RU2578734C2 - Сейсмический датчик и устройство сбора данных - Google Patents
Сейсмический датчик и устройство сбора данных Download PDFInfo
- Publication number
- RU2578734C2 RU2578734C2 RU2013127627/28A RU2013127627A RU2578734C2 RU 2578734 C2 RU2578734 C2 RU 2578734C2 RU 2013127627/28 A RU2013127627/28 A RU 2013127627/28A RU 2013127627 A RU2013127627 A RU 2013127627A RU 2578734 C2 RU2578734 C2 RU 2578734C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- digital
- wire line
- sensor
- data
- Prior art date
Links
- 238000013480 data collection Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 42
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 33
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 7
- 238000012952 Resampling Methods 0.000 claims description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 2
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 12
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 4
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 4
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/22—Transmitting seismic signals to recording or processing apparatus
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
- G01V1/20—Arrangements of receiving elements, e.g. geophone pattern
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Заявлен цифровой сейсмический датчик (31), предназначенный для соединения через двухпроводную линию (5) с устройством сбора данных (30). Цифровой сейсмический датчик содержит цифровое сенсорное средство (311), локальный генератор импульсов дискретизации (317), обеспечивающий частоту дискретизации, средство (313) для приема управляющей программы, поступающей из устройства сбора данных, и информации для синхронизации, предоставляющей точную информацию о синхронизации, чтобы обеспечить синхронизацию сейсмических датчиков, средство (312) для компенсации, в зависимости от информации для синхронизации, дрейфа локального генератора импульсов дискретизации; средство для передачи (314) сейсмических данных устройству сбора данных, средство для управления средством (312) приема и передачи сигналов по протоколу полудуплексной передачи по двухпроводной линии, используя тактовые сигналы передачи, извлеченные из полученной управляющей программы, средство (315) для получения электропитания и средство (318) для подключения средства для приема управляющей программы, средства для передачи сейсмических данных и средства для приема электропитания к двухпроводной линии. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Область изобретения относится к сбору сейсмических данных. Более конкретно, различные варианты воплощения изобретения относятся к цифровому сейсмическому датчику и устройству сбора данных, которые соединены через двухпроводную линию. Конкретное применение изобретения относится к наземным системам сбора сейсмических данных.
Эти варианты воплощения изобретения могут, в частности, использоваться в области нефтеразведки сейсмическим способом, но могут также быть применены к любой области, где осуществляется сбор сейсмических данных.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В системах сбора сейсмических данных традиционно используются кабельные сети, включающие электронные блоки, соединенные с датчиками земных колебаний.
На Фигуре 1 схематично представлена система сбора сейсмических данных согласно первому известному техническому решению, основанному на использовании аналоговых датчиков 4.
Ради упрощения каждая позиция 4 обозначает аналоговый датчик и его соответствующий корпус и кожух (как подробно описано ниже со ссылкой на фигуру 6).
Чтобы собрать сейсмические данные (геофизические данные), используются один или множество источников сейсмических сигналов (не показаны на фигуре 1), которые находятся в контакте с землей и активируются, чтобы распространить всенаправленные пакеты сейсмических волн. В частности, источники могут состоять из взрывчатых веществ, падающих грузов, вибропреобразователей или воздушных пушек, применяемых в морской нефтеразведке. Ряд волн, отраженных от уровня нижнего горизонта, обнаруживаются аналоговыми датчиками 4, которые формируют аналоговый сигнал, характеризующий отражение волн в геологических пластах нижнего горизонта.
Для аналоговых датчиков 4 обычно используется термин "аналоговые сейсмоприемники". Как показано на фигуре 6, они обычно соединены в группы датчиков двухпроводной линией 5 (или трехпроводной линией для последовательно-параллельной конфигурации), чтобы сформировать кластеры, называемые "связками аналоговых сейсмоприемников". С этой целью, каждый аналоговый сейсмоприемник смонтирован в механическом корпусе (или картридже) 62. Этот механический корпус 62 аналогового датчика вставлен с механическими допусками в кожух 61 (в основном, состоящий из пластмассы), форма которого зависит от типа участка сейсмической разведки (болото, твердая почва). Двухпроводная линия 5, как правило, крепится к кожуху 61.
Каждая из связок соединена с устройством сбора данных 3 (несколько связок могут быть присоединены к одному и тому же устройству сбора данных). С этой целью, устройство сбора данных также смонтировано в механическом корпусе, который включает соединитель 63 с двумя контактами, взаимодействующими с соединителем 64 того же типа, размещенного на двухпроводной линии 5 (то есть в конце кабеля связки).
Связка аналоговых сейсмоприемников позволяет фильтровать шум (пространственная фильтрация), поскольку, аналоговая информация, циркулирующая по двухпроводной линии 5 (к устройству сбора данных 3), является средним числом измерений, сделанных каждым из аналоговых сейсмоприемников.
Устройства сбора данных 3 обычно характеризуется термином "цифровой преобразователь". Они соединены кабельной сетью (например, четырехпроводной линией), выполняют аналого-цифровое преобразование аналоговых сигналов, поступающих с групп датчиков, и отправляют полученные цифровые сейсмические данные на центральной регистрирующую систему 1 (также называемую "центральным узлом обработки данных") через промежуточные устройства 2 (для которых также используется термин "концентраторы"). Как правило, центральная регистрирующая система 1 смонтирована на самоходной регистрирующей станции.
Устройства сбора данных 3 также выполняют другие функции, а именно: синхронизацию с центральной регистрирующей системой 1, обработку сейсмического сигнала и взаимодействие через интерфейс с цифровой сетью (то есть передачу сейсмических данных на центральную регистрирующую систему 1, получение и обработка команд, полученных от центральной регистрирующей системы 1).
Фигура 2 - схема системы сбора сейсмических данных по второму известному техническому решению, основанному на использовании цифровых датчиков 20. Идентичные элементы обозначены тем же самыми цифровыми позициями.
Цифровые датчики 20 обычно обозначаются термином "цифровой модуль". Каждый цифровой модуль включает датчик, который является микромашинным акселерометром (также называемый "микрокомпьютерным акселерометром" (MEMS). MEMS может быть акронимом для "микроэлектромеханической системы").
По сравнению с фигурой 1, каждый цифровой модуль заменяет устройство сбора данных 3 и связку или связки аналоговых датчиков 4, соединенных с этим устройством через двухпроводную линию 5. Как и устройства сбора данных 3 фигуры 1, цифровые модули 20 объединены кабельной сетью (например, четырехпроводной линией) и отправляют цифровые сейсмические данные на центральную регистрирующую систему 1 через промежуточные устройства сбора 2.
В известном альтернативном варианте воплощения устройство сбора данных 3 или цифровые датчики 20 используют беспроводную сеть для связи с промежуточными устройствами сбора 2 и/или с центральной регистрирующей системой 1.
В другом известном альтернативном варианте воплощения, устройство сбора данных 3 или цифровые датчики 20 имеют память, достаточную для последующей обработки собранных сейсмических данных.
Цифровые датчики имеют преимущества перед аналоговыми датчиками (особенно с точки зрения пропускной способности и стабильной чувствительности). Однако решение фигуры 2 не оптимально, если оператор хочет осуществить сбор данных с большим числом цифровых датчиков (например, с тысячей цифровых датчиков и, таким образом, с тысячей цифровых модулей 20) на линии сбора (каждая линия сбора соединена с промежуточным устройством сбора 2). В этом случае, все цифровые модули линии сбора соединены последовательно, что требует стабильности каждого цифрового модуля (качественного проектировании и изготовления с высокими производственными затратами).
