содержание .. 4 5 6 7 ..

ПРОЕКТ МЕЖДУНАРОДНОГО СТАНДАРТА ISO/DIS 19901-10 - часть 6

в зависимости от того, что меньше. Эта оценка должна быть сделана до и после обработки данных. Метод

преобразования времени в глубину, если он применяется, также должен быть указан.

Таблица 14 — Типичные характеристики для методов сейсмического отражения

UHR

UUHR

SBP

750 Гц до 2 000

1000 Гц до

Целевой диапазон для доминирующей

75 Гц до 300 Гц

250 Гц до 800 Гц

Гц

15 000 Гц

частоты

Ожидаемый вертикальный диапазон

0,2 м до 1 м

1 м до 7 м

0,5 м до 2 м

< 0,5 м

разрешения

(приблизительный) a

Получение

Расстояние между линиями

на основании предварительного исследования и спецификации

проекта

Источни

Количество исходных кластеров

Интервал возбуждения или выделения

на основании предварительного исследования и спецификации

энергии

проекта

кластер

одна мини-пушка,

массив кластеров

многоцелевой

пневмопушек или

многоцелевой

Рекомендуемый тип источника

пневмопушек

спаркер, бумер,

одиночная

спаркер, бумер или

(шланговый

пингер, чирп

пневмопушка

аналог

взрыватель,

(шланговый

пневмопушка, пушка

взрыватель,

одиночный массив

как правило, 80‐

как правило, 20-

обычно 5-10 у.е. в

спаркера или

Характеристика источника

160 у.е. в объеме

80 у.е. в объеме

объеме источника

(для рекомендуемого

преобразователь,

источника

для пневмопушки

источника)

или

сфокусированный

массив

Рабочее давление (для пневмопушки, когда

2 000 фунтов на

она используется)

квадратный

дюйм

Номинальная глубина буксировки

источника при развертывании на

От 2 до 3 м

От 1 до 1,5 м

< 1,5 м

От 0 до 0,5 м

поверхности моря, под поверхностью

моря

Стример / Приемники

обычно 100 м, но

обычно

может быть с

Активная длина

≥ 600 м

обычно 100 м

нулевым

одноканальная

система с нулевым

смещением,

смещением

одноканальный

Количество групп приемников / каналов

≥ 48

≥ 24

обычно 24

обычно 3125 м или

Групповой интервал

3125 до 12,5 м

≤ 3125 м

н/д

6,25 м

От 200 Гц до 4 000

От 500 Гц до 20 000

Пропускная способность

От 1 до 1000 Гц

От 50 Гц до 1 500 Гц

Гц

обычно ноль, но

Ближайшее смещение

≤ ½ глубины воды

Глубина стримера (номинальная), ниже

< 3 м

От 1 до 2 м

От 1 до 1,5 м

поверхности моря

Стримерная чувствительность

< 20 микробар

н/д

Статические следы в начале линии

< 3

< 2

н/д

Количество автономных датчиков

1 на 100 м

н/д

Рекомендуемый угол изгиба

< 7 градусов

н/д

Хвостовой буй

да,

да, не

необязательны

н/д

отслеживается

Блок записи

< 1,0 мс, обычно

обычно < 0,125 мс

Интервал выборки

1,0 мс

< 0,062 5 мс

0,5 мс или 0,25 мс

Формат ленты

S1 (вариант SEGD)

SEGD

Длина записи b

на основании предварительного исследования и спецификации

проекта

Фильтр низких частот

вне

Фильтр высоких частот

0,8 Nyquist e

вне

Обработка данных

Повторная выборка до 2 мс

никогд

н/д

Сферическая дивергенция

да

необязательны

необязательно,

F / K-фильтрация (в домене источника)

в зависимости

нет

от данных

необязательно,

F / K-фильтрация (в домене приемника)

в зависимости

нет

от данных

необязательно,

Деконволюция формы импульса c

где указана форма

необязательны

импульса

необязательно,

в зависимости

Прогнозирующая деконволюция d (DBS)

