Способ сейсмического мониторинга в процесса разработки месторождений углеводородов на акваториях


 


Владельцы патента RU 2539745:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (RU)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для контроля разработки месторождений углеводородов на морском шельфе. Согласно заявленному способу проводят трехмерную сейсморазведку и строят по ее данным модель резервуара, прогнозируют ориентацию систем субвертикальных трещин и размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин. Размещают на дне акватории над месторождением стационарные сейсмокосы, регистрируют сейсмотрассы с упругими колебаниями от искусственных источников и контролируют процесс разработки месторождения углеводородов по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс. При этом сейсмокосы размещают на дне акватории до начала бурения эксплуатационных скважин. В процессе их бурения регистрируются микросейсмические колебания, возбуждаемые долотом на забое скважины, при обработке которых по динамическим и кинематическим характеристикам определяют анизотропные свойства среды в зоне бурения, уточняют ориентацию систем субвертикальных трещин и корректируют трехмерные модели резервуара, размещение и траекторию бурения эксплуатационных скважин, зон перфорации и гидроразрыва пласта. Технический результат - повышение точности данных мониторинга. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для контроля, оптимизации и повышения безопасности разработки месторождений углеводородов на морском шельфе.

Известен способ сейсмического мониторинга процесса разработки месторождения углеводородов на акваториях, включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин и проектирование размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями от искусственных источников и контроль процесса разработки месторождения углеводородов по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс [1].

Известно, что эффективность разработки месторождений нефти и газа, особенно трудноизвлекаемых запасов из низкопроницаемых коллекторов, зависит от точности и детальности трехмерных построений геологической, гидрогеологической и геомеханической моделей среды. При построении последних особенно важное значение играет ориентация субвертикальных трещин, по которым происходит ускоренное перемещение флюидов в процессе жизни месторождений и их разработки. Наиболее достоверные и точные модели среды строятся по данным трехмерной сейсморазведки (3D), результатам геофизических исследований поисково-разведочных скважин и петрофизического анализа керна.

При современной разведке и разработке месторождений нефти и газа на акваториях повсеместно применяется сейсморазведка 3D на этапе до бурения поисково-разведочных скважин или после бурения первой успешной скважины (последнее часто практиковалось в России). В подавляющем большинстве случаев сейсморазведка 3D реализуется путем возбуждения упругих колебаний группами пневматических источников и их регистраци несколькими (до 20) многоканальными приемными сейсмическими устройствами (сейсмокосами), непрерывно перемещающимися в водной толще вместе с судном. Эволюционное развитие сейсморазведки 3D, ориентированное на повышение ее детальности, достоверности и эффективности, достигается расширением частотного диапазона возбуждаемых и регистрируемых колебаний, применением все более длинных сейсмокос, увеличением их разноса (расстояния между крайними сейсмокосами), уменьшением расстояния между приемниками упругих колебаний в сочетании с увеличением количества регистрирующих каналов. Однако даже широкие (до 1500 м) разносы сейсмокос не позволяют осуществлять полноценные миграционные преобразования и изучать анизотропные свойства среды за счет ущербной узкоазимутальной системы наблюдений, реализуемой при применении традиционной односудовой сейсморазведки 3D (Narrow Azimuth). Для уменьшения или практически полного устранения указанного недостатка на акваториях применяются сложные системы наблюдений, расширяющие азимут наблюдений:

1) многократная отработка площади под разными углами профилирования (MAZ - Multi Azimuth);

2) несколько параллельно идущих судов с источниками колебаний и сейсмокосами (WAZ - Wide Azimuth);

3) комбинация двух вышеописанных подходов (RAZ - Rich Azimuth);

4) кольцевое профилирование (FAZ - Full Azimuth).

