RU2564040C2 - Связь через защитную оболочку линии - Google Patents
Связь через защитную оболочку линии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2564040C2 RU2564040C2 RU2013107010/03A RU2013107010A RU2564040C2 RU 2564040 C2 RU2564040 C2 RU 2564040C2 RU 2013107010/03 A RU2013107010/03 A RU 2013107010/03A RU 2013107010 A RU2013107010 A RU 2013107010A RU 2564040 C2 RU2564040 C2 RU 2564040C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- recording device
- sensor
- signal
- recording
- transmission line
- Prior art date
Links
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 title claims abstract description 27
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 47
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 25
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 10
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 9
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000011257 shell material Substances 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 78
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 14
- 238000001069 Raman spectroscopy Methods 0.000 description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 10
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 9
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 8
- 239000003989 dielectric material Substances 0.000 description 8
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 6
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 5
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 4
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000002033 PVDF binder Substances 0.000 description 2
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 229920002981 polyvinylidene fluoride Polymers 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- -1 insulation Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 238000000790 scattering method Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/16—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к средствам регистрации передачи данных в скважине. Техническим результатом является повышение надежности регистрации и передачи информации из скважины на поверхность по непрерывной линии передачи. Предложена регистрирующая система, содержащая: датчик; передатчик, передающий сигнал, причем сигнал включает в себя показание параметра, измеренного датчиком; по меньшей мере одно регистрирующее устройство, принимающее сигнал. Причем регистрирующее устройство включает в себя линию передачи, заключенную в защитную оболочку, и сигнал детектируется линией передачи через материал защитной оболочки, причем линия передачи содержит электрический проводник, и причем сигнал содержит акустический сигнал. Кроме того, система содержит систему опроса, которая детектирует по меньшей мере одно из трибоэлектрический шум, генерируемый в ответ на акустический сигнал, и пьезоэлектрическую энергию, генерируемую в ответ на акустический сигнал. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Данное изобретение относится, в общем, к используемому оборудованию и работам, выполняемым в подземных скважинах, и в примере, описанном ниже, более конкретно, обеспечивает связь через защитную оболочку линии связи.
Обычно требуется заключать линии передачи, используемые в подземных скважинах, в защитные оболочки (такие как изоляционный материал, защитные трубы, армированная оплетка, защитный чехол оптического волокна и т.д.), для предотвращения повреждения линий передачи в скважинной среде и обеспечения надлежащего функционирования линий. К сожалению, защитные оболочки должны часто прерываться для образования соединений с другим оборудованием, таким как датчики, и т.д.
Поэтому, должно быть ясно, что необходимы улучшения предшествующего уровня техники, обеспечивающие связь через защитные оболочки линий передачи в скважине. Такие улучшения должны быть полезны для передачи измерений датчиков и для других форм связи, телеметрии и т.д.
Ниже описаны системы и способы, которые предложены для обеспечения улучшений уровня техники связи в подземных скважинах. В одном аспекте акустические сигналы передаются с передатчика в линию передачи через материал защитной оболочки, в которую линия заключена. В другом аспекте датчик осуществляет связь с линией передачи без выполнения прямого соединения между линией и датчиком.
В одном аспекте, настоящее изобретение обеспечивает систему связи. Система связи может включать в себя передатчик, передающий сигнал, и, по меньшей мере, одно регистрирующее устройство, принимающее сигнал. Регистрирующее устройство включает в себя линию передачи, заключенную в защитную оболочку. Сигнал детектируется линией через материал защитной оболочки.
Регистрирующая система также предусмотрена в данном изобретении. Регистрирующая система может включать в себя, по меньшей мере, один датчик, регистрирующий параметр, по меньшей мере, одно регистрирующее устройство, принимающее показание параметра, при этом регистрирующее устройство включает в себя линию передачи, заключенную в защитную оболочку, и передатчик, передающий показание параметра в линию передачи через материал защитной оболочки.
В другом аспекте обеспечен способ мониторинга параметра, регистрируемого датчиком. Способ может включать в себя установку регистрирующего устройства в непосредственной близости от датчика и передачу показания зарегистрированного параметра в линию передачи регистрирующего устройства. Показание передается через материал защитной оболочки, заключающей в себе линию передачи.
В еще одном аспекте способ мониторинга параметра, регистрируемого датчиком, может включать в себя этапы установки оптического волновода в непосредственной близости от датчика и передачи показания зарегистрированного параметра в оптический волновод, при этом показание передается акустически через материал защитной оболочки, заключающей в себе оптический волновод.
В дополнительном аспекте система 12 регистрации, описываемая ниже, включает в себя объект, перемещающийся в подземной скважине. По меньшей мере, одно регистрирующее устройство принимает сигнал от этого объекта. Регистрирующее устройство включает в себя линию (такую как электрическая линия и/или оптические волноводы), заключенную в защитную оболочку, и сигнал детектируется линией передачи через материал защитной оболочки.
Согласно одному аспекту изобретения обеспечена регистрирующая система, содержащая: передатчик, передающий сигнал; и, по меньшей мере, одно регистрирующее устройство, принимающее сигнал, причем, регистрирующее устройство включает в себя линию передачи, заключенную в защитную оболочку, и сигнал детектируется линией через материал защитной оболочки.
Согласно другому аспекту изобретения обеспечен способ мониторинга параметра, регистрируемого датчиком, содержащий: установку регистрирующего устройства в непосредственной близости от датчика и передачу показания зарегистрированного параметра в линию передачи регистрирующего устройства, причем, показание передается через материал защитной оболочки, заключающей в себе линию передачи.
Данные и другие признаки, преимущества и выгоды будут понятны специалисту в данной области техники после тщательного рассмотрения подробного описания иллюстративных примеров, приведенных ниже и прилагаемых чертежей, в которых аналогичные элементы указаны на различных фигурах одинаковыми ссылочными позициями.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На Фиг.1 показан схематичный вид в сечении скважинной системы и соответствующий способ, реализующие принципы настоящего изобретения.
На Фиг.2 показан с увеличением схематичный вид в сечении объекта, который можно использовать в скважинной системе Фиг.1.
На Фиг.3 показан схематичный вид в сечении другой конфигурации скважинной системы.
На Фиг.4 показан схематичный вид в сечении еще одной конфигурации скважинной системы.
На Фиг.5 показан схематичный вид в сечении дополнительной конфигурации скважинной системы.
На Фиг.6 показан с увеличением схематичный вид в сечении кабеля, который можно использовать в скважинной системе.
На Фиг.7 показан схематичный вид в сечении кабеля Фиг.6, прикрепленного к объекту, передающему сигнал в кабель.
На Фиг.8 показан схематичный вид сверху регистрирующей системы, реализующей принципы данного раскрытия изобретения.
Соответственно, на Фиг.1 показана скважинная система 10 и соответствующий способ, реализующие принципы данного изобретения. В системе 10, показанной на Фиг.1, регистрирующая система 12 используется для мониторинга объектов 14, перемещающихся в стволе 16 скважины. Ствол 16 скважины в данном примере ограничен обсадной колонной 18 и цементом 20.
При использовании в данном документе, термин "цемент" используется для обозначения затвердевающего материала, применяемого для изоляции кольцевого пространства в скважине, такого как кольцевое пространство 22, образующееся радиально между стволом 16 скважины и обсадной колонной 18. Цементирующим материалом необязательно является цемент, поскольку другие типы материалов (например, полимеры, такие как эпоксидные смолы, и т.д.) могут использоваться вместо портландцемента, или в дополнение к нему. Цемент может отверждаться гидратированием, с течением времени, нагреванием, сшивкой и/или с помощью любой другой методики.
При использовании в данном документе термин "обсадная колонна" используется для обозначения, в общем, трубчатой колонны, образующей защитную обкладку ствола скважины. Обсадная колонна может включать в себя любые типы конструкций, известных специалистам в данной области техники, такие как обсадная колонна, хвостовик или трубопровод. Обсадная колонна может быть сегментированной или непрерывной и может поставляться готовой для установки, или может формироваться на месте.
Регистрирующая система 12 содержит, по меньшей мере, одно регистрирующее устройство 24, показанное на Фиг.1 содержащим линию передачи, проходящую вдоль ствола 16 скважины. В варианте осуществления по Фиг.1 регистрирующее устройство 24 установлено снаружи обсадной колонны 18 в кольцевом пространстве 22 и в контакте с цементом 20.
Вместе с тем, регистрирующее устройство 24 может устанавливаться в стенке обсадной колонны 18, во внутреннем пространстве обсадной колонны, в другой трубной трассе в обсадной колонне, в не обсаженной секции ствола 16 скважины, в другом кольцевом пространстве и т.д. Таким образом, следует понимать, что принципы данного изобретения не ограничены вариантом размещения регистрирующего устройства 24, показанным на Фиг.1.
Регистрирующая система 12 может также включать в себя датчики 26, продольно разнесенные по обсадной колонне 18. Вместе с тем, предпочтительно, регистрирующее устройство 24 само служит датчиком, как описано более подробно ниже. Таким образом, регистрирующее устройство 24 можно использовать в качестве датчика, независимо от использования других датчиков 26.
Хотя только одно регистрирующее устройство 24 показано на Фиг.1, любое число регистрирующих устройств можно использовать. Пример с тремя регистрирующими устройствами 24a-c в кабеле 60 регистрирующей системы 12 показан на Фиг.6 и 7. Кабель 60 можно использовать для регистрирующего устройства 24.
Объекты 14 в варианте осуществления на Фиг.1 предпочтительно относятся к известным специалисту в данной области техники уплотнительным шарикам, которые используются для изоляции перфораций 28 для целей отвода при разрыве пласта и в других операциях по интенсификации притока. Перфорации 28 обеспечивают сообщение текучей средой между внутренним пространством обсадной колонны 18 и формацией 30 пород, пересеченной стволом 16 скважины.
Полезной являлась бы возможность прослеживать перемещение объектов 14 при их падении или дрейфе вместе с текучей средой через обсадную колонну 18. Также полезной являлось бы знание о положении каждого объекта 14, определение тех объектов, которые уже размещены в надлежащих перфорациях 28 (и таким образом, информация о тех перфорациях, которые остались открытыми), прием измерений датчиков (таких как давление, температура, показатель pH и т.д.) от объектов и т.д.
При использовании регистрирующего устройства 24 в качестве датчика можно детектировать передачи от объектов 14 и можно узнать положение, скорость, идентификационную информацию и т.д. объектов в стволе 16 скважины. Показания параметров, зарегистрированных датчиком (датчиками) в объектах 14, также можно детектировать.
Регистрирующее устройство 24 может содержать один или несколько оптических волноводов, и информация может передаваться акустически от объектов 14 в оптические волноводы. Например, акустический сигнал, переданный от объекта 14 в регистрирующее устройство 24, может возбуждать вибрацию оптического волновода, местоположение и другие характеристики которой можно детектировать с использованием системы 32 опроса. Система 32 опроса может детектировать усиление обратного бриллюэновского рассеяния или когерентное обратное релеевское рассеяние, происходящее от света, передаваемого через оптический волновод.