Кроме того, в решения фигуры 2 нельзя использовать множество связок датчиков на одной той же линии сбора (в противоположность решению фигуры 1 со связками аналоговых сейсмоприемников). Однако имеются определенные преимущества в использовании связки цифровых сейсмоприемников, в частности:
- высокая точность и стабильность измерения; и
- связка аналоговых сейсмоприемников дает измерение, которое является средним числом измерений, тогда как, связка цифровых сейсмоприемников N дает измерение по N. Доступ к этим измерениям N позволяет повысить эффективность пространственного фильтра (измерения по N).
По меньшей мере, по этим причинам, и по причине стоимости, изобретатели пришли к выводу, что было бы интересно выполнить связки цифровых датчиков, используя хорошо зарекомендовавшую себя проводную технику, включающую двухпроводную линию 5 (то есть кабель связки), и соответствующие соединители 63, 64, кожух 61 и корпус 62 (см. фигуру 6).
В конкретном варианте воплощения предложенное решение должно также позволить присоединять только один цифровой датчик к устройству сбора данных, через двухпроводную линию (то есть соединение по топологии шины, также называемое топологией ответвления).
К сожалению, как обсуждено выше, в настоящий момент нет никакого решения, относящегося к понятию связки и цифрового датчика. Иными словами, сегодня невозможно использовать существующий кабель (двухпроводную линию 5) связок, заменяя, в механическом корпусе (или картридже) 62 аналоговые датчики цифровыми датчиками.
Как объяснено выше, этот механический корпус 62 с аналоговыми датчиками вставлен с механическими допусками в кожух 61 (как правило, сделанный из пластмассы), форма которого зависит от типа участка сейсмической разведки (болото, твердая почва). Следует отметить, что это не было очевидно для специалистов в данной области, в то время, когда создавалось настоящее изобретение, чтобы найти техническое решение, позволяющее соединять один или несколько цифровых датчиков и устройство сбора данных вместе, используя двухпроводную линию. Как правило, один или несколько аналоговых датчиков соединялись с низкокачественным кабелем.
Действительно, в настоящий момент, данный цифровой модуль соединяется с другим цифровым модулем через две пары кабеля связки, которые обладает хорошим качеством (и, следовательно, дорогостоящий), с помощью которого:
- данный цифровой модуль получает электропитание (от средней точки обеих пар), используемое, в частности, цифровым датчиком (микрокомпьютерным акселерометром), включенным в данный цифровой модуль;
- эти две пары подключены к цифровому модулю и используются в полно дуплексном режиме: одна пара как вход для команд и синхронизации импульсов дискретизации; и одна пара как выход для сейсмических данных, полученных цифровым датчиком (например, микрокомпьютерным акселерометром), включенным в данный цифровой модуль (эти сейсмические данные, в конечном счете, предназначены для центральной регистрирующей системы 1);
- данный цифровой модуль получает импульсы дискретизации (общие для всех цифровых датчиков, включенных в различные цифровые модули), используемые цифровым датчиком (микрокомпьютерным акселерометром) включенным в данный цифровой модуль. Исходный генератор импульсов дискретизации выдается высокоточными часами (такими, как кварцевый генератор), включенный в центральную регистрирующую систему 1. Цифровые модули являются частотно-зависимыми с помощью системы с аналоговой схемой фазовой автоподстройки частоты (PLL) с низким фазовым шумом, которая извлекает импульсы дискретизации из данных. Низкий фазовый шум обязателен, чтобы обеспечить акселерометр с ультранизким шумом. Чтобы достичь низкого фазового шума с таким PLL, необходимо всегда иметь данные на входной паре, следовательно, всегда быть в полном дуплексном режиме. Действительно, периоды без данных, входящих в PLL, привели бы к дрейфу PLL и фазовому шуму. Это является причиной, почему использование такого PLL предполагает использование двух пар.
- данный цифровой модуль отправляет, по меньшей мере, данные контроля качества или сейсмические данные, полученные цифровым датчиком (микрокомпьютерным акселерометром), включенным в данный цифровой модуль, (эти сейсмические данные или данные контроля качества, в конечном счете, предназначены для центральной регистрирующей системы 1);
- данный цифровой модуль получает управляющую программу (которую центральная регистрирующая система 1 отправляет данному цифровому модулю).
Важно отметить, что специалист в данной области, сталкивается со следующей дилеммой: цифровой датчик должен получить импульс дискретизации через низкокачественный (дешевый) стандартный кабель сейсмоприемника (то есть через двухпроводную линию). Но фактически это невозможно. Действительно, шум на линии этого не позволяет. Более конкретно, флуктуация фазы данных, и, следовательно, импульс дискретизации после восстановления PLL, на этом кабеле была бы слишком высокой. Иными словами, затухание и искажение, вызванное таким кабелем, ухудшают точность импульсов синхронизации, которые были бы переданы по этому кабелю. Кроме того, такой кабель добавляет ("повышает") внешний электронный шум, который еще более ухудшил бы синхронизацию.
Специалисты в данной области, сталкиваются с другой проблемой: использование схемы фазовой автоподстройки (PLL), чтобы восстановить импульс дискретизации, полученный из центральной регистрирующей системы 1, вызывает размер, который не совместим с требуемой целью размещения цифрового датчика в корпусе, содержащем, как правило, аналоговый датчик.
Использование PLL также связано с высоким потреблением мощности, которое несовместимо с требуемой целью уменьшения расхода энергии устройством сбора данных.
Таким образом, специалисты в данной области не имеют никакого стимула делать попытки объединить понятие связки датчиков и цифровых датчиков.
ЦЕЛИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение, по меньшей мере, в одном варианте воплощения, нацелено на преодоление этих недостатков известной области техники.
Более конкретно, целью, по меньшей мере, одного варианта воплощения изобретения является обеспечить методику соединения одного или нескольких сейсмических цифровых датчиков с устройством сбора данных, используя двухпроводную линию, Как правило, используется соединение одного или нескольких сейсмических аналоговых датчиков, даже при том, что эта двухпроводная линия представляет собой кабель низкого качества.
Еще одной целью, по меньшей мере, одного варианта воплощения изобретения является обеспечить методику такого типа, который позволяет использовать существующий кабель (двухпроводную линию) известных связок, заменяя, в механическом корпусе эти аналоговые датчики цифровыми датчиками. Таким образом, стоимость разработки такой системы является низкой (не требуется никакого нового механического корпуса).
Иными словами, цель, по меньшей мере, цель одного варианта воплощения изобретения состоит в том, чтобы обеспечить цифровой датчик, имеющий размер, который позволяет помещать его в корпус, содержащий, как правило, аналоговый датчик.