Главными недостатками перечисленных технологий, используемых в том числе при реализации известного способа, является значительный рост стоимости работ, сложность и дороговизна повторных 3D исследований, необходимых для осуществления сейсмического мониторинга, позволяющего изучить пространственные и временные изменения флюидонасыщения в разрабатываемых залежах (сейсморазведка 4D). Применение на акваториях 3D технологии ОВС (Ocean Bottom Cable), пространственная система наблюдений которой близка к полноазимутальной сейсморазведке 3D, применяемой на суше, позволяет получить наиболее качественные результаты.

Классическая технология 4D подразумевает комплексную обработку старых (желательно до начала разработки месторождения) и новых данных 3D, полученных по одинаковым системам наблюдений с максимально приближенными параметрами возбуждения и регистрации колебаний [1]. В связи с тем что на большинстве разрабатываемых месторождений первая сейсморазведка 3D проводилась с применением традиционной односудовой технологии, во многих случаях принимается решение о повторении аналогичных наблюдений 3D. Таким образом, недропользователи, идя на применение инновационных исследований 4D, являются заложниками традиционных технических средств 3D со всеми их недостатками, отмеченными выше. Такая ситуация неоднократно имела место за рубежом и сложилась в единственном случае проведения сейсморазведки 4D в России в 2010 г. на Астохском участке Пильтун-Астохского месторождения по проекту Сахалин-2 Sakhalin Energy [2]. Улучшить сложившуюся ситуацию можно только решением о раннем применении современных методик 4D, подразумевающих применение донных сейсмокос или автономных станций.

С применением стационарных донных сейсмокос с четырехкомпонентной регистрацией связаны наиболее прогрессивные технологии сейсмического мониторинга процесса разработки месторождений. При этом в ряде случаев сейсмокосы устанавливаются на все время разработки месторождения (PRSM - Permanent Seismic Reservoir Monitoring, LoFS - Life of Field Seismic) и передают регистрируемые колебания, возбуждаемые с периодически (от трех месяцев до двух лет) приходящего судна, по кабелям на ближайшую платформу или по радиоканалу в пункт сбора и обработки данных [1]. Такое оборудование было установлено и успешно применяется за рубежом на ряде месторождений, включая норвежское Valhall в Северном море (с 2003 г. - впервые в мире) и Jubarte (с 2010 г.) на континентальном склоне Бразилии в бассейне Кампос (глубина воды до 1650 м). Однако в большинстве случаев оно устанавливалось после начала разработки месторождения, в частности через 21 год на месторождении Valhall (компания BP) в Северном море, когда значительная часть углеводородов уже извлечена и получаемая при сейсморазведке 4D информация может повлиять только на размещение и бурение новых эксплуатационных (включая водогазонагнетательных) скважин [1]. На разрабатываемом с 1982 г. месторождении Valhall в 2003 г. были установлены 120 км сейсмокос PRSM, после чего до 2012 г. было выполнено 15 повторных съемок, позволивших оптимизировать процесс разработки, поднять уровень добычи в 2004 г. более чем на 20% и продлить жизнь месторождения до 2050 г.

Технической задачей описываемого изобретения является повышение эффективности и безопасности разработки месторождения.

Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе сейсмического мониторинга процесса разработки месторождения углеводородов на акваториях, включающем проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин и проектирование размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями от искусственных источников и контроль процесса разработки месторождения углеводородов по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс, сейсмокосы размещают на дне акватории до начала бурения эксплуатационных скважин, в процессе их бурения регистрируются микросейсмические колебания, возбуждаемые долотом на забое скважины, при обработке которых по динамическим и кинематическим характеристикам определяют анизотропные свойства среды в зоне бурения, уточняют ориентацию систем субвертикальных трещин и корректируют трехмерные модели резервуара, размещение и траекторию бурения эксплуатационных скважин, зон перфорации и гидроразрыва пласта, причем в процессе гидроразрыва пласта регистрируют микросейсмические колебания, определяют трехмерные координаты их источников и дополнительно уточняют трехмерную модель резервуара и ориентацию системы трещин.