нет

от данных

да, при много-

CDP сбор

да

нет

канально

да, обычно в

да, при много-

Скоростной анализ

нет

интервале 500 м

< 500 м интервале

канально

необязательно,

Многократное устранение

в зависимости

нет

от данных

необязательно,

в зависимости

обычно не

DMO

нет

от данных

применяетс

да, когда DMO

Анализ скоростей DMO

н/д

нет

применяется, как

правило,

интервало

м 200 мс

да, при много-

NMO исправления и отключение

да

нет

канально

необязательно,

в зависимости

AVO обработка и отображение

н/д

нет

от данных

да, при много-

Суммирование

да

нет

канально

необязательно,

Прогнозирующая деконволюция (DAS)

в зависимости

нет

от данных

необязательно,

Время миграции

в зависимости

нет

от данных

Временной вариант фильтра

да

нет

уравнивание

нет

доставку SEGY

Отображает

нет

файл

Описывает только желаемое разрешение. Значения рассчитываются исходя из критерия четверти длины волны, используя 1500 м / с

для более высокой частоты и 2000 м / с для более низкой частоты. См. 9.1.1 и A.5.4.2 для получения дополнительной информации о разрешении и

затухании.

b Период времени, в течение которого сейсмические сигналы записываются после

срабатывания сейсмического источника.

c Деконволюция трассы для компенсации сейсмического источника, не являющегося

минимальной фазой.

d Использование информации из более ранней части трассы для прогнозирования и передачи последней части этой

трассы. Широко используется при множественном подавлении.

8.2.3

Сейсмическое отражение высокого

разрешения

8.2.3.1 Проверка работоспособности оборудования

В спецификациях проекта должна быть указана частота испытаний оборудования, которые должны проводиться

через регулярные промежутки времени во время сбора данных. Они должны подтвердить полярность и уровень

сигнала каждого канала и могут оценить баланс стримера и уровень шума.

Для сейсмического отражения HR, стабильность и глубина буксировки стримера должны поддерживаться и постоянно

контролироваться с помощью автономных датчиков стримера, оснащенных компасами и индикаторами глубины.

Угол изгиба стримера должен постоянно контролироваться с помощью активного хвостового буя или путем

интегрирования показаний компаса от всех автономных датчиков стримера.

8.2.3.2 Оценка качества данных

Следующие источники информации должны использоваться для оценки качества данных сейсмического HR

отражения:

—

журнал

наблюдателей;

— навигационные журналы, включая

статистику контроля качества;

— данные о положении

CDP;

— данные о положении

хвостового буя;

— геометрия получения;

— записи шумов гидрофона;

— записи мониторинга сейсмического

источника;

— отображение

данных

мониторинга вблизи трассы;

— данные о характеристиках сейсмического источника, например, давление воздуха, глубина пушки, статистика

синхронизации массива, мониторинг середины поля;

— данные о глубине

стримера.

На первом этапе оценки качества вышеупомянутая информация для каждой линии промера должна быть

проанализирована на предмет несоответствий между источниками данных и согласована, где это практически

возможно. Сейсмические данные могут быть отклонены на основании этого анализа, например, если в стримере

имеется недопустимое количество статических следов, глубина стримера находится вне диапазона или источник

сейсмических сигналов не работает должным образом.

На втором этапе оценки качества сейсмические данные должны быть загружены в систему сейсмической обработки

для анализа в соответствии со следующими процедурами:

— просмотр файлов шума для начальных и конечных положений линии промера;

— спектральный анализ минимум каждых 50-ти съемок для проверки частотного состава, характеристик пушки и

геометрии;

— создание секции суммирования для оценки качества конечных обработанных

данных;

— производство выбранных сложенных сейсмических разрезов, необходимых для исследования определенных

условий или источников шума, например суммирования ближней или дальней трассы.