Еще одной целью, по меньшей мере, одного варианта воплощения изобретения является обеспечение методики, который позволяет уменьшать расход энергии устройством сбора данных.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В конкретном варианте воплощения изобретения предлагается сейсмический датчик, предназначенный для соединения через двухпроводную линию с устройством сбора данных, которое получает сейсмические данные от сейсмического датчика и передает указанные сейсмические данные на центральную регистрирующую систему или промежуточному устройству сбора данных. Указанный сейсмический датчик является цифровым сейсмическим датчиком, содержащим:
- цифровое сенсорное средство, обеспечивающее указанные сейсмические данные;
- локальный генератор импульсов дискретизации, обеспечивающий частоту дискретизации указанному цифровому сенсорному средству; средство для получения через указанную двухпроводную линию информации для синхронизации, достаточно точной, чтобы обеспечить синхронизацию сейсмических датчиков;
- средство компенсации, в зависимости от указанной информации для синхронизации, дрейфа указанного локального генератора импульсов дискретизации;
- средство для приема управляющей программы, поступающей из устройства сбора данных, через указанную двухпроводную линию; средство для передачи сейсмических данных устройству сбора данных через указанную двухпроводную линию;
- средство для управления указанным средством для приема управляющей программы и указанным средством для передачи сейсмических данных по протоколу полудуплексной передачи по указанной двухпроводной линии, используя импульсы синхронизации, извлеченные из полученной управляющей программы;
- средство для получения электропитания по указанной двухпроводной линии; и
- средство для соединения указанного средства для приема управляющей программы, указанного средства для передачи сейсмических данных и указанного средства для получения электропитания с указанной двухпроводной линией.
Этот конкретный вариант воплощения основан на совершенно новом и изобретательском подходе, включающем несколько функций:
- мультиплексирование передачи сейсмических данных, прием управляющей программы и электропитание на одной и той же двухпроводной линии. Это обеспечивает использование двухпроводной линии между цифровым сейсмическим датчиком и устройством сбора данных; и
- использование локального генератора импульсов дискретизации, дрейф которого компенсируется в зависимости от полученной информации для синхронизации. Иными словами, мы избавляемся от высокопроизводительной системы PLL, которая извлекает импульс дискретизации из данных. Фактически мы отделяем импульс дискретизации, используемый цифровым сенсорным средством (например, микрокомпьютерным акселерометром), и тактовый сигнал передачи, используемый средствами для приема и передачи. Это позволяет использовать стандартный дешевый низкокачественный кабель для сейсмоприемника (не предназначенный для передачи высокочастотных цифровых данных, а только для передачи низкочастотных аналоговых данных), и использовать полудуплексный режим на двухпроводном кабеле.
Согласно одному конкретному варианту воплощения, указанное средство соединения предназначено для соединения с указанной двухпроводной линией в соответствии с топологией шины.
Таким образом, в этом варианте воплощения изобретения несколько цифровых сейсмических датчиков могут быть подключены к одной и той же двухпроводной линии по шинной топологии (то есть топологии ответвления). Иными словами, это позволяет использовать связку цифровых сейсмических датчиков, соединенную с двухпроводной линией. Выше описаны преимущества использования такой связки цифровых датчиков.
Согласно одному конкретному варианту воплощения, указанное цифровое сенсорное средство включает аналоговые/цифровые данные дискретизации с частотой дискретизации, обеспеченной указанным локальным импульсом дискретизации, обеспечивая, таким образом, серию выбранных и датированных сейсмических данных, имеющих время, обеспеченное локальным импульсом дискретизации. Указанные средство для компенсации дрейфа указанного локального генератора импульсов дискретизации содержит:
- модуль хронометрирования для измерения погрешности частоты локального генератора импульсов дискретизации, при этом модуль хронометрирования может привязать импульсы дискретизации локального генератора к информации для синхронизации; и
- модуль повторной дискретизации для коррекции выбранных и датированных сейсмических данных в зависимости от измеренной погрешности частоты.
Согласно одному конкретному варианту воплощения, сейсмический датчик интегрирован в "стандартный аналоговый сейсмоприемник" как механический корпус.
Это позволяет использовать хорошо зарекомендовавшую себя методику механического корпуса для цифрового датчика.
Согласно одному конкретному варианту воплощения, сейсмический датчик включает полную цифровую цепь блокировки задержки, извлекающую тактовый сигнал передачи из полученной управляющей программы.
Схема ADDLL выполняет ту же самую функцию, что и PLL, но формирует тактовые импульсы с высоким фазовым шумом, не совместимым со спецификациями микрокомпьютерного акселерометра по шуму.
Благодаря тому факту, что в конкретном варианте воплощения изобретения локальный генератор импульсов дискретизации и тактовые сигналы передачи разделены, можно использовать схему ADDLL, которая имеет много преимуществ:
- схема ADDLL позволяет сохранять площадь монтажа (она имеет почти нулевой размер) и является более дешевой (она имеет почти нулевую стоимость), потому что она интегрирована в центральный процессор, включенный в цифровой датчик (это не случай с PLL);
- нет никакой фазы обучения. В случае полнодуплексной передачи на двухпроводной линии, использование PLL является приемлемым, потому что имеется фаза обучения (которая может быть порядка 200 мс) только в момент включения. С двухпроводной линией, используемой в полудуплексном режиме, фаза обучения имела бы место при каждом сообщении (при каждом изменении направления передачи), что снижает пропускную способность.
Согласно одному конкретному варианту воплощения, указанное цифровое сенсорное средство принадлежит группе, включающей: микрокомпьютерный акселерометры, микрокомпьютерный расходомеры и аналоговые сейсмоприемники, интегрированные с аналоговым/цифровым преобразователем.
Согласно одному конкретному варианту воплощения, указанное цифровое сенсорное средство - однокомпонентный датчик.
Таким образом, компактность сейсмического цифрового датчика еще более улучшена.
Согласно альтернативному варианту воплощения, указанное цифровое сенсорное средство - трехкомпонентный датчик.
В еще одном конкретном варианте воплощения изобретения предлагается, чтобы связка сейсмических датчиков, содержащая множество сейсмических датчиков, была бы соединена с двухпроводной линией, при этом указанная двухпроводная линия предназначена для соединения с устройством сбора данных, которое получает сейсмические данные, обеспечиваемые указанным множеством сейсмических датчиков, и передает указанные сейсмические данные на центральную регистрирующую систему или промежуточному устройству сбора данных. Каждый указанный сейсмический датчик является сейсмическим датчиком согласно любому из вышеупомянутых вариантов воплощения.
В другом конкретном варианте воплощения изобретения предлагается устройство сбора данных, предназначенное для соединения через двухпроводную линию, по меньшей мере, с одним сейсмическим датчиком, при этом указанное устройство сбора данных включает средство для получения сейсмических данных, обеспечиваемых, по меньшей мере, одним сейсмическим датчиком, и средство для передачи указанных сейсмических данных на центральную регистрирующую систему или промежуточному устройству сбора данных. Устройство сбора данных содержит:
- средство для передачи через указанную двухпроводную линию информации для синхронизации, достаточно точной, чтобы обеспечить синхронизацию сейсмических датчиков.
- средство для передачи через указанную двухпроводную линию управляющей программы, по меньшей мере, к одному цифровому сейсмическому датчику;
- средство для приема через указанную двухпроводную линию цифровых сейсмических данных, полученных от указанного, по меньшей мере, одного цифрового сейсмического датчика;
- средство для управления указанным средством для получения цифровых сейсмических данных и указанным средством для передачи управляющей программы по протоколу полудуплексной передачи по указанной двухпроводной линии, используя импульсы синхронизации, полученные из локальных сигналов синхронизации, и указанные сейсмические данные;
- средство для подачи электропитания по указанной двухпроводной линии; и
- средство для соединения указанного средства для получения цифровых сейсмических данных, указанного средство для передачи управляющей программы и указанным средством для подачи электропитания с указанной двухпроводной линией.