Сущность изобретения заключается в том, что реализуют сейсмический мониторинг процесса разработки месторождения углеводородов на акваториях на начальной стадии его освоения. Это позволяет получать детальную информацию о пространственных изменениях анизотропных свойств среды в разрабатываемой залежи с прогнозом ориентации основных систем субвертикальных трещин для уточнения трехмерной гидрогеологической и геомеханической моделей залежи, оптимизировать размещение вертикальных, наклонных и горизонтальных стволов эксплуатационных скважин и направлений вскрытия пластов при их перфорации, а также выбор мест гидравлического разрыва пласта (ГРП). Технология подразумевает установку на дно стационарных сейсмокос до начала бурения эксплуатационных скважин. Места размещения на дне сейсмокос, количество линий и пунктов приема упругих колебаний задают с учетом экономических соображений, но не менее чем необходимо для проведения сейсмического мониторинга 4D.

Сейсмокосами осуществляется периодическая регистрация упругих колебаний (сейсмических волновых полей), возникающих в процессе разрушения породы при бурении стволов первой и последующих скважин в пласте-резервуаре (микросейсмы). При обработке рассчитываются амплитудно-частотные спектры (АЧС) и другие динамические характеристики регистрируемых волновых полей, выбираются АЧС сейсмических каналов, равноудаленных от точки проекции текущего забоя скважины на дно, для частот максимальных значений амплитуд АЧС строятся индикатрисы (азимутальные зависимости) амплитуд фиксированных частот АЧС, при интерпретации которых на основе выявления экстремумов определяют ориентацию основных систем субвертикальных трещин [3].

Возможность получения сейсмических записей волновых полей, возбуждаемых долотом, пригодных для изучения анизотропных свойств среды, доказана в работе [4] на примере полевого эксперимента по изучению околоскважинного пространства в скважине Скворцовская-1 на северном борту Днепрово-Донецкой впадины. Результаты данного эксперимента хорошо согласуются с данными ультразвукового прозвучивания образцов керна. Получаемая информация об анизотропных свойствах среды по данным прямых волн, возбуждаемых долотом в призабойной зоне, отличается большей точностью и корректностью по сравнению с отраженными волнами, возбуждаемыми и регистрируемыми в водной толще или вблизи поверхности земли. Это обусловлено тем, что первые проходят систему субвертикальных трещин до пунктов приема по одному лучу под одним углом к системе трещин, а вторые - по двум лучам (падающему и отраженному) под двумя углами.

Использование описываемого способа за счет оперативного получения информации об ориентации систем трещин в условиях ”реального времени” позволяет повысить эффективность и безопасность разработки месторождений путем возможной коррекции ориентации горизонтального ствола скважины, а после завершения бурения скважины выбирать оптимальные места для перфорации и многостадийного ГРП на основе выбора зон с наиболее выраженной анизотропией динамических характеристик зарегистрированных волновых полей. Правильность определения ориентации систем трещин и эффективность каждого ГРП подтверждается при обработке микросейсм, возбуждаемых в процессе ГРП [5, 6] и регистрируемых теми же донными сейсмокосами.

Источники информации

1. Smit F., Ligtendag М., Wills P., Calvert R. Towards Affordable Permanent Seismic Reservoir Monitoring Using the Sparse OBC Concept. Exploration and production: the oil and gas review, 2006, p.56-62.

2. Ампилов Ю.П., Батурин Д.Г. Новейшие технологии сейсмического мониторинга 4D при разработке морских месторождений нефти и газа. Технологии сейсморазведки, №2, 2013, С.31-36.

3. Богоявленский В.И., Урупов А.К., Будагова Т.А., Добрынин С.В. Анизотропные свойства осадочного чехла континентального шельфа. Газовая промышленность, №7, 1997, С.16-18.

4. Бланк A.M., Урупов А.К., Жуков A.M. Возможность контроля природно-техногенных процессов в геологической среде методами сейсморазведки при бурении глубоких скважин. В сб.: ”Проблемы техногенного изменения среды и охраны недр в горнодобывающих регионах”. Пермь, 1991, С.70-71.