Следует позаботиться о том, чтобы скорость восстановление усиления, приглушения и суммирования

были подходящими.

8.2.3.3 Обработка данных

Следующие общие принципы применяются к обработке данных сейсмического отражения высокого

разрешения:

а) Сохранение отношений относительной амплитуды должно постоянно учитываться в процессе обработки,

поскольку информация об амплитуде часто важнее структурной информации при определении геологических

опасностей.

b) Содержание высоких частот должно сохраняться повсюду, потому что основное внимание при интерпретации будет

уделяться мелкой части морского дна, в пределах зоны инженерного влияния морской конструкции. Временная

повторная выборка не должна уменьшать используемую пропускную способность данных.

c) Все этапы обработки должны быть проверены и подвергнуты контролю качества специалистом по

сейсмической обработке.

d) В качестве общего руководства по обработке данных HR сейсмического отражения используется правило, что, чем

меньше данные обработаны, тем лучше.

e) Аналогичная последовательность обработки применяется для наборов данных

2D и

3D HR

сейсмического отражения.

Далее описан ряд важных этапов обработки данных. Дополнительные методы обработки могут применяться

экспертами по обработке данных, если это необходимо.

Восстановление усиления / Амплитудная манипуляция: Поправки на сферическую дивергенцию и потери на

поглощение должны применяться к сейсмическим данным.

Анализ скорости: Точный и пространственно-частотный анализ скорости имеет решающее значение для успешной

обработки данных сейсмического отражения высокого разрешения. Анализ скорости должен проводиться с

интервалами не более 500 м вдоль каждой линии промера исследования. В районах с быстро меняющейся геологией и

в местах, представляющих интерес, таких как будущее расположение морской конструкции, этот интервал следует

уменьшить до 50 м. Непрерывный, автоматический анализ скорости с отслеживанием событий, доступный в

основанных на рабочей станции комплектах обработки, способен выполнять высококачественный анализ скорости и

может использоваться, хотя результаты следует тщательно проверять.

Глушение: Чтобы сохранить вертикальное разрешение при одновременном эффективном подавлении шума в

суммировании CMP, подходящее внешнее подавление является важным и критическим шагом. Подходящее

подавление должно быть получено путем создания серии тестовых суммирований перед применением к набору

данных.

Коррекция NMO и суммирование CMP или CIP: Суммирование CMP / CIP является важным в последовательности

обработки данных для улучшения отношения сигнал / шум в наборе данных. Большинство систем обработки

предлагают выбор различных алгоритмов. Тщательное тестирование должно быть завершено до выбора подходящего

для каждого конкретного набора данных и приложения.

Приведение формы импульса: Многие сейсмические источники предоставляют повторяемые формы импульса

минимальной фазы. В некоторых случаях может быть полезно применить оператор приведения формы импульса,

который преобразует исходную (дальнюю) форму импульса поля в ее минимально-фазовый эквивалент. Частотный

спектр следует оставить без изменений. Оператор приведения формы импульса должен быть разработан с

использованием формы импульса дальнего поля, которая моделируется с использованием спецификаций массива

орудий. Правильное применение процесса может улучшить вертикальное разрешение сейсмических данных за счет

сжатия акустического импульса. Кроме того, последующая деконволюция может быть более эффективной, поскольку

деконволюция предполагает, что данные имеют минимальную фазу.

Методы подавления кратных волн: Наличие кратноотраженных волн является распространенным источником

шума в данных сейсмического отражения, и существует ряд методов, которые могут их удалить. Их применение будет

зависеть от характеристик сейсмических данных, целей морских геофизических исследований и глубины воды на

линиях промеров. Некоторые будут принадлежать конкретным центрам обработки данных. Следующие (общие)

варианты должны быть рассмотрены и протестированы: деконволюция до суммирования во временной области,

деконволюция в области Tau-P, SRME и подавление кратных волн Радона. Глубина воды является основным фактором,

определяющим, какую технику следует использовать. Например, подавление кратных волн Радона может быть

эффективным для сейсмических данных, полученных в глубоководных районах, где существует значительная

дифференциация при выносе. SRME может быть эффективным на мелководье.