Предложенное устройство сбора данных адаптировано для взаимодействия (через двухпроводную линию) с одной или несколькими связками новых цифровых сейсмических датчиков, как описано выше.
Согласно одному конкретному варианту воплощения изобретения, устройство сбора данных содержит аналого-цифровой преобразователь, коммутационное средство и средство для включения/отключения, если, по меньшей мере, один указанный сейсмический датчик является датчиком цифрового типа:
- указанное коммутационное средство направляет цифровые сейсмические данные, полученные, по меньшей мере, от одного сейсмического датчика, к средству соединения;
- указанный аналого-цифровой преобразователь отключен;
- указанное средство для передачи управления включено;
- указанное средство для передачи управления включено для управления указанным средством для получения сейсмических данных и указанным средством для передачи управляющей программы по указанному протоколу полудуплексной передачи по указанной двухпроводной линии, используя указанный тактовый сигнал передачи;
- указанное средство для подачи электропитания включено.
Согласно одному конкретному варианту воплощения, указанное средство для включения/отключения используется, если, по меньшей мере, один сейсмический датчик является датчиком аналогового типа:
- указанное коммутационное средство направляет аналоговые сейсмические данные, полученные, по меньшей мере, от одного сейсмического датчика, к аналого-цифровому преобразователю;
- указанный аналого-цифровой преобразователь включается, чтобы преобразовать аналоговые сейсмические данные в цифровые сейсмические данные;
- указанное средство для передачи управления отключается;
- указанное средство для подачи электропитания отключается.
Таким образом, то же самое устройство сбора данных может использоваться либо с одним, или несколькими классическими аналоговыми сейсмическими датчиками, либо с одной или несколькими связками новых цифровых сейсмических датчиков.
Согласно одному конкретному варианту воплощения, устройство сбора данных содержит средство для автоматического обнаружения, был ли, по меньшей мере, один сейсмический датчик соединен с устройством сбора данных через двухпроводную линию, и средство для автоматического определения аналогового или цифрового типа, по меньшей мере, одного сейсмического датчика, соединенного с устройством сбора данных.
Согласно одному конкретному варианту воплощения, устройство сбора данных интегрировано в "стандартное устройство сбора данных с аналоговыми датчиками" в виде механического корпуса, содержащего соединитель с двумя контактами, взаимодействующими с соединителем того же типа, размещенным в двухпроводной линии.
Это позволяет использовать хорошо зарекомендовавшую себя методику механического корпуса для устройства сбора данных.
Согласно одному конкретному варианту воплощения, устройство сбора данных содержит полную цифровую цепь блокировки задержки, извлекающую тактовый сигнал передачи из полученных сейсмических данных.
Преимущества использования ADDLL в устройстве сбора данных являются теми же самыми, как уже обсуждено выше для цифрового сейсмического датчика.
СПИСОК ФИГУР
Другие признаки и преимущества вариантов воплощения изобретения должны станут очевидными из следующего описания с показательными и неисчерпывающими примерами и со ссылками на приложенные чертежи, на которых:
- Фигура 1 - схема системы сбора сейсмических данных согласно первому известному техническому решению, основанному на использовании аналоговых датчиков;
- Фигура 2 - схема системы сбора сейсмических данных согласно второму известному техническому решению, основанному на использовании цифровых датчиков;
- Фигура 3 - схема системы сбора сейсмических данных согласно одному конкретному варианту воплощения изобретения;
- Фигура 4 детализирует связку, показанную на фигуре 3, и включающую два цифровых датчика, соединенные с устройством сбора данных;
- Фигура 5 детализирует альтернативный вариант воплощения устройства сбора данных, которое может быть соединено со связкой цифровых датчиков или со связкой аналоговых датчиков;
- Фигура 6 - схема связки аналоговых сейсмоприемников, известных из области техники.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На всех чертежах настоящего документа идентичные элементы и стадии обозначены одними и теми же цифровыми позициями.
Фигуры 1, 2 и 6 относятся к известной области техники и были уже обсуждены выше.
Обратимся теперь к фигуре 3, на которой представлена система сбора сейсмических данных согласно одному конкретному варианту воплощения изобретения.
Как и на фигурах 1 и 2, система сбора сейсмических данных содержит центральную регистрирующую систему 1 (как правило, встроенную в самоходную регистрирующую станцию) и промежуточные устройства сбора 2 ("концентраторы").
Как и на фигуре 1, система также содержит связки датчиков, но на фигуре 3 используемые датчики являются новыми цифровыми датчиками 31 (см. описание фигуры 4 ниже).
Для лучшего понимания настоящего изобретения каждая позиция 31 обозначает цифровой датчик и его соответствующий корпус и кожух.
Каждая связка цифровых датчиков 31 соединена, через двухпроводную линию 5, с новым устройством сбора данных 30, также называемым ниже "новым цифровым преобразователем" (см. описание фигуры 4 ниже).
В этом конкретном варианте воплощения мы имеем следующие признаки:
- ленточный кабель - стандартная дешевая низкокачественная двухпроводная линия 5, как правило, соединенная с одним или несколькими аналоговыми сейсмоприемниками, как показано на фигуре 1, и не предназначенная только для передачи низкочастотных аналоговых данных;
- кожух и корпус каждого из цифровых датчиков 31 идентичны кожуху 61 и корпусу 62 аналогового датчика 4 (как показано на фигуре 6);
- корпус каждого устройства сбора данных 30 идентичен корпусу устройства сбора данных 3 на фигуре 1.
Таким образом, мы используем хорошо зарекомендовавшую себя проводную технику, включающую двухпроводную линию 5 (то есть кабель связки) и связанные соединители.
В альтернативном варианте воплощения, по меньшей мере, одна связка содержит только один цифровой датчик 31, соединенный с устройством сбора данных 30 через двухпроводную линию 5.
На фигуре 4 показаны детали связки, показанной на фигуре 3 и включающей два цифровых датчика 31, соединенные с устройством сбора данных 30 через двухпроводную линию 5.
Для упрощения на фигуре 4 показано только одно устройство сбора данных 30, а сеть между этим устройством сбора данных 30 и центральной регистрирующей системой 1 не показана.
Теперь мы подробно опишем структуру цифрового датчика 31 и структуру устройства сбора данных 30 согласно этому первому варианту воплощения.