Оптический волновод (волноводы) может содержать оптические волокна, оптические ленты или оптические волноводы других типов. Оптический волновод (волноводы) может содержать одномодовые или многомодовые волноводы или любые их комбинации.
Система 32 опроса оптически соединяется с оптическим волноводом в удаленном местоположении, например, на поверхности земли, морском дне или подводном сооружении и т.д. Система 32 опроса используется для запуска импульсов света в оптический волновод и детектирования оптического отражения и обратного рассеяния, указывающих данные (такие как идентификационную информацию объекта (объектов) 14) или параметры, регистрируемые регистрирующим устройством 24, датчиками 26 и/или датчиками объектов 14. Система 32 опроса может содержать один или несколько лазеров, интерферометров, фотодетекторов, оптических временных рефлектометров и/или другое обычное оптическое оборудование, известное специалисту в данной области техники.
Регистрирующая система 12 предпочтительно использует комбинацию двух или более методик распределенного оптического измерения. Данные методики могут включать в себя детектирование обратного бриллюэновского рассеяния и/или когерентного обратного релеевского рассеяния, происходящих от света, передаваемого через оптический волновод (волноводы). Обратное рамановское рассеяние также может детектироваться, и при использовании в соединении с детектированием обратного бриллюэновского рассеяния, может использоваться для температурной калибровки данных детектирования для обратного бриллюэновского рассеяния в ситуациях, где необходимы точные измерения механического напряжения (деформации).
Методики оптического измерения можно использовать для детектирования статического механического напряжения, динамического механического напряжения, акустической вибрации и/или температуры. Эти методики оптического измерения можно комбинировать с другими методиками оптического измерения, такими как измерения водородного показателя, нагрузки и т.д.
Наиболее предпочтительно, когерентное обратное релеевское рассеяние детектируется, как показание вибрации оптического волновода. Детектирование обратного бриллюэновского рассеяния можно использовать для мониторинга статического механического напряжения, при этом, данные собираются с временными интервалами от нескольких секунд до нескольких часов.
Когерентное обратное релеевское рассеяние предпочтительно используется для мониторинга динамического механического напряжения (например, акустического давления и вибрации). По методике детектирования когерентного обратного релеевского рассеяния можно детектировать акустические сигналы, получающиеся в результате вибрации оптического волновода.
Оптический волновод может включать в себя один или несколько волноводов для детектирования обратного бриллюэновского рассеяния, в зависимости от используемого способа рассеяния Бриллюэна (например, линейного самопроизвольного или нелинейного возбужденного). По методике детектирования обратного бриллюэновского рассеяния измеряется собственная скорость акустической волны на основании соответствующего сдвига частоты рассеянного фотона в волноводе в данном местоположении по длине волновода.
Сдвиг частоты вызывается изменением плотности волновода. На плотность и, таким образом, на акустическую скорость могут воздействовать в основном два параметра: механическое напряжение и температура.
В долгосрочном мониторинге предполагается, что температура должна оставаться фактически стабильной. Если температура является стабильной, любые изменения, мониторинг которых проводят по методике детектирования обратного бриллюэновского рассеяния, должны наиболее вероятно обуславливаться изменениями механического напряжения.
Предпочтительно, однако, повысить точность с помощью независимого измерения механического напряжения и/или температуры, для калибровки измерений обратного бриллюэновского рассеяния. Оптический волновод, который механически отделен от цемента 20 и любых других источников механического напряжения, может использоваться как эффективное средство калибровки по температуре для измерений механического напряжения по обратному бриллюэновскому рассеянию.
Методики детектирования обратного рамановского рассеяния предпочтительно используются для распределенного мониторинга температуры. Такая методика известна специалистам в данной области техники, как распределенная регистрация температуры (DTS).
Обратное рамановское рассеяние является относительно нечувствительным к распределенному механическому напряжению, хотя локализованный изгиб в волноводе может детектироваться. Температурные измерения, полученные с использованием методики детектирования обратного рамановского рассеяния, можно поэтому использовать для температурной калибровки измерений по обратному бриллюэновскому рассеянию.
Рамановское рассеяние света обуславливается колебаниями молекул при тепловом воздействии. Следовательно, это обратное рассеяние света несет информацию о локальной температуре в точке, где рассеяние возникает.
Амплитуда антистоксовой компоненты сильно зависит от температуры, а амплитуда стоксовой компоненты обратного рассеяния света от нее не зависит. Методика регистрации обратного рамановского рассеяния требует некоторой фильтрации в оптической области для отделения релевантных компонентов оптических частот (или оптических длин волн) и основывается на регистрации и вычислении отношения между антистоксовой и стоксовой амплитудами, которые содержат информацию о температуре.
Поскольку величина спонтанного обратного рамановского рассеяния света весьма незначительна (например, на 10 дБ меньше величины обратного бриллюэновского рассеяния), многомодовые оптические волноводы с высокой числовой апертурой обычно используются для максимизации проводимой интенсивности обратного рассеяния света. Вместе с тем, относительно высокие характеристики затухания в сильнолегированных многомодовых волноводах с высокой числовой апертурой и градиентным показателем преломления, в частности, ограничивают дальность действия систем, основанных на рамановском рассеянии света расстоянием приблизительно в 10 км.
Бриллюэновское рассеяние света возникает в результате взаимодействия между распространяющимся оптическим сигналом и термически возбужденными акустическими волнами (например, в диапазоне ГГц), присутствующими в кварцевом оптическом материале. Такое взаимодействие возбуждает сдвинутые по частоте компоненты в оптической области, и его можно рассматривать как дифракцию света на динамической, расположенной в своем месте, "виртуальной" оптической решетке, генерируемой акустическими волнами в оптической среде. Отметим, что акустическая волна фактически является продольной волной, которая вводит модуляцию показателя преломления посредством упругооптического эффекта.
Дифрагированный свет испытывает доплеровский сдвиг, поскольку упомянутая решетка движется со скоростью акустической волны в оптической среде. Скорость акустической волны напрямую зависит от плотности кварцевой среды, которая зависит от температуры и механического напряжения. В результате, так называемый бриллюэновский сдвиг частоты несет в себе информацию по локальной температуре и механическому напряжению оптической среды.
Отметим, что эффекты рамановского рассеяния и Бриллюэна связаны с различными динамическикми неоднородностями в кварцевых оптических средах и поэтому имеют совершенно различные спектральные характеристики.
Когерентное релеевское рассеяния света также обуславливается флуктуациями или неоднородностями плотности кварцевой оптической среды, но данная форма рассеяния является чисто "упругой". В отличие от него эффекты рассеяния Рамана и Бриллюэна являются "неупругими", в том, что "новый" свет или фотоны генерируются при распространении лазерного зондирующего света через среду.
В случае когерентного релеевского рассеяния света, изменения температуры или механического напряжения идентичны изменению длины волны оптического источника (например, сильно когерентного лазера). В отличие от известных методик детектирования обратного релеевского рассеяния (с использованием обычных оптических временных рефлектометров), вследствие чрезвычайно узкого спектра лазерного источника (с соответствующей большой длиной и временем когерентности), когерентные сигналы обратного релеевского рассеяния (или релеевская фаза) имеют чувствительность оптической фазы в результате когерентного сложения амплитуд света, обратно рассеянного из различных частей оптической среды, которые прибывают на фотодетектор одновременно.
Регистрирующее устройство 24 может содержать электрический проводник, и информация может передаваться акустическим и/или электромагнитным способом от объектов 14 в регистрирующее устройство. Например, акустический сигнал может возбуждать вибрацию регистрирующего устройства 24, вызывая генерирование трибоэлектрического шума или пьезоэлектрической энергии, в регистрирующем устройстве. Электромагнитный сигнал может вызывать генерирование тока в регистрирующем устройстве 24, и в данном случае регистрирующее устройство служит антенной.
Трибоэлектрический шум является результатом трения материалов друг о друга с получением электрического заряда. Трибоэлектрический шум может создаваться вибрирующим электрическим кабелем в результате трения между различными проводниками кабеля, изоляцией, наполнителями и т.д. Трение генерирует поверхностный электрический заряд.
Пьезоэлектрическая энергия может генерироваться в коаксиальном электрическом кабеле с таким материалом, как поливинилиденфторид (ПВДФ), используемым в качестве диэлектрика между внутренним проводником и наружной токопроводящей оплеткой. При изгибе, вибрации и т.д. диэлектрического материала генерируется пьезоэлектрическая энергия, которая может регистрироваться как малые токи в проводниках.
Если регистрирующее устройство 24 содержит электрический проводник (в дополнение к или вместо оптического волновода), система 32 опроса может включать в себя подходящее оборудование для приема и обработки сигналов, передаваемых по проводнику. Например, система 32 опроса может включать в себя цифроаналоговые преобразователи, оборудование обработки цифрового сигнала и т.д.
На Фиг.2, показан с увеличением схематичный вид в сечении одного из объектов 14. На данной фигуре можно увидеть, что объект 14 включает в себя в общем сферический полый корпус 34 с батареей 36, датчиком 38, процессором 40 и передатчиком 42, размещенными в нем.
Отметим, что объект 14, показанный на Фиг.2, является только одним примером из многих различных объектов, в которых можно реализовать принципы данного изобретения. Таким образом, следует понимать, что принципы данного изобретения нисколько не ограничиваются конкретным объектом 14, показанным на Фиг.2 и описанным в данном документе, как и любой другой частной деталью системы 10.
Батарея 36 является источником электропитания для работы других компонентов объекта 14. Батарея 36 не требуется, если, например, генератор, электрическая линия и т.д. используется для подачи электропитания, если электропитание не требуется для работы других компонентов объекта 14, и т.д.
Датчик 38 измеряет величины некоторых параметров (таких как давление, температура, показатель pH и т.д.). Любое количество или комбинацию датчиков давления, датчиков температуры, датчиков рН или датчиков других типов можно использовать в объекте 14.
Датчик 38 не требуется, если измерение одного или нескольких параметров объектом 14 не используется в скважинной системе 10. Например, если регистрирующей системе 12 необходимо определить только положение и/или идентификационную информацию объекта 14, то датчик 38 можно не использовать
Процессор 40 можно использовать для различных целей, например, для преобразования аналоговых измерений, выполненных датчиком 38 в цифровую форму, для кодирования измерений параметров с использованием различных методик (так как фазовая манипуляция, амплитудная модуляция, частотная модуляция, амплитудная манипуляция, частотная манипуляция, дифференциальная фазовая манипуляция, квадратурная манипуляция, односторонняя модуляция полосы и т.д.), для определения, должен ли сигнал передаваться и момента времени передачи, и т.д. Если необходимо только определение положения и/или идентификационной информации объекта 14, то процессор 40 можно не использовать. Энергозависимое и/или энергонезависимое запоминающее устройство можно использовать вместе с процессором 40, например, для сохранения измерений датчиков, регистрации идентификационной информации объекта 14 (такой как серийный номер), и т.д.