DBS: Ее следует применять для дальнейшего ослабления эффектов форм импульса нежелательных источников,

ревербераций и кратноотраженных волн в сейсмических данных. Применяемая DBS должна зависеть от смещения.

PSTM: Миграция, при правильном применении, может улучшить боковое разрешение в сейсмических данных либо

путем свертывания дифракций до начала с нулевым смещением, либо путем свертывания зон Френеля. Это может

быть особенно полезно, когда имеются круто наклоненные отражатели, боковые стенки канала или неисправности. В

горизонтальном положении

отложений, миграция времени после суммирования может не привести к улучшению. Ряд различных алгоритмов

миграции должен быть протестирован.

Затухание когерентного шума после суммирования (FK-фильтр): Следует применять процесс фильтрации. Этот

процесс предназначен для удаления когерентного шума (нежелательной сейсмической энергии, в которой существует

четко определенная фазовая зависимость между сигналами; часто делает удаление намного проще, чем

некогерентный или случайный шум).

Обработка нулевой фазы: Вейвлет сигнала нулевой фазы имеет самую короткую длительность и наибольшую

амплитуду для данного спектра амплитуд. Данные по HR сейсмическому отражению могут извлечь выгоду из

преобразования нулевой фазы по следующим причинам:

— улучшено разрешение сейсмических данных;

— улучшена способность отличать событие от фонового шума;

— легче наблюдать изменения полярности сейсмических отражений;

— алгоритмы автоматического выбора событий следуют за пиками амплитуды легче и с меньшей ошибкой, чем

пересечения нуля;

— пиковые амплитуды отражателя могут быть извлечены напрямую, что позволяет автоматически строить карты

амплитуд.

Обычной практикой является извлечение вейвлета из сейсмического горизонта морского дна для создания

оператора нулевого фазирования, применяемого к

сейсмическим данным.

TVF: Для оптимального разрешения отношение сигнал / шум в наборе данных должно быть максимальным. TVF

ослабляет нежелательные частоты (шум) и улучшает отношение сигнал / шум. Требования к разрешению следует

учитывать при выборе частоты «отсечки». Если присутствует энергия сигнала и шума одной и той же частоты, дизайн

TVF может быть компромиссным решением. TVF является процессом с нулевой фазой и должен применяться после

преобразования с нулевой фазой.

Тестирование и применение следующих этапов обработки может принести пользу в некоторых случаях и может быть

рассмотрено (этот список не является исчерпывающим):

— PSTM;

— PSDM;

—

внутреннее

глушение трассы;

— DMO.

8.2.3.4. Результаты

В таблице

15 приведены результаты, которые должны быть

предоставлены.

Таблица 15 — Результаты для HR сейсмического отражения

Результат

Формат данных

Среда

Необработанные сейсмические данные

SEG-файл (обычно SEG-D)

Журналы наблюдателей и навигационные журналы, включая

Текст, электронная таблица

значения для рабочих параметров, задержек, нумерации линий

или

треков съемки, ссылки на хранилище данных, нумерации активаций

PDF файл

сейсмического источника, угла изгиба, глубины стримера и глубины

сейсмического источника

Положение CDP судна и хвостового буя из первичной и вторичной

IOGP P1/11 и P2/11

систем позиционирования

Позиции CDP в заголовках

трасс SEGY в позициях

байтов 73 (восток) и 77

(север)

Постоянные архивные

носители, такие как

Полностью аннотированные записи следящих мониторов

PDF, TIFF или аналогичный

лента большой емкости,

файл

DVD или жесткий диск

Полностью аннотированные записи с нулевым смещением и SEG-Y с

SEG ‐ Y файл

нулевым смещением

файлы (необязательно)