Цифровой датчик 31 содержит:
- микрокомпьютерный акселерометр 311 (или любое другое цифровое сенсорное средство, например, микрокомпьютерный расходомер или аналоговый сейсмоприемник, объединенный с аналого-цифровым преобразователем), обеспечивающий сейсмические данные. В конкретном варианте воплощения цифровое сенсорное средство 311 представляет собой однокомпонентный датчик. В альтернативном варианте воплощения цифровое сенсорное средство 311 представляет собой трехкомпонентный датчик;
- локальный генератор импульсов дискретизации 317, обеспечивающий частоту дискретизации для микрокомпьютерного акселерометра;
- процессор 312 и связанные с ним устройства памяти (не показаны: постоянная память (ROM) и оперативная память (RAM));
- приемный блок 315 для приема электропитания по двухпроводной линии 5;
- приемный блок 313 для получения:
- управляющей программы, поступающей из устройства сбора данных 30; и
- информацию для синхронизации (как кадр синхронизации), предоставляющую собой точную информацию для синхронизации, обеспечивающую синхронизацию датчика, причем указанная информация для синхронизации получается от устройства сбора данных 30 через указанную двухпроводную линию 5;
- передающий блок 314 для передачи, по меньшей мере, сейсмических данных и данных контроля качества устройству сбора данных 30;
- блок ADDLL 316 ("цифровая цепь блокировки задержки"), извлекающий тактовый сигнал передачи из полученной управляющей программы, полученной из устройства сбора данных 30;
- соединительный блок 318 для соединения приемных блоков 313 и 315 и передающего блока 314 с двухпроводной линией 5. В конкретном варианте воплощения соединительный блок 318 используется для соединения с двухпроводной линией 5 по шинной топологии.
Соединительный блок 318 обеспечивает многократную передачу сейсмических данных, прием управляющей программы и получение электропитания по одной и той же двухпроводной линии 5. Более конкретно, соединительный блок 318 содержит: первый конденсатор (включенный между первым проводником двухпроводной линии 5 и первым вводом приемного блока 313 и первым выводом передающего блока 314), второй конденсатор (включенный между вторым проводником двухпроводной линии 5 и вторым вводом приемного блока 313 и вторым выводом передающего блока 314), первый индуктор (включенный между первым проводником двухпроводной линии 5 и первым вводом приемного блока 315), и второй индуктор (включенный между вторым проводником двухпроводной линии 5 и вторым вводом приемного блока 315).
Процессор 312 выполняет следующие дополнительные функции:
- компенсацию дрейфа локального генератора импульсов дискретизации 317; и
- управление приемным блоком 313 и передающим блоком 314 по протоколу полудуплексной передачи по двухпроводной линии 5 и использование сигналов синхронизации передачи, извлеченных блоком ADDLL 316 из полученной управляющей программы, поступающей из устройства сбора данных 30.
В одном варианте воплощения функция компенсации дрейфа описана в патента US 7548600 В2, выданном на имя Серсела.
В настоящем контексте микрокомпьютерный акселерометр 311 содержит аналого-цифровой преобразователь (не показан) выбранных данных с частотой дискретизации, обеспеченной локальным генератором импульсов дискретизации 317, обеспечивая, таким образом, серию выбранных и датированных сейсмические данных, синхронизированных импульсами дискретизации локального генератора 317.
Процессор 312, или сопроцессор (не показан), содержит:
- модуль хронометрирования, используемый для измерения погрешности частоты локального генератора импульсов дискретизации 317, при этом модуль хронометрирования может привязать импульсы дискретизации к кадрам синхронизации (также называемыми "тактовыми импульсами"); и
- модуль повторной дискретизации для коррекции выбранных и датированных сейсмических данных в зависимости от измеренной погрешности частоты.
Все детали реализации, относящиеся к модулю хронометрирования и модулю повторной дискретизации, могут быть найдены в описании и рисунках вышеупомянутого патента US 7548600 В2.
В конкретном варианте воплощения функция управления приемным блоком 313 и передающим блоком 314, по протоколу полудуплексной передачи по двухпроводной линии 5, выполняется по любому известному протоколу полудуплексной передачи.
В альтернативном варианте воплощения все функции, выполняемые процессором 312 (см. обсуждения, приведенные выше) могут быть выполнены выделенным аппаратным средством или компонентом, таким как FPGA (логическая матрица, программируемая пользователем), ASIC (специализированная интегральная схема) или любой другой аппаратный модуль (или любая комбинация нескольких аппаратных модулей). Также может использоваться любое устройство, объединяющее аппаратную часть и часть программного обеспечения.
В первом варианте воплощения, показанном на фигуре 4, с устройством сбора данных 30 содержится:
- локальный тактовый генератор 307;
- интерфейсный блок 301 для соединения с сетью (то есть промежуточные устройства 2 ("концентраторы") или другое устройство сбора данных);
- процессор 302 (или центральный процессор"), и связанные с ним устройства памяти (не показаны: постоянная память (ROM) и оперативная память (RAM));
- блок электропитания 305 для подачи электропитания к цифровым датчикам 31 по двухпроводной линии 5;
- приемный блок 303 для получения, по меньшей мере, сейсмических данных и данных контроля качества от цифровых датчиков 31;
- передающий блок 304 для передачи:
- управляющей программы к цифровым датчикам 31; и
- информации для синхронизации (подобно кадровой синхронизации), обеспечивающая точную информацию для синхронизации для обеспечения синхронизации датчика, при этом указанная информацию для синхронизации передается через двухпроводную линию 5;
- блок ADDLL 306 ("цифровая цепь блокировки задержки"), извлекающий тактовый сигнал передачи из полученных битов, содержащихся в данных, отправленных устройству сбора данных 30 цифровыми датчиками 31;
- соединительный блок 308 (идентичный соединительному блоку 318 включенному в цифровой датчик 31) для соединения приемных блоков 303 и 305 и передающего блока 304 с двухпроводной линией 5. В конкретном варианте воплощения соединительный блок 308 используется для соединения с двухпроводной линией 5 по шинной топологии.
Процессор 302 выполняет традиционные функции устройства сбора данных (например, обработку сейсмического сигнала и взаимодействие через интерфейс с цифровой сетью, то есть передачу сейсмических данных на центральную регистрирующую систему 1, получение и обработку команд от центральной регистрирующей системы 1 и т.д.).
Процессор 302 также выполняет следующую дополнительную функцию: управление приемным блоком 303 и передающим блоком 304 по протоколу полудуплексной передачи по двухпроводной линии 5 и использование сигналов синхронизации передачи, извлеченных Блоком ADDLL 306 (см. выше).
В конкретном варианте воплощения функция управления приемным блоком 303 и передающим блоком 304, по протоколу полудуплексной передачи по двухпроводной линии 5 выполняется по любому известному протоколу полудуплексной передачи. Если связка содержит несколько цифровых датчиков 31 (случай, показанный на фигуре 4), протокол полудуплексной передачи также управляет временным разделением каналов (TDM), чтобы совместно использовать доступ по двухпроводной линии 5 устройством сбора данных 30 и цифровыми датчиками 31.
В альтернативном варианте воплощения все функции, процессора 302 (см. обсуждения выше), могут быть выполнены выделенным аппаратным средством или компонентом, таким как FPGA, ASIC или любым другим аппаратным модулем (или любой комбинацией из нескольких аппаратных модулей). Также может использоваться любая схема, объединяющая аппаратную часть и часть программного обеспечения.
На фигуре 5 представлен деталированный чертеж альтернативного варианта воплощения устройства сбора данных 50, с которым может быть соединена любой связка цифровых датчиков (не показаны на фигуре 5, но идентичны случаю, показанному на фигуре 4) или связка аналоговых датчиков 51 (случай, показанный на фигуре 5).
Аналоговые датчики 51 известны и здесь описанные подробно не описываются.
В этом альтернативном варианте воплощения устройство сбора данных 50 отличается от устройства 30 фигуры 4 тем, что оно содержит аналого-цифровой преобразователь 309 и коммутационный блок 310, который выбирает путь для данных, поступающих от датчиков, в зависимости от типа этих датчиков (аналоговых или цифровых)), и тем, что процессор 302 также выполняет функцию включения/отключения так, что:
- если сейсмические датчики аналогового типа (случай, показанный на фигуре 5):
- коммутационный блок 310 направляет данные, поступающие от аналоговых датчиков 51 к аналого-цифровому преобразователю 309;
- аналого-цифровой преобразователь 309 включается, чтобы преобразовать сейсмические данные, обеспечиваемые аналоговыми датчиками 51, в цифровые сейсмические данные;
- передающий блок 304 отключен;
- блок электропитания 305 отключен;
- если сейсмические датчики являются цифровыми датчиками (случай, показанный на фигуре 4):
- коммутационный блок 310 направляет данные (поступающие от цифровых датчиков 31), к соединительному блоку 308;
- аналого-цифровой преобразователь 309 отключен;
- передающий блок 304 включен;
- задающая функция включена для того, чтобы управлять приемным блоком 303 и передающий блок 304 по протоколу полудуплексной передачи по двухпроводной линии 5 и использовать тактовый сигнал передачи;
- блок электропитания 305 включен.
В конкретном варианте воплощения устройство сбора данных 50 содержит средство для автоматического обнаружения факта - был ли сейсмический датчик или связка сейсмических датчиков подключены к устройству сбора данных через двухпроводную линию, и обнаружения средства для автоматического определения аналогового или цифрового типа сейсмического датчика или сейсмических датчиков, соединенных к устройству сбора данных.
Claims (13)
1. Сейсмический датчик, предназначенный для соединения через двухпроводную линию с устройством сбора данных, которое получает сейсмические данные от сейсмического датчика и передает указанные сейсмические данные на центральную регистрирующую систему или промежуточному устройству сбора данных, в котором сейсмический датчик - цифровой сейсмический датчик, содержащий:
- цифровое сенсорное средство, обеспечивающее указанные сейсмические данные;
- локальный генератор импульсов дискретизации, обеспечивающий частоту дискретизации для указанного цифрового сенсорного средства;
- средство для приема через указанную двухпроводную линию информации для синхронизации, достаточно точной, чтобы обеспечить синхронизацию сейсмических датчиков;
- средство компенсации, в зависимости от указанной информации для синхронизации, дрейфа указанных локальных импульсов дискретизации;
- средство для приема управляющей программы, поступающей из устройства сбора данных через указанную двухпроводную линию; средство для передачи сейсмических данных устройству сбора данных через указанную двухпроводную линию;
- средство для управления указанным средством для приема управляющей программы и указанным средством для передачи сейсмических данных по протоколу полудуплексной передачи по указанной двухпроводной линии, используя импульсы синхронизации, извлеченные из полученной управляющей программы;
- средство для получения электропитания по указанной двухпроводной линии; и
- средство для соединения указанного средства для приема управляющей программы, указанного средства для передачи сейсмических данных и указанного средства для приема электропитания с указанной двухпроводной линией.
- цифровое сенсорное средство, обеспечивающее указанные сейсмические данные;
- локальный генератор импульсов дискретизации, обеспечивающий частоту дискретизации для указанного цифрового сенсорного средства;
- средство для приема через указанную двухпроводную линию информации для синхронизации, достаточно точной, чтобы обеспечить синхронизацию сейсмических датчиков;
- средство компенсации, в зависимости от указанной информации для синхронизации, дрейфа указанных локальных импульсов дискретизации;
- средство для приема управляющей программы, поступающей из устройства сбора данных через указанную двухпроводную линию; средство для передачи сейсмических данных устройству сбора данных через указанную двухпроводную линию;
- средство для управления указанным средством для приема управляющей программы и указанным средством для передачи сейсмических данных по протоколу полудуплексной передачи по указанной двухпроводной линии, используя импульсы синхронизации, извлеченные из полученной управляющей программы;
- средство для получения электропитания по указанной двухпроводной линии; и
- средство для соединения указанного средства для приема управляющей программы, указанного средства для передачи сейсмических данных и указанного средства для приема электропитания с указанной двухпроводной линией.
2. Сейсмический датчик по п.1, в котором указанное средство соединения предназначено для соединения с указанной двухпроводной линией по шинной топологии.
3. Сейсмический датчик по п.1, в котором указанное цифровое сенсорное средство содержит аналоговые/цифровые данные дискретизации преобразователя с частотой дискретизации, обеспеченной указанным локальным генератором импульсами дискретизации, обеспечивая, таким образом, серию выбранных и датированных сейсмических данных, имеющих время, обеспечиваемое локальными импульсами дискретизации,
и в котором указанное средство для компенсации дрейфа указанных локальных импульсов дискретизации включает:
- модуль хронометрирования для измерения погрешности частоты локального генератора импульсов дискретизации, при этом модуль хронометрирования может привязать локальный генератор импульсов дискретизации к информации для синхронизации; и
- модуль повторной дискретизации для коррекции выбранных и датированных сейсмических данных в зависимости от измеренной погрешности частоты.
и в котором указанное средство для компенсации дрейфа указанных локальных импульсов дискретизации включает:
- модуль хронометрирования для измерения погрешности частоты локального генератора импульсов дискретизации, при этом модуль хронометрирования может привязать локальный генератор импульсов дискретизации к информации для синхронизации; и
- модуль повторной дискретизации для коррекции выбранных и датированных сейсмических данных в зависимости от измеренной погрешности частоты.
4. Сейсмический датчик по п.1, дополнительно содержащий полную цифровую цепь блокировки задержки, извлекающую тактовый сигнал передачи из полученной управляющей программы.
5. Сейсмический датчик по п.1, в котором указанное цифровое сенсорное средство принадлежит группе, включающей: микрокомпьютерный акселерометр, микрокомпьютерный расходомер и аналоговые сейсмоприемники, которые интегрированы с аналого-цифровым преобразователем.
6. Сейсмический датчик по п.1, в котором указанное цифровое сенсорное средство является однокомпонентным датчиком.
7. Сейсмический датчик по п.1, в котором указанное цифровое сенсорное средство является трехкомпонентным датчиком.
8. Связка сейсмических датчиков, содержащая множество сейсмических датчиков, соединенных с двухпроводной линией, при этом указанная двухпроводная линия предназначена для соединения с устройством сбора данных, которое получает сейсмические данные, обеспеченные указанным множеством сейсмических датчиков, и передает указанные сейсмические данные на центральную регистрирующую систему или промежуточному устройству сбора данных, в котором каждый указанный сейсмический датчик - сейсмический датчик по любому из пп. 1-7.
9. Устройство сбора данных, предназначенное для соединения через двухпроводную линию, по меньшей мере, с одним сейсмическим датчиком указанного устройства сбора данных, включающее средство для получения сейсмических данных, обеспечиваемых, по меньшей мере, одним сейсмическим датчиком и средством для передачи указанных сейсмических данных на центральную регистрирующую систему или промежуточному устройству сбора данных, в котором указанное устройство сбора данных содержит:
- средство для передачи через указанную двухпроводную линию информации для синхронизации, достаточно точной, чтобы обеспечить синхронизацию сейсмических датчиков;
- средство для передачи через указанную двухпроводную линию управляющей программы, по меньшей мере, одному цифровому сейсмическому датчику;
- средство для приема через указанную двухпроводную линию цифровых сейсмических данных от указанного, по меньшей мере, одного цифрового сейсмического датчика;
- средство для управления указанным средством для получения цифровых сейсмических данных и указанного средства для передачи управляющей программы по протоколу полудуплексной передачи по указанной двухпроводной линии, используя импульсы синхронизации, полученные из локальных сигналов синхронизации, и указанные сейсмические данные;
- средство для подачи электропитания по указанной двухпроводной линии; и
- средство для соединения указанного средства для получения цифровых сейсмических данных указанного средства для передачи управляющей программы и указанного средства для подачи электропитания с указанной двухпроводной линией.
- средство для передачи через указанную двухпроводную линию информации для синхронизации, достаточно точной, чтобы обеспечить синхронизацию сейсмических датчиков;
- средство для передачи через указанную двухпроводную линию управляющей программы, по меньшей мере, одному цифровому сейсмическому датчику;
- средство для приема через указанную двухпроводную линию цифровых сейсмических данных от указанного, по меньшей мере, одного цифрового сейсмического датчика;
- средство для управления указанным средством для получения цифровых сейсмических данных и указанного средства для передачи управляющей программы по протоколу полудуплексной передачи по указанной двухпроводной линии, используя импульсы синхронизации, полученные из локальных сигналов синхронизации, и указанные сейсмические данные;
- средство для подачи электропитания по указанной двухпроводной линии; и
- средство для соединения указанного средства для получения цифровых сейсмических данных указанного средства для передачи управляющей программы и указанного средства для подачи электропитания с указанной двухпроводной линией.
10. Устройство сбора данных по п.9, дополнительно содержащее аналого-цифровой преобразователь, коммутационное средство и средство для включения/отключения, которое при наличии, по меньшей мере, одного цифрового сейсмического датчика характеризуется следующим:
- указанное коммутационное средство направляет цифровые сейсмические данные, полученные, по меньшей мере, от одного сейсмического датчика, к средству соединения;
- указанный аналого-цифровой преобразователь отключен;
- указанное средство для передачи управления включено;
- указанное средство для передачи управления включено для управления указанным средством для получения сейсмических данных и указанным средством для передачи управляющей программы согласно указанному протоколу полудуплексной передачи по указанной двухпроводной линии, используя указанный тактовый сигнал передачи;
- указанное средство для подачи электропитания включено.
- указанное коммутационное средство направляет цифровые сейсмические данные, полученные, по меньшей мере, от одного сейсмического датчика, к средству соединения;
- указанный аналого-цифровой преобразователь отключен;
- указанное средство для передачи управления включено;
- указанное средство для передачи управления включено для управления указанным средством для получения сейсмических данных и указанным средством для передачи управляющей программы согласно указанному протоколу полудуплексной передачи по указанной двухпроводной линии, используя указанный тактовый сигнал передачи;
- указанное средство для подачи электропитания включено.
11. Устройство сбора данных по п.10, в котором указанное средство для включения/отключения используется, если, по меньшей мере, один сейсмический датчик является датчиком аналогового типа:
- указанное коммутационное средство направляет аналоговые сейсмические данные, полученные, по меньшей мере, от одного сейсмического датчика, к аналого-цифровому преобразователю;
- указанный аналого-цифровой преобразователь включается для преобразования аналоговых сейсмических данных в цифровые сейсмические данные;
- указанное средство для передачи управления отключается;
- указанное средство для подачи электропитания отключается.
- указанное коммутационное средство направляет аналоговые сейсмические данные, полученные, по меньшей мере, от одного сейсмического датчика, к аналого-цифровому преобразователю;
- указанный аналого-цифровой преобразователь включается для преобразования аналоговых сейсмических данных в цифровые сейсмические данные;
- указанное средство для передачи управления отключается;
- указанное средство для подачи электропитания отключается.
12. Устройство сбора данных по п.10, дополнительно содержащее средство для автоматического обнаружения, был ли, по меньшей мере, один сейсмический датчик соединен с устройством сбора данных через двухпроводную линию, и средство аналогового или цифрового типа для автоматического определения, по меньшей мере, одного сейсмического датчика, соединенного с устройством сбора данных.
13. Устройство сбора данных по п.9, дополнительно содержащее полную цифровую цепь блокировки задержки, извлекающую тактовый сигнал передачи из полученных сейсмических данных.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP12172569.1 | 2012-06-19 | ||
| EP12172569.1A EP2677346A1 (en) | 2012-06-19 | 2012-06-19 | Digital seismic sensor and acquisition device adapted to be connected together via a two-conductor line. |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013127627A RU2013127627A (ru) | 2014-12-27 |
| RU2578734C2 true RU2578734C2 (ru) | 2016-03-27 |
Family
ID=46397024
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013127627/28A RU2578734C2 (ru) | 2012-06-19 | 2013-06-18 | Сейсмический датчик и устройство сбора данных |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9304218B2 (ru) |
| EP (1) | EP2677346A1 (ru) |
| CN (1) | CN103513274B (ru) |
| CA (1) | CA2818715C (ru) |
| RU (1) | RU2578734C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2688257C1 (ru) * | 2018-08-21 | 2019-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Технический Центр "Завод Балансировочных Машин" | Устройство для передачи сигналов от многокомпонентного датчика вибрации с встроенной электроникой |
| RU2836136C1 (ru) * | 2024-08-08 | 2025-03-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Устройство, способ и машиночитаемый носитель для автономной регистрации сейсмических данных |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9939544B2 (en) * | 2016-03-18 | 2018-04-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Branch patch array for real time monitoring of surface micro-seismic waves |
| WO2017205365A1 (en) * | 2016-05-24 | 2017-11-30 | Ion Geophysical Corporation | Distributed seismic node computing |
| US10488537B2 (en) * | 2016-06-30 | 2019-11-26 | Magseis Ff Llc | Seismic surveys with optical communication links |
| JP6348163B2 (ja) * | 2016-12-15 | 2018-06-27 | ファナック株式会社 | 制御装置及び制御システム |
| US10310110B2 (en) * | 2017-02-21 | 2019-06-04 | Geospace Technologies Corporation | Systems and methods for seismic data acquisition |
| US20180340803A1 (en) * | 2017-05-25 | 2018-11-29 | Renesas Electronics Corporation | Detection system, sensor and microcomputer |
| JP2018200666A (ja) * | 2017-05-25 | 2018-12-20 | ルネサスエレクトロニクス株式会社 | 検出システム、センサ及びマイクロコンピュータ |
| US10354317B2 (en) * | 2017-07-10 | 2019-07-16 | International Business Machines Corporation | Inventory management |
| DE102017127075B4 (de) * | 2017-11-17 | 2019-06-06 | Ifm Electronic Gmbh | Kommunikationssystem der Automatisierungs- und Prozesstechnik sowie Y-Weicheneinheit für ein solches Kommunikationssystem |
| CN108535781A (zh) * | 2018-06-09 | 2018-09-14 | 合肥国为电子有限公司 | 一种可更换传感器的水下地震勘探浮缆 |
| US11525933B2 (en) | 2019-09-13 | 2022-12-13 | Sercel | Wireless seismic acquisition node and method |
| US11022708B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-06-01 | Sercel | Docking station for wireless seismic acquisition nodes |
| US11681063B2 (en) | 2019-09-13 | 2023-06-20 | Sercel | Multi-function acquisition device and operating method |
| CN112256609B (zh) * | 2020-09-29 | 2022-05-10 | 中国石油天然气集团有限公司 | 实现源驱动设备兼容性的装置 |
| US12189071B2 (en) | 2022-02-11 | 2025-01-07 | Sercel | Mobile docking device for seismic acquisition nodes and method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3794978A (en) * | 1970-08-25 | 1974-02-26 | Gen Geophysique Cie | Systems for the transmission of control and/or measurement information |
| WO2003009001A2 (en) * | 2001-07-16 | 2003-01-30 | Input/Output, Inc. | Apparatus and method for seismic data acquisition |
| US7269095B2 (en) * | 2002-10-04 | 2007-09-11 | Aram Systems, Ltd. | Synchronization of seismic data acquisition systems |
| US20080080310A1 (en) * | 2006-09-29 | 2008-04-03 | Ion Geophysical Corporation | Seismic Data Acquisition Systems and Methods for Managing Messages Generated by Field Units |
| CN101923174A (zh) * | 2008-11-25 | 2010-12-22 | 瑟塞尔公司 | 包含与连接到传感器的单元相关联的模块的地震数据采集系统 |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7176589B2 (en) * | 1995-09-22 | 2007-02-13 | Input/Output, Inc. | Electrical power distribution and communication system for an underwater cable |
| US20020063588A1 (en) * | 1998-09-16 | 2002-05-30 | Joel Page | Clock alignment for reduced noise and easy interfacing |
| JP2003519804A (ja) * | 2000-01-11 | 2003-06-24 | インプット／アウトプット インコーポレイテッド | ２導体式双方向デジタル地震遠隔測定インターフェース |
| US6885918B2 (en) * | 2000-06-15 | 2005-04-26 | Geo-X Systems, Ltd. | Seismic monitoring and control method |
| US6977867B2 (en) * | 2001-06-05 | 2005-12-20 | Geo-X Systems, Ltd. | Seismic data acquisition system |
| CA2478201C (en) * | 2002-06-04 | 2013-05-28 | Geo-X Systems, Ltd. | Seismic data acquisition system |
| US7002302B2 (en) | 2002-10-07 | 2006-02-21 | Samsung Sdi Co., Ltd. | Flat panel display |
| FR2889331B1 (fr) | 2005-07-28 | 2008-02-01 | Sercel Sa | Appareil et procede de compensation de derive d'une horloge locale utilisee comme frequence d'echantillonnage |
| KR101497744B1 (ko) | 2007-09-10 | 2015-03-02 | 유니버시티 오브 플로리다 리서치 파운데이션, 인크. | 나노튜브 가능한, 게이트 전압이 제어된 발광 다이오드 |
| CA2919647C (en) * | 2007-09-21 | 2017-11-21 | Geospace Technologies, Lp | Low-power satellite-timed seismic data acquisition system |
| US8279711B2 (en) * | 2009-05-28 | 2012-10-02 | Real Time Systems, Inc. | Digital air gun |
| US10001575B2 (en) * | 2010-06-29 | 2018-06-19 | Pgs Geophysical As | Seismic data acquisition system with selectively enabled sensor units, and associated methods |
-
2012
- 2012-06-19 EP EP12172569.1A patent/EP2677346A1/en not_active Withdrawn
-
2013
- 2013-06-06 CA CA2818715A patent/CA2818715C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-06-18 CN CN201310241444.XA patent/CN103513274B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-06-18 RU RU2013127627/28A patent/RU2578734C2/ru active
- 2013-06-19 US US13/921,827 patent/US9304218B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-10-08 US US14/878,023 patent/US9557431B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3794978A (en) * | 1970-08-25 | 1974-02-26 | Gen Geophysique Cie | Systems for the transmission of control and/or measurement information |
| WO2003009001A2 (en) * | 2001-07-16 | 2003-01-30 | Input/Output, Inc. | Apparatus and method for seismic data acquisition |
| US7269095B2 (en) * | 2002-10-04 | 2007-09-11 | Aram Systems, Ltd. | Synchronization of seismic data acquisition systems |
| US20080080310A1 (en) * | 2006-09-29 | 2008-04-03 | Ion Geophysical Corporation | Seismic Data Acquisition Systems and Methods for Managing Messages Generated by Field Units |
| CN101923174A (zh) * | 2008-11-25 | 2010-12-22 | 瑟塞尔公司 | 包含与连接到传感器的单元相关联的模块的地震数据采集系统 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2688257C1 (ru) * | 2018-08-21 | 2019-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Технический Центр "Завод Балансировочных Машин" | Устройство для передачи сигналов от многокомпонентного датчика вибрации с встроенной электроникой |
| RU2836136C1 (ru) * | 2024-08-08 | 2025-03-11 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Устройство, способ и машиночитаемый носитель для автономной регистрации сейсмических данных |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN103513274B (zh) | 2017-05-31 |
| US9557431B2 (en) | 2017-01-31 |
| RU2013127627A (ru) | 2014-12-27 |
| EP2677346A1 (en) | 2013-12-25 |
| CA2818715A1 (en) | 2013-12-19 |
| US20130336092A1 (en) | 2013-12-19 |
| US9304218B2 (en) | 2016-04-05 |
| CN103513274A (zh) | 2014-01-15 |
| US20160025876A1 (en) | 2016-01-28 |
| CA2818715C (en) | 2021-06-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2578734C2 (ru) | Сейсмический датчик и устройство сбора данных | |
| AU642831B2 (en) | Multiple transmission path seismic telemetering system | |
| US7142129B2 (en) | Method and system for downhole clock synchronization | |
| US20170160412A1 (en) | Systems and methods for wireless communication in a geophysical survey streamer | |
| US8228757B2 (en) | Synchronization of modules in a wireless array | |
| CA2397054C (en) | Two-conductor bidirectional digital seismic telemetry interface | |
| AU2013211950B2 (en) | High-precision time synchronization for a cabled network in linear topology | |
| US20080170469A1 (en) | Stabilizing remote clocks in a network | |
| CN102508290A (zh) | 高同步精度的多通道地震信号采集装置 | |
| CN104583808A (zh) | 用于薄层阵列感应测井系统的电子设备 | |
| CN103513276B (zh) | 一种用于微机电地震采集系统的同步系统与方法 | |
| KR101686619B1 (ko) | 지진자료 취득을 위한 시각동기화 시스템 및 지진자료 취득을 위한 시각동기화 방법 | |
| JP5397764B2 (ja) | 時刻付与観測システムおよび時刻付与観測方法 | |
| US10750429B2 (en) | Multihop wireless communication system, aggregation device, and wireless terminal | |
| CN203423699U (zh) | 分布式地震信号采集节点中转换时钟的同步装置 | |
| CN106405628A (zh) | 地壳震动采集系统 | |
| US6115325A (en) | Variable length data field in a seismic data stream | |
| CN103457686B (zh) | 分布式地震信号采集节点中转换时钟的同步方法和装置 | |
| Pelletier et al. | Delivery of Accurate Timing to Subsea Instruments via Optical Modem Technology with the Added Benefit of Optical Range Measurement | |
| US10287875B2 (en) | Scalable borehole acquisition system | |
| AU2013211962B2 (en) | Analog in power supply module | |
| CN117849883A (zh) | 一种声波远探测井孔反射波的接收系统及其探测方法 |