Передатчик 42 передает подходящие сигналы на регистрирующее устройство 24 и/или датчики 26. Если передается акустический сигнал, то передатчик 42 будет предпочтительно генерировать акустические колебания. Например, передатчик 42 может содержать пьезоэлектрический привод или звуковую катушку для преобразования электрических сигналов в акустические сигналы. Передатчик 42 может осуществлять "линейно-частотную модуляцию (chirp)" таким образом, чтобы передавать информацию на регистрирующее устройство 24.
Если передается электромагнитный сигнал, то передатчик 42 будет предпочтительно генерировать электромагнитные волны. Например, передатчик 42 может содержать передающую антенну.
Если определяется только положение и/или идентификационная информация объекта 14, то передатчик 42 может генерировать непрерывный сигнал, который отслеживается регистрирующей системой 12. Например, уникальную частоту или частоту повторения импульсов сигнала можно использовать для идентификации конкретного одного из объектов 14. Альтернативно, код серийного номера можно непрерывно передавать с передатчика 42.
На Фиг.3 показана другая конфигурация скважинной системы 10, в которой объект 14 содержит закупоривающее устройство для работы золотникового клапана 44. Конфигурация на Фиг.3 показывает, что существуют различные скважинные системы, в которых можно успешно использовать элементы регистрирующей системы 12.
С использованием регистрирующей системы 12 можно осуществлять мониторинг положения объекта 14 при его перемещении через ствол 16 скважины в клапан 44. Также можно определить, когда объект 14 надлежащим образом войдет в контакт с седлом 46, выполненным на втулке 48 клапана 44.
Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что различного размера шары, дротики или другие закупоривающие устройства можно использовать для работы конкретных из нескольких клапанов или других скважинных инструментов. Регистрирующая система 12 позволяет оператору определить, вошло ли надлежащим образом в контакт конкретное закупоривающее устройство с конкретным скважинным инструментом.
Обратимся теперь к Фиг.4, на которой показана другая конфигурация скважинной системы 10. В данной конфигурации объект 14 может содержать скважинный инструмент 50 (такой как спускаемый на тросе, проволоке или гибкой насосно-компрессорной трубе ловильный инструмент) или скважинный инструмент 52 другого типа (такой как "рыба" (оборвавшийся в скважине кабель), подлежащая извлечению ловильным инструментом.
Датчик 38 в скважинном инструменте 50 может, например, регистрировать момент успешного зацепления скважинного инструмента 50 шейкой 54 захвата ловильного инструмента или другой структурой скважинного инструмента 52. Аналогично, датчик 38 в скважинном инструменте 52 может регистрировать момент вхождения скважинного инструмента 52 в контакт со скважинным инструментом 50. Конечно, датчики 38 могут альтернативно, или в дополнение, регистрировать другие параметры (такие как давление, температуру и т.д.).
Положение, идентификационная информация, конфигурация и/или любые другие характеристики скважинных инструментов 50, 52 могут передаваться от передатчика 42 на регистрирующее устройство 24, так что можно осуществлять мониторинг хода работ в режиме реального времени с поверхности или другой удаленной площадки.
Обратимся теперь к Фиг.5, на которой показана другая конфигурация скважинной системы 10. В данной конфигурации объект 14 содержит стреляющий перфоратор 56 и стреляющую головку 58, перемещаемые по в общем горизонтальному стволу 16 скважины (например, с помощью проталкивания объекта текучей средой, прокачиваемой через обсадную колонну 18) в нужное место для формирования перфораций 28.
С использованием регистрирующей системы 12 можно удобно осуществлять мониторинг перемещения, местоположения, идентификационной информации и работы стреляющего перфоратора 56 и стреляющей головки 58. Должно быть ясно, что при перемещении через обсадную колонну 18 объект 14 должен генерировать акустический шум, который может детектировать регистрирующая система 12. Таким образом, по меньшей мере, данным способом перемещение и положение объекта 14 можно легко определять с использованием регистрирующей системы 12.
Кроме того, передатчик 42 объекта 14 можно использовать для передачи показаний об идентификации объекта (таких как его регистрационный номер), о давлении и температуре, о том, выстрелила ли стреляющая головка 58, о том, сдетонировали ли заряды в стреляющем перфораторе 56 и т.д. При этом должно быть ясно, что клапан 44, скважинные инструменты 50, 52, стреляющий перфоратор 56 и стреляющая головка 58 являются только несколькими примерами многочисленных различных скважинных инструментов, которые могут успешно использовать принципы данного изобретения.
Хотя в примерах Фиг.1 и 3-5 объект 14 показан перемещающимся через обсадную колонну 18, следует ясно понимать, что не требуется перемещения объекта 14 через какой-либо участок скважины во время работы регистрирующей системы 12. Вместо этого, например, один или несколько объектов 14 могут устанавливаться в кольцевом пространстве 22 (например, цементироваться в нем), в скважинном фильтре или другом компоненте заканчивания скважины, в компоненте обработки скважины и т.д.
В случае постоянной установки объекта 14 в скважине батарея 36 может иметь ограниченный срок службы, после которого сигнал больше не передается на регистрирующее устройство 24. Альтернативно, электропитание может подаваться на объект 14 внутрискважинным генератором, по электрическим линиям и т.д.
Обратимся теперь к Фиг.6, на которой показана одна конфигурация кабеля 60, который можно использовать в регистрирующей системе 12. Кабель 60 можно использовать для регистрирующего устройства 24, Фиг.1 и 3-5, вместо него, или в дополнение к нему. Вместе с тем, следует ясно понимать, что кабель 60 можно использовать в других скважинных системах и в других регистрирующих системах, и много кабелей других типов можно использовать в скважинных системах и регистрирующих системах, описанных в данном документе, без отхода от принципов данного изобретения.
Кабель 60, показанный на Фиг.6, включает в себя электрическую линию 24a и два оптических волновода 24b,c. Электрическая линия 24a может включать в себя центральный проводник 52, заключенный в изоляцию 64. Каждый оптический волновод 24b,c может включать в себя сердцевину 66, закрытую оболочкой 67, заключенной в защитный чехол 68.
Один из оптических волноводов 24b,c можно использовать для распределенного измерения температуры (например, с помощью детектирования обратного рамановского рассеяния, происходящего от света, передаваемого через оптический волновод), а другой оптический волновод можно использовать для распределенного детектирования вибрации или акустического воздействия (например, с помощью детектирования когерентного обратного релеевского рассеяния или усиления обратного бриллюэновского рассеяния, происходящего от света, передаваемого через оптический волновод).
Электрическая линия 24a и оптические волноводы 24b,c являются только примерами многих различных типов линий передачи, которые можно использовать в кабеле 60. Следует ясно понимать, что любые типы электрических или оптических линий, или другие типы линий передачи, и любое число или комбинации линий передачи можно использовать в кабеле 60 согласно принципам данного изобретения.
Электрические линии 24a и оптические волноводы 24b,c заключены в оболочку из диэлектрического материала 70, токопроводящей оплетки 72, барьерного слоя 74 (такого как изолирующий слой, водородный или текучий барьер и т.д.) и наружной армированной оплетки 76. Конечно, любые другие типы, число, комбинации и т.д., слоев можно использовать в кабеле 60 согласно принципам данного изобретения.
Отметим, что каждый из диэлектрического материала 70, токопроводящей оплетки 72, барьерного слоя 74 и наружной армированной оплетки 76 окружает электрическую линию 24a и оптические волноводы 24b,c и, таким образом, образует защитную оболочку, окружающую электрическую линию и оптические волноводы. В некоторых примерах электрическая линия 24a и оптические волноводы 24b,c могут принимать сигналы, передаваемые от передатчика 42 через материалы каждой из защитных оболочек.
Если передатчик 42 передает акустический сигнал, акустический сигнал может возбуждать вибрацию оптических волноводов 24b,c и данную вибрацию, по меньшей мере, одного из волноводов может детектировать система 32 опроса. В качестве другого примера, вибрации электрической линии 24a от акустического сигнала могут вызывать трибоэлектрический шум или генерировать пьезоэлектрическую энергию, которую может детектировать система 32 опроса.
Обратимся теперь к Фиг.7, на которой показана другая конфигурация регистрирующей системы 12. В данной конфигурации кабель 60 необязательно используется в стволе скважины.
Показанный на Фиг.7 кабель 60 прочно прикреплен к объекту 14 (который имеет передатчик 42, датчик 38, процессор 40 и батарею 36 внутри себя). Объект 14 осуществляет связь с кабелем 60, передавая сигналы в электрическую линию 24a и/или оптические волноводы 24b,c через материалы защитных оболочек (диэлектрический материал 70, токопроводящую оплетку 72, барьерный слой 74 и наружную армированную оплетку 76), окружающих электрическую линию и оптические волноводы.
Таким образом, здесь отсутствует прямое электрическое или оптическое соединение между датчиком 38 или передатчиком 42 объекта 14 и электрической линией 24a или оптическими волноводами 24b,c кабеля 60. Одним преимуществом данной конфигурации является то, что не требуется выполнять соединения в электрической линии 24a или оптических волноводах 24b,c, таким образом, исключается данный дорогостоящий и затратный по времени этап. Другое преимущество состоит в том, что исключаются потенциальные места отказов (соединения являются местами с высоким процентом отказов). Еще одним преимуществом является то, что отсутствует затухание оптического сигнала на каждом из многочисленных соединений с объектами 14.
Обратимся теперь к Фиг.8, на которой показана другая конфигурация регистрирующей системы 12. В данной конфигурации несколько кабелей 60 распределены на морском дне 78, и многочисленные объекты 14 распределены вдоль каждого кабеля. Хотя на Фиг.8 показано радиальное расположение кабелей 60 и объектов 14 относительно центрального объекта 80, любое другое расположение или конфигурацию кабелей и объектов можно использовать согласно принципам данного изобретения.
Датчики 38 в объектах 14 на Фиг.7 и 8 могут, например, являться инклинометрами, используемыми для точного измерения угловой ориентации морского дна 78 с течением времени. Отсутствие прямого соединения для передачи сигнала между кабелями 60 и объектами 14 можно использовать, что является преимуществом в данной ситуации, для обеспечения раздельной установки кабелей и объектов на морском дне 78.
Например, объекты 14 могут устанавливаться в подходящих для мониторинга угловой ориентации конкретных местах на морском дне 78, а затем, кабели 60 могут распределяться по морскому дну в непосредственной близости от объектов (например, в нескольких метрах). Не требуется прикреплять кабели 60 к объектам 14 (как показано на Фиг.7), поскольку передатчик 42 каждого объекта может передавать сигналы с некоторого расстояния на ближайший кабель (хотя кабели можно и прикреплять к объектам, если это необходимо).