5. Бутула К.К., Верещагин С.А. Разработка трудноизвлекаемых запасов - интеграция данных для заканчивания скважин с целью оптимальной разработки месторождений. Oil&Gas Journal Russia, №7 (73), 2013, С.42-43.

6. Александров С.И., Мишин В.А., Буров Д.И. и др. Применение микросейсмического мониторинга для контроля технологических рисков ГРП. Нефтесервис, №1 (21), 2013, С.50-52.

1. Способ сейсмического мониторинга процесса разработки месторождения углеводородов на акваториях, включающий проведение трехмерной сейсморазведки и построение по ее данным модели резервуара, прогнозирование ориентации систем субвертикальных трещин и проектирование размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин, размещение на дне акватории над месторождением стационарных сейсмокос, регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями от искусственных источников и контроль процесса разработки месторождения углеводородов по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс, отличающийся тем, что сейсмокосы размещают на дне акватории до начала бурения эксплуатационных скважин, в процессе их бурения регистрируются микросейсмические колебания, возбуждаемые долотом на забое скважины, при обработке которых по динамическим и кинематическим характеристикам определяют анизотропные свойства среды в зоне бурения, уточняют ориентацию систем субвертикальных трещин и корректируют трехмерные модели резервуара, размещение и траекторию бурения эксплуатационных скважин, зон перфорации и гидроразрыва пласта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в процессе гидроразрыва пласта регистрируют микросейсмические колебания, определяют трехмерные координаты их источников и дополнительно уточняют трехмерную модель резервуара и ориентацию системы трещин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области сейсморазведки подводных месторождений нефти и газа в арктических морях. Предложено судно с конструкцией, объединяющей преимущества надводного корабля (высокий уровень обитаемости, безопасность, большие площади палуб, позволяющие производить обслуживание и ремонт сейсмооборудования) и преимущества многоцелевой подводной станции в части применения гидроакустических излучателей и буксируемых в толще воды подо льдом сейсмокос для 2D технологии сейсморазведки.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении морских сейсморазведочных работ. Заявлены способ и устройство для водной сейсморазведки.

Система параметрического приема гидрофизических и геофизических волн в морской среде отличается тем, что протяженность рабочей зоны системы соответствует половине протяженности обследуемой акватории, для чего излучающий преобразователь размещен в центре обследуемой акватории и содержит низкочастотный и инфранизкочастотный излучатели, первый из которых размещен в водной среде с возможностью горизонтального ориентирования его диаграммы направленности в сторону приемного преобразователя, а инфранизкочастотный излучатель размещен на дне с возможностью накачки морского грунта, причем тракт формирования и усиления излучаемых сигналов накачки водной среды и грунта сформирован как двухканальный, содержащий низкочастотный и инфранизкочастотный каналы, каждый из которых включает последовательно соединенные генератор стабилизированной частоты, усилитель мощности, блок согласования выходов усилителей с подводными кабелями, которые подключены к соответствующим излучающим преобразователям, при этом приемный преобразователь установлен на судне-носителе с возможностью перемещения по периметру акватории и включает два вертикально разнесенных приемных блока, каждый из которых соединен с приемным трактом системы, содержащим последовательно соединенные двухканальный широкополосный усилитель информационных сигналов, блок измерения разности фаз параметрически преобразованных просветных сигналов, преобразователь временного масштаба информационных сигналов в высокочастотную область, блок узкополосного спектрального анализа и функционально связанный с ним регистратор спектров выделяемых информационных сигналов.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведочных мероприятиях в водной среде. Система содержит одно или несколько объединенных в комплекс автономных подводных транспортирующих средств, каждое из которых имеет один или несколько автономных морских источников акустических сигналов с самодвижущимися ударными поршнями.

Изобретение относится к области гидроакустики и может быть использовано для оценки потока газа, например, для оценки потока метана газовых «факелов». Сущность: излучают в направлении дна акустический сигнал.

Изобретение относится к области геофизики и гидроакустики и может быть использовано для изучения структуры донных отложений в шельфовой зоне мирового океана, а также для изучения особенностей распространения звука в придонном слое мелкого моря.