Статистика контроля качества сейсмического источника для каждой

ASCII или электронная

линии трасс

таблица

Статистика контроля качества навигации для каждой линии трасс

ASCII или электронная

таблица

Результаты испытаний прибора, описание, анализ

Текстовый файл

Карты горизонта

XYZ файл

Контурная карта изопах или изохрон, где это уместно

Графический формат или GIS

формат файла

Пример профиля сейсмических данных

Разрезы

Графический формат,

текстовый файл,

8.2.4

Сейсмическое отражение сверхвысокого

разрешения

8.2.4.1

Подтверждение

работоспособности

оборудования

В спецификациях проекта должна быть указана частота испытаний оборудования, которые должны проводиться

через регулярные промежутки времени во время сбора данных. Они должны подтвердить полярность и уровень

сигнала каждого канала и могут оценить баланс стримера и уровень шума.

Для многоканальных сейсмических исследований стабильность и глубина буксировки стримера должны

поддерживаться и постоянно контролироваться с помощью контроллеров глубины, оснащенных компасами и

индикаторами глубины. Угол изгиба стримера также должен контролироваться, если это возможно.

8.2.4.2 Обработка данных

Требования к обработке данных UHR сейсмического отражения такие же, как и для HR сейсмического отражения,

описанного в 8.2.3.3, за исключением того, что — помимо основных этапов — может потребоваться выполнить еще

меньшую обработку для сейсмических данных, особенно в глубокой воде.

8.2.4.3 Оценка качества данных

Требования к оценке качества данных UHR сейсмического отражения такие же, как и для HR сейсмического

отражения, описанного в 8.2.3.2, за исключением того, что данные о положении хвостового буя могут быть

недоступны.

8.2.4.4. Результаты

Результаты для UHR сейсмического отражения должны быть такими же, как для HR сейсмического отражения,

описанного в таблице 15.

8.2.5 Сейсмическое отражение сверхвысокого разрешения

8.2.5.1

Подтверждение

работоспособности

оборудования

В спецификациях проекта должна быть указана частота испытаний оборудования, которые должны проводиться

через регулярные промежутки времени во время сбора данных. Они должны подтвердить полярность и уровень

сигнала каждого канала и могут оценить баланс стримера и уровень шума.

Для многоканальных сейсмических исследований стабильность и глубина буксировки стримера должны

поддерживаться и постоянно контролироваться с помощью контроллеров глубины, оснащенных компасами и

индикаторами глубины. Угол изгиба стримера также должен контролироваться, если это возможно.

8.2.5.2 Обработка данных

Требования к обработке данных UUHR сейсмического отражения такие же, как и для UHR сейсмического отражения,

описанного в 8.2.3.3, за исключением того, что — помимо основных этапов — может потребоваться выполнить еще

меньшую обработку для сейсмических данных, особенно в глубокой воде.

8.2.5.3 Оценка качества данных

Требования к оценке качества данных UUHR сейсмического отражения такие же, как и для HR сейсмического

отражения, описанного в 8.2.3.2, за исключением того, что данные о положении хвостового буя могут быть

недоступны.

8.2.5.4. Результаты

Результаты для UUHR сейсмического отражения должны быть такими же, как для HR сейсмического отражения,

описанного в таблице 15.

8.2.6

Профилирование

твердого дна

8.2.6.1

Контрольно-

измерительные приборы

В спецификациях проекта должен быть указан тип или типы SBP для развертывания. Рекомендуется иметь в наличии

разные типы.

Для мелкозернистых грунтов источник должен быть либо типа чирп, либо типа массива, обычно состоящего из

преобразователей 3 × 3 или 4 × 4, установленных в корпусе надводного судна. Источник может быть развернут в

сочетании с SSS из одного буксируемого гидролокатора, при условии, что он соответствует требованиям как для

гидролокатора бокового обзора, так и для профиломера твердого дна.

Частота сейсмического источника для профилирования SBP должна быть в диапазоне от

2 кГц до

7 кГц,

предпочтительно регулируемая в зависимости от спецификаций проекта. Максимальная выходная мощность пингера

должна быть не менее 5 кВт.

Данные должны быть записаны в цифровом виде (на DVD, переносном жестком диске и т. д.) и автоматически иметь

географическую привязку. Следы должны быть записаны целыми, то есть незафиксированными; вся форма волны

должна быть дискретизирована без существенной потери полосы частот от сейсмического источника.

Можно использовать бумер или спаркер (или эквивалентное устройство) для записи более глубоких слоев и

особенностей грунта.

8.2.6.2 Параметры получения

В зависимости от глубины воды должна быть выбрана платформа исследования для SBP. Надводное судно или

буксируемый гидролокатор, буксируемый вблизи уровня моря, обычно используется на глубинах воды менее 300

метров. На глубинах воды более 300 метров SBP обычно устанавливается на AUV.

Для всех SBP положение сейсмического источника должно быть записано в заголовки трасс SEG-Y для каждой трассы.

Требования к профилированию твердого дна должны соответствовать таблице 14, независимо от типа

картографирования

морского грунта.

8.2.6.3 Обработка данных

Данные профилирования твердого дна могут обрабатываться как в режиме реального времени, так и отдельно, как

задача после получения. В обоих случаях следует позаботиться о том, чтобы содержание частоты сохранялось.

Сейсмические данные SBP от нескольких сотен до нескольких тысяч герц, как правило, требуют минимального объема

обработки данных, и часто достаточно функции восстановления усиления на основе времени и полосового частотного

фильтра.

Другие этапы обработки данных, такие как деконволюция и последовательное суммирование трасс (объединение

смежных трасс для уменьшения шума, хотя и за счет бокового разрешения), могут применяться для подавления

определенных типов шума или для подготовки данных для конкретных целей. Их следует использовать с

осторожностью и тщательно проверять перед применением ко всему набору сейсмических данных.

8.2.6.4 Оценка качества данных

Основными показателями качества данных при глубинном профилировании являются вертикальное разрешение

сейсмических данных и проникновение. Вертикальное разрешение сейсмических данных должно оцениваться на

морском дне и на желаемой глубине ниже морского дна, указанных в спецификациях проекта.

Для оценки вертикального разрешения следует использовать проверку данных на месте, если в спецификациях

проекта предусмотрена подходящая контрольная точка, например, геотехнический журнал для этой цели.

Разрешающую способность следует определить либо путем определения расстояния между двумя разрешенными

слоями от контрольной точки, либо с помощью критерия четверти длины волны от отражения. При использовании

критерия четвертьволновой скорости локальную интервальную скорость следует использовать для преобразования

времени в глубину.

8.2.6.5. Результаты

Таблица 16 суммирует список результатов.

Таблица 16 — Список результатов для SBP

Результат

Формат данных

Среда

Массовое хранение необработанных данных SBP

SEG-Y и TIFF, PDF или

эквивалент

Журналы наблюдателей и навигационные журналы, включая все

Утвержденный текстовый

рабочие параметры, задержки, номер строки, ссылку на хранилище

файл, электронная таблица

данных, номера точек выстрела, угол изгиба, стример гидрофона и

или файл PDF

глубины пушки

Положение датчика

Положение датчика IOGP

P1 / 11 для каждой трассы

также записывается в

Постоянные архивные

заголовки трасс SEG-Y в

носители, такие как

позициях байтов 73 (восток)

и 77 (север)

лента большой емкости,

DVD или жесткий диск

Интерпретируемые горизонтальные сетки

XYZ файл

Поперечные сечения

Графический формат,

текстовый файл, электронная

таблица

Контурная карта изопах или изохрон или другая интерпретирующая

Графический формат или GIS

карта

формат файла

Интерпретированный профиль или пример данных

8.3

Методы

несейсмического

отражения

8.3.1 Сейсмическая

рефракция

8.3.1.1

Общие

сведения

Метод сейсмической рефракции может предоставить данные для интерпретации слоев морского грунта и для оценки

скоростей продольных волн в этих слоях морского грунта.