В качестве другой альтернативы, кабели 60 могут устанавливаться первыми на морское дно 78, а затем, объекты 14 могут устанавливаться в непосредственной близости от кабелей (или прикрепляться) к ним. Другое преимущество данной системы 12 состоит в том, что объекты 14 могут извлекаться по отдельности, если это необходимо, для ремонта, техобслуживания и т.д. (например, для замены батареи 36) по требованию, без необходимости отсоединения электрических или оптических разъемов и без воздействия на какие-либо кабели 60.
Вместо (или в дополнение к) инклинометров, датчики 38 в объектах 14 на Фиг.7 и 8 могут включать в себя датчики давления, датчики температуры, акселерометры или любые другие типы или комбинации датчиков.
Отметим, что в различных примерах, описанных выше, система 12 регистрации может принимать сигналы от объекта 14. Поскольку акустический шум может генерироваться объектом 14 при его перемещении в обсадной колонне 18 в примере на Фиг.1 и 3-5, перемещение объекта (или его отсутствие) может регистрироваться системой 12 регистрации как соответствующие акустические вибрации, возбуждаемые (или не возбуждаемые) в регистрирующем устройстве 24.
Альтернативно, или дополнительно, объект 14 может передавать температурный сигнал (тепловую сигнатуру) (такой как повышенная температура), когда он перемещается в конкретное место (например, к перфорациям в примере на Фиг.1, к седлу 46 в примере на Фиг.3, на место вблизи скважинного инструмента 50, 52 в примере на Фиг.4, к желаемым местам перфорации в примере на Фиг.5, и т.д.). Регистрирующее устройство 24 может детектировать данный температурный сигнал, указывающий, что объект 14 переместился на соответствующее место.
Для акустических сигналов, принимаемых регистрирующим устройством 24, ожидается, что скорости передачи данных (например, от передатчика 42 на регистрирующее устройство) должны ограничиваться частотой дискретизации (взятия отсчетов) системы 32 опроса. По существу, нужно следовать теореме Найквиста, согласно которой минимальная частота дискретизации должна равняться удвоенной максимальной частотной составляющей наблюдаемого сигнала. Поэтому, если вследствие максимального размера файла с объемом суммарного потока данных и других ограничений в обработке электронного сигнала, в предпочтительном варианте осуществления будет выполняться дискретизация фототоков из оптического аналогового приемника с частотой 10 кГц, то по критерию Найквиста, это будет обеспечивать максимальную частоту сигнала в 5 кГц (или несколько меньше 5 кГц). Если исходная "несущая" акустического передатчика с частотой 5 кГц (макс) модулируется информацией в основной полосе частот, то ширина полосы информации в основной полосе частот должна быть ограничена 2,5 кбод (кбит/сек), предполагая синхронизацию манчестерского кодирования, например. Иначе, максимальная ширина полосы информационного сигнала составляет несколько менее чем 5 кГц, или половины частоты дискретизации электронной системы.
Должно быть ясно, что скважинная система, регистрирующая система и соответствующие способы, описанные выше, обеспечивают значительные улучшения в уровне техники. В частности, система 12 регистрации обеспечивает объекту 14 возможность осуществления связи с линиями передачи (электрической линией 24a и оптическими волноводами 24b,c) в кабеле 60, без выполнения каких-либо прямых соединений с линиями.
Система 12 регистрации, описанная выше, включает в себя передатчик 42, передающий сигнал, и, по меньшей мере, одно регистрирующее устройство 24, принимающее сигнал. Регистрирующее устройство 24 включает в себя линии передачи (такие как электрическая линия 24a и/или оптические волноводы 24b,c), заключенные в защитную оболочку (например, диэлектрический материал 70, токопроводящую оплетку 72, барьерный слой 74 и армированную оплетку 76). Сигнал детектируется линией 24a-c передачи через материал защитной оболочки.
Линия передачи может содержать оптический волновод 24b,c. Система 32 опроса может детектировать усиление обратного бриллюэновского рассеяния или когерентное обратное релеевское рассеяние, происходящие от света, передаваемого через оптический волновод 24b,c.
Сигнал может содержать акустический сигнал. Акустический сигнал может возбуждать вибрацию линии передачи (такой как электрическая линия 24a и/или оптические волноводы 24b,c) через защитную оболочку материала. Система 32 опроса может детектировать трибоэлектрический шум и/или пьезоэлектрическую энергию, генерируемую в ответ на акустический сигнал.
Регистрирующее устройство 24 может устанавливаться снаружи обсадной колонны 18, а передатчик 42 может перемещаться внутри обсадной колонны 18.
Сигнал может содержать электромагнитный сигнал.
Передатчик 42 может быть не присоединен непосредственно к регистрирующему устройству 24, или же передатчик 42 может прикрепляться к регистрирующему устройству 24.
Регистрирующее устройство 24 может располагаться на морском дне 78 в непосредственной близости от передатчика 42.
Система 12 регистрации может дополнительно включать в себя датчик 38, и сигнал может включать в себя показание параметра, измеренного датчиком 38.
Описанное выше изобретение обеспечивает систему 12 регистрации, которая может включать в себя, по меньшей мере, один датчик 38, регистрирующий параметр, по меньшей мере, одно регистрирующее устройство 24, принимающее показание параметра, при этом регистрирующее устройство 24 включает в себя линии передачи (такие как 24a-c), заключенные в защитную оболочку (например, диэлектрический материал 70, токопроводящую оплетку 72, барьерный слой 74 и армированную оплетку 76), и передатчик 42, передающий показание параметра в линию 24a-c передачи через материал защитной оболочки.
Линия передачи может содержать оптический волновод 24b,c. Система 32 опроса может детектировать усиление обратного бриллюэновского рассеяния или когерентное обратное релеевское рассеяние, происходящие от света, передаваемого через оптический волновод 24b,c.
Передатчик 42 может передавать показание параметра с помощью акустического сигнала. Акустический сигнал может возбуждать вибрацию линии 24a-c через материал защитной оболочки.
Регистрирующее устройство 24 может регистрировать трибоэлектрический шум или пьезоэлектрическую энергию, генерируемую в ответ на акустический сигнал.
Регистрирующее устройство 24 может устанавливаться снаружи обсадной колонны 18. Датчик 38 может перемещаться внутри обсадной колонны 18.
Передатчик 42 может передавать показание параметра с помощью электромагнитного сигнала.
Датчик 38 может быть не присоединенным к регистрирующему устройству 24, или же датчик 38 может прикрепляться к регистрирующему устройству 24.
Регистрирующее устройство 24 может располагаться на морском дне 78 в непосредственной близости от датчика 38.
Датчик 38 может содержать инклинометр.
Также выше описан способ мониторинга параметра, регистрируемого датчиком 38, включающий в себя установку регистрирующего устройства 24 в непосредственной близости от датчика 38 и передачу показания зарегистрированного параметра в линию 24a-c регистрирующего устройства 24, причем показание передается через материал защитной оболочки (например, диэлектрический материал 70, токопроводящую оплетку 72, барьерный слой 74 и армированную оплетку 76), заключающей в себе линию 24a-c.
Этап установки регистрирующего устройства 24 может выполняться после установки датчика 38 в место, где должен регистрироваться параметр. Альтернативно, установка регистрирующего устройства 24 может выполняться перед установкой датчика 38 в место, где должен регистрироваться параметр.
Установка регистрирующего устройства 24 может включать в себя укладку регистрирующего устройства 24 на морское дно 78.
Датчик 38 может содержать инклинометр.
Линия 24b,c может содержать оптический волновод.
Способ может включать в себя этап детектирования усиления обратного бриллюэновского рассеяния или когерентного обратного релеевского рассеяния, происходящих от света, передаваемого через оптический волновод.
Этап передачи может включать в себя передачу показания параметра с помощью акустического сигнала. Акустический сигнал может возбуждать вибрацию линии 24a-c через материал защитной оболочки.
Система 32 опроса может регистрировать трибоэлектрический шум или пьезоэлектрическую энергию, генерируемую в ответ на акустический сигнал.
Установка регистрирующего устройства 24 может включать в себя установку регистрирующего устройства 24 снаружи обсадной колонны 18, и датчик 38 может перемещаться внутри обсадной колонны 18.
Этап передачи может включать в себя передачу показания параметра с помощью электромагнитного сигнала.
Датчик 38 может быть не присоединенным к регистрирующему устройству 24 на этапе передачи. Альтернативно, датчик 38 может прикрепляться к регистрирующему устройству 24 на этапе передачи.
Выше также описан способ мониторинга параметра, регистрируемого датчиком 38, причем способ включает в себя установку оптического волновода 24b,c в непосредственной близости от датчика 38 и передачу показания зарегистрированного параметра в оптический волновод 24b,c, причем, показание передается акустически через материал защитной оболочки (например, диэлектрический материал 70, токопроводящую оплетку 72, барьерный слой 74 и армированную оплетку 76), заключающей в себе оптический волновод 24b,c.
Другая система 12 регистрации, описанная выше, включает в себя объект 14, перемещающийся в подземной скважине. По меньшей мере, одно регистрирующее устройство 24 принимает сигнал от объекта 14. Регистрирующее устройство 12 включает в себя линию передачи (такую как электрическая линия 24a и/или оптические волноводы 24b,c), заключенную в защитную оболочку, и сигнал детектируется линией передачи через материал защитной оболочки.
Сигнал может являться акустическим сигналом, генерируемым при перемещении объекта 14 по скважине. Сигнал может являться температурным сигналом. Сигнал может генерироваться в ответ на прибытие объекта 14 в определенное место в скважине.
Следует понимать, что различные примеры, описанные выше, можно использовать с различной ориентацией, такой как наклонная, перевернутая, горизонтальная, вертикальная и т.д. и в различных конфигурациях без отхода от принципов настоящего изобретения. Варианты осуществления показаны на чертежах и описаны только в качестве примеров надлежащего применения принципов изобретения, не ограниченного конкретными деталями данных вариантов осуществления.
В приведенных выше примерах термины направления, такие как "выше", "ниже", "верхний", "нижний" и т.д., используются для удобства ссылки на прилагаемые чертежи. В общем, "выше", "верхний" "вверх" и аналогичные термины означают направление к поверхности земли вдоль ствола скважины, и "ниже", "нижний", "вниз" и аналогичные термины означают направление от поверхности земли вдоль ствола скважины.
Конечно, специалисту в данной области техники после тщательного рассмотрения описанных вариантов осуществления должно быть ясно, что многие модификации, дополнения, замены, исключения и другие изменения можно выполнить в данных конкретных вариантах осуществления, и такие изменения находятся в объеме сущности настоящего изобретения. Соответственно, приведенное выше подробное описание изобретения должно пониматься, как данное только в качестве иллюстрации и примера, а объем настоящего изобретения ограничен только прилагаемой формулой изобретения и ее эквивалентами.