Изобретение относится к области геофизики и гидроакустики и может быть использовано для изучения структуры донных отложений в шельфовой зоне мирового океана, а также для изучения особенностей распространения звука в придонном слое мелкого моря.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска углеводородов под дном морей и океанов, в том числе и в ледовых условиях на шельфе Северных морей.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении морских прибрежных сейсморазведочных работ. Предлагаются способ и система для управления формой и расстояниями в схеме расположения сейсмических кос, буксируемых позади исследовательского судна (10).

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для сейсмической разведки районов, покрытых водой. Система содержит приемники 1.i (i=1, 2, …, n) колебаний атмосферного давления (микробарографы), схему 2 сравнения, систему 3 оповещения, блок 4 памяти, первый 5 и второй 6 корреляторы, первый 3.1 и второй 3.2 преобразователи аналог-код, первый 3.3 и второй 3.4 ключи, формирователь 3.6 модулирующего кода, задающий генератор 3.6, фазовый манипулятор 3.7, усилитель 3.8 мощности, передающую антенну 3.0, перемножители 5.1 и 6.1, фильтры 5.2 и 6.2 нижних частот, экстремальные регуляторы 5.3 и 6.3, регулируемые линии задержки 5.4 и 6.4.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для контроля, оптимизации и повышения безопасности разработки месторождений углеводородов на акваториях Арктики и других морей. При реализации сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях проводят трехмерную сейсморазведку и строят по ее данным модель резервуара. Прогнозируют ориентацию систем субвертикальных трещин и размещают на дне акватории над месторождением стационарные сейсмокосы. Регистрируют сейсмотрассы с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников, и контролируют процесс флюидозамещения в месторождении углеводородов и окружающей среде по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс. При этом источники упругих колебаний размещают в водной толще с буровых или эксплуатационных платформ, а также искусственных островов. При обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени, при бурении скважин или в процессе эксплуатации месторождения определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей. Технический результат - повышение точности получаемых данных и ,как следствие, повышение эффективности разработки месторождений углеводородов на акваториях. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для сейсмоакустических исследований на шельфе при выполнении разведочных работ нефтегазоносных месторождений. Заявлена малогабаритная автономная сейсмоакустическая станция (МАСАС), содержащая устанавливаемый на морском дне, всплывающий после отдачи балласта носитель аппаратуры (НА). НА включает в себя размещенные в герметичном сферическом контейнере бортовой вычислительный узел (БВУ), источник питания, трехкомпонентный сейсмоприемник, а также установленные снаружи герметичного контейнера гидрофон, ресивер для гидроакустической связи, устройство постановки и снятия НА с грунта. НА содержит также средства для поиска всплывшего НА, выполненные в виде проблескового маяка, спутниковой системы навигации типа «Глонасс», низкоорбитальной спутниковой системы связи типа «Гонец» и активного радиолокационного отражателя. Регистрирующий тракт состоит из четырехканального блока фильтрации и усиления. Из сигналов гидрофона и сейсмоприемников формируется массив отдельной выборки с длиной из шестнадцатиразрядных слов, подающихся на соответствующие каналы накопителя информации (НИ), представляющего собой твердотельную память из 4 флэш-карт с емкостью по 2 Гбайт каждая. Технический результат - обеспечение более достоверных данных площадных исследований. 5 ил.

Изобретение относится к области гидро- и геоакустики и может быть использовано в морях, океанах, пресноводных водоемах для проведения исследований и мониторинга сейсмоакустической эмиссии на шельфе в обеспечение инженерно-геофизических работ на морском дне. Техническим результатом изобретения является снижение времени и средств на установку сейсмокос и обеспечение возможности их многократного развертывания, свертывания и перемещения. Технический результат достигается за счет того, что устройство для укладки сейсмокос на морское дно для сейсмоакустического мониторинга, включающее якорные фиксаторы, обеспечивающие рабочее положение сейсмокос, прочный герметичный корпус с размещенным в нем коммуникационным оборудованием, к входам которого подключены выходы соответствующих сейсмокос, снабжено набором катушек с положительной плавучестью, на которых намотаны соответствующие сейсмокосы с закрепленными на их концах якорными фиксаторами, надводным блоком обработки сейсмоакустических сигналов, соединенным кабелем с оптической линией связи с выходом размещенного в прочном герметичном корпусе коммуникационного оборудования, при этом якорные фиксаторы оборудованы системой самовсплытия, а прочный герметичный корпус выполнен с отрицательной плавучестью с обеспечением выполнения функции дополнительного якорного фиксатора. 1 ил.

Изобретение относится к устройствам для подводных геофизических исследований морей и океанов. Заякоренная профилирующая подводная обсерватория сочленена с диспетчерской станцией и состоит из: подповерхностного буя, заякоренного с помощью стального буйрепа, который служит ходовым тросом для профилирующего носителя, содержащего комплект измерительных датчиков, модуль центрального микроконтроллера, электропривод, и передвигающегося по ходовому тросу; системы цифровой связи посредством бесконтактной индуктивной врезки в ходовой трос, поверхностного буя-вехи с модемами передачи данных и телеметрической информации по радиоканалу, гидроакустического размыкателя якорного балласта. На ходовом тросе над гидроакустическим размыкателем якорного балласта закреплена нижняя плавучесть шарообразной формы, внутри которой размещен модем гидроакустического канала связи, электропривод, сочлененный с телескопическим устройством, в оконечности которого установлен сейсмометр. Профилирующий носитель дополнительно содержит датчики содержания углеводородов, углекислого газа, альфа-, бета- и гамма-радиоактивности. Улучшаются условия эксплуатации, расширяются функциональные возможности подводной обсерватории. 2 ил.

Изобретение относится к области гидро- и геоакустики и может быть использовано в морях, океанах, пресноводных водоемах в качестве донной кабельной антенны для проведения исследований и мониторинга сейсмоакустической эмиссии на шельфе в обеспечение инженерно-геофизических работ на морском дне. Техническим результатом изобретения является увеличение помехозащищенности за счет исключения трения антенны о грунт. Технический результат достигается за счет того, что донная кабельная антенна для мониторинга сейсмоакустической эмиссии на шельфе, содержащая подводный кабель, гидрофонные модули, соединенные подводным кабелем через определенные интервалы расстояния между собой, надводную аппаратуру сбора и преобразования, соединенную с одним из концов подводного кабеля, снабжена якорным фиксатором, закрепленным на противоположном конце подводного кабеля, дополнительными грузами, закрепленными на подводном кабеле между соответствующими гидрофонными модулями, и поплавковыми подвесками, закрепленными на подводном кабеле к соответствующим гидрофонным модулям, при этом гидрофонные модули выполнены в виде приемников давления. Использование приемников давления вместо двух гидроакустических антенн существенно снижает стоимость донной антенны и одновременно снимает проблемы, связанные с качеством контакта датчика с грунтом, устраняя сопутствующие такому контакту шумы. При этом за счет большого числа таких датчиков решается проблема выделения волн различной поляризации по их кинематическим характеристикам. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении морских сейсморазведочных работ. Предложена методика морской сейсмической разведки с использованием одного или более морских сейсмических вибраторов. При этом функция свипирования для вибратора основывается на требовании к качеству, которое может быть требованием к качеству конечного изображения или требованием к воздействию на окружающую среду. Функция свипирования может быть нелинейной, а энергетический спектр может не соответствовать энергетическому спектру пневмопушки. Технический результат - повышение точности и достоверности разведочных данных. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении морских сейсморазведочных работ. Заявлена подводная сейсмическая система для снижения шума в сейсмических сигналах, вызванного отраженными волнами-спутниками или движением сквозь толщу воды. Система содержит два датчика движения. Один датчик обладает первым откликом и чувствителен к шуму, вызванному движением платформы, а также к акустическим волнам. Второй датчик обладает другой конструкцией, которая изолирует его от акустических волн, так что его отклик связан в основном с шумом, вызванным движением. Выходные данные откликов двух датчиков соединяют для того, чтобы устранить воздействия шума, вызванного движением. При дальнейшем соединении с сигналом гидрофона, шум, вызванный отраженными волнами-спутниками, сокращается. Технический результат - повышение точности разведочных данных. 13 з.п. ф-лы, 19 ил.

Изобретение относится к области судостроения, в частности к надводным научно-исследовательским судам. Предложено научно-исследовательское ледокольное судно для проведения сейсморазведки по 3D технологии вне зависимости от ледовых условий, имеющее корпус, в котором размещается сейсмическое оборудование, а также шахту для выпуска и укладки на дно донной сейсмокосы. Для перемещения источника акустических волн используется самоходный автономный необитаемый подводный аппарат, базирующийся на судне, спуск-подъем которого осуществляется через отдельную вертикальную шахту при помощи спуско-подъемного устройства. Технический результат заключается в улучшении эксплуатационных характеристик научно-исследовательского судна для проведения сейсморазведки. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к устройствам для измерения геофизических параметров в придонной зоне морей и океанов. Сущность: сейсмический модуль состоит из герметичного корпуса (1), внутри которого размещены накопитель (5) на жестком диске, блок (7) гидроакустического канала связи, размыкатель (8) балласта (2), таймер (9) размыкателя (8) балласта (2), проблесковый маяк (10), разъем (11) внешней связи, источник (12) питания, гидрофизический модуль (13), радиомаяк (14), сейсмический датчик (15), блок (20) пространственной ориентации. Причем блок (20) пространственной ориентации состоит из электронного 3D компаса, трех акселерометров и трех измерителей угловых скоростей, жестко сочлененных с сейсмическим датчиком (15). Сейсмический датчик (15) выполнен в виде широкополосного молекулярно-электронного датчика. Герметичный корпус (1) выполнен в виде полусферы, имеющей основание в форме тарелки, по верхнему диаметру которой установлены механические элементы размыкателя (8) балласта (2). Механические элементы размыкателя (8) балласта (2) выполнены в виде строп (3), которые сочленены с балластом (2) и плотно прилегают к основанию герметичного корпуса (1) по его нижнему диаметру. Гидроакустический канал связи для соединения сейсмического модуля с диспетчерской станцией выполнен однорелейным. Технический результат: повышение достоверности регистрируемых данных. 3 ил.

Изобретение относится к гидроакустической технике и касается создания устройств постановки и выборки (УПВ) гибких протяженных буксируемых антенн (ГПБА) на подводных лодках и надводных кораблях. Предлагается конструкция УПВ, в котором постановка антенны в поток в случае, когда часть антенны намотана на лебедку, а другая ее часть размещена в трубчатом хранилище, обеспечивается с помощью создания избыточного давления в трубчатом хранилище с помощью центробежного насоса, устройство герметизации на ближнем к лебедке торце трубчатого хранилища выполнено в виде цилиндрического модуля такого же внутреннего диаметра, что и трубчатое хранилище, жестко и герметично соединенного с ним, а всасывающий трубопровод центробежного насоса выполнен в виде двух патрубков, один из которых выведен в забортное пространство, а другой герметично соединен с внутренним объемом трубчатого хранилища дополнительным конусным фланцем, соосным с трубчатым хранилищем и установленным вблизи его носового торца между конусным фланцем, соединенным с напорным трубопроводом и устройством герметизации носового торца трубчатого хранилища, конусный фланец напорного трубопровода ориентирован сужением в корму трубчатого хранилища, а конусный фланец всасывающего трубопровода - сужением в нос. Предложенная конструкция УПВ обеспечивает повышение безопасности постановки и выборки ГПБА, часть которой намотана на лебедку УПВ, а часть расположена в трубчатом хранилище, без ее повреждений или остановок. 1 ил.
Наверх