Сейсмическая рефракция выполняется путем полета сейсмического источника и сейсмических приемников

(например, гидрофонов, OBN) вблизи морского дна или волочения по морскому дну, отстреливания сейсмического

источника с фиксированными интервалами и получения времени прибытия P-волн вдоль приемника (массива).

Сейсмический источник может оставаться на одном конце приемника (массива), фиксируя геометрию сбора в

конечной установке. Использование сейсмических источников на обоих концах (а также внутри и за их пределами)

может рассматриваться для улучшения разрешения неоднозначности между изменениями скорости P‐волны и

изменениями толщины и глубины пластов подводного грунта. Эта проблема неоднозначности также может быть

решена путем интерпретации подходящих дополнительных сейсмических (отражающих) данных. Однако это не

требуется при морских рефракционных исследованиях, если данные об отражении собираются по одной и той же

линии промера, поскольку данные об отражении определяют боковые изменения толщины слоев.

8.3.1.2 Контрольно-измерительные приборы и параметры

сбора

Оборудование для оценки сейсмической рефракции должно соответствовать

следующим спецификациям:

— Выбор сейсмического источника должен учитывать необходимую энергию, чтобы позволить запись первых

вступлений до конца приемника (массива).

— Выбор количества приемников и смещений источник-приемник должен учитывать регистрацию первых

вступлений от (i) вступления прямой волны через воду (если система движется над морским дном), (ii) отражение

морского дна и ( iii) отражения (если таковые имеются) в интересующем диапазоне глубины, указанном в

спецификациях проекта

(данные отражения могут указывать, существуют ли какие-либо потенциальные

рефракторы в этом диапазоне).

— Трассы должны быть записаны целыми, то есть незафиксированными; вся форма волны должна быть

дискретизирована без существенной потери полосы частот от сейсмического источника.

— Интервал выборки должен быть не более 1/10 периода доминирующего сигнала от рефракции морского дна.

— Время прослушивания должно быть достаточным, чтобы записать первые вступления до конца стримера гидрофона.

— Интервал между съемками не должен превышать половины длины кабеля.

8.3.1.3

Результаты

Таблица 17 суммирует список результатов.

Таблица 17 — Результаты сейсмической рефракции

Результат

Формат данных

Среда

Данные о местоположении точки съемки и приемников

IOGP P1/11 и P2/11

Обработанные сейсмические данные

SEG-Y

Необработанные сейсмические данные

Формат SEG

Постоянные архивные

носители, такие как

Время прибытия первого вступления

ASCII

лента большой емкости,

DVD или жесткий диск

2D обработанные данные скорости / глубины P-волны

ASCII, GeoTIFF

3D обработанные данные скорости / глубины P-волны

ASCII

Отчетность, в том числе методология

PDF или эквивалент

8.3.2 Магнитометр и магнитный градиентометр

8.3.2.1

Общие

сведения

Картографирование морского грунта с помощью магнитометра или магнитного градиентометра может

использоваться для картографирования положения морских сооружений, особенно трубопроводов и кабелей. Эти

системы также могут быть использованы для выявления опасностей, таких как караблекрушения, хотя они часто

идентифицируются из данных SSS и иногда из данных MBES.

Магнитный градиентометр должен использоваться для исследования UXO. Для этого случая магнитный

градиентометр должен иметь трехосевые датчики.

Там, где это возможно, магнитная трассировка должна использоваться для отслеживания трубопроводов путем

подачи переменного тока на трубопровод.

8.3.2.2

Контрольно-

измерительные приборы

Датчик магнитометра должен иметь минимальное разрешение 0,1 нТл и минимальную точность 1 нТл. Системы

магнитного градиентометра должны иметь минимальную точность 0,1 нТл / м.

содержание .. 4 5 6 7 ..