Claims (18)
1. Регистрирующая система, содержащая:
датчик;
передатчик, передающий сигнал, причем сигнал включает в себя показание параметра, измеренного датчиком;
по меньшей мере одно регистрирующее устройство, принимающее сигнал, причем регистрирующее устройство включает в себя линию передачи, заключенную в защитную оболочку, и сигнал детектируется линией передачи через материал защитной оболочки, причем линия передачи содержит электрический проводник, и причем сигнал содержит акустический сигнал; и
систему опроса, которая детектирует по меньшей мере одно из трибоэлектрического шума, генерируемого в ответ на акустический сигнал, и пьезоэлектрической энергии, генерируемой в ответ на акустический сигнал.
датчик;
передатчик, передающий сигнал, причем сигнал включает в себя показание параметра, измеренного датчиком;
по меньшей мере одно регистрирующее устройство, принимающее сигнал, причем регистрирующее устройство включает в себя линию передачи, заключенную в защитную оболочку, и сигнал детектируется линией передачи через материал защитной оболочки, причем линия передачи содержит электрический проводник, и причем сигнал содержит акустический сигнал; и
систему опроса, которая детектирует по меньшей мере одно из трибоэлектрического шума, генерируемого в ответ на акустический сигнал, и пьезоэлектрической энергии, генерируемой в ответ на акустический сигнал.
2. Регистрирующая система по п. 1, в которой регистрирующее устройство установлено снаружи обсадной колонны, и в которой передатчик перемещается через внутреннее пространство обсадной колонны.
3. Регистрирующая система по любому из пп. 1 или 2, в которой передатчик не присоединен к регистрирующему устройству.
4. Регистрирующая система по любому из пп. 1 или 2, в которой передатчик прикреплен к регистрирующему устройству.
5. Регистрирующая система по любому из пп. 1 или 2, в которой регистрирующее устройство расположено на морском дне в непосредственной близости от передатчика.
6. Регистрирующая система по п. 1, в которой по меньшей мере одно регистрирующее устройство принимает показание параметра; и
передатчик передает показание параметра в линию передачи через материал защитной оболочки.
передатчик передает показание параметра в линию передачи через материал защитной оболочки.
7. Регистрирующая система по п. 1, в которой акустический сигнал возбуждает вибрацию линии передачи через материал защитной оболочки.
8. Регистрирующая система по п. 6, в которой регистрирующее устройство установлено снаружи обсадной колонны, и в которой датчик перемещается через внутреннее пространство обсадной колонны.
9. Регистрирующая система по любому из пп. 6, 7 или 8, в которой датчик не присоединен к регистрирующему устройству.
10. Регистрирующая система по любому из пп. 6, 7 или 8, в которой датчик прикреплен к регистрирующему устройству.
11. Регистрирующая система по любому из пп. 6, 7 или 8, в которой регистрирующее устройство расположено на морском дне в непосредственной близости от датчика.
12. Регистрирующая система по любому из пп. 6, 7 или 8, в которой датчик содержит инклинометр.
13. Способ мониторинга параметра, регистрируемого датчиком, содержащий:
установку регистрирующего устройства в непосредственной близости от датчика;
передачу показания зарегистрированного параметра в линию передачи регистрирующего устройства, причем показание передается через материал защитной оболочки, заключающей в себе линию передачи, причем линия передачи содержит электрический проводник, и причем этап передачи дополнительно содержит передачу показания параметра с помощью акустического сигнала; и
детектирование посредством системы опроса по меньшей мере одного из трибоэлектрического шума, генерируемого в ответ на акустический сигнал, и пьезоэлектрической энергии, генерируемой в ответ на акустический сигнал.
установку регистрирующего устройства в непосредственной близости от датчика;
передачу показания зарегистрированного параметра в линию передачи регистрирующего устройства, причем показание передается через материал защитной оболочки, заключающей в себе линию передачи, причем линия передачи содержит электрический проводник, и причем этап передачи дополнительно содержит передачу показания параметра с помощью акустического сигнала; и
детектирование посредством системы опроса по меньшей мере одного из трибоэлектрического шума, генерируемого в ответ на акустический сигнал, и пьезоэлектрической энергии, генерируемой в ответ на акустический сигнал.
14. Способ по п. 13, в котором установка регистрирующего устройства выполняется после установки датчика в место, где должен регистрироваться параметр, или в котором установка регистрирующего устройства выполняется перед установкой датчика в место, где должен регистрироваться параметр.
15. Способ по п. 13, в котором установка регистрирующего устройства дополнительно содержит укладку регистрирующего устройства на морское дно.
16. Способ по п. 13, в котором датчик содержит инклинометр.
17. Способ по любому из пп. 13-16, в котором установка регистрирующего устройства дополнительно содержит установку регистрирующего устройства снаружи обсадной колонны, и в котором датчик перемещается во внутреннем пространстве обсадной колонны.
18. Способ по любому из пп. 13-16, в котором датчик не присоединен к регистрирующему устройству на этапе передачи, или в котором датчик прикреплен к регистрирующему устройству на этапе передачи.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/838,736 | 2010-07-19 | ||
| US12/838,736 US8584519B2 (en) | 2010-07-19 | 2010-07-19 | Communication through an enclosure of a line |
| PCT/GB2011/001068 WO2012010821A2 (en) | 2010-07-19 | 2011-07-15 | Communication through an enclosure of a line |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013107010A RU2013107010A (ru) | 2014-08-27 |
| RU2564040C2 true RU2564040C2 (ru) | 2015-09-27 |
Family
ID=44534490
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013107010/03A RU2564040C2 (ru) | 2010-07-19 | 2011-07-15 | Связь через защитную оболочку линии |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8584519B2 (ru) |
| EP (2) | EP2596209B1 (ru) |
| AU (1) | AU2011281359B2 (ru) |
| BR (1) | BR112013001260A2 (ru) |
| CA (1) | CA2805326C (ru) |
| CO (1) | CO6630152A2 (ru) |
| MX (1) | MX2013000610A (ru) |
| MY (1) | MY158963A (ru) |
| RU (1) | RU2564040C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012010821A2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU177700U1 (ru) * | 2017-10-27 | 2018-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Клапан-отсекатель пласта |
| RU2649195C1 (ru) * | 2017-01-23 | 2018-03-30 | Владимир Николаевич Ульянов | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта |
| WO2025053767A1 (en) * | 2023-09-08 | 2025-03-13 | Aramco Innovations LLC | Simultaneous distributed fiber-optic telemetry and seismic acquisition |
Families Citing this family (125)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9200500B2 (en) * | 2007-04-02 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of sensors coated with elastomer for subterranean operations |
| US9388686B2 (en) | 2010-01-13 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Maximizing hydrocarbon production while controlling phase behavior or precipitation of reservoir impairing liquids or solids |
| US8505625B2 (en) * | 2010-06-16 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling well operations based on monitored parameters of cement health |
| US20120006562A1 (en) * | 2010-07-12 | 2012-01-12 | Tracy Speer | Method and apparatus for a well employing the use of an activation ball |
| US8930143B2 (en) | 2010-07-14 | 2015-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resolution enhancement for subterranean well distributed optical measurements |
| US8584519B2 (en) | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
| RU2606737C2 (ru) | 2011-06-21 | 2017-01-10 | Граундметрикс, Инк. | Система и способ для измерения или создания электрического поля в скважине |
| GB201114834D0 (en) * | 2011-08-26 | 2011-10-12 | Qinetiq Ltd | Determining perforation orientation |
| US9127531B2 (en) | 2011-09-07 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical casing collar locator systems and methods |
| US9127532B2 (en) | 2011-09-07 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical casing collar locator systems and methods |
| GB201116816D0 (en) * | 2011-09-29 | 2011-11-09 | Qintetiq Ltd | Flow monitoring |
| US9103204B2 (en) * | 2011-09-29 | 2015-08-11 | Vetco Gray Inc. | Remote communication with subsea running tools via blowout preventer |
| GB2504918B (en) * | 2012-04-23 | 2015-11-18 | Tgt Oil And Gas Services Fze | Method and apparatus for spectral noise logging |
| AU2012379683B2 (en) | 2012-05-09 | 2016-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhanced geothermal systems and methods |
| WO2014035785A1 (en) * | 2012-08-27 | 2014-03-06 | Rensselaer Polytechnic Institute | Method and apparatus for acoustical power transfer and communication |
| US9273548B2 (en) | 2012-10-10 | 2016-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiberoptic systems and methods detecting EM signals via resistive heating |
| WO2014058335A1 (en) * | 2012-10-11 | 2014-04-17 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and apparatus for evaluating the cementing quality of a borehole |
| US20140126325A1 (en) * | 2012-11-02 | 2014-05-08 | Silixa Ltd. | Enhanced seismic surveying |
| US9823373B2 (en) * | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
| US20140126332A1 (en) * | 2012-11-08 | 2014-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Verification of well tool operation with distributed acoustic sensing system |
| US9188694B2 (en) | 2012-11-16 | 2015-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical interferometric sensors for measuring electromagnetic fields |
| US20140167972A1 (en) * | 2012-12-13 | 2014-06-19 | General Electric Company | Acoustically-responsive optical data acquisition system for sensor data |
| US9239406B2 (en) | 2012-12-18 | 2016-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole treatment monitoring systems and methods using ion selective fiber sensors |
| US9575209B2 (en) | 2012-12-22 | 2017-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote sensing methods and systems using nonlinear light conversion and sense signal transformation |
| US9388685B2 (en) | 2012-12-22 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid tracking with distributed acoustic sensing |
| US9091785B2 (en) | 2013-01-08 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiberoptic systems and methods for formation monitoring |
| US9880035B2 (en) | 2013-03-28 | 2018-01-30 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and system for detecting coking growth and maldistribution in refinery equipment |
| US9746434B2 (en) | 2013-03-28 | 2017-08-29 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and system for determining flow distribution through a component |
| US9778115B2 (en) | 2013-03-28 | 2017-10-03 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and system for detecting deposits in a vessel |
| US9645002B2 (en) | 2013-03-28 | 2017-05-09 | Exxonmobil Research And Engineering Company | System and method for identifying levels or interfaces of media in a vessel |
| GB2515638B (en) * | 2013-05-17 | 2018-01-10 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for determining fluid flow characteristics |
| WO2015020647A1 (en) * | 2013-08-07 | 2015-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | High-speed, wireless data communication through a column of wellbore fluid |
| WO2015035060A1 (en) * | 2013-09-05 | 2015-03-12 | Shell Oil Company | Method and system for monitoring fluid flux in a well |
| US9739142B2 (en) | 2013-09-16 | 2017-08-22 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic vibration monitoring |
| US10519761B2 (en) * | 2013-10-03 | 2019-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for monitoring in a borehole |
| US9316762B2 (en) | 2013-10-09 | 2016-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geo-locating positions along optical waveguides |
| US10344568B2 (en) * | 2013-10-22 | 2019-07-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Degradable devices for use in subterranean wells |
| US9429466B2 (en) | 2013-10-31 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributed acoustic sensing systems and methods employing under-filled multi-mode optical fiber |
| US9513398B2 (en) | 2013-11-18 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing mounted EM transducers having a soft magnetic layer |
| US20150145688A1 (en) * | 2013-11-22 | 2015-05-28 | Therm-O-Disc, Incorporated | Pipeline Sensor System and Method |
| US10634536B2 (en) | 2013-12-23 | 2020-04-28 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and system for multi-phase flow measurement |
| US9651415B2 (en) * | 2013-12-23 | 2017-05-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method and system for monitoring distillation tray performance |
| US9540919B2 (en) * | 2013-12-24 | 2017-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Providing a pressure boost while perforating to initiate fracking |
| CA2934771C (en) * | 2014-01-20 | 2018-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc | Using downhole strain measurements to determine hydraulic fracture system geometry |
| US9557439B2 (en) | 2014-02-28 | 2017-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical electric field sensors having passivated electrodes |
| WO2015142803A1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-09-24 | Schlumberger Canada Limited | Flow monitoring using distributed strain measurement |
| CA2938526C (en) * | 2014-03-24 | 2019-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with vibratory telemetry to optical line therein |
| US10436026B2 (en) * | 2014-03-31 | 2019-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Systems, methods and apparatus for downhole monitoring |
| WO2015156771A1 (en) | 2014-04-08 | 2015-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun connectors |
| GB2540699B (en) * | 2014-06-23 | 2020-10-21 | Halliburton Energy Services Inc | Impedance analysis for fluid discrimination and monitoring |
| CN106133268B (zh) | 2014-06-27 | 2019-03-15 | 哈利伯顿能源服务公司 | 使用光纤传感器测量泥浆电动机中的微失速和粘着滑动 |
| GB2542726B (en) * | 2014-07-10 | 2021-03-10 | Schlumberger Holdings | Distributed fiber optic monitoring of vibration to generate a noise log to determine characteristics of fluid flow |
| US9921113B2 (en) | 2014-07-23 | 2018-03-20 | Ge-Hitachi Nuclear Energy Americas Llc | Fiber optic temperature sensing system and method utilizing Brillouin scattering for large, well-ventilated spaces |
| CA2950100C (en) * | 2014-08-20 | 2019-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Opto-acoustic flowmeter for use in subterranean wells |
| US10370959B2 (en) * | 2014-08-20 | 2019-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow sensing in subterranean wells |
| US20160076932A1 (en) * | 2014-09-11 | 2016-03-17 | Trican Well Service, Ltd. | Distributed acoustic sensing to optimize coil tubing milling performance |
| GB2544022B (en) * | 2014-10-17 | 2021-04-21 | Halliburton Energy Services Inc | Well monitoring with optical electromagnetic sensing system |
| WO2016076876A1 (en) * | 2014-11-13 | 2016-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well logging with autonomous robotic diver |
| WO2016076868A1 (en) * | 2014-11-13 | 2016-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well telemetry with autonomous robotic diver |
| WO2016085511A1 (en) | 2014-11-26 | 2016-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Onshore electromagnetic reservoir monitoring |
| CA2963507C (en) | 2014-12-29 | 2019-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sweep efficiency for hole cleaning |
| WO2016122449A1 (en) * | 2015-01-26 | 2016-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Traceable micro-electro-mechanical systems for use in subterranean formations |
| MX2017010355A (es) | 2015-03-11 | 2018-01-23 | Halliburton Energy Services Inc | Comunicaciones en el interior del pozo mediante el uso de bandas de frecuencia seleccionables. |
| MX2017010007A (es) | 2015-03-11 | 2017-11-22 | Halliburton Energy Services Inc | Antena para comunicacion en el interior de pozo con ondas superficiales. |
| WO2016144344A1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole communications using variable length data packets |
| US10060254B2 (en) | 2015-03-11 | 2018-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole communications using selectable modulation techniques |
| WO2016159992A1 (en) * | 2015-03-31 | 2016-10-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Underground gps for use in plug tracking |
| WO2016159989A1 (en) * | 2015-03-31 | 2016-10-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Plug tracking using through-the-earth communication system |
| US10689970B2 (en) | 2015-04-24 | 2020-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating pressure for hydraulic fracturing |
| US10655427B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567826B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10774612B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10851615B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-12-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
| US9567824B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Fibrous barriers and deployment in subterranean wells |
| US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9745820B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
| KR102132332B1 (ko) | 2015-04-30 | 2020-07-10 | 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 | 지하 웰에서의 다운홀 특성을 측정하기 위한 방법 및 장치 |
| US11761295B2 (en) | 2015-07-21 | 2023-09-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
| AR104405A1 (es) | 2015-07-21 | 2017-07-19 | Thru Tubing Solutions Inc | Despliegue de dispositivo de obturación en pozos subterráneos |
| WO2017048223A1 (en) * | 2015-09-14 | 2017-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detection of strain in fiber optics cables induced by narrow-band signals |
| GB2546061B (en) * | 2015-10-12 | 2021-10-13 | Silixa Ltd | Method and system for downhole object location and orientation determination |
| WO2017070105A1 (en) * | 2015-10-19 | 2017-04-27 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
| WO2017105767A1 (en) | 2015-12-14 | 2017-06-22 | Baker Hughes Incorporated | Communication using distributed acoustic sensing systems |
| WO2017105435A1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electroacoustic pump-down sensor |
| WO2017105423A1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using electro acoustic technology to determine annulus pressure |
| WO2017105418A1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data transmission across downhole connections |
| US10424916B2 (en) | 2016-05-12 | 2019-09-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole component communication and power management |
| US20170328197A1 (en) * | 2016-05-13 | 2017-11-16 | Ningbo Wanyou Deepwater Energy Science & Technolog Co.,Ltd. | Data Logger, Manufacturing Method Thereof and Real-time Measurement System Thereof |
| US20170350241A1 (en) * | 2016-05-13 | 2017-12-07 | Ningbo Wanyou Deepwater Energy Science & Technology Co.,Ltd. | Data Logger and Charger Thereof |
| CN106226493A (zh) * | 2016-08-30 | 2016-12-14 | 徐州中矿消防安全技术装备有限公司 | 一种可燃气体探测器防损坏结构 |
| US10927660B2 (en) | 2016-09-08 | 2021-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tiltmeter for EAT applications |
| WO2018075097A1 (en) * | 2016-10-18 | 2018-04-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| CA3042981C (en) | 2016-11-08 | 2021-09-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Dual telemetric coiled tubing system |
| US11022248B2 (en) | 2017-04-25 | 2021-06-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid vessels |
| WO2018200698A1 (en) * | 2017-04-25 | 2018-11-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid conduits |
| US11473421B2 (en) | 2017-05-12 | 2022-10-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Multi-frequency acoustic interrogation for azimuthal orientation of downhole tools |
| US10971284B2 (en) * | 2017-06-27 | 2021-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Power and communications cable for coiled tubing operations |
| WO2019055482A1 (en) * | 2017-09-12 | 2019-03-21 | Downing Wellhead Equipment, Llc | INSTALLING MULTIPLE TUBULAR RODS THROUGH A WELL SHUTTER BLOCK |
| US11149518B2 (en) | 2017-10-03 | 2021-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic fracturing proppant mixture with sensors |
| US11199068B2 (en) | 2017-12-13 | 2021-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time perforation plug deployment and stimulation in a subsurface formation |
| CA3074010C (en) | 2017-12-13 | 2022-05-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time perforation plug deployment and stimulation in a subsurface formation |
| WO2019119156A1 (en) * | 2017-12-22 | 2019-06-27 | Pure Technologies Ltd. | Surround for pipeline inspection equipment |
| US10822942B2 (en) | 2018-02-13 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Telemetry system including a super conductor for a resource exploration and recovery system |
| DE102018105703A1 (de) * | 2018-03-13 | 2019-09-19 | Helmholtz-Zentrum Potsdam Deutsches GeoForschungsZentrum - GFZ Stiftung des Öffentlichen Rechts des Landes Brandenburg | Verfahren und System zur Überwachung eines Materials und/oder einer Vorrichtung in einem Bohrloch unter Verwendung eines faseroptischen Messkabels |
| US11512589B2 (en) * | 2018-06-01 | 2022-11-29 | The Board Of Regents Of The University Of Texas System | Downhole strain sensor |
| US20200110193A1 (en) * | 2018-10-09 | 2020-04-09 | Yibing ZHANG | Methods of Acoustically and Optically Probing an Elongate Region and Hydrocarbon Conveyance Systems That Utilize the Methods |
| US11319803B2 (en) | 2019-04-23 | 2022-05-03 | Baker Hughes Holdings Llc | Coiled tubing enabled dual telemetry system |
| CA3141550C (en) | 2019-06-20 | 2025-06-17 | Thru Tubing Solutions, Inc. | DISTINCTIVE LOCKING DEVICE LAUNCHER |
| GB2587603A (en) * | 2019-09-20 | 2021-04-07 | Equinor Energy As | Induction-powered instrumentation for coated and insulated members |
| US11719080B2 (en) | 2021-04-16 | 2023-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor system for detecting fiber optic cable locations and performing flow monitoring downhole |
| WO2023107755A1 (en) | 2021-12-10 | 2023-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using a radioisotope power source in a downhole sensor |
| US11867049B1 (en) | 2022-07-19 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole logging tool |
| WO2024035271A1 (en) * | 2022-08-12 | 2024-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Distributed fiber-optic telemetry for data transmission |
| US11913329B1 (en) | 2022-09-21 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore |
| US12503921B2 (en) | 2023-03-15 | 2025-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple use wet mate having a fluid reservoir configured to receive a volume of coupling fluid therein |
| US12331606B2 (en) | 2023-07-18 | 2025-06-17 | Downing Wellhead Equipment, Llc | Apparatus including slip cartridge and associated methods for tubular string |
| US20250075587A1 (en) * | 2023-08-30 | 2025-03-06 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Anchoring plugging devices to perforations |
| US20250130344A1 (en) * | 2023-10-23 | 2025-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement validation by downhole ultrasonic measurements |
| US12486762B2 (en) | 2024-01-11 | 2025-12-02 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for untethered wellbore investigation using modular autonomous device |
| US12305505B1 (en) | 2024-01-30 | 2025-05-20 | Saudi Arabian Oil Company | Underwater tools with sacrificial battery |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1996009561A1 (en) * | 1994-09-21 | 1996-03-28 | Sensor Dynamics Limited | Apparatus for sensor location |
| US20020040963A1 (en) * | 2000-10-06 | 2002-04-11 | Clayton Hugh R. | Sensing strain in hydrocarbon wells |
| US20030094281A1 (en) * | 2000-06-29 | 2003-05-22 | Tubel Paulo S. | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
| US20040238166A1 (en) * | 2003-06-02 | 2004-12-02 | Philippe Salamitou | Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore |
| RU2272907C2 (ru) * | 2000-06-01 | 2006-03-27 | Маратон Ойл Компани | Способ и система выполнения операций обработки в скважинах |
| RU2324816C2 (ru) * | 2004-12-09 | 2008-05-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ связи вдоль ствола скважины (варианты) |
| RU2341652C1 (ru) * | 2006-02-27 | 2008-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Осуществляемые в реальном масштабе времени на стороне добычи контроль и управление для применений, предусматривающих извлечение флюидов с помощью нагревания |
| WO2009140044A2 (en) * | 2008-05-12 | 2009-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic and fiber optic network for use in laterals downhole |
| US20100107754A1 (en) * | 2008-11-06 | 2010-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed acoustic wave detection |
| RU2390629C2 (ru) * | 2003-04-23 | 2010-05-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система дистанционного контроля потокопроводов |
Family Cites Families (245)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2201311A (en) | 1936-12-24 | 1940-05-21 | Halliburton Oil Well Cementing | Apparatus for indicating the position of devices in pipes |
| US2210417A (en) | 1937-11-01 | 1940-08-06 | Myron M Kinley | Leak detector |
| US2242161A (en) | 1938-05-02 | 1941-05-13 | Continental Oil Co | Method of logging drill holes |
| US2739475A (en) | 1952-09-23 | 1956-03-27 | Union Oil Co | Determination of borehole injection profiles |
| US2803526A (en) | 1954-12-03 | 1957-08-20 | Union Oil Co | Location of water-containing strata in well bores |
| US3480079A (en) | 1968-06-07 | 1969-11-25 | Jerry H Guinn | Well treating methods using temperature surveys |
| US3864969A (en) | 1973-08-06 | 1975-02-11 | Texaco Inc | Station measurements of earth formation thermal conductivity |
| US3854323A (en) | 1974-01-31 | 1974-12-17 | Atlantic Richfield Co | Method and apparatus for monitoring the sand concentration in a flowing well |
| US4046220A (en) | 1976-03-22 | 1977-09-06 | Mobil Oil Corporation | Method for distinguishing between single-phase gas and single-phase liquid leaks in well casings |
| US4208906A (en) | 1978-05-08 | 1980-06-24 | Interstate Electronics Corp. | Mud gas ratio and mud flow velocity sensor |
| US4295739A (en) | 1979-08-30 | 1981-10-20 | United Technologies Corporation | Fiber optic temperature sensor |
| US4410041A (en) | 1980-03-05 | 1983-10-18 | Shell Oil Company | Process for gas-lifting liquid from a well by injecting liquid into the well |
| US4330037A (en) | 1980-12-12 | 1982-05-18 | Shell Oil Company | Well treating process for chemically heating and modifying a subterranean reservoir |
| US4927232A (en) * | 1985-03-18 | 1990-05-22 | G2 Systems Corporation | Structural monitoring system using fiber optics |
| GB2126820B (en) * | 1982-07-17 | 1986-03-26 | Plessey Co Plc | An optical sensing system |
| US5696863A (en) | 1982-08-06 | 1997-12-09 | Kleinerman; Marcos Y. | Distributed fiber optic temperature sensors and systems |
| US4495411A (en) * | 1982-10-27 | 1985-01-22 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Fiber optic sensors operating at DC |
| FR2538849A1 (fr) | 1982-12-30 | 1984-07-06 | Schlumberger Prospection | Procede et dispositif pour determiner les caracteristiques d'ecoulement d'un fluide dans un puits a partir de mesures de temperature |
| GB8310835D0 (en) | 1983-04-21 | 1983-05-25 | Jackson D A | Remote temperature sensor |
| US4641028A (en) | 1984-02-09 | 1987-02-03 | Taylor James A | Neutron logging tool |
| US4575260A (en) | 1984-05-10 | 1986-03-11 | Halliburton Company | Thermal conductivity probe for fluid identification |
| US4678865A (en) * | 1985-04-25 | 1987-07-07 | Westinghouse Electric Corp. | Low noise electroencephalographic probe wiring system |
| US4703175A (en) | 1985-08-19 | 1987-10-27 | Tacan Corporation | Fiber-optic sensor with two different wavelengths of light traveling together through the sensor head |
| US4845616A (en) | 1987-08-10 | 1989-07-04 | Halliburton Logging Services, Inc. | Method for extracting acoustic velocities in a well borehole |
| US4832121A (en) | 1987-10-01 | 1989-05-23 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Methods for monitoring temperature-vs-depth characteristics in a borehole during and after hydraulic fracture treatments |
| GB2230086B (en) | 1988-12-14 | 1992-09-23 | Plessey Co Plc | Improvements relating to optical sensing systems |
| GB2243210A (en) | 1989-08-30 | 1991-10-23 | Jeremy Kenneth Arthur Everard | Distributed optical fibre sensor |
| US4976142A (en) | 1989-10-17 | 1990-12-11 | Baroid Technology, Inc. | Borehole pressure and temperature measurement system |
| US5163321A (en) | 1989-10-17 | 1992-11-17 | Baroid Technology, Inc. | Borehole pressure and temperature measurement system |
| US5182779A (en) | 1990-04-05 | 1993-01-26 | Ltv Aerospace And Defense Company | Device, system and process for detecting tensile loads on a rope having an optical fiber incorporated therein |
| US5610583A (en) * | 1991-03-15 | 1997-03-11 | Stellar Systems, Inc. | Intrusion warning system |
| US5194847A (en) | 1991-07-29 | 1993-03-16 | Texas A & M University System | Apparatus and method for fiber optic intrusion sensing |
| US5249251A (en) | 1991-09-16 | 1993-09-28 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | Optical fiber sensor having an active core |
| US5252918A (en) | 1991-12-20 | 1993-10-12 | Halliburton Company | Apparatus and method for electromagnetically detecting the passing of a plug released into a well by a bridge circuit |
| US5380995A (en) | 1992-10-20 | 1995-01-10 | Mcdonnell Douglas Corporation | Fiber optic grating sensor systems for sensing environmental effects |
| US5271675A (en) | 1992-10-22 | 1993-12-21 | Gas Research Institute | System for characterizing pressure, movement, temperature and flow pattern of fluids |
| US5303207A (en) * | 1992-10-27 | 1994-04-12 | Northeastern University | Acoustic local area networks |
| KR0133488B1 (en) | 1993-01-06 | 1998-04-23 | Toshiba Kk | Temperature distribution detector using optical fiber |
| US5323856A (en) | 1993-03-31 | 1994-06-28 | Halliburton Company | Detecting system and method for oil or gas well |
| US5315110A (en) | 1993-06-29 | 1994-05-24 | Abb Vetco Gray Inc. | Metal cup pressure transducer with a support having a plurality of thermal expansion coefficients |
| US5353873A (en) | 1993-07-09 | 1994-10-11 | Cooke Jr Claude E | Apparatus for determining mechanical integrity of wells |
| US5451772A (en) | 1994-01-13 | 1995-09-19 | Mechanical Technology Incorporated | Distributed fiber optic sensor |
| GB9419006D0 (en) | 1994-09-21 | 1994-11-09 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for sensor installation |
| BR9404856A (pt) * | 1994-12-04 | 1996-12-31 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para aquisiçao de pressao interna ao longo de um duto |
| US6065538A (en) * | 1995-02-09 | 2000-05-23 | Baker Hughes Corporation | Method of obtaining improved geophysical information about earth formations |
| US5557406A (en) | 1995-02-28 | 1996-09-17 | The Texas A&M University System | Signal conditioning unit for fiber optic sensors |
| US5675674A (en) | 1995-08-24 | 1997-10-07 | Rockbit International | Optical fiber modulation and demodulation system |
| US5641956A (en) | 1996-02-02 | 1997-06-24 | F&S, Inc. | Optical waveguide sensor arrangement having guided modes-non guided modes grating coupler |
| US5862273A (en) | 1996-02-23 | 1999-01-19 | Kaiser Optical Systems, Inc. | Fiber optic probe with integral optical filtering |
| US6041860A (en) | 1996-07-17 | 2000-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for performing imaging and downhole operations at a work site in wellbores |
| US5947213A (en) | 1996-12-02 | 1999-09-07 | Intelligent Inspection Corporation | Downhole tools using artificial intelligence based control |
| US5845033A (en) | 1996-11-07 | 1998-12-01 | The Babcock & Wilcox Company | Fiber optic sensing system for monitoring restrictions in hydrocarbon production systems |
| GB9626099D0 (en) | 1996-12-16 | 1997-02-05 | King S College London | Distributed strain and temperature measuring system |
| US5892860A (en) | 1997-01-21 | 1999-04-06 | Cidra Corporation | Multi-parameter fiber optic sensor for use in harsh environments |
| US6072567A (en) * | 1997-02-12 | 2000-06-06 | Cidra Corporation | Vertical seismic profiling system having vertical seismic profiling optical signal processing equipment and fiber Bragg grafting optical sensors |
| US6281489B1 (en) | 1997-05-02 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics |
| GB2339902B (en) | 1997-05-02 | 2002-01-23 | Baker Hughes Inc | Monitoring of downhole parameters |
| US6787758B2 (en) | 2001-02-06 | 2004-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
| JP2001510903A (ja) | 1997-07-15 | 2001-08-07 | コーニング インコーポレイテッド | 光ファイバの誘導ブリュアン散乱の抑制方法 |
| US6004639A (en) | 1997-10-10 | 1999-12-21 | Fiberspar Spoolable Products, Inc. | Composite spoolable tube with sensor |
| US6018501A (en) * | 1997-12-10 | 2000-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea repeater and method for use of the same |
| US6082454A (en) | 1998-04-21 | 2000-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Spooled coiled tubing strings for use in wellbores |
| US6003376A (en) * | 1998-06-11 | 1999-12-21 | Vista Research, Inc. | Acoustic system for measuring the location and depth of underground pipe |
| AR018459A1 (es) * | 1998-06-12 | 2001-11-14 | Shell Int Research | Metodo y disposicion para mover equipos hacia y a traves de un conducto y dispositivo de vaiven para ser usado en dicha disposicion |
| AR018460A1 (es) * | 1998-06-12 | 2001-11-14 | Shell Int Research | MÉTODO Y DISPOSICIoN PARA MEDIR DATOS DE UN CONDUCTO DE TRANSPORTE DE FLUIDO Y APARATO SENSOR UTILIZADO EN DICHA DISPOSICIoN. |
| US6354147B1 (en) | 1998-06-26 | 2002-03-12 | Cidra Corporation | Fluid parameter measurement in pipes using acoustic pressures |
| US7721822B2 (en) * | 1998-07-15 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for real-time downhole pressure management (ECD control) |
| US20080262737A1 (en) * | 2007-04-19 | 2008-10-23 | Baker Hughes Incorporated | System and Method for Monitoring and Controlling Production from Wells |
| US8682589B2 (en) * | 1998-12-21 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites |
| US6271766B1 (en) * | 1998-12-23 | 2001-08-07 | Cidra Corporation | Distributed selectable latent fiber optic sensors |
| US6233746B1 (en) | 1999-03-22 | 2001-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiplexed fiber optic transducer for use in a well and method |
| US6935425B2 (en) * | 1999-05-28 | 2005-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method for utilizing microflowable devices for pipeline inspections |
| US6443228B1 (en) * | 1999-05-28 | 2002-09-03 | Baker Hughes Incorporated | Method of utilizing flowable devices in wellbores |
| US6233374B1 (en) | 1999-06-04 | 2001-05-15 | Cidra Corporation | Mandrel-wound fiber optic pressure sensor |
| US6691584B2 (en) | 1999-07-02 | 2004-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow rate measurement using unsteady pressures |
| GB9916022D0 (en) | 1999-07-09 | 1999-09-08 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus for determining flow rates |
| US6575033B1 (en) * | 1999-10-01 | 2003-06-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Highly sensitive accelerometer |
| CA2320394A1 (en) | 1999-10-29 | 2001-04-29 | Litton Systems, Inc. | Acoustic sensing system for downhole seismic applications utilizing an array of fiber optic sensors |
| US6367332B1 (en) * | 1999-12-10 | 2002-04-09 | Joseph R. Fisher | Triboelectric sensor and methods for manufacturing |
| US6603549B2 (en) | 2000-02-25 | 2003-08-05 | Cymer, Inc. | Convolution method for measuring laser bandwidth |
| GB2377243B (en) * | 2000-02-25 | 2004-07-14 | Shell Int Research | Hybrid well communication system |
| US6437326B1 (en) | 2000-06-27 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Permanent optical sensor downhole fluid analysis systems |
| US6408943B1 (en) | 2000-07-17 | 2002-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors |
| US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| NO315762B1 (no) * | 2000-09-12 | 2003-10-20 | Optoplan As | Sand-detektor |
| WO2002027139A1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-04-04 | Tubel Paulo S | Method and system for wireless communications for downhole applications |
| US6782150B2 (en) | 2000-11-29 | 2004-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for sensing fluid in a pipe |
| CA2361813A1 (en) * | 2001-01-29 | 2002-07-29 | Peter O. Paulson | Low frequency electromagnetic analysis of prestressed concrete tensioning strands |
| NO325098B1 (no) | 2001-04-06 | 2008-02-04 | Thales Underwater Systems Uk L | Anordning og fremgangsmate for fluidstrommaling ved fiberoptisk deteksjon av mekaniske vibrasjoner |
| US6590647B2 (en) | 2001-05-04 | 2003-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Physical property determination using surface enhanced raman emissions |
| WO2003016826A2 (en) | 2001-08-17 | 2003-02-27 | Baker Hughes Incorporated | In-situ heavy-oil reservoir evaluation with artificial temperature elevation |
| US6557630B2 (en) | 2001-08-29 | 2003-05-06 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus for determining the temperature of subterranean wells using fiber optic cable |
| US7168311B2 (en) | 2001-09-20 | 2007-01-30 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic monitoring of flow inside and outside a tube downhole |
| US6585042B2 (en) | 2001-10-01 | 2003-07-01 | Jerry L. Summers | Cementing plug location system |
| US7066284B2 (en) | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| US7104331B2 (en) | 2001-11-14 | 2006-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Optical position sensing for well control tools |
| GB2384108A (en) | 2002-01-09 | 2003-07-16 | Qinetiq Ltd | Musical instrument sound detection |
| GB2384313A (en) | 2002-01-18 | 2003-07-23 | Qinetiq Ltd | An attitude sensor |
| US7328624B2 (en) * | 2002-01-23 | 2008-02-12 | Cidra Corporation | Probe for measuring parameters of a flowing fluid and/or multiphase mixture |
| GB2384644A (en) | 2002-01-25 | 2003-07-30 | Qinetiq Ltd | High sensitivity fibre optic vibration sensing device |
| US7428922B2 (en) | 2002-03-01 | 2008-09-30 | Halliburton Energy Services | Valve and position control using magnetorheological fluids |
| GB2408529B (en) | 2002-03-04 | 2006-03-08 | Schlumberger Holdings | Sand screens |
| GB2386687A (en) | 2002-03-21 | 2003-09-24 | Qinetiq Ltd | Accelerometer vibration sensor having a flexural casing and an attached mass |
| US6802373B2 (en) | 2002-04-10 | 2004-10-12 | Bj Services Company | Apparatus and method of detecting interfaces between well fluids |
| US6722434B2 (en) | 2002-05-31 | 2004-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating gas in well treating fluids |
| GB0213756D0 (en) | 2002-06-14 | 2002-07-24 | Qinetiq Ltd | A vibration protection structure for fibre optic sensors or sources |
| US20030234921A1 (en) | 2002-06-21 | 2003-12-25 | Tsutomu Yamate | Method for measuring and calibrating measurements using optical fiber distributed sensor |
| US6995899B2 (en) | 2002-06-27 | 2006-02-07 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic amplifier for oilfield applications |
| US8210260B2 (en) | 2002-06-28 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Single pump focused sampling |
| MXPA05001618A (es) | 2002-08-15 | 2005-04-25 | Schlumberger Technology Bv | Uso de sensores de temperatura distribuidos durante los tratamientos de pozos de sondeo. |
| US20040040707A1 (en) | 2002-08-29 | 2004-03-04 | Dusterhoft Ronald G. | Well treatment apparatus and method |
| CA2497269C (en) | 2002-08-30 | 2011-09-20 | Sensor Highway Limited | Methods and systems to activate downhole tools with light |
| RU2269144C2 (ru) | 2002-08-30 | 2006-01-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Транспортировка, телеметрия и/или активация посредством оптического волокна |
| CN1723332B (zh) | 2002-08-30 | 2010-10-27 | 高速传感器有限公司 | 采用纤维光学导线和传感器的测井系统 |
| AU2003267553A1 (en) | 2002-08-30 | 2004-03-19 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus for logging a well using fiber optics |
| US6978832B2 (en) | 2002-09-09 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in the formation |
| IL152310A (en) | 2002-10-15 | 2010-05-17 | Magal Security Systems Ltd | System and method for detecting, locating and recognizing an approach toward an elongated installation |
| US9547831B2 (en) * | 2002-10-22 | 2017-01-17 | Joshua E. Laase | High level RFID solution for rental tools and equipment |
| US7725301B2 (en) | 2002-11-04 | 2010-05-25 | Welldynamics, B.V. | System and method for estimating multi-phase fluid rates in a subterranean well |
| US6981549B2 (en) | 2002-11-06 | 2006-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| GB0226162D0 (en) | 2002-11-08 | 2002-12-18 | Qinetiq Ltd | Vibration sensor |
| GB2408327B (en) | 2002-12-17 | 2005-09-21 | Sensor Highway Ltd | Use of fiber optics in deviated flows |
| US6997256B2 (en) | 2002-12-17 | 2006-02-14 | Sensor Highway Limited | Use of fiber optics in deviated flows |
| US6994162B2 (en) | 2003-01-21 | 2006-02-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Linear displacement measurement method and apparatus |
| US6788063B1 (en) * | 2003-02-26 | 2004-09-07 | Ge Medical Systems Technology Company, Llc | Method and system for improving transient noise detection |
| BRPI0407981A (pt) | 2003-03-05 | 2006-03-07 | Shell Int Research | método e sistema de fibra óptica para medir pressão e/ou outros dados fìsicos |
| US7752953B2 (en) | 2003-03-12 | 2010-07-13 | Lsp Technologies, Inc. | Method and system for neutralization of buried mines |
| US7254999B2 (en) | 2003-03-14 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Permanently installed in-well fiber optic accelerometer-based seismic sensing apparatus and associated method |
| CA2519066C (en) | 2003-03-28 | 2009-07-14 | Sensor Highway Limited | Method to measure injector inflow profiles |
| GB2400662B (en) * | 2003-04-15 | 2006-08-09 | Westerngeco Seismic Holdings | Active steering for marine seismic sources |
| GB2401430B (en) | 2003-04-23 | 2005-09-21 | Sensor Highway Ltd | Fluid flow measurement |
| EP1484473B1 (en) | 2003-06-06 | 2005-08-24 | Services Petroliers Schlumberger | Method and apparatus for acoustic detection of a fluid leak behind a casing of a borehole |
| US7086484B2 (en) | 2003-06-09 | 2006-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determination of thermal properties of a formation |
| US8284075B2 (en) | 2003-06-13 | 2012-10-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network |
| US7152685B2 (en) | 2003-06-20 | 2006-12-26 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for deploying a line in coiled tubing |
| US7140437B2 (en) | 2003-07-21 | 2006-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for monitoring a treatment process in a production interval |
| WO2005035943A1 (en) | 2003-10-10 | 2005-04-21 | Schlumberger Surenco Sa | System and method for determining flow rates in a well |
| GB2407595B8 (en) * | 2003-10-24 | 2017-04-12 | Schlumberger Holdings | System and method to control multiple tools |
| US20070283751A1 (en) | 2003-12-24 | 2007-12-13 | Van Der Spek Alexander M | Downhole Flow Measurement In A Well |
| BRPI0418100A (pt) | 2003-12-24 | 2007-04-17 | Shell Int Research | métodos para determinar um perfil de afluxo de fluìdo ao longo de uma região de afluxo permeável de um furo de poço subterráneo e de produzir óleo bruto de uma formação subterránea, e, aquecedor e sistema de sensoriamento de temperatura distribuìda |
| US20050149264A1 (en) | 2003-12-30 | 2005-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method to Interpret Distributed Temperature Sensor Data and to Determine a Flow Rate in a Well |
| US7526944B2 (en) * | 2004-01-07 | 2009-05-05 | Ashok Sabata | Remote monitoring of pipelines using wireless sensor network |
| GB0407982D0 (en) | 2004-04-08 | 2004-05-12 | Wood Group Logging Services In | "Methods of monitoring downhole conditions" |
| US7077200B1 (en) | 2004-04-23 | 2006-07-18 | Schlumberger Technology Corp. | Downhole light system and methods of use |
| GB0409865D0 (en) | 2004-05-01 | 2004-06-09 | Sensornet Ