamers used in seismic surveys can be found in WO 2011/080571 which deals with a seismic streamer and method for using it. A not further defined or specified thermoplastic elastomer or polymer can be used to fill the streamer "These streamers can be solid streamers and can be filled with a gel like substance", furthermore a seismic sensor is introduced into a channel in the cable body. The document suggests a method for producing the streamer cable.

[0006] I GB2149916 A omtales en seismisk streamer og bruk av en syntetisk hydrokarbonpolymer med høy viskositet og relativt lav densitet som et gel-fyllmateriale for noder slik at nodene gis en oppdrift. Det kan være nødvendig å varme opp polymeren før nodene fylles en høy viskositet oppnås igjen ved normal arbeidstemperatur. [0006] GB2149916 A mentions a seismic streamer and the use of a synthetic hydrocarbon polymer with high viscosity and relatively low density as a gel filling material for nodes so that the nodes are given buoyancy. It may be necessary to heat the polymer before filling the nodes, a high viscosity is again achieved at normal working temperature.

[0007] US 7,239,577 B2 omtaler en sensorsammenstilling for bruk i en seismikkstreamer. Sensorsammenstillingen omfatter en partikkelbevegelsessensor anordnet i et hus, der huset er fylt med et fluid og der fluidet tilveiebringer tilstrekkelig viskositet til å dempe sensorbevegelser og samtidig sikre at sensoren er riktig orientert. [0007] US 7,239,577 B2 discloses a sensor assembly for use in a seismic streamer. The sensor assembly comprises a particle movement sensor arranged in a housing, where the housing is filled with a fluid and where the fluid provides sufficient viscosity to dampen sensor movements and at the same time ensure that the sensor is correctly oriented.

[0008] GB2439816 omtaler en streamer som kan fylles med et materiale slik som BVF" (Buoyancy Void Filler). BVF har til hensikt å hindre vanndannelser inne i streamerkabelen og å elektrisk isolere de forskjellige komponenter inne i streameren, samt å gi oppdrift til en streamerdel og å sende seismisk energi fritt gjennom streamerkappa til sensorer. BVF er et eksempel på et gel-materiale som kan brukes for å fylle innsiden av en streamer. [0008] GB2439816 mentions a streamer that can be filled with a material such as BVF" (Buoyancy Void Filler). The BVF is intended to prevent water formations inside the streamer cable and to electrically isolate the various components inside the streamer, as well as to provide buoyancy to a streamer portion and to transmit seismic energy freely through the streamer mantle to sensors BVF is an example of a gel material that can be used to fill the inside of a streamer.

[0009] US 2012/0230150 omtaler en fremgangsmåte for å bestemme posisjoner for sensorstreamere ved geofysiske undersøkelser. [0009] US 2012/0230150 describes a method for determining positions for sensor streamers in geophysical surveys.

Kort sammendrag Short summary

[0010] I et første aspekt tilveiebringer oppfinnelsen en metode for fremstilling av en seismisk hydrofonkabel for innhenting av marine seismikkdata. Slike seismiske hydrofonkabler har forbedrede støyreduksjonsegenskaper. Metoden inkluderer tilveiebringelse av en hydrofonkabelkropp. Hydrofonkabelkroppen har en lengde hydrofonkabelkropp, én eller flere kanaler og en fast hydrofonkabelkjerne plassert inni den ene eller flere kanalene i hydrofonkabelkroppen. Metoden inkluderer innføring av en seismikksensor i en første kanal i hydrofonkabelkroppen og innføring av en flytende gel i det minste i en del av den første kanalen. Den flytende gelen omfatter en konsentrasjon av en termoreversibel polymer mellom omtrent 5 og omtrent 25 vektprosent og kan ha en sammensatt viskositet mellom omtrent 50 [0010] In a first aspect, the invention provides a method for manufacturing a seismic hydrophone cable for acquiring marine seismic data. Such seismic hydrophone cables have improved noise reduction properties. The method includes providing a hydrophone cable body. The hydrophone cable body has a length of hydrophone cable body, one or more channels and a fixed hydrophone cable core located inside the one or more channels in the hydrophone cable body. The method includes inserting a seismic sensor into a first channel in the hydrophone cable body and inserting a liquid gel into at least a portion of the first channel. The liquid gel comprises a concentration of a thermoreversible polymer between about 5 and about 25 weight percent and may have a composite viscosity between about 50

Pa s og omtrent 1500 Pa s, og er konfigurert for å undertrykke støy Pa s and approximately 1500 Pa s, and is configured to suppress noise

innenfor området 0 - 10 Hz og innenfor området 20 - 50 Hz. Metoden inkluderer videre nedkjøling av den flytende gelen innenfor i det minste en del av den første kanalen slik at den flytende gelen i det minste delvis stivner. within the range 0 - 10 Hz and within the range 20 - 50 Hz. The method further includes cooling the liquid gel within at least a portion of the first channel so that the liquid gel at least partially solidifies.

[0011] I noen utforminger kan den sammensatte viskositeten til den flytende gelen være mellom omtrent 100 Pa s og omtrent 1000 Pa s. I noen utforminger kan konsentrasjonen av den termoreversible polymeren være mellom omtrent 10 og omtrent 20 vektprosent, og mer vanlig omtrent 15 vektprosent; hvor konsentrasjonen er et mål på mengden av den termoreversible polymeren som finnes i gelen, hvor gelen generelt er en blanding av den termoreversible polymeren og et middel som den termoreversible polymeren løses opp i eller lignende. Den termoreversible polymeren kan være en blokk-kopolymer. Den seismiske hydrofonkabelen kan redusere støy i området 0 til 10 Hz og også i området 20 til 50 Hz. I andre utforminger kan den seismiske hydrofonkabelen redusere støy i området 30 til 40 Hz. I noen utforminger kan metoden i tillegg inkludere innsetting av en sensor i en del av den første kanalen. Sensoren kan konfigureres for å måle gel-viskositeten. [0011] In some embodiments, the composite viscosity of the liquid gel may be between about 100 Pa s and about 1000 Pa s. In some embodiments, the concentration of the thermoreversible polymer may be between about 10 and about 20 weight percent, and more typically about 15 weight percent ; where the concentration is a measure of the amount of the thermoreversible polymer present in the gel, where the gel is generally a mixture of the thermoreversible polymer and an agent in which the thermoreversible polymer is dissolved or the like. The thermoreversible polymer may be a block copolymer. The seismic hydrophone cable can reduce noise in the 0 to 10 Hz range and also in the 20 to 50 Hz range. In other designs, the seismic hydrophone cable can reduce noise in the 30 to 40 Hz range. In some embodiments, the method may additionally include inserting a sensor into a portion of the first channel. The sensor can be configured to measure the gel viscosity.

[0012] Det beskrives en metode for støyreduksjon under innhenting av marine seismikkdata. Metoden kan inkludere plassering av en første seismisk hydrofonkabel i en vannmasse hvor den første seismiske hydrofonkabelen inkluderer: En hydrofonkabelkropp med en lengde og en kanal, en seismikksensor plassert inni kanalen i hydrofonkabelkroppen og en gel plassert inni i det minste en del av kanalen. Gelen kan inkludere en konsentrasjon av en polymer på mellom omtrent 5 og omtrent 25 vektprosent og kan ha en sammensatt viskositet på minst 50 Pa s. Metoden kan også inkludere plassering av en kilde i vannmassen og sleping av den første seismiske hydrofonkabelen og kilden gjennom vannmassen. Kilden kan fyres av mens kilden slepes gjennom vannmassen og dataene kan samles inn fra den første seismiske hydrofonkabelen ettersom den slepes gjennom vannmassen. [0012] A method for noise reduction during acquisition of marine seismic data is described. The method may include placing a first seismic hydrophone cable in a body of water wherein the first seismic hydrophone cable includes: A hydrophone cable body having a length and a channel, a seismic sensor located within the channel of the hydrophone cable body, and a gel located within at least a portion of the channel. The gel may include a concentration of a polymer of between about 5 and about 25 percent by weight and may have a composite viscosity of at least 50 Pa s. The method may also include placing a source in the body of water and towing the first seismic hydrophone cable and the source through the body of water. The source can be fired while the source is towed through the water body and the data can be collected from the first seismic hydrophone cable as it is towed through the water body.

[0013] Den første seismiske hydrofonkabelen kan redusere et støysignal i området 0 til 10 Hz og også i området 20 til 50 Hz. I noen utforminger reduserer den første seismiske hydrofonkabelen et støysignal mellom 30 og 40 Hz. Den første seismiske hydrofonkabelen og kilden kan slepes i et kurvemønster, slik som i en spiralavfyringsprosess eller slepes i et ikke-kurvet mønster. I utforminger hvor den første seismiske hydrofonkabelen og kilden slepes i et kurvemønster, kan data samles inn i en høyere frekvens (f.eks. innen 20-50 Hz-området) slik at effektene av støy-reduksjonen blir fremtredende eller merkbare. [0013] The first seismic hydrophone cable can reduce a noise signal in the range of 0 to 10 Hz and also in the range of 20 to 50 Hz. In some designs, the first seismic hydrophone cable reduces a noise signal between 30 and 40 Hz. The first seismic hydrophone cable and source may be towed in a curved pattern, such as in a spiral firing process, or towed in a non-curved pattern. In designs where the first seismic hydrophone cable and source are towed in a curve pattern, data can be collected at a higher frequency (eg, within the 20-50 Hz range) so that the effects of the noise reduction become prominent or noticeable.

[0014] I noen utforminger inkluderer den første hydrofonkabelen et første mangfold av hydrofonkabler og metoden inkluderer i tillegg plassering av en andre seismisk hydrofonkabel i vannmassen og innsamling av data fra den andre seismiske hydrofonkabelen ettersom den slepes gjennom vannmassen. Den andre seismiske hydrofonkabelen kan også inkludere en gel plassert i en del av en kanal i den andre seismiske hydrofonkabelen. Gelen kan ha en sammensatt viskositet på minst 50 Pa-s, som kan være forskjellig fra den sammensatte viskositeten til den første seismiske hydrofonkabelen, slik at den andre hydrofonkabelen reduserer et støysignal på en annen måte enn den første seismiske hydrofonkabelen. [0014] In some embodiments, the first hydrophone cable includes a first plurality of hydrophone cables and the method further includes placing a second seismic hydrophone cable in the body of water and collecting data from the second seismic hydrophone cable as it is towed through the body of water. The second seismic hydrophone cable may also include a gel placed in a portion of a channel in the second seismic hydrophone cable. The gel may have a composite viscosity of at least 50 Pa-s, which may be different from the composite viscosity of the first seismic hydrophone cable, such that the second hydrophone cable reduces a noise signal in a different manner than the first seismic hydrophone cable.

[0015] I noen utforminger slepes den første hydrofonkabelen i en første tidsposisjon og/eller dybde og den andre hydrofonkabelen slepes i en andre tidsposisjon og/eller dybde som er forskjellig fra den første tidsposisjonen. I noen utforminger kan virkningen som gelen har på de innsamlede dataene behandles for geléens egenskaper ved bruk av en skjærkraft. I noen utforminger kan metoden i tillegg inkludere filtrering av et støysignal ved fastsetting av en tidsperiode når et støysignal ankommer ved en hydrofon og ikke samle inn data under minst en del av den forhåndsbestemte tidsperioden. For å unngå datainnsamling i den forhåndsbestemte tidsperioden, kan hydrofonen rettes (f.eks. via instruksjoner som kan iverksettes av en prosessor) til ikke å gi data-signaler under den forhåndsbestemte tidsperioden eller en del av den. I noen utforminger kan metoden i tillegg inkludere valg av en stivhet for hydrofonkabelhuden basert på gelen i bruk, for slik videre å redusere støy. Valg av en stivhet for hydrofonkabelhuden kan inkludere valg av stivere eller tykkere huder som virker sammen med gelen til å redusere støy-signaler. [0015] In some designs, the first hydrophone cable is towed at a first time position and/or depth and the second hydrophone cable is towed at a second time position and/or depth that is different from the first time position. In some designs, the effect that the gel has on the collected data can be treated for the properties of the gel using a shear force. In some embodiments, the method may additionally include filtering a noise signal by determining a time period when a noise signal arrives at a hydrophone and not collecting data during at least a portion of the predetermined time period. To avoid data collection during the predetermined time period, the hydrophone can be directed (eg, via instructions that can be executed by a processor) not to provide data signals during the predetermined time period or part thereof. In some designs, the method can additionally include choosing a stiffness for the hydrophone cable skin based on the gel in use, in order to further reduce noise. Choosing a stiffness for the hydrophone cable skin can include choosing stiffer or thicker skins that work with the gel to reduce noise signals.

[0016] Et andre aspekt av oppfinnelsen tilveiebringer en seismisk hydrofonkabel. Den seismiske hydrofonkabelen inkluderer en hydrofonkabelkropp med en hydrofonkabelkropplengde og en kanal. Hydrofonkabelkroppen inkluderer også en seismisk sensor plassert inni kanalen på hydrofonkabelkroppen og en gel plassert inni minst en del av kanalen. Gelen omfatter en polymerkonsentrasjon mellom omtrent 5 og omtrent 25 vektprosent, og har en sammensatt viskositet på minst 50 Pa s, og under bruk undertrykker støy innenfor området 0 - 10 Hz og 20 - 50 Hz. [0016] Another aspect of the invention provides a seismic hydrophone cable. The seismic hydrophone cable includes a hydrophone cable body having a hydrophone cable body length and a channel. The hydrophone cable body also includes a seismic sensor located within the channel of the hydrophone cable body and a gel located within at least a portion of the channel. The gel comprises a polymer concentration between about 5 and about 25 percent by weight, and has a composite viscosity of at least 50 Pa s, and in use suppresses noise within the range of 0-10 Hz and 20-50 Hz.

[0017] I noen utforminger kan den sammensatte viskositeten til den gelen være mellom omtrent 50 Pa s - 1500 Pa s, og mer vanlig mellom 100 Pa s - 1000 Pa s. I noen utforminger kan polymerkonsentrasjonen være mellom omtrent 10 og omtrent 20 vektprosent, og mer vanlig omtrent 15 vektprosent. [0017] In some embodiments, the composite viscosity of that gel may be between about 50 Pa s - 1500 Pa s, and more commonly between 100 Pa s - 1000 Pa s. In some embodiments, the polymer concentration may be between about 10 and about 20 percent by weight, and more commonly about 15 percent by weight.

[0018] I noen utforminger går gelen over i en fast form når den kommer i kontakt med vann. I noen utforminger omfatter polymeren en termoreversibel polymer. I noen utforminger velges fastheten på hydrofonkabelhuden på basert på gelen som er plassert inni det minste en del av kanalen, slik at hydrofonkabelhuden og gelen begge bidrar til demping av et støysignal. [0018] In some embodiments, the gel turns into a solid form when it comes into contact with water. In some embodiments, the polymer comprises a thermoreversible polymer. In some designs, the firmness of the hydrophone cable skin is chosen based on the gel placed inside at least part of the channel, so that the hydrophone cable skin and the gel both contribute to attenuation of a noise signal.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

[0019] I figurene kan lignende komponenter og/eller funksjoner ha de samme henvisningsmerkene. Videre kan forskjellige komponenter av den samme typen skilles ut ved å følge referansen merket med en bindestrek og et andre merke som skiller mellom de lignende komponentene. Dersom kun det første referansemerket brukes i spesifikasjonen, gjelder beskrivelsen for alle og enhver av de lignende komponentene med samme referansemerke uavhengig av det andre referansemerket. [0019] In the figures, similar components and/or functions may have the same reference marks. Furthermore, different components of the same type can be distinguished by following the reference marked with a hyphen and a second mark distinguishing the similar components. If only the first reference mark is used in the specification, the description applies to any and all of the similar components with the same reference mark regardless of the second reference mark.

[0020] Fig. 1 er en tverrsnittvisning av en fast hydrofonkabel. [0020] Fig. 1 is a cross-sectional view of a fixed hydrophone cable.

[0021] Fig. 2 er et diagram over et marint seismisk datainnhentingssystem i [0021] Fig. 2 is a diagram of a marine seismic data acquisition system i

henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. according to some embodiments of the invention.

[0022] Fig. 3 er en tverrsnittvisning av en hydrofonkabel i henhold til én utforming [0022] Fig. 3 is a cross-sectional view of a hydrophone cable according to one embodiment

av oppfinnelsen. of the invention.

[0023] Fig. 4 er en tverrsnittvisning av hydrofonkabelen langs linje 4-4 i fig. 3. [0023] Fig. 4 is a cross-sectional view of the hydrophone cable along line 4-4 in Fig. 3.

[0024] Fig. 5 er en tverrsnittvisning av hydrofonkabelen langs linje 5-5 i fig. 4. [0024] Fig. 5 is a cross-sectional view of the hydrophone cable along line 5-5 in Fig. 4.

[0025] Fig. 6 er en modifisering av fig. 5 for å illustrere en annen utforming av [0025] Fig. 6 is a modification of fig. 5 to illustrate another design of

oppfinnelsen. the invention.

[0026] Fig. 7 er et belastningsdiagram som illustrerer eksempler på [0026] Fig. 7 is a load diagram illustrating examples of

belastningskraft som en hydrofonkabel utsettes for. load force to which a hydrophone cable is subjected.

[0027] Fig. 8 er en overflate, toppvisning av et spiralfyringssystem i henhold til [0027] Fig. 8 is a surface, top view of a spiral firing system according to

noen utforminger av oppfinnelsen. some embodiments of the invention.

[0028] Fig. 9 er en datamaskinfremstilling av en overflatevisning av undersøkelsesområdet som dekker generelt sirkulære seilingsrutelinjer som strekker seg fremover i tid i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. [0028] Fig. 9 is a computer rendering of a surface view of the survey area covering generally circular sailing route lines extending forward in time according to some embodiments of the invention.

[0029] Fig. 10 er en overflate, toppvisning av leteområde i henhold til noen [0029] Fig. 10 is a surface, top view of exploration area according to some

utforminger av oppfinnelsen. designs of the invention.

[0030] Fig. 11 er en overflate, toppvisning av et to-dybde leteområde i henhold til [0030] Fig. 11 is a surface, top view of a two-depth search area according to

noen utforminger av oppfinnelsen. some embodiments of the invention.

[0031] Fig. 12 er et diagram over et to-dybde marint seismisk [0031] Fig. 12 is a diagram of a two-depth marine seismic

datainnhentingssystem i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. data acquisition system according to some embodiments of the invention.

[0032] Fig. 13 er et flytdiagram over en prosess for bruk av faste hydrofonkabler i et kurvet mønster i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. [0032] Fig. 13 is a flow chart of a process for using fixed hydrophone cables in a curved pattern according to some embodiments of the invention.

[0033] Fig. 14 er et flytdiagram over en prosess for bruk av faste hydrofonkabler i to dybder i et kurvet mønster i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. [0033] Fig. 14 is a flow diagram of a process for using fixed hydrophone cables at two depths in a curved pattern according to some embodiments of the invention.

[0034] Fig. 15A og 15B viser grafer som illustrerer effekten av forskjellige geléer på støysignaler som mottas av en hydrofon som er plassert inni en seismisk hydrofonkabel i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. [0034] Figures 15A and 15B show graphs illustrating the effect of various jellies on noise signals received by a hydrophone placed within a seismic hydrophone cable according to some embodiments of the invention.

[0035] Fig. 16 er et flytdiagram over en prosess for støyreduksjon under innhenting av marine seismikkdata i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. [0035] Fig. 16 is a flow diagram of a process for noise reduction during acquisition of marine seismic data according to some embodiments of the invention.

[0036] Fig. 17 er et flytdiagram over en prosess for fremstilling av en seismisk hydrofonkabel for innhenting av marine seismikkdata i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. [0036] Fig. 17 is a flow diagram of a process for manufacturing a seismic hydrophone cable for acquiring marine seismic data according to some embodiments of the invention.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen Detailed description of the invention

[0037] Den følgende beskrivelsen gir noen utforming(er) av oppfinnelsen og er ikke ment å begrense omfanget, anvendbarheten eller konfigurasjonene av oppfinnelsen eller oppfinnelsene. Forskjellige endringer kan foretas i funksjonen og arrangementet av elementer, uten at dette avviker fra rekkevidden av oppfinnelsen som presentert i dette dokumentet. Noen utforminger kan praktiseres uten alle de angitte detaljene. Det kan f.eks. være at kretser vises i blokkdiagrammer, for å unngå å tilsløre utformingene med unødvendige detaljer. I andre tilfeller kan velkjente kretser, prosesser, algoritmer, strukturer og teknikker vises uten unødvendige detaljer, for å unngå å tilsløre utformingene. [0037] The following description provides some embodiment(s) of the invention and is not intended to limit the scope, applicability or configurations of the invention or inventions. Various changes may be made in the function and arrangement of elements, without this deviating from the scope of the invention as presented in this document. Some designs may be practiced without all of the specified details. It can e.g. be that circuits are shown in block diagrams, to avoid obscuring the designs with unnecessary details. In other cases, well-known circuits, processes, algorithms, structures and techniques may be shown without unnecessary details, to avoid obscuring the designs.

[0038] Noen utforminger kan beskrives som en prosess som fremstilles som et flytskjema, flytdiagram, dataflytskjema, strukturdiagram eller blokkdiagram. Selv om et flytskjema kan beskrive operasjonene som en prosessekvens, kan mange av operasjonene utføres parallelt eller samtidig. I tillegg kan rekkefølgen for operasjonene omarrangeres. En prosess avsluttes når operasjonene i den er fullført, men kan ha ytterligere trinn som ikke er inkludert i figuren og kan begynne eller slutte på et hvilket som helst trinn eller ved en hvilken som helst blokk. En prosess kan tilsvare en metode, funksjon, prosedyre, underrutine, et underprogram osv. Når en prosess tilsvarer en funksjon, tilsvarer dens avslutning til en retur av funksjonen til oppkallingsfunksjonen eller hovedfunksjonen. [0038] Some designs can be described as a process that is produced as a flow chart, flowchart, data flow chart, structure diagram or block diagram. Although a flowchart may describe the operations as a process sequence, many of the operations may be performed in parallel or simultaneously. In addition, the order of the operations can be rearranged. A process ends when the operations within it are completed, but may have additional steps not included in the figure and may begin or end at any step or at any block. A process can correspond to a method, function, procedure, subroutine, subroutine, etc. When a process corresponds to a function, its termination corresponds to a return of the function to the calling function or main function.

[0039] Videre kan begrepet "lagringsmedium", som brukt i dette dokumentet, representere ett eller flere lagringsmedier for lagring av data, inkludert skrivebeskyttet minne (ROM), direkteminne (RAM), magnetisk RAM, kjerneminne, magnetiske lagringsmedier, optiske lagringsmedier, minnebrikkeutstyr og/eller annet maskinlesbart minne for informasjonslagring. Begrepet "datamaskinlesbart medium" inkluderer, men er ikke begrenset til portabelt eller fastmontert lagringsutstyr, trådløse medier, trådløse kanaler og forskjellige andre medier som kan lagre, inneholde eller formidle instruksjoner og/eller data. [0039] Furthermore, the term "storage medium", as used in this document, may represent one or more storage media for storing data, including read-only memory (ROM), random access memory (RAM), magnetic RAM, core memory, magnetic storage media, optical storage media, memory chip devices and/or other machine-readable memory for information storage. The term "computer-readable medium" includes, but is not limited to, portable or fixed storage equipment, wireless media, wireless channels, and various other media capable of storing, containing, or conveying instructions and/or data.

[0040] Videre kan utforminger implementeres av maskinvare, programvare, maskinprogramvare, mellomprogramvare, mikrokode, beskrivende maskinvarespråk eller en hvilken som helst kombinasjon av disse. Når implementert i programvare, maskinprogramvare, mellomprogramvare eller mikrokode, kan programkoden eller kodesegmenter for å utføre de nødvendige oppgavene lagres i et maskinlesbart medium slik som et lagringsmedium. En prosessor(er) kan utføre de nødvendige oppgavene. Et kodesegment kan representere en prosedyre, en funksjon, et underprogram, et program, en rutine, en underrutine, en modul, en programvarepakke, en klasse eller en kombinasjon av instruksjoner, datastrukturer eller programuttrykk. Et kodesegment kan kobles til et annet kodesegment eller en maskinvarekrets ved å formidle og/eller motta informasjon, data, argumenter, parametere eller minneinnhold. Informasjon, argumenter, parametere, data osv. kan formidles, videresendes eller overføres via et hvilket som helst passende medium, inkludert minnedeling, meldingstjeneste, symbolkontroll, nettverksoverføring osv. [0040] Further, designs may be implemented by hardware, software, firmware, middleware, microcode, descriptive hardware language, or any combination thereof. When implemented in software, firmware, middleware, or microcode, the program code or code segments to perform the required tasks may be stored in a machine-readable medium such as a storage medium. A processor(s) can perform the necessary tasks. A code segment can represent a procedure, a function, a subroutine, a program, a routine, a subroutine, a module, a software package, a class, or a combination of instructions, data structures, or program expressions. A code segment can connect to another code segment or a hardware circuit by conveying and/or receiving information, data, arguments, parameters, or memory contents. Information, arguments, parameters, data, etc. may be conveyed, relayed, or transmitted via any suitable medium, including memory sharing, messaging, token control, network transfer, etc.

[0041] Fig. 1 er en tverrsnittvisning av en fast hydrofonkabel 10 som inkluderer en midtkjerne 12 med en overføringsbunt 14 omgitt av en forsterkningsdel 16. Midtkjernen 12 fremstilles vanligvis på forhånd, før tilsetting av sensorer og/eller sensorelektronikk. Lokale ledninger 18, som brukes til å koble sensoren og sensorelektronikken, plasseres også inni hydrofonkabelen 10 inni en polymerkropp 20 og en hud 22. Den vanlige måten å plassere ledningene 18 inni hydrofonkabelen 10 på, er å vikle ledningene på midtkjernen 12 i en bestemt laglengde (eller stigning) for å tillate strekkbar omvikling og bøyning av hydrofonkabelen 10 uten å generere for høy belastning i ledningene. Viklingslag i tidligere mothold forfaste kabler er ofte forhåndsfremstilt med midtkjernen 12. [0041] Fig. 1 is a cross-sectional view of a fixed hydrophone cable 10 that includes a center core 12 with a transmission bundle 14 surrounded by a gain member 16. The center core 12 is usually fabricated in advance, prior to the addition of sensors and/or sensor electronics. Local wires 18, which are used to connect the sensor and sensor electronics, are also placed inside the hydrophone cable 10 inside a polymer body 20 and a skin 22. The usual way to place the wires 18 inside the hydrophone cable 10 is to wrap the wires on the center core 12 in a certain layer length (or pitch) to allow stretchable wrapping and bending of the hydrophone cable 10 without generating too much stress in the wires. Winding layers in previously resisted cables are often pre-manufactured with the central core 12.

[0042] Fig. 2 viser et marint seismisk datainnhentingssystem 30 i overensstemmelse med noen utforminger av offentliggjøringen. I systemet 30 sleper et letefartøy 32 én eller flere seismiske hydrofonkabel(-kabler) [0042] Fig. 2 shows a marine seismic data acquisition system 30 in accordance with some embodiments of the disclosure. In the system 30, an exploration vessel 32 tows one or more seismic hydrophone cable(s)

34 (f.eks. hydrofonkabel 10 i fig. 1) bak fartøyet 20. Seismiske 34 (e.g. hydrophone cable 10 in Fig. 1) behind the vessel 20. Seismic

hydrofonkabler(-kabelen) 34 kan være flere tusen meter lange og kan inneholde forskjellige støttekabler, inkludert ledninger og/eller kretser som kan brukes til støtte for kommunikasjon langs hydrofonkabelen(-kablene) 34. Generelt kan hver hydrofonkabel 30 inkludere en primærkabel som har hydrophone cable(s) 34 may be several thousand meters long and may contain various support cables, including wires and/or circuits that may be used to support communications along the hydrophone cable(s) 34. Generally, each hydrophone cable 30 may include a primary cable having

innmontert seismiske sensorer 36 som registrerer seismiske signaler. Et eksempel på sensorer 36 illustreres skjematisk i fig. 2, og i den fitted seismic sensors 36 which register seismic signals. An example of sensors 36 is schematically illustrated in fig. 2, and in it

realiseringen er sensorene 36 plassert inni hydrofonkabelen 34. realization, the sensors 36 are placed inside the hydrophone cable 34.

[0043] I overensstemmelse med utforminger av offentliggjøringen, kan seismikksensorene 36 være kun trykksensorer eller de kan være flerkomponent seismikksensorer. I tilfellet av flerkomponent seismikksensorer, kan hver sensor registre et trykkbølgefelt og minst én komponent i en partikkelbevegelse som er forbundet med akustiske signaler som er i nærheten av flerkomponent seismikksensoren. Eksempler på partikkelbevegelser inkluderer én eller flere komponenter i en partikkelforskyvning, én eller flere komponenter (prosesslinje- (x), i tverrlinje- (y) og vertikal (z)-komponenter) i henhold til partikkelhastighet og én eller flere komponenter i en partikkelaksellerasjon. [0043] In accordance with embodiments of the disclosure, the seismic sensors 36 may be pressure sensors only or they may be multi-component seismic sensors. In the case of multi-component seismic sensors, each sensor can record a pressure wave field and at least one component of a particle motion associated with acoustic signals that are in the vicinity of the multi-component seismic sensor. Examples of particle motions include one or more components of a particle displacement, one or more components (process line (x), cross-line (y), and vertical (z) components) of particle velocity, and one or more components of a particle acceleration.

[0044] Avhengig av den bestemte utformingen av oppfinnelsen, kan flerkomponent seismikksensoren inkludere én eller flere hydrofoner, geofoner, partikkelforskyvningssensorer, partikkelhastighetssensorer, akselerasjonsmålere, trykkgraderingssensorer eller kombinasjoner av disse. [0044] Depending on the particular design of the invention, the multi-component seismic sensor may include one or more hydrophones, geophones, particle displacement sensors, particle velocity sensors, accelerometers, pressure gradient sensors or combinations thereof.

[0045] I overensstemmelse med noen utforminger av oppfinnelsen, kan f.eks. en bestemt flerkomponent seismikksensor inkludere en hydrofon for trykkmålinger og tre rettvinklede akselerasjonsmåler for måling av tre tilsvarende rettvinklede komponenter med partikkelhastighet og/eller akselerasjon nær seismikksensoren. Flerkomponent seismikksensoren kan realiseres som en enkelt anordning eller kan realiseres som et mangfold av anordninger, avhengig av den bestemte utformingen av offentliggjøringen. En bestemt flerkomponent seismikksensor kan også inkludere en trykkgradssensor, som utgjør en annen type partikkelbevegelsessensor. Hver trykkgradsensor måler endringene i trykkbølgefeltet ved et bestemt punkt med hensyn til en bestemt retning. Én av trykkgradssensorene kan f.eks. hente inn seismiske data på et bestemt punkt som indikerer den partielle avledningen av trykkbølgefeltet med hensyn på tverrlinjeretningen, og en annen trykkgradssensor, som på et bestemt punkt kan hente inn seismikkdata som indikerer trykkdataene med hensyn på innvendig retning. [0045] In accordance with some designs of the invention, e.g. a particular multi-component seismic sensor includes a hydrophone for pressure measurements and three rectangular accelerometers for measuring three corresponding rectangular components of particle velocity and/or acceleration near the seismic sensor. The multi-component seismic sensor can be realized as a single device or can be realized as a plurality of devices, depending on the particular design of the disclosure. A particular multi-component seismic sensor may also include a pressure gauge sensor, which constitutes another type of particle motion sensor. Each pressure degree sensor measures the changes in the pressure wave field at a specific point with respect to a specific direction. One of the pressure level sensors can e.g. acquiring seismic data at a particular point indicating the partial derivation of the pressure wave field with respect to the cross-line direction, and another pressure degree sensor, which at a particular point can acquire seismic data indicating the pressure data with respect to the inward direction.

[0046] Det marine seismikkdatainnhentingssystemet kan inkludere en seismisk kilde 40 som kan formes fra ett eller flere seismiske kildeelementer, slik som f.eks. luftvåpen, som kobles til letefartøyet 32. Alternativt kan seismikkilden 40 i andre utforminger av offentliggjøringen drives uavhengig av letefartøyet 32, idet seismikkilden 40 kan være koblet til andre fartøyer eller bøyer, som kun noen få eksempler. [0046] The marine seismic data acquisition system may include a seismic source 40 which may be formed from one or more seismic source elements, such as e.g. air force, which is connected to the exploration vessel 32. Alternatively, in other designs of the disclosure, the seismic source 40 can be operated independently of the exploration vessel 32, as the seismic source 40 can be connected to other vessels or buoys, as just a few examples.

[0047] En seismisk hydrofonkabel(-kabler) 34 slepes bak letefartøyet 32, akustiske signaler 42, ofte betegnet "skudd", produseres av den seismiske kilden 40 og rettes ned gjennom en vannkolonne 44 inn i lagene 46 og 48 under bunnen 50 i vannmassen. De akustiske signalene 42 reflekteres fra de forskjellige undersjøiske geologiske formasjonene, slik som formasjon 52. [0047] A seismic hydrophone cable(s) 34 is towed behind the exploration vessel 32, acoustic signals 42, often referred to as "shots", are produced by the seismic source 40 and directed down through a water column 44 into the layers 46 and 48 below the bottom 50 of the water body . The acoustic signals 42 are reflected from the various underwater geological formations, such as formation 52.

[0048] Forekomstene av akustiske signaler 42 som tilføres av den seismiske kilden 40 produserer tilsvarende reflekterte akustiske signaler eller trykkbølger 54, som føles av seismikksensorene 36. Trykkbølgene som mottas og føles av seismikksensorene 36, inkluderer «oppstigende» trykkbølger som forplanter seg til seismikksensorene 36 uten refleksjon, så vel som «nedstigende» trykkbølger, som produseres av refleksjoner av trykkbølgene 54 i luft-vann-grensen 56. [0048] The instances of acoustic signals 42 supplied by the seismic source 40 produce corresponding reflected acoustic signals or pressure waves 54, which are sensed by the seismic sensors 36. The pressure waves received and sensed by the seismic sensors 36 include "ascending" pressure waves that propagate to the seismic sensors 36 without reflection, as well as "descending" pressure waves, which are produced by reflections of the pressure waves 54 in the air-water interface 56.

[0049] Seismikksensorene 36 genererer signaler (f.eks. digitale signaler), kalt «spor», som indikerer de innhentede målingene av trykkbølgefeltet og partikkelbevegelsen (hvis sensorene er partikkelbevegelsessensorer). Sporene kan registreres og kan i det minste delvis behandles av en signalbehandlingsenhet 58 som er plassert i letefartøyet 32, i overensstemmelse med noen utforminger av offentliggjøringen. En bestemt flerkomponent seismikksensor kan f.eks. gi et spor som tilsvarer en måling av et trykkbølgefelt fra dens hydrofon, og sensoren kan gi ett eller flere spor som tilsvarer én eller flere komponenter av partikkelbevegelsene, som måles av akselerasjonsmålerne. [0049] The seismic sensors 36 generate signals (eg, digital signals), called "traces", which indicate the acquired measurements of the pressure wave field and the particle motion (if the sensors are particle motion sensors). The tracks can be recorded and can be at least partially processed by a signal processing unit 58 which is located in the exploration vessel 32, in accordance with some embodiments of the disclosure. A particular multi-component seismic sensor can e.g. provide a trace corresponding to a measurement of a pressure wave field from its hydrophone, and the sensor may provide one or more traces corresponding to one or more components of the particle motions, as measured by the accelerometers.

[0050] Målet med innhentingen av seismikkdataene er å bygge opp et bilde av et leteområde i den hensikt å identifisere underjordiske geologiske formasjoner, slik som geologisk formasjon 52. Etterfølgende analyse av representasjonen kan avdekke sannsynlige posisjoner for hydrokarbonavsetninger i underunderjordiske geologiske formasjoner. Avhengig av den bestemte utformingen av offentliggjøringen, kan deler av analysen av representasjonen gjennomføres på det seismiske letefartøyet 32, slik som av signalbehandlingsenheten 58. [0050] The aim of the acquisition of the seismic data is to build up a picture of an exploration area in order to identify underground geological formations, such as geological formation 52. Subsequent analysis of the representation can reveal probable positions for hydrocarbon deposits in underground geological formations. Depending on the particular design of the disclosure, portions of the analysis of the representation may be performed on the seismic exploration vessel 32, such as by the signal processing unit 58.

[0051] Med henvisning til fig. 3 kan den faste hydrofonkabelen 100 i henhold til én utforming av den foreliggende oppfinnelsen inkludere en hud 102 som omslutter en polymerkropp 104 og én eller flere seismiske enheter 108 for bruk i innhenting av seismikkdata. De seismiske enhetene 108 kan inkludere seismikksensorer (f.eks. en geofon, en hydrofon og/eller en akselerasjonsmåler) og/eller sensorelektronikk som generelt manipulerer data hentet inn av seismikksensorene, slik som en analog til digital omformer som digitaliserer de analoge dataene hentet inn av sensorene. I praksis kan seismikkenhetene 108 plasseres inni et hus (ikke vist). En kjerne 110 plasseres også inni hydrofonkabelen 100 og kan omfatte en forsterkningsdel (ikke vist) og ofte også en overføringsbunt (ikke vist). I noen utforminger er kjernen 110 hovedsakelig massiv. En kanal 112 formes i en polymerkropp 104 i et område generelt i nærheten av kjernen 110. I noen utforminger kan kanalen 112 formes i polymerkroppen 104, vekke fra kjernen 110. [0051] With reference to fig. 3, the fixed hydrophone cable 100 according to one embodiment of the present invention may include a skin 102 that encloses a polymer body 104 and one or more seismic units 108 for use in acquiring seismic data. The seismic units 108 may include seismic sensors (eg, a geophone, a hydrophone, and/or an accelerometer) and/or sensor electronics that generally manipulate data acquired by the seismic sensors, such as an analog-to-digital converter that digitizes the analog data acquired. of the sensors. In practice, the seismic units 108 can be placed inside a house (not shown). A core 110 is also placed inside the hydrophone cable 100 and may comprise an amplification part (not shown) and often also a transmission bundle (not shown). In some designs, core 110 is substantially solid. A channel 112 is formed in a polymer body 104 in an area generally near the core 110. In some embodiments, the channel 112 may be formed in the polymer body 104 away from the core 110.

[0052] Med henvisning til fig. 4 gir kanalen 112 en bane for en ledningsbunt 114 som kan kobles til de forskjellige seismikkenhetene 108 plassert inni hydrofonkabelen 100.1 denne utformingen strekker ledningsbunten 114 seg gjennom kanalen 112 innvendig sammen med midtkjernen, og gir slik enkel tilgang til kabelbunten for teknikerne for tilkopling og/eller fråkopling av kablene med de tilknyttede seismikkenhetene 108. [0052] With reference to fig. 4, the channel 112 provides a path for a wire bundle 114 that can be connected to the various seismic units 108 located inside the hydrophone cable 100.1 this design the wire bundle 114 extends through the channel 112 internally together with the center core, thus providing easy access to the cable bundle for the technicians for connection and/or disconnection of the cables with the associated seismic units 108.

[0053] Med henvisning til fig. 5 kan ledningene 114 formes slik at de kan ha slakk når de strekker seg gjennom hydrofonkabelen 100. Ledningene 114 kan slakkes ved at man sikrer at ledningene 114 er lengre enn hydrofonkabelen 100 når de er rette. Lengdetilleggetfor ledningene 114 relativt til hydrofonkabelen 100 kan betegnes som «overlengde». For å gi plass til overlengden, kan ledningene 114 formes for å ha en korrugert eller S-form når de strekker seg gjennom kabelen. I korrugerte utforminger kan ledningene 114 fores gjennom tannhjul eller forhåndsformede plater for slik å gi korrugering i ledningene 114 før innføring i hydrofonkabelen 100. Ved å gi dem slakk, kan ledningene 114 motstå de forskjellige komprimerings- eller strekkbelastningene som hydrofonkabelen 100 utsettes for når utsatt og under drift. [0053] With reference to fig. 5, the wires 114 can be shaped so that they can have slack when they extend through the hydrophone cable 100. The wires 114 can be slacked by ensuring that the wires 114 are longer than the hydrophone cable 100 when they are straight. The additional length for the wires 114 relative to the hydrophone cable 100 can be termed "excess length". To accommodate the overlength, the wires 114 may be shaped to have a corrugated or S-shape as they extend through the cable. In corrugated designs, the wires 114 can be fed through gears or preformed plates to provide corrugation in the wires 114 prior to insertion into the hydrophone cable 100. By giving them slack, the wires 114 can withstand the various compressive or tensile loads that the hydrophone cable 100 is subjected to when exposed and during operation.

[0054] Flere prosesser kan brukes for å gi ledningene 114 slakk. Med henvisning til fig. 6 kan f.eks. slakk for ledningene 114 oppnås kun på bestemte steder langs kanalen 112. For å gi rom for slikt slakk kan forstørrede hulrom, slik som hulrom 120, formes i polymerkroppen 104 langs bestemte deler av kanalen 112.1 denne utformingen kan således ledningene 114 hovedsakelig være spente langs noen deler av kanalen 112, men likevel gi rom for slakk ved forstørrede hulrom, slik som hulrom 120. [0054] Several processes can be used to give the wires 114 slack. With reference to fig. 6 can e.g. slack for the wires 114 is only obtained at certain places along the channel 112. To make room for such slack, enlarged cavities, such as cavities 120, can be formed in the polymer body 104 along certain parts of the channel 112.1 this design, the wires 114 can thus be mainly stretched along some parts of the channel 112, but still leave room for slack in enlarged cavities, such as cavity 120.

[0055] Ved å gi ledningene 114 slakk, vil forlengelser eller bøyninger av hydrofonkabelen kun tilføre til ledningene en del av de strekkreftene som hydrofonkabelen 100 utsettes for, sammenlignet med den større mengden strekkraft som kunne oppstå i spente ledninger. I praksis rulles hydrofonkabler vanligvis på en spole og plasseres i et fartøy for utsetting i sjøen. Opprulling av en hydrofonkabel på en spole kan introdusere uønsket bøyningsbelastning, særlig med hensyn til faste hydrofonkabler. [0055] By giving the wires 114 slack, extensions or bends of the hydrophone cable will only add to the wires a part of the tensile forces to which the hydrophone cable 100 is exposed, compared to the greater amount of tensile force that could occur in tensioned wires. In practice, hydrophone cables are usually rolled onto a spool and placed in a vessel for deployment in the sea. Winding a hydrophone cable onto a spool can introduce unwanted bending stress, particularly with respect to fixed hydrophone cables.

[0056] Med henvisning til fig. 7 vil maksimal bøyningsbelastning over tverrsnittet av kabelen 100 påvirkes av kabelen og spolediameteren. I ett eksempel, hvis kabeldiameteren er 50 mm og spolediameteren er 1400 mm, kan maksimal bøyningsbelastning beregnes som 3,44 % på kabelens ytre posisjon (25 mm utenfor midten). Slik belastning kan realiseres som kompresjon og strekkbelastning over tverrsnittet av kabelen 100. Kompresjons- og strekkbelastning som påføres ledningene 114 kan medføre uønskede ledningsbrudd. [0056] With reference to fig. 7, the maximum bending load across the cross-section of the cable 100 will be affected by the cable and the coil diameter. In one example, if the cable diameter is 50 mm and the coil diameter is 1400 mm, the maximum bending load can be calculated as 3.44% at the outer position of the cable (25 mm off-centre). Such loading can be realized as compression and tensile loading across the cross-section of the cable 100. Compression and tensile loading applied to the wires 114 can lead to unwanted wire breaks.

[0057] Framstillingsprosessen forbundet med montering av hydrofonkabelen 100 [0057] The manufacturing process associated with mounting the hydrophone cable 100

i henhold til den foreliggende oppfinnelsen kan derved forenkles. Særlig er det mulig ved å plassere ledningene 114 gjennom den innvendige kanalen 112, å koble sensorene 106 og ledningene 114 sammen, teste dem og fremstille dem på forhånd før trinnet med å montere sensorene og kjernen 110 sammen. Som sådan, ble polymerkroppen 104 fremstilt i to halvdeler (eller andre, i flere) som deretter festes sammen under fremstilling. Alternativt kan sensornettverket (sensoren 106, ledningene 114 og elektronikken 108) forhåndsmonteres inni en del av polymerkroppen 104 og deretter monteres sammen med kjernen 110. according to the present invention can thereby be simplified. In particular, by placing the wires 114 through the internal channel 112, it is possible to connect the sensors 106 and the wires 114 together, test them and fabricate them in advance before the step of assembling the sensors and the core 110 together. As such, the polymer body 104 was manufactured in two halves (or others, in multiples) which are then attached together during manufacture. Alternatively, the sensor network (the sensor 106 , the wires 114 and the electronics 108 ) can be pre-assembled inside a part of the polymer body 104 and then assembled together with the core 110 .

[0058] Fig. 2-7 og dertil hørende beskrivelser, beskriver faste hydrofonkabler som kan brukes i overensstemmelse med oppfinnelsen i dette dokumentet. I noen utforminger av oppfinnelsen fylles faste hydrofonkabler, som omfatter en seismisk hydrofonkabel, i det minste delvis med en gel, termoplastisk elastomer, polymer eller lignende som kan brukes. Faste hydrofonkabler som omfatter termisk reversible geléer, slik som Kraton G e.l., kan f.eks. brukes i utforminger av oppfinnelsen. I slike utforminger kan den termisk reversible gelen brukes til å fylle tomrommene inni hydrofonkabelen. Den innførte gelen kan fjernes for vedlikeholdsformål. [0058] Fig. 2-7 and accompanying descriptions describe fixed hydrophone cables that can be used in accordance with the invention in this document. In some embodiments of the invention, fixed hydrophone cables, which comprise a seismic hydrophone cable, are at least partially filled with a gel, thermoplastic elastomer, polymer or the like that can be used. Fixed hydrophone cables that include thermally reversible jellies, such as Kraton G etc., can e.g. are used in embodiments of the invention. In such designs, the thermally reversible gel can be used to fill the voids inside the hydrophone cable. The inserted gel can be removed for maintenance purposes.

[0059] De faste hydrofonkablene kan omfatte eksisterende hydrofonkabeldesign med en gel, termoplastelastomer, polymer eller lignende som kan brukes til å fylle hydrofonkabelen i stedet for parafin eller en væske. I noen utforminger kan den faste hydrofonkabelen omfatte et materiale som beholder en fast form når den senkes ned i en vannmasse, slik at materialet kan brukes om igjen, kan blokkere lekkasje fra hydrofonkabelen og/eller begrense eventuelle skadelige miljøvirkninger (i motsetning til flytende væsker som kan forårsake en film/hinne på vannoverflaten og/eller ha negative virkninger på det marine miljøet). I noen bruksformer kan materialet være et materiale som ikke forårsaker miljøskade. I noen utforminger kan materialet inkludere en termogelé i kombinasjon med et isoparafin. I noen utforminger kan termogeléen inkludere en oljegelé og/eller en polymergelé. Termogeléen kan f.eks. være en Kraton®-termogelé. I noen utforminger kan isoparafinen inkludere Isopar-væske. Det kan brukes forskjellige kombinasjoner av en termogelé og en isoparafin. Materialet kan f.eks. inkludere 5, 10,15, 20, 25, 30, 35 eller 40 vektprosent med Kraton-termogelé, som kan brukes sammen med 95, 90, 85, 80, 75, 70, 65, 60 vektprosent isoparafin. [0059] The fixed hydrophone cables may include existing hydrophone cable designs with a gel, thermoplastic elastomer, polymer or the like that can be used to fill the hydrophone cable instead of paraffin or a liquid. In some designs, the solid hydrophone cable may include a material that retains a solid form when immersed in a body of water, allowing the material to be reused, may block leakage from the hydrophone cable, and/or limit any adverse environmental effects (as opposed to liquid liquids that may cause a film/membrane on the water surface and/or have negative effects on the marine environment). In some forms of use, the material can be a material that does not cause environmental damage. In some designs, the material may include a thermogel in combination with an isoparaffin. In some embodiments, the thermogel may include an oil gel and/or a polymer gel. The thermogel can e.g. be a Kraton® thermogel. In some embodiments, the isoparaffin may include Isopar fluid. Different combinations of a thermogel and an isoparaffin can be used. The material can e.g. include 5, 10, 15, 20, 25, 30, 35, or 40 percent by weight of Kraton Thermogel, which can be used with 95, 90, 85, 80, 75, 70, 65, 60 percent by weight isoparaffin.

[0060] Med henvisning nå til spiralavfyring, illustrerer fig. 8-10 generelt en spiralavfyrings, «towed-array» marin seismikkundersøkelse og ett bestemt apparat som kan utføre den. [0060] Referring now to spiral firing, fig. 8-10 generally a spiral-firing, towed-array marine seismic survey and one particular apparatus capable of performing it.

[0061] Fig. 8 beskriver en del av en towed-array i en marin seismikkundersøkelse 800 i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. [0061] Fig. 8 describes a part of a towed array in a marine seismic survey 800 according to some designs of the invention.

Seismikkundersøkelsen 800 kan inkludere en seismisk kabelgruppe 801, som omfatter letefartøyet 803 som sleper en gruppe 806 i en generelt stigende kurvet bane over seglingslinje 809. I den illustrerte utformingen inkluderer gruppen 806 et mangfold av hydrofonkabler 812 og en kilde 815. Seglingslinjen 809 har ikke et tydelig uttrykk, og seglingslinjen 809 i tegningene er grafiske representasjoner av noe som ikke er tydelig i praksis. Den seismiske undersøkelsen 800 gjennomføres i et leteområde 818. The seismic survey 800 may include a seismic cable array 801, which includes the exploration vessel 803 towing an array 806 in a generally ascending curved path over sail line 809. In the illustrated design, array 806 includes a plurality of hydrophone cables 812 and a source 815. Sail line 809 does not have a clear expression, and the sealing line 809 in the drawings are graphic representations of something that is not clear in practice. The seismic survey 800 is carried out in an exploration area 818.

[0062] Seglingslinjen 809 er kanskje ikke fullstendig sirkulær. Så snart den første passeringen er gjennomført, kan undersøkelsen 800 flytte kabelgruppen 801 litt i den ene eller andre eller begge x-retningene (horisontalt) en avstand fra DX eller y-retningen (vertikalt) en avstand fra DY, som illustrert i fig. 9A-9C. Selv om x-aksen og y-aksen er definert relativ til planet i tegningen, kan de i praksis være arbitrære. [0062] The sealing line 809 may not be completely circular. Once the first pass is completed, the probe 800 may move the cable assembly 801 slightly in either or both x-directions (horizontally) a distance from DX or y-direction (vertically) a distance from DY, as illustrated in FIG. 9A-9C. Although the x-axis and y-axis are defined relative to the plane in the drawing, in practice they can be arbitrary.

[0063] Fig. 9A-9C er planvisninger av fortløpende sirkulære seglingslinjer 809 for kabelgruppen 801 vist i fig. 8. Seglingslinjene 809 følges i hovedsak av en båt som sleper seismiske hydrofonkabler. Under en spiralavfyrings- og registreringsundersøkelse, kan hydrofonkablene strekke seg langs den ene eller andre av både x-aksen og y-aksen over tid. Selv om seglingslinjene 809 i hovedsak er sirkulære, kan forskjellige andre kurvede baner slik som ovaler o.l. brukes. Seglingslinjene 809 er hovedsakelig sirkulære, men innenfor de nautiske grensene som et skip kan navigeres innenfor og i henhold til påvirkning fra havstrømmer og miljøet på båten som følger seglingslinjene 809. Forflytningen fra sirkel til sirkel er DY i vertikal retning og DX i horisontal retning. I fig. 9A dekker fullstendige, hovedsakelig sirkulære seglingslinjer 809 leteområdet 818. Etter fullføring av en hel sirkel, slepes hydrofonkablene i en annen sirkel noe forskjøvet i avstand, DX. Etter at hydrofonkablene har blitt slept i et antall etterfølgende sirkler langs x-aksen, forflyttes hydrofonkablene noe forskjøvet i avstand, DY, i y-aksen, som vist i fig. 9B. Etter y-akseforskyvningen kan hydrofonkablene trekkes i et antall sirkler langs x-aksen, tilbake mot den første sirkelen. Dette vekslende mønsteret for x-akse- og y-akseforskyvning kan fortsette inntil seglingslinjemønsteret vist i fig. 9 er dannet. [0063] Figs. 9A-9C are plan views of successive circular sealing lines 809 for the cable group 801 shown in Figs. 8. The sailing lines 809 are mainly followed by a boat towing seismic hydrophone cables. During a spiral firing and recording survey, the hydrophone cables may extend along one or the other of both the x-axis and the y-axis over time. Although the sealing lines 809 are essentially circular, various other curved paths such as ovals and the like may be used. is used. The sailing lines 809 are mainly circular, but within the nautical limits within which a ship can navigate and according to the influence of ocean currents and the environment on the boat following the sailing lines 809. The movement from circle to circle is DY in the vertical direction and DX in the horizontal direction. In fig. 9A complete, substantially circular sail lines 809 cover the search area 818. After completing a full circle, the hydrophone cables are towed in another circle slightly offset in distance, DX. After the hydrophone cables have been towed in a number of successive circles along the x-axis, the hydrophone cables are moved slightly offset in distance, DY, in the y-axis, as shown in fig. 9B. After the y-axis displacement, the hydrophone cables can be pulled in a number of circles along the x-axis, back towards the first circle. This alternating pattern of x-axis and y-axis displacement can continue until the seal line pattern shown in fig. 9 is formed.

[0064] Fremdeles med henvisning til fig. 8 og 9A-9C, kan fartøyet 803, når en første hovedsakelig sirkulær seglingslinje 809 har blitt fullført, flytte seg langs tangenten med en bestemt avstand, DX, i horisontal retning, og begynner på nytt ved hver, nye, hovedsakelig sirkulære seglingslinje 809 som vist i fig. 9A. Flere hovedsakelig sirkulære seglingslinjer 809 kan krysses inntil undersøkelsesgrensen er nådd i horisontal retning. En ny serie hovedsakelig sirkulære seglingslinjer 809 kan deretter hentes inn på en lignende måte, men utgangspunktet vil flyttes med DY i vertikal retning. Man fortsetter å skyte på denne måten, inntil hele undersøkelsesområdet er dekket. [0064] Still referring to fig. 8 and 9A-9C, the vessel 803, once a first substantially circular sail line 809 has been completed, may move along the tangent a specified distance, DX, in the horizontal direction, beginning again at each new substantially circular sail line 809 which shown in fig. 9A. Several substantially circular seal lines 809 may be crossed until the survey boundary is reached in the horizontal direction. A new series of substantially circular sealing lines 809 can then be acquired in a similar manner, but the starting point will be moved with DY in the vertical direction. One continues to fire in this way, until the entire survey area is covered.

[0065] Fig. 10 er kabelgruppen 1001 i plan, toppvisning i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. Kabelgruppen 1001 kan f.eks. være kabelgruppe 801 vist i fig. 8. I noen utforminger kan kabelgruppen 1001 inkludere en slepekabel («towed-array») 1006, som slepes av et letefartøy 1003. Slepekabelen 1006 kan inkludere en hvilken som helst seismisk kabelgruppe eller hydrofonkabel som beskrevet fortløpende gjennom denne offentliggjøringen. Et databehandlingsapparat kan kontrollere den seismiske kabelgruppen 1001 og kan være plassert ombord i letefartøyet 1003. Slepekabelen 1006 kan inkludere et hvilket som helst antall hydrofonkabler. I figuren vises åtte hydrofonkabler 1012. En seismisk kilde 1015 er også inkludert. Kabelgruppen 1001 vises etter utplassering, men før segling langs seglingslinjen 809 som vises i fig. 8 begynner. Følgelig vises hydrofonkablene 1012 arrangert rett heller enn kurvet som i fig. 8. Slepekabelen 1006 kan ha en bredde, Wc, og en lengde, L1. [0065] Fig. 10 is the cable group 1001 in plan, top view according to some designs of the invention. The cable group 1001 can e.g. be cable group 801 shown in fig. 8. In some designs, the cable array 1001 may include a towed array 1006, which is towed by an exploration vessel 1003. The towed array 1006 may include any seismic array or hydrophone cable as described continuously throughout this publication. A data processing device may control the seismic cable array 1001 and may be located aboard the exploration vessel 1003. The tow cable 1006 may include any number of hydrophone cables. The figure shows eight hydrophone cables 1012. A seismic source 1015 is also included. The cable group 1001 is shown after deployment but before sealing along the sealing line 809 shown in FIG. 8 begins. Accordingly, the hydrophone cables 1012 are shown arranged straight rather than curved as in FIG. 8. The towing cable 1006 may have a width, Wc, and a length, L1.

[0066] Slepekabelen 1006 inneholder også en rekke posisjoneringselementer. Slepekabelen 1006 kan f.eks. inkludere en styringsanordning, kjent som «deflektorer», «fugleformasjoner» og/eller andre styringsanordninger. Én passende type styrbar fugleformasjon er offentliggjort i amerikansk patent nr. 7.203.130, som for alle formål innarbeides i sin helhet i foreliggende offentliggjøring. Andre typer posisjoneringselementer er kjent i faget og kan brukes i forskjellige utforminger. Et posisjoneringselement som omfatter en skjermet kropp, er offentliggjort i amerikansk patent nr. 7,377,224, som for alle formål innarbeides i sin helhet i foreliggende offentliggjøring. Noen av disse posisjoneringselementene er "styrbare", hvilket betyr at de kan styre seg selv og, følgelig, en del av montasjen 1006, til en ønsket posisjon. I den illustrerte utformingen, og som vil bli drøftet i større detalj nedenfor, kan fugleformasjonene være styrbare både i dybde og tverrgående retninger for å hjelpe til med posisjonering av andre elementer i montasjen 1006 og bevare formen på denne. [0066] The towing cable 1006 also contains a number of positioning elements. The towing cable 1006 can e.g. include a steering device, known as "deflectors", "bird formations" and/or other steering devices. One suitable type of steerable bird formation is disclosed in US Patent No. 7,203,130, which for all purposes is incorporated in its entirety in this disclosure. Other types of positioning elements are known in the art and can be used in different designs. A positioning element comprising a shielded body is disclosed in U.S. Patent No. 7,377,224, which for all purposes is incorporated in its entirety into this disclosure. Some of these positioning elements are "steerable", meaning that they can steer themselves and, consequently, part of the assembly 1006, to a desired position. In the illustrated design, and which will be discussed in greater detail below, the bird formations can be steerable in both depth and transverse directions to assist in positioning other elements in the assembly 1006 and preserve its shape.

[0067] Fig. 11 er en kabelgruppe 1002 i plan, toppvisning, lignende kabelgruppen 1001 vist i fig. 10.1 denne utformingen inkluderer kabelgruppen to slepte kabelgruppen En første kabelgruppe 1006 vises med hele linjer, og en andre kabelgruppe 1007 vises med prikkede linjer. Den andre kabelgruppen 1007 kan slepes ved en andre dybde som er dypere enn dybden til den første kabelgruppen. I noen utforminger kan den andre slepte kabelgruppen 1007 dekke et overflateområde som er mindre enn den første slepte kabelgruppen 1006. F.eks. er bredden, Wc2, på den andre slepte kabelgruppen 1007 mindre enn bredden, Wc1, på den første kabelgruppen 1006. [0067] Fig. 11 is a cable group 1002 in plan, top view, similar to the cable group 1001 shown in fig. 10.1 this design includes the cable group two trailed cable group A first cable group 1006 is shown with solid lines, and a second cable group 1007 is shown with dotted lines. The second cable group 1007 may be towed at a second depth which is deeper than the depth of the first cable group. In some designs, the second trailed cable array 1007 may cover a surface area smaller than the first trailed cable array 1006. E.g. is the width, Wc2, of the second trailed cable group 1007 less than the width, Wc1, of the first cable group 1006.

[0068] Fig. 13 viser en sidevisning av et marint seismisk datainnhentingssystem 31, som kan være lignende datainnhentingssystemet illustrert i fig. 2, sammen med den andre slepte kabelgruppen 1007 slept ved en andre dybde dypere enn den første dybden til den første slepte kabelgruppen 1006. Den andre slepte kabelgruppen 1007 kan inkludere et sett med seismiske sensorer 38. [0068] Fig. 13 shows a side view of a marine seismic data acquisition system 31, which may be similar to the data acquisition system illustrated in Figs. 2, along with the second towed cable array 1007 towed at a second depth deeper than the first depth of the first towed cable array 1006. The second towed cable array 1007 may include a set of seismic sensors 38.

[0069] I noen utforminger av oppfinnelsen, brukes faste hydrofonkabler i et over/under-slepingsarrangement som vist i fig. 12. I marin seismikkdatainnhenting, utsetter sleping av en hydrofonkabel i grunn dybde de innhentede dataene for miljøstøy. I motsetning til dette forsterker dype kilder og/eller dyptgående hydrofonkabler lave frekvenser, men reduserer høyfrekvensstøy. I tillegg har dataopptak fra dype slep et høyere signal/støy-forhold (S/N) på grunn av det mer gjestfrie slepemiljøet. Et konvensjonelt design for slepekabelundersøkelse forsøker derfor å balansere disse motstridende aspektene, for å nå en slepedybde for kildene og kablene som optimerer båndbredden og signal/støy-forholdet for dataene for en bestemt måldybde eller toveis forflytningstid, ofte på bekostning av andre grunnere eller dypere objekter. [0069] In some embodiments of the invention, fixed hydrophone cables are used in an over/under towing arrangement as shown in FIG. 12. In marine seismic data acquisition, towing a hydrophone cable at shallow depth exposes the acquired data to environmental noise. In contrast, deep sources and/or deep hydrophone cables amplify low frequencies but reduce high frequency noise. In addition, data acquisition from deep tows has a higher signal-to-noise ratio (S/N) due to the more hospitable tow environment. A conventional tow cable survey design therefore attempts to balance these conflicting aspects, to reach a tow depth for the sources and cables that optimizes the bandwidth and signal-to-noise ratio of the data for a particular target depth or two-way travel time, often at the expense of other shallower or deeper objects .

[0070] En over/under-, slept hydrofonkabelkonfigurasjon er en metode for innhenting av seismiske data hvor kablene typisk slepes i par ved to forskjellige kabeldybder, med én kabel vertikalt over den andre. Dybdene til disse kabelparene er typisk betydelig dypere enn det som vil være vanlig å bruke for en konvensjonell slept hydrofonkabelkonfigurasjon. I forbindelse med disse kabelparene er det mulig å hente inn data med parete kilder ved to forskjellige kildedybder. [0070] An over/under towed hydrophone cable configuration is a method of acquiring seismic data where the cables are typically towed in pairs at two different cable depths, with one cable vertically above the other. The depths of these cable pairs are typically considerably deeper than would be customary for a conventional towed hydrophone cable configuration. In connection with these cable pairs, it is possible to retrieve data with paired sources at two different source depths.

[0071] I noen utforminger, kan antallet aktive mottakere eller mottakere som brukes i den dypere dybden ved spredt-over/tett-under-innhenting være lavere enn antallet aktive mottakere eller mottakere som brukes ved den grunnere dybden. I fig. 11 inkluderer f.eks. den første hydrofonkabelgruppen 1006 (overkabler) 8 hydrofonkabler og den andre hydrofonkabelgruppen (underkabler) inkluderer 5 hydrofonkabler. Enhver kombinasjon av over/under-kabelantall kan brukes. Tettheten behøver ikke være en volumtetthet og/eller en mengde hydrofonkabler som brukes ved de forskjellige dybdene, det kan like gjerne være en områdetetthet, dvs. et antall aktive mottakere med et gitt hydrofon- eller skuddlinjeområde. I tilfelle av en dobbel hydrofonkabel over/under-konfigurasjon for en 2D-undersøkelse, kan tettheten tolkes som en linjetetthet for aktive mottakere. [0071] In some designs, the number of active receivers or receivers used at the deeper depth in spread-over/dense-under acquisition may be lower than the number of active receivers or receivers used at the shallower depth. In fig. 11 includes e.g. the first hydrophone cable group 1006 (over cables) includes 8 hydrophone cables and the second hydrophone cable group (sub cables) includes 5 hydrophone cables. Any combination of over/under cable counts can be used. The density does not have to be a volume density and/or an amount of hydrophone cables used at the different depths, it can just as easily be an area density, i.e. a number of active receivers with a given hydrophone or shot line area. In the case of a dual hydrophone cable over/under configuration for a 2D survey, the density can be interpreted as a line density for active receivers.

[0072] Spredt-over/tett-under-innhenting kan gi en metode for generering av et marint geofysisk datasett som representerer signaler reflektert fra underjordiske trekk, hvor signalene har undersøkelsesbåndbredde, hvor det ved undersøkelsesbåndbredden finnes en krysnings- eller overgangsfrekvens under hvilken datasettet baseres på mottakerens signal som innhentet fra en andre dybde og mottakersignaler innhentet fra en første dybde er skrudd ned (lydløse), og over hvilken datasettet er basert på mottakersignaler mottatt fra den første dybden og mottakersignaler innhentet fra den andre dybden er skrudd ned (lydløse). [0072] Spread-over/dense-under acquisition can provide a method for generating a marine geophysical data set that represents signals reflected from subsurface features, where the signals have survey bandwidth, where at the survey bandwidth there is a crossing or transition frequency below which the data set is based on the receiver's signal obtained from a second depth and receiver signals obtained from a first depth are turned down (silent), and above which the data set is based on receiver signals received from the first depth and receiver signals obtained from the second depth are turned down (silent).

[0073] De seismiske dataene registrert av over/under-slepekabelkonfigurasjonen kombineres i databehandlingen til ett enkelt datasett som har høyfrekvenskarakteristikaene til konvensjonelle data registrert ved en grunnere slepedybde og lavfrekvenskarakteristikaene til konvensjonelle data registrert ved en dypere slepedybde. Denne kombineringsprosessen betegnes ofte i den geofysiske litteraturen som "avskygging", ettersom den effektivt fjerner såkalte «skygger» fra mottakerresponsen. [0073] The seismic data recorded by the over/under tow cable configuration is combined in the data processing into a single data set that has the high frequency characteristics of conventional data recorded at a shallower tow depth and the low frequency characteristics of conventional data recorded at a deeper tow depth. This combining process is often referred to in the geophysical literature as "deshadowing", as it effectively removes so-called "shadows" from the receiver response.

[0074] Fig. 13 er et flytdiagram over prosessen 1300 for gjennomføring av marin seismisk datainnhenting i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. Prosessen 1300 begynner ved blokk 1305. Ved blokk 1310 plasseres en fast seismisk hydrofonkabel(kabler) og en kilde i en vannmasse. Den faste hydrofonkabelen(-kablene) og kilden slepes bak et fartøy i en vannmasse og konfigureres for mottak av seismiske signaler generert av en seismisk kilde i blokk 1315. Som beskrevet ovenfor, kan den faste hydrofonkabelen(lene) være en seismisk hydrofonkabel(-kabler) som er fylt med et fast stoff, en gel, termoplastelastomer og/eller lignende. Den faste hydrofonkabelen(-kablene) kan også slepes i et kurvet mønster innenfor vannmassen. Det kurvede mønsteret kan inkludere et fullstendig eller delvis sirkulært eller ovalt mønster. Ved blokk 1320 kan kilden fyre av og data kan samles inn fra hydrofonkablene ved blokk 1325. Prosessen 1300 kan fortsette gjennom trinn 1320 og 1325 over et gitt tidsrom for å samle inn flere datasett. Prosessen 1300 slutter ved blokk 1330. [0074] Fig. 13 is a flow diagram of the process 1300 for performing marine seismic data acquisition according to some embodiments of the invention. Process 1300 begins at block 1305. At block 1310, a fixed seismic hydrophone cable(s) and a source are placed in a body of water. The fixed hydrophone cable(s) and source are towed behind a vessel in a body of water and configured to receive seismic signals generated by a seismic source in block 1315. As described above, the fixed hydrophone cable(s) may be a seismic hydrophone cable(s) ) which is filled with a solid substance, a gel, thermoplastic elastomer and/or the like. The fixed hydrophone cable(s) can also be towed in a curved pattern within the body of water. The curved pattern may include a full or partial circular or oval pattern. At block 1320, the source may fire and data may be collected from the hydrophone cables at block 1325. Process 1300 may continue through steps 1320 and 1325 over a given time period to collect multiple data sets. Process 1300 ends at block 1330.

[0075] Fig. 14 er et flytdiagram over prosessen 1400 for gjennomføring av marin seismisk datainnhenting i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen. Prosessen 1400 starter ved blokk 1405. Ved blokk 1410, 1415 og 1420 plasseres en første hydrofonkabel(-kabler), en andre hydrofonkabel(-kabler) og en kilde i vannmassen. Den første hydrofonkabelen(-kablene) kan plasseres i vannmassen i en første dybde. Den andre hydrofonkabelen(lene) kan plasseres i vannmassen i en andre dybde. Den faste hydrofonkabelen(-kablene) og kilden slepes bak et fartøy i en vannmasse og konfigureres for mottak av seismiske signaler generert av en seismisk kilde i blokk 1425. Som beskrevet ovenfor kan den faste hydrofonkabelen(-kablene) være en seismisk hydrofonkabel(-kabler) som er fylt med et fast stoff, en gel, termoplastelastomer, polymer og/eller lignende. Den første og andre faste hydrofonkabelen(-kablene) kan også slepes i et kurvet mønster innenfor vannmassen. Det kurvede mønsteret kan inkludere et fullstendig eller delvis sirkulært eller ovalt mønster. Ved blokk 1430 kan kilden fyre av og data kan samles inn fra hydrofonkablene ved blokk 1435. Prosessen 1400 kan fortsette gjennom trinn 1430 og 1435 over et gitt tidsrom for å samle inn flere datasett. Prosessen 1400 slutter ved blokk 1440. [0075] Fig. 14 is a flow diagram of the process 1400 for performing marine seismic data acquisition according to some embodiments of the invention. The process 1400 starts at block 1405. At blocks 1410, 1415 and 1420, a first hydrophone cable(s), a second hydrophone cable(s) and a source are placed in the body of water. The first hydrophone cable(s) may be placed in the body of water at a first depth. The second hydrophone cable(s) can be placed in the body of water at a second depth. The fixed hydrophone cable(s) and source are towed behind a vessel in a body of water and configured to receive seismic signals generated by a seismic source in block 1425. As described above, the fixed hydrophone cable(s) may be a seismic hydrophone cable(s) ) which is filled with a solid substance, a gel, thermoplastic elastomer, polymer and/or the like. The first and second fixed hydrophone cable(s) can also be towed in a curved pattern within the body of water. The curved pattern may include a full or partial circular or oval pattern. At block 1430, the source may fire and data may be collected from the hydrophone cables at block 1435. Process 1400 may continue through steps 1430 and 1435 over a given time period to collect multiple data sets. Process 1400 ends at block 1440.

[0076] I noen utforminger av oppfinnelsen brukes faste seismiske hydrofonkabler til avfyringen (f.eks. en spiralavfyring som inkluderer en kurvet bane), som beskrevet ovenfor. I en spiralavfyring slepes de faste seismiske hydrofonkablene i et noenlunde sirkulært eller lignende mønster gjennom vannmassen. Som et resultat av sleping av de faste hydrofonkablene gjennom vannmassen i det sirkulære slepemønsteret, kan det utvikles belastning og/eller trykk på de faste stoffene. I noen utforminger av oppfinnelsen kan påføringen av skjærkraft, belastning og/eller trykk som genereres over den faste hydrofonkabelen fra det sirkelformede mønsteret på det faste materialet, hvor det faste materialet f.eks. er viskoelastisk og omfatter en gel, termoplastelastomer, polymer, kryssforbundet polymer, termisk reversibel gel, permanent gel og/eller lignende, forårsake endringer i det faste materialets fysiske egenskaper. Skjærkraften som f.eks. genereres i spiralavfyring kan endre viskositeten, støyreduksjonskoeffisienten og/eller lignende for materialet. [0076] In some embodiments of the invention, fixed seismic hydrophone cables are used for the launch (eg, a spiral launch that includes a curved path), as described above. In a spiral launch, the fixed seismic hydrophone cables are towed in a roughly circular or similar pattern through the body of water. As a result of towing the fixed hydrophone cables through the body of water in the circular towing pattern, strain and/or pressure may develop on the solids. In some embodiments of the invention, the application of shear, strain and/or pressure generated across the fixed hydrophone cable from the circular pattern on the solid material, where the solid material e.g. is viscoelastic and includes a gel, thermoplastic elastomer, polymer, cross-linked polymer, thermally reversible gel, permanent gel and/or the like, cause changes in the physical properties of the solid material. The shearing force, e.g. generated in spiral firing can change the viscosity, noise reduction coefficient and/or the like of the material.

[0077] I noen utforminger av oppfinnelsen kan forandringer i de fysiske egenskapene til materialet i den faste hydrofonkabelen brukes slik at materialet i den faste hydrofonkabelen fungerer som et støyfilter. I noen utforminger av oppfinnelsen gjennomføres spiralavfyring med en fast hydrofonkabel og den synergistiske effekten av kombinasjonen gir et forbedret mottatt seismisk signal, en økning i signal/støy-forholdet og/eller lignende. [0077] In some designs of the invention, changes in the physical properties of the material in the fixed hydrophone cable can be used so that the material in the fixed hydrophone cable functions as a noise filter. In some designs of the invention, spiral firing is carried out with a fixed hydrophone cable and the synergistic effect of the combination provides an improved received seismic signal, an increase in the signal/noise ratio and/or the like.

[0078] I noen utforminger av oppfinnelsen kan modellering, eksperimenter, databehandling, tidligere bruk og/eller lignende brukes til å bestemme effekten av belastningen på reduksjon av støyen i seismiske signaler, akustiske signaler og/eller lignende, som passerer gjennom ett eller flere av materialene i den faste hydrofonkabelen. I én utforming kan materialet i den faste hydrofonkabelen velges for den faste hydrofonkabelen basert på modell-, eksperiment-, databehandlings- og tidligere bruks- -resultater, hvor materialet i den faste hydrofonkabelen gir en ønsket støyreduksjon i det mottatte signalet. Den fysiske virkningen av belastningen på materialet i den faste hydrofonkabelen, kan være ikke-lineært slik at den i noen utforminger av oppfinnelsen vil ha forskjellig innvirkning på støy og det seismiske signalet som tas imot av den faste hydrofonkabelen. [0078] In some embodiments of the invention, modeling, experiments, data processing, previous use and/or the like can be used to determine the effect of the load on reducing the noise in seismic signals, acoustic signals and/or the like, which pass through one or more of the materials in the fixed hydrophone cable. In one design, the material in the fixed hydrophone cable can be selected for the fixed hydrophone cable based on model, experiment, data processing and previous use results, where the material in the fixed hydrophone cable provides a desired noise reduction in the received signal. The physical effect of the load on the material in the fixed hydrophone cable can be non-linear so that in some designs of the invention it will have different effects on noise and the seismic signal received by the fixed hydrophone cable.

[0079] I noen utforminger av oppfinnelsen kan virkningen av belastning på materialet i den faste hydrofonkabelen og/eller verdien av belastningen for et spiralavfyringsmønster, brukes til å behandle seismiske data fra signalene som er mottatt av omformere i den faste hydrofonkabelen etter at signalet har passert gjennom materialet i den faste hydrofonkabelen. Kun i den hensikt å illustrere, er det kjent at virkningen av skjærkraft, som følger av den kurvede bevegelsen av den faste hydrofonkabelen gjennom vannmassen i spiralavfyring på overføringen av et seismisk signal gjennom materialet i den faste hydrofonkabelen, kan brukes i behandlingen av de seismiske dataene hentet inn av den faste hydrofonkabelen. Overføringsegenskapene til det seismiske signalet gjennom materialet i den faste hydrofonkabelen kan f.eks. modelleres, måles eksperimentelt og/eller lignende for den gjeldende skjærkraftbelastningen. [0079] In some embodiments of the invention, the effect of stress on the material in the fixed hydrophone cable and/or the value of the stress for a spiral firing pattern can be used to process seismic data from the signals received by transducers in the fixed hydrophone cable after the signal has passed through the material in the fixed hydrophone cable. For purposes of illustration only, it is known that the effect of shear, resulting from the curved movement of the fixed hydrophone cable through the body of water in spiral firing on the transmission of a seismic signal through the material of the fixed hydrophone cable, can be used in the processing of the seismic data brought in by the fixed hydrophone cable. The transmission properties of the seismic signal through the material in the fixed hydrophone cable can e.g. modelled, measured experimentally and/or similar for the applicable shear load.

[0080] Som beskrevet i denne offentliggjøringen, kan faste hydrofonkabler gjøre mulig seismisk datainnhenting og avstemmes ved å tilpasse egenskapene i det faste materialet til betingelsene i miljøet som omgir den faste hydrofonkabelen. I motsetning til tidligere kjente mothold for hydrofonkabler, som i hovedsak bruker newtonsk væske, slik som parafin eller lignende, kan faste hydrofonkabler reagere forskjellig med hensyn til seismikkdatainnhenting i overensstemmelse med betingelsene i miljøet som omgir hydrofonkabelen og/eller slepemønsteret/slepedybden for hydrofonkabelen. Søkerne har besluttet at selv om forskjellen i respons i de faste hydrofonkablene på forskjellige betingelser kan anses å være en hindring for bruk av faste hydrofonkabler i en over-under-konfigurasjon og/eller en spiralavfyrings seismikkundersøkelse, kan responsforskjellen effektivt avstemmes for bruk i over-under-konfigurasjonen og/eller spiralavfyringsseismikkundersøkelsen. I utforminger av foreliggende oppfinnelse kan de forskjellige responsene hentet inn fra en fast hydrofonkabel som brukes i over-under-seismikkhydrofonkabel-konfigurasjonen og/eller fra en fast seismisk hydrofonkabel som brukes i spiralavfyringsseismikkundersøkelsen redegjøres for og/eller avdempes i behandlingen av de innhentede seismikkdataene. [0080] As described in this publication, fixed hydrophone cables can enable seismic data acquisition and be tuned by adapting the properties of the solid material to the conditions of the environment surrounding the fixed hydrophone cable. Unlike previously known hydrophone cable counterbodies, which primarily use a Newtonian fluid, such as kerosene or the like, fixed hydrophone cables may react differently with respect to seismic data acquisition according to the conditions of the environment surrounding the hydrophone cable and/or the tow pattern/tow depth of the hydrophone cable. Applicants have decided that although the difference in response in the fixed hydrophone cables under different conditions may be considered a hindrance to the use of fixed hydrophone cables in an over-under configuration and/or a spiral launch seismic survey, the difference in response can be effectively tuned for use in over- the sub-configuration and/or spiral firing seismic survey. In embodiments of the present invention, the different responses obtained from a fixed hydrophone cable used in the above-under seismic hydrophone cable configuration and/or from a fixed seismic hydrophone cable used in the spiral firing seismic survey can be accounted for and/or attenuated in the processing of the acquired seismic data.

[0081] I henhold til et første aspekt av oppfinnelsen gis det altså en metode for gjennomføring av en geofysisk undersøkelse, som omfatter flytting av faste hydrofonkabler gjennom en vannmasse i minst to forskjellige dybder og ved bruk av nevnte faste hydrofonkabler til å registrere, innenfor en undersøkelsesfrekvensbåndbredde, geofysiske signaler som reflekterte fra underjordiske formasjoner. I ett aspekt brukes de faste hydrofonkablene i en spredt-over/tett-under-innhentingskonfigurasjon. I noen utforminger av oppfinnelsen kan de faste hydrofonkablene brukes til å samle inn data i en grunn dybde i én tidsposisjon og de faste hydrofonkablene kan brukes til å samle inn data ved en dypere dybde i en annen tidsposisjon. I noen aspekter kan tidsposisjonen deles inn i sekunder, minutter, timer, dager, måneder eller til og med år. [0081] According to a first aspect of the invention, a method is thus provided for carrying out a geophysical survey, which comprises moving fixed hydrophone cables through a body of water at at least two different depths and using said fixed hydrophone cables to record, within a survey frequency bandwidth, geophysical signals that reflected from underground formations. In one aspect, the fixed hydrophone cables are used in a spread-over/close-under acquisition configuration. In some embodiments of the invention, the fixed hydrophone cables can be used to collect data at a shallow depth at one time position and the fixed hydrophone cables can be used to collect data at a deeper depth at another time position. In some aspects, the time position may be divided into seconds, minutes, hours, days, months, or even years.

[0082] I en metode i henhold til noen utforminger av oppfinnelsen, kan en første dybde velges for sleping av den første faste hydrofonkabelen slik at den øvre grensen for den praktiske undersøkelsesbåndbredden er nærmere et første skyggepunkt i spektralresponsen ved en første dybde, og en andre dybde kan velges slik at frekvensen til et første maksimum i en spektralrespons ved en andre dybde er 90 prosent eller mindre av frekvensen ved et første maksimum i en spektralrespons ved en første dybde, og bølgefeltet effektivt innhentes ved en lavere tetthet ved den andre dybden enn ved den første dybden. [0082] In a method according to some embodiments of the invention, a first depth may be selected for towing the first fixed hydrophone cable such that the upper limit of the practical survey bandwidth is closer to a first shadow point in the spectral response at a first depth, and a second depth can be chosen so that the frequency of a first maximum in a spectral response at a second depth is 90 percent or less of the frequency of a first maximum in a spectral response at a first depth, and the wavefield is effectively acquired at a lower density at the second depth than at the first depth.

[0083] Spektralresponsen eller responsen som henvist til her, er det dybdeavhengige spektrumet i en stigende planbølge med vertikale innfallsvinkler som interferer med det synkende bølgefeltet som reflektert fra havoverflaten eller tilsvarende. Denne spektralresponsen baseres på den konstruktive og destruktive interferensen til de gjeldende stigende og synkende bølgefeltene ved den gjeldende dybden. Andre enn vertikale innfallsvinkler kan vurderes, uten at dette endrer grunnformen i responsspektrumet. [0083] The spectral response or response as referred to herein is the depth-dependent spectrum of an ascending plane wave with vertical angles of incidence that interferes with the descending wave field as reflected from the sea surface or equivalent. This spectral response is based on the constructive and destructive interference of the current rising and falling wave fields at the current depth. Angles of incidence other than vertical can be considered, without this changing the basic shape of the response spectrum.

[0084] Fordi faste hydrofonkabler kan hente inn seismiske data på forskjellige måter ved forskjellige dybder og effekter, kan temperatur eller lignende påvirke interaksjonen av det faste materialet med seismiske signaler og/eller støy som hentes inn av den faste hydrofonkabelen, og kunnskap om forskjellene i respons fra de faste hydrofonkablene ved forskjellige dybder kan brukes i behandlingen av de innhentede seismikkdataene i en over-under-seismikkdatainnhenting. Forskjellene i responsen til de faste hydrofonkablene ved forskjellige dybder kan f.eks. brukes til å fastslå støyinnhold i de innhentede seismikkdataene. I et annet aspekt ved oppfinnelsen kan kunnskap om forskjellen i responser fra de faste hydrofonkablene ved grunne og dype dybder - en kunnskap som kan bestemmes teoretisk, ved eksperimentering, ved tidligere bruk av de faste hydrofonkablene, ved datamaskinmodellering og/eller lignende - brukes i behandlingen av de innhentede seismikkdataene, slik at forskjellen i responsene fra de faste hydrofonkablene ved forskjellige dybder inkluderes/tas hensyn til i behandlingen av det seismiske datafeltet bestemt fra seismikkdataene hentet inn ved grunne og dype dybder. I noen utforminger kan en konvensjonell, ikke-fast hydrofonkabel(-kabler) slepes ved én dybde og en fast hydrofonkabel(-kabler) slepes ved den andre dybden og en kombinasjon av seismikkdatainnhenting kan bestemmes ved kombinering av dataene samlet inn av de forskjellige hydrofonkablene. [0084] Because fixed hydrophone cables can acquire seismic data in different ways at different depths and effects, temperature or the like can affect the interaction of the solid material with seismic signals and/or noise collected by the fixed hydrophone cable, and knowledge of the differences in response from the fixed hydrophone cables at different depths can be used in the processing of the acquired seismic data in an over-under seismic data acquisition. The differences in the response of the fixed hydrophone cables at different depths can e.g. is used to determine noise content in the acquired seismic data. In another aspect of the invention, knowledge of the difference in responses from the fixed hydrophone cables at shallow and deep depths - a knowledge that can be determined theoretically, by experimentation, by previous use of the fixed hydrophone cables, by computer modeling and/or the like - can be used in the treatment of the obtained seismic data, so that the difference in the responses from the fixed hydrophone cables at different depths is included/taken into account in the processing of the seismic data field determined from the seismic data obtained at shallow and deep depths. In some designs, a conventional non-fixed hydrophone cable(s) may be towed at one depth and a fixed hydrophone cable(s) may be towed at the other depth and a combination of seismic data acquisition may be determined by combining the data collected by the various hydrophone cables.

[0085] I noen utforminger av oppfinnelsen, kan en sensor, slik som f.eks. en temperatursensor, kobles til de faste hydrofonkablene ved de forskjellige slepedybdene for å fastslå forskjellen i betingelsene som gjelder for de faste hydrofonkablene ved de forskjellige dybdene. Denne forskjellen i betingelser, som registrert av sensoren, kan deretter brukes til å behandle et kombinert seismikkdatasignal fra utgangen fra de faste hydrofonkablene ved de forskjellige dybdene. [0085] In some embodiments of the invention, a sensor, such as e.g. a temperature sensor, is connected to the fixed hydrophone cables at the different towing depths to determine the difference in the conditions applicable to the fixed hydrophone cables at the different depths. This difference in conditions, as recorded by the sensor, can then be used to process a combined seismic data signal from the output of the fixed hydrophone cables at the various depths.

[0086] I konvensjonell over/under-behandling av hydrofonkabelsignal, bestemmes f.eks. en effektiv responskurve for hydrofonkablene som i hovedsak å være gjennomsnittet av de to responskurvene til over- og underhydrofonkablene over undersøkelsens båndbredde. Som et resultat av denne over/under-kombinasjonen slettes skyggepunkteffekter fra mottakerresponsen, dvs. det foretas en avskygging av de mottatte geofysiske signalene. [0086] In conventional over/under processing of hydrophone cable signal, e.g. an effective response curve for the hydrophone cables which is essentially the average of the two response curves of the upper and lower hydrophone cables over the bandwidth of the survey. As a result of this over/under combination, shadow point effects are deleted from the receiver response, i.e. a shadowing of the received geophysical signals is performed.

[0087] I spredte-over/tette-under-innhenting ved bruk av faste hydrofonkabler, kan signaler fra den grunne faste hydrofonkabelen(-kablene) effektivt slås av fra den nedre grensen i båndbredden opp til en overgangs- eller krysningsfrekvens. I frekvensintervallet fra overgangsfrekvensen til den øvre grensen for undersøkelsesbåndbredden, er responsen til den dype faste hydrofonkabelen effektivt slått av og responsen fra den grunne faste hydrofonkabelen dominerer undersøkelsesresponsen som helhet. Kombineringen av de grunne og dypere spektraene kan således foretas ved hjelp av enkelt, kirurgisk signal-avslag og legges til igjen etter ny behandling av dataene til den samme (tilfeldige) dybden. [0087] In spread-over/dense-under acquisition using fixed hydrophone cables, signals from the shallow fixed hydrophone cable(s) can be effectively cut off from the lower limit of the bandwidth up to a transition or crossover frequency. In the frequency interval from the transition frequency to the upper limit of the survey bandwidth, the response of the deep fixed hydrophone cable is effectively turned off and the response of the shallow fixed hydrophone cable dominates the survey response as a whole. The combination of the shallow and deeper spectra can thus be carried out using simple, surgical signal rejection and added again after reprocessing the data to the same (random) depth.

[0088] I noen utforminger for en over-under fast hydrofonkabelkonfigurasjon eller for en fast hydrofonkabel brukt i en spiralavfyrings seismikkundersøkelse, kan f.eks. en gel legges til hydrofonkablene for å forsterke funksjonen til seismikksensorene, slik som ved å avdempe støysignaler som mottas av hydrofonene plassert inni hydrofonkabelkroppen. Sagt på en annen måte, kan gelen forbedre funksjonen til de seismiske sensorene ved å redusere et signal/støy-forhold slik at signalstøy (f.eks. miljøstøy, støy produsert av hydrofonkabelen) eller annen interferens reduseres og det registrerte innkommende signalet reflekterer eller inkluderer på annen måte mer av det ønskede seismikksignalet. I utforminger av den foreliggende oppfinnelsen kan gelen fungere som et filter for støysignaler slik at mottaket av de ønskede seismikksignalene forbedres. I én utforming tilsettes en gel med en sammensatt viskositet på minst 50 Pascal<*>sekund (Pa s) til hydrofonkablene. I en annen utforming tilsettes en gel med en sammensatt viskositet på mellom omtrent 50 Pa s og 1500 Pa s, mellom omtrent 100 Pa s og 1000 Pa s, eller mellom omtrent 100 Pa s og 800 Pa s til hydrofonkablene. Disse viskositetene har blitt funnet å avdempe de seismiske hydrofonkablene slik at hydrofonkabler som inkorporerer en slik viskositetsgelé, gir et forbedret signal-til-støy-forhold sammenlignet med andre geléviskositeter eller væskefylte hydrofonkabler. [0088] In some designs for an over-under fixed hydrophone cable configuration or for a fixed hydrophone cable used in a spiral launch seismic survey, e.g. a gel is added to the hydrophone cables to enhance the function of the seismic sensors, such as by dampening noise signals received by the hydrophones located inside the hydrophone cable body. In other words, the gel can improve the performance of the seismic sensors by reducing a signal to noise ratio so that signal noise (e.g. environmental noise, noise produced by the hydrophone cable) or other interference is reduced and the recorded incoming signal reflects or includes otherwise more of the desired seismic signal. In designs of the present invention, the gel can act as a filter for noise signals so that the reception of the desired seismic signals is improved. In one design, a gel with a composite viscosity of at least 50 Pascal<*>second (Pa s) is added to the hydrophone cables. In another embodiment, a gel with a composite viscosity of between about 50 Pa s and 1500 Pa s, between about 100 Pa s and 1000 Pa s, or between about 100 Pa s and 800 Pa s is added to the hydrophone cables. These viscosities have been found to dampen the seismic hydrophone cables such that hydrophone cables incorporating such viscosity jelly provide an improved signal-to-noise ratio compared to other jelly viscosities or liquid-filled hydrophone cables.

[0089] I utforminger av den foreliggende oppfinnelsen kan gelen inkludere en konsentrasjon av en termoreversibel polymer på mellom omtrent 5 og omtrent 25 vektprosent, mellom omtrent 10 og omtrent 20 vektprosent, og mer vanlig omtrent 15 eller flere vektprosent (hvor konsentrasjonen er forholdet av mengden termoreversibel polymer sammenlignet med væskemengden som den er blandet inn i). I aspekter av herværende oppfinnelse kan væsken omfatte et hydrokarbon eller lignende. Som beskrevet i dette dokumentet, kan termoreversible polymer-geléer gjøre det mulig å bruke en flytende gel i hydrofonkablene og deretter kjøle denne ned slik at gelen stivner. Den herdede gelen kan tilsvarende varmes opp for å smelte til væskegelé slik at gelen kan fjernes o.l. [0089] In embodiments of the present invention, the gel may include a concentration of a thermoreversible polymer of between about 5 and about 25 weight percent, between about 10 and about 20 weight percent, and more commonly about 15 or more weight percent (where the concentration is the ratio of the amount thermoreversible polymer compared to the amount of liquid into which it is mixed). In aspects of the present invention, the liquid may comprise a hydrocarbon or the like. As described in this document, thermoreversible polymer gels can make it possible to use a liquid gel in the hydrophone cables and then cool it down so that the gel solidifies. The hardened gel can similarly be heated to melt into liquid gel so that the gel can be removed etc.

[0090] Den termoreversible polymeren kan være en blokk-kopolymer og gelen kan være mer miljøvennlig enn konvensjonelle fyllmidler som brukes til å fylle seismiske hydrofonkabler, slik som parafin. I noen aspekter kan den termoreversible polymeren løses opp i miljøvennlige hydrokarboner, slik som naturlig forekommende hydrokarboner o.l. Hvis det forekommer lekkasje av gel fra hydrofonkabelen, vil denne således medføre mindre miljøskade enn konvensjonelle fyllmidler, slik som parafin o.l. I utforminger av foreliggende oppfinnelse, kan gelen være en viskoelastisk gel med en bulkmodul som gjør at gelen reelt sett er ikke-komprimerbar. I aspekter av foreliggende oppfinnelse kan f.eks. gelen omfatte en viskoelastisk gel med en bulkmodul i størrelsesorden på omtrent 1,6 GPa s(gigaPascal<*>sekund), for å sikre at gelen er ikke-komprimerbar. Dette kan gjøre det mulig for seismiske bølger lett å overføres gjennom gelen til sensorene inni hydrofonkabelen. [0090] The thermoreversible polymer may be a block copolymer and the gel may be more environmentally friendly than conventional fillers used to fill seismic hydrophone cables, such as paraffin. In some aspects, the thermoreversible polymer can be dissolved in environmentally friendly hydrocarbons, such as naturally occurring hydrocarbons and the like. If there is leakage of gel from the hydrophone cable, this will thus cause less environmental damage than conventional fillers, such as kerosene etc. In embodiments of the present invention, the gel may be a viscoelastic gel with a bulk modulus which makes the gel effectively incompressible. In aspects of the present invention, e.g. the gel comprises a viscoelastic gel with a bulk modulus on the order of about 1.6 GPa s(gigaPascal<*>second), to ensure that the gel is incompressible. This may allow seismic waves to easily transmit through the gel to the sensors inside the hydrophone cable.

[0091] Den herdede gelen kan også ha den samme eller lignende sammensatte viskositetsverdier som den flytende gelen (dvs. en sammensatt viskositet på minst 50 Pa s og mer vanlig mellom omtrent 50 Pa s - 1500 Pa s, 100 Pa s - 1000 Pa s, 100 Pa s - 800 Pa s o.l.). I én utforming kan gelen ha eller vise en skjærmodul på mellom omtrent 196 Pa s og 196 kPa-s (kiloPascal<*>sekund). I en annen utforming kan gelen ha eller vise en skjærmodul på mellom omtrent 1,9 kPa-s og 78 kPa-s, 1,9 kPa-s og 10 kPa-s o.l. Skjærmodulen eller stivheten bestemmer delvis lydhastigheten gjennom gelémediet. I noen utforminger kan geléens skjæstivhet eller modulus, eller den sammensatte viskositeten, avstemmes slik at det kan fastslås når det ønskede signalet og støysignalet vil eller skulle ha ankommet ved hydrofonen plassert inni seismikkhydrofonkabelen. Det kan f.eks. fastslås, måles eller beregnes at støysignalet tar lengre tid til å nå hydrofonen enn det ønskede signalet eller vise versa. I noen utforminger kan følgelig hydrofonen eller noen annen komponent eller anordning programmeres for å være i hvilemodus eller på annen måte ikke samle inn og/eller overføre data, når støysignalet ankommer. Slik programmering av hydrofonen eller andre komponenter kan således videre filtrere støysignaler. [0091] The hardened gel may also have the same or similar composite viscosity values as the liquid gel (ie, a composite viscosity of at least 50 Pa s and more commonly between about 50 Pa s - 1500 Pa s, 100 Pa s - 1000 Pa s , 100 Pa s - 800 Pa s, etc.). In one embodiment, the gel may have or exhibit a shear modulus of between about 196 Pa s and 196 kPa-s (kiloPascal<*>second). In another embodiment, the gel may have or exhibit a shear modulus of between about 1.9 kPa-s and 78 kPa-s, 1.9 kPa-s and 10 kPa-s, and the like. The shear modulus or stiffness partly determines the speed of sound through the jelly medium. In some designs, the gel's shear stiffness or modulus, or composite viscosity, can be tuned so that it can be determined when the desired signal and noise signal will or should have arrived at the hydrophone located within the seismic hydrophone cable. It can e.g. it is determined, measured or calculated that the noise signal takes longer to reach the hydrophone than the desired signal or vice versa. Accordingly, in some designs, the hydrophone or some other component or device can be programmed to be in sleep mode or otherwise not collecting and/or transmitting data, when the noise signal arrives. Such programming of the hydrophone or other components can thus further filter noise signals.

[0092] I en annen utforming kan stivheten til hydrofonkabelhuden økes og/eller avstemmes avhengig av gelen som brukes som fyllmasse i hydrofonkabelen, for videre å filtrere støysignaler og derved forbedre signal/støy-forholdet. I noen utforminger kan f.eks. stivere eller mer rigide hydrofonkabelhud-materialer brukes eller tykkere/tynnere hydrofonkabelhuder kan brukes, som virker sammen med gelen til å filtrere støysignaler. I én utforming velges stivheten til hydrofonkabelhuden for å være lik med geléens stivhet. På denne måten kan, i aspekter ved foreliggende oppfinnelse, hydrofonkabelhuden og gelen velges til å ha samsvarende stivhet og, som et resultat, redusere grensebetingelsene i forholdet mellom de to materialene. [0092] In another design, the stiffness of the hydrophone cable skin can be increased and/or adjusted depending on the gel used as filler in the hydrophone cable, in order to further filter noise signals and thereby improve the signal/noise ratio. In some designs, e.g. stiffer or more rigid hydrophone cable skin materials are used or thicker/thinner hydrophone cable skins can be used, which work with the gel to filter noise signals. In one design, the stiffness of the hydrophone cable skin is chosen to be equal to the stiffness of the jelly. In this way, in aspects of the present invention, the hydrophone cable skin and the gel can be chosen to have matching stiffness and, as a result, reduce the boundary conditions in the relationship between the two materials.

[0093] Geléer med den ovenfor beskrevne sammensatte viskositeten og/eller skjærmodulegenskaper kan være ideelle for avdemping av støysignaler og/eller økning av et signal/støy-forhold. I avdemping av støysignaler kan disse geléene filtrere støy over flere frekvensområder. I fig. 15A og B vises f.eks. grafer som illustrerer effekten av gelen på signaler i lavfrekvensområdet. Særlig kartlegger figurene effektene av seks forskjellige geléer på lavfrekvenssignaler. Linje 1 og 2 i fig. 15A og linje 1-4 i fig. 15B representerer geléer med sammensatt viskositets- og/eller skjærmodulegenskaper i henhold til utforminger av den foreliggende oppfinnelsen, som beskrevet ovenfor, mens de andre linjene (dvs. linje 3-6 i fig. 15A og linje 5 og 6 i fig. 15B) representerer geléer med sammensatt viskositets- og/eller skjærmodulegenskaper utenfor disse beskrevne områdene. [0093] Jellies with the above-described composite viscosity and/or shear modulus properties may be ideal for attenuation of noise signals and/or increase of a signal-to-noise ratio. In the attenuation of noise signals, these jellies can filter noise over several frequency ranges. In fig. 15A and B are displayed e.g. graphs illustrating the effect of the gel on signals in the low frequency range. In particular, the figures map the effects of six different jellies on low-frequency signals. Lines 1 and 2 in fig. 15A and lines 1-4 in fig. 15B represents jellies with composite viscosity and/or shear modulus properties according to embodiments of the present invention, as described above, while the other lines (ie, lines 3-6 in FIG. 15A and lines 5 and 6 in FIG. 15B) represent jellies with composite viscosity and/or shear modulus properties outside these described ranges.

[0094] Som vist i fig. 15A og B kan alle geléene relativt sett avdempe, redusere eller på annen måte filtrere støysignaler i frekvensområdet 0-10 Hz (dvs. det gråskraverte området lengst til venstre i fig. 15A) som vist av det lille hoppet nær 3 Hz-frekvensområdet. Overraskende nok kan geléene med sammensatt viskositets- og/eller skjærmodulegenskaper som beskrevet ovenfor (dvs. linje 1 og 2 i fig. 15A og linje 1-4 i fig. 15B) også avdempe, redusere eller på annen måte filtrere støysignaler i 20-50 Hz frekvensområdet og enda mer bestemt i 25-40 Hz eller 30-40 Hz frekvensområdet (dvs. i det gråskraverte området lengst til høyre i fig. [0094] As shown in fig. 15A and B, all of the jellies can relatively attenuate, reduce, or otherwise filter noise signals in the 0-10 Hz frequency range (ie the leftmost gray shaded area in Fig. 15A) as shown by the small jump near the 3 Hz frequency range. Surprisingly, the jellies with composite viscosity and/or shear modulus properties as described above (ie, lines 1 and 2 in Fig. 15A and lines 1-4 in Fig. 15B) can also attenuate, reduce, or otherwise filter noise signals in the 20-50 Hz frequency range and even more specifically in the 25-40 Hz or 30-40 Hz frequency range (i.e. in the grey-shaded area on the far right in fig.

15A), som vist av de fremtredende hoppene innenfor disse bestemte områdene. Støysignaldempingen synes å være mest betydningsfull rundt 33-34 Hz. Geléene med sammensatt viskositets- og/eller skjærmodulegenskaper utenfor disse beskrevne områdene - enten over eller under disse områdene som illustrert av linje 3-6 i fig. 15A og linje 5 og 6 i fig. 15B - kan i betydelig mindre grad effektivt avdempe eller redusere 15A), as shown by the prominent jumps within these specific areas. The noise signal attenuation seems to be most significant around 33-34 Hz. The jellies with composite viscosity and/or shear modulus properties outside these described ranges - either above or below these ranges as illustrated by lines 3-6 in fig. 15A and lines 5 and 6 in fig. 15B - can effectively dampen or reduce to a significantly lesser extent

støysignaler i 20-50 Hz frekvensområdet, som vist av den relativt flate linjeresponsen i disse frekvensområdene. noise signals in the 20-50 Hz frequency range, as shown by the relatively flat line response in these frequency ranges.

[0095] Fordi geléene i overensstemmelse med noen utforminger av oppfinnelsen gjør det mulig å avdempe, redusere eller på andre måter å filtrere i flere frekvensområder, oppnås en betydelig forbedring i signal/støy-forholdet for seismiske hydrofonkabler fylt med slike geléer. Seismiske hydrofonkabler som inkluderer geléene som beskrevet i det foreliggende dokumentet oppnår således forbedret signal/støy-forhold i disse frekvensområdene og er således bedre egnet til å samle inn data, som kan forbedre evnen til å fastslå havbunnstrukturen og/eller identifisere hydrokarbonavsetninger. Geléens støyfiltreringseffekt kan være mest fremtredende når hydrofonkablene slepes i spiralavfyringsmønstre som beskrevet i det foreliggende dokumentet, da data i noen utforminger av oppfinnelsen kan samles inn i noe høyere frekvensområder i denne prosessen (dvs. innenfor 20-50 Hz-området eller høyere). I noen utforminger kan hydrofonene eller hydrofonene i én eller flere hydrofonkabler programmeres for å samle inn data i 0-10 Hz-området mens hydrofonen eller hydrofonene i andre hydrofonkabler programmeres til å samle inn data i 20-50 Hz-området. Hydrofonkablene kan slepes i forskjellige områder og/eller ved forskjellige dybder, slik som beskrevet i dette dokumentet. I andre utforminger kan hydrofonene samle inn data over begge frekvensområdene. [0095] Because the jellies in accordance with some designs of the invention make it possible to dampen, reduce or in other ways to filter in several frequency ranges, a significant improvement in the signal/noise ratio is achieved for seismic hydrophone cables filled with such jellies. Seismic hydrophone cables that include the gels described herein thus achieve improved signal-to-noise ratios in these frequency ranges and are thus better suited to collect data, which may improve the ability to determine seafloor structure and/or identify hydrocarbon deposits. The jelly's noise filtering effect may be most prominent when the hydrophone cables are towed in spiral firing patterns as described in the present document, as data in some embodiments of the invention may be collected in somewhat higher frequency ranges in this process (ie within the 20-50 Hz range or higher). In some designs, the hydrophone or hydrophones in one or more hydrophone cables can be programmed to collect data in the 0-10 Hz range while the hydrophone or hydrophones in other hydrophone cables are programmed to collect data in the 20-50 Hz range. The hydrophone cables can be towed in different areas and/or at different depths, as described in this document. In other designs, the hydrophones can collect data over both frequency ranges.

[0096] Fig. 16 er et flytdiagram av prosessen 1600 for avdemping av støy under innhenting av marine seismikkdata. Ved blokk 1610 plasseres en første seismisk hydrofonkabel i en vannmasse. Som beskrevet i det foreliggende dokumentet, kan den første seismiske hydrofonkabelen inkludere en enkelt hydrofonkabel, eller mer vanlig, flere hydrofonkabler. Som det også beskrives i det foreliggende dokumentet, kan den første seismiske hydrofonkabelen ha en hydrofonkabelkropp med en lengde og en kanal, en seismisk sensor plassert inni kanalen i hydrofonkabelkroppen og en gel plassert inni i det minste en del av kanalen. Gelen kan inkludere en polymerkonsentrasjon på omtrent 5 til omtrent 25 vektprosent, 10 og omtrent 20 vektprosent og mer vanlig omtrent eller i det minste 15 vektprosent. Gelen kan ha en sammensatt viskositet på minst 50 Pa s, og mer vanlig ha en sammensatt viskositet på mellom omtrent 50 Pa s - 1500 Pa s, 100 Pa s - 1000 Pa s, 100 Pa s - 800 Pa s o.l. Gelen kan også eller alternativt ha en skjærmodus på omtrent 196 Pa s - 196 kPa-s, 1,9 kPa-s [0096] Fig. 16 is a flow diagram of the process 1600 for denoising during marine seismic data acquisition. At block 1610, a first seismic hydrophone cable is placed in a body of water. As described herein, the first seismic hydrophone cable may include a single hydrophone cable, or more commonly, multiple hydrophone cables. As is also described in the present document, the first seismic hydrophone cable may have a hydrophone cable body with a length and a channel, a seismic sensor placed inside the channel in the hydrophone cable body and a gel placed inside at least part of the channel. The gel may include a polymer concentration of about 5 to about 25 weight percent, 10 and about 20 weight percent, and more commonly about or at least 15 weight percent. The gel may have a composite viscosity of at least 50 Pa s, and more commonly have a composite viscosity of between approximately 50 Pa s - 1500 Pa s, 100 Pa s - 1000 Pa s, 100 Pa s - 800 Pa s, etc. The gel may also or alternatively have a shear mode of approximately 196 Pa s - 196 kPa-s, 1.9 kPa-s

- 78 kPa-s, 1,9 kPa-s - 10 kPa-s o.l. - 78 kPa-s, 1.9 kPa-s - 10 kPa-s etc.

[0097] Ved blokk 1620 plasseres en kilde i vannmassen. Ved blokk 1630 kan om ønsket en andre seismisk hydrofonkabel plasseres i vannmassen. Den andre seismiske hydrofonkabelen kan inkludere en enkelt hydrofonkabel, eller mer vanlig, flere hydrofonkabler. Den andre seismiske hydrofonkabelen kan også inkludere en gel plassert i en del av en kanal i den andre seismiske hydrofonkabelen. I noen utforminger kan gelen ha en sammensatt viskositet på minst 50 Pa s som er forskjellig fra den sammensatte viskositeten i den første seismiske hydrofonkabelen. Den første seismiske hydrofonkabelen kan f.eks. ha en sammensatt viskositet nærmere 1000 Pa s mens den andre seismiske hydrofonkabelen har en sammensatt viskositet nærmere 100 Pa s. Dette gjør det mulig for de to hydrofonkablene eller mangfoldet av hydrofonkabler representert av de to hydrofonkablene, å avdempe støysignaler på forskjellig måte og slik variere datasignalene som samles inn av de forskjellige hydrofonkablene og/eller variere frekvensområdene hvor hydrofonkablene effektivt samler inn data. [0097] At block 1620, a source is placed in the body of water. At block 1630, if desired, a second seismic hydrophone cable can be placed in the water body. The second seismic hydrophone cable may include a single hydrophone cable, or more commonly, multiple hydrophone cables. The second seismic hydrophone cable may also include a gel placed in a portion of a channel in the second seismic hydrophone cable. In some embodiments, the gel may have a composite viscosity of at least 50 Pa s that is different from the composite viscosity of the first seismic hydrophone cable. The first seismic hydrophone cable can e.g. have a composite viscosity closer to 1000 Pa s while the other seismic hydrophone cable has a composite viscosity closer to 100 Pa s. This makes it possible for the two hydrophone cables or the plurality of hydrophone cables represented by the two hydrophone cables to attenuate noise signals in different ways and thus vary the data signals which is collected by the different hydrophone cables and/or vary the frequency ranges where the hydrophone cables effectively collect data.

[0098] Ved blokk 1640 slepes den første seismiske hydrofonkabelen, den andre seismiske hydrofonkabelen og/eller kilden gjennom vannmassen. Ved blokk 1650 fyrer kilden av mens den slepes gjennom vannmassen. Ved blokk 1660 samles data inn fra den første og/eller andre seismiske hydrofonkabelen mens de slepes gjennom vannmassen. [0098] At block 1640, the first seismic hydrophone cable, the second seismic hydrophone cable, and/or the source are towed through the body of water. At block 1650, the source fires while being towed through the body of water. At block 1660, data is collected from the first and/or second seismic hydrophone cable as it is towed through the water body.

[0099] Som beskrevet i dette dokumentet, kan den første og/eller andre seismiske hydrofonkabelen dempe et støysignal i dataene i området fra 0 til 10 Hz og også dempe et støysignal i området fra 20 til 50 Hz. I andre utforminger avdemper den første og/eller andre seismiske hydrofonkabelen et støysignal i mellom områdene fra 25 til 40 Hz eller 30 til 40 Hz. Den første og/eller andre seismiske hydrofonkabelen og kilden kan slepes i et kurvet mønster eller et spiravfyringsmønster, som beskrevet i dette dokumentet, eller i et annet, ikke-kurvet mønster. I noen utforminger kan støyfiltreringseffekten til gelen være mer fremtredende når hydrofonkabelen(-kablene) slepes i et spiralavfyringsmønster, da data kan akkumuleres i en relativt høy frekvens under en slik prosess. Gelen kan ha betydelig støyreduserende virkning i slike mønstre, når sammenlignet med konvensjonelle parafinfylte hydrofonkabler. [0099] As described in this document, the first and/or second seismic hydrophone cable can attenuate a noise signal in the data in the range from 0 to 10 Hz and also attenuate a noise signal in the range from 20 to 50 Hz. In other designs, the first and/or second seismic hydrophone cable attenuates a noise signal in between the ranges of 25 to 40 Hz or 30 to 40 Hz. The first and/or second seismic hydrophone cable and source may be towed in a curved pattern or a spear firing pattern, as described herein, or in another, non-curved pattern. In some designs, the noise filtering effect of the gel may be more prominent when the hydrophone cable(s) are towed in a spiral firing pattern, as data may accumulate at a relatively high frequency during such a process. The gel can have a significant noise-reducing effect in such patterns, when compared to conventional paraffin-filled hydrophone cables.

[00100] Videre, i noen utforminger slepes den første hydrofonkabelen i en første tidsposisjon og/eller dybde og den andre hydrofonkabelen slepes i en andre tidsposisjon og/eller dybde som er forskjellig fra den første tidsposisjonen som beskrevet i dette dokumentet. Virkningen av gelen på de innsamlede dataene behandles for geléens egenskaper under en anvendt skjærkraft. [00100] Further, in some embodiments, the first hydrophone cable is towed at a first time position and/or depth and the second hydrophone cable is towed at a second time position and/or depth that is different from the first time position as described herein. The effect of the gel on the collected data is processed for the properties of the gel under an applied shear force.

[00101] Fig. 17 viser et flytdiagram over prosessen 1700 for fremstilling av en seismisk hydrofonkabel for innhenting av marine seismikkdata. Den seismiske hydrofonkabelen kan ha forbedrede støyreduksjonsegenskaper når sammenlignet med konvensjonelle seismiske hydrofonkabler. Ved blokk 1710 kan en hydrofonkabelkropp plasseres. Hydrofonkabelkroppen kan ha en lengde hydrofonkabelkropp, én eller flere kanaler og en fast hydrofonkabelkjerne plassert inni den ene eller flere kanalene i hydrofonkabelkroppen. Ved blokk 1720 kan en seismisk sensor føres inn i en første kanal i hydrofonkabelkroppen. Ved blokk 1730 kan en gel føres inn i det minste en del av den første kanalen. I noen utforminger kan gelen være en flytende gel som inkluderer en termoreversibel polymerkonsentrasjon mellom omtrent 5 og omtrent 25 vektprosent eller noen av de andre områdene som beskrives i dette dokumentet. Gelen kan også ha en sammensatt viskositet på minst 50 Pa s, mellom omtrent 50 Pa s og omtrent 1500 Pa s eller noen av de andre områdene som beskrives i dette dokumentet. Når det brukes en flytende gel, kan gelen nedkjøles ved blokk 1740, slik at den flytende gelen i det minste delvis stivner i den første kanalen. Ved bruk av en flytende gel, er det mulig å varme gelen opp igjen, gjøre den flytende igjen og deretter fjerne den, og eventuelt tilsette en ny eller fylle på mer gel. Den nye gelen kan ha forskjellige egenskaper (f.eks. en forskjellig sammensatt viskositet og/eller skjærmodul) for å gjøre det mulig å foreta variert datainnsamling, eller gjenoppfyllingsprosessen for hydrofonkabelen kan ganske enkelt innebære utskifting av gammel gel. I noen aspekter kan gelen velges slik at hydrofonkabelen avbalanseres for bruk på et bestemt sted og/eller under bestemte forhold. Gelen kan f.eks. konfigureres slik at den har en ønsket viskositet når inkorporert i en hydrofonkabel som skal slepes i et kaldt marint miljø, slik som f.eks. en vannmasse i Arktis. Alternativt kan gelen konfigureres for å gi fordelaktige støyegenskaper som beskrevet ovenfor når inkorporert i en hydrofonkabel som skal brukes i varme farvann, slik som f.eks. i en vannmasse nær ekvator. [00101] Fig. 17 shows a flow diagram of the process 1700 for manufacturing a seismic hydrophone cable for acquiring marine seismic data. The seismic hydrophone cable may have improved noise reduction properties when compared to conventional seismic hydrophone cables. At block 1710, a hydrophone cable body can be placed. The hydrophone cable body may have a length of hydrophone cable body, one or more channels and a fixed hydrophone cable core placed inside the one or more channels in the hydrophone cable body. At block 1720, a seismic sensor may be inserted into a first channel in the hydrophone cable body. At block 1730, a gel may be introduced into at least a portion of the first channel. In some embodiments, the gel may be a liquid gel that includes a thermoreversible polymer concentration between about 5 and about 25 weight percent or any of the other ranges described herein. The gel may also have a composite viscosity of at least 50 Pa s, between about 50 Pa s and about 1500 Pa s or any of the other ranges described herein. When a liquid gel is used, the gel may be cooled at block 1740 so that the liquid gel at least partially solidifies in the first channel. When using a liquid gel, it is possible to reheat the gel, make it liquid again and then remove it, and possibly add a new one or fill in more gel. The new gel may have different properties (eg, a different composite viscosity and/or shear modulus) to enable varied data collection, or the hydrophone cable refill process may simply involve replacing old gel. In some aspects, the gel may be selected to unbalance the hydrophone cable for use in a particular location and/or under particular conditions. The gel can e.g. configured to have a desired viscosity when incorporated into a hydrophone cable to be towed in a cold marine environment, such as a body of water in the Arctic. Alternatively, the gel can be configured to provide beneficial noise characteristics as described above when incorporated into a hydrophone cable to be used in warm waters, such as in a body of water near the equator.

[00102] I noen utforminger kan metoden videre inkludere innsetting av en sensor i en del av den første kanalen. Sensoren kan konfigureres for å måle en egenskap eller egenskaper ved gelen (f.eks. geléviskositeten) for å sikre at geléens egenskap eller egenskaper bevares eller for å gjøre det mulig å forandre parameterne i datainnsamlingsprosessen i respons på en endring i geléens egenskap eller egenskaper. I noen utforminger kan gelen skiftes ut når de målte egenskapene endres utover et definert punkt. Alternativt kan konsentrasjonen av gelen og/eller et trykk på gelen inni den første kanalen justeres i respons på endringer i geléens egenskaper bortenfor et definert punkt. I respons på en endring i geléviskositeten kan f.eks. mer gel tilsettes for å øke gelékonsentrasjonen og/eller for å øke gelétrykket inni den første kanalen, for å øke geléviskositeten. [00102] In some embodiments, the method may further include inserting a sensor into a portion of the first channel. The sensor may be configured to measure a property or properties of the gel (e.g., the gel viscosity) to ensure that the property or properties of the gel are preserved or to enable the parameters of the data acquisition process to be changed in response to a change in the property or properties of the gel. In some designs, the gel can be replaced when the measured properties change beyond a defined point. Alternatively, the concentration of the gel and/or a pressure on the gel within the first channel can be adjusted in response to changes in the properties of the gel beyond a defined point. In response to a change in the jelly viscosity, e.g. more gel is added to increase the gel concentration and/or to increase the gel pressure inside the first channel, to increase the gel viscosity.

[00103] En hvilken som helst del av metodene beskrevet ovenfor eller noen av de andre utformingene som beskrives i dette dokumentet, kan gjennomføres via én eller flere instruksjoner som kodes i et datamaskinlesbart medium som beskrevet i dette dokumentet og kjent i faget. Disse instruksjonene kan få en prosessor til å utføre én eller flere operasjoner som gjør det mulig for metodene eller en hvilken som helst del derav, å gjennomføres slik at de ovenfor beskrevne operasjonene involverer måling, fastslåing, beregning o.l. Prosessoren kan være kommunikasjonskoblet med de forskjellige sensorene, hydrofonene og/eller andre komponenter som beskrives i dette dokumentet og som er vanlig kjent i faget og som beskrevet i dette dokumentet for å utføre én eller flere av operasjonene beskrevet ovenfor. [00103] Any part of the methods described above or any of the other embodiments described in this document may be implemented via one or more instructions encoded in a computer readable medium as described in this document and known in the art. These instructions may cause a processor to perform one or more operations which enable the methods or any part thereof to be carried out such that the above-described operations involve measuring, determining, calculating, and the like. The processor may be communication-coupled with the various sensors, hydrophones and/or other components described in this document and which are commonly known in the art and as described in this document to perform one or more of the operations described above.

[00104] Selv om prinsippene i offentliggjøringen har blitt beskrevet ovenfor i forbindelse med bestemte apparater og metoder, skal det tydelig forstås at denne beskrivelsen kun gis som et eksempel og ikke som en begrensning av oppfinnelsens omfang. [00104] Although the principles of the disclosure have been described above in connection with particular apparatuses and methods, it should be clearly understood that this description is given only as an example and not as a limitation of the scope of the invention.

Claims

1. Method for manufacturing a seismic hydrophone cable (100) for acquiring marine seismic data, wherein the seismic hydrophone cable (100) has improved noise attenuation properties, the method comprising: providing a hydrophone cable body (104) comprising: a hydrophone cable body length, one or more channels (112 ), and a fixed hydrophone cable core (110) placed inside the one or more channels (112) in the hydrophone cable body (104), insertion of a hydrophone (108) inside a first channel (112) in the hydrophone cable body (104), insertion of a liquid gel into at least a portion of the first channel (112), and cooling the liquid gel so that the liquid gel at least partially solidifies, characterized in that the liquid gel comprises: a concentration of a thermoreversible polymer between about 5 and about 25 weight percent, and a composite viscosity between about 50 Pascal<*>second and about 1500 Pascal<*>second, and is configured to suppress noise within the range 0 -1 0 Hz and within the range 20 -50 Hz.

2. The method of claim 1, wherein the composite viscosity of the liquid gel is between about 100 Pascal<*>second and about 1000 Pascal* second.

3. Method according to claim 1, wherein the concentration of the thermoreversible polymer is between about 10 weight percent and about 20 weight percent.

4. Method according to claim 3, wherein the concentration of the thermoreversible polymer is about 15 percent by weight.

5. Method according to claim 1, wherein the thermoreversible polymer comprises a block copolymer.

6. Method according to claim 1, where the seismic hydrophone cable attenuates noise in the range 30 to 40 Hz.

7. Method according to claim 1, which further comprises introducing a sensor inside the part of the first channel, where the sensor is configured to measure the jelly viscosity.

8. Seismic hydrophone cable (100) comprising: a hydrophone cable body (104) comprising: a hydrophone cable body length, and a channel (112), a hydrophone (108) placed within the channel of the hydrophone cable body (104), and a gel placed within at least a part of the channel (112), characterized in that the gel comprises: a concentration of a thermoreversible polymer between about 5 and about 25 weight percent, and has a composite viscosity of at least 50 Pascal<*>second and in use suppresses noise within the range 0 - 10 Hz and 20 -50 Hz.

9. The seismic hydrophone cable of claim 8, wherein the composite viscosity of the gel is between about 50 Pascal<*>second and about 1500 Pascal* second.

10. The seismic hydrophone cable of claim 9, wherein the compound viscosity of the gel is between about 100 Pascal<*>second and about 1000 Pascal* second.

11. Seismic hydrophone cable according to claim 8, wherein the polymer concentration is between about 10 and about 20 weight percent.

12. Seismic hydrophone cable according to claim 11, wherein the polymer concentration is approximately 15 percent by weight.

13. Seismic hydrophone cable according to claim 8, where the gel is converted into a solid form in contact with water.

14. Seismic hydrophone cable according to claim 8, wherein the polymer comprises a thermoreversible polymer.

15. Seismic hydrophone cable according to claim 8, where a skin stiffness for the hydrophone cable is chosen based on the gel so that the hydrophone cable skin and the gel both contribute to damping a noise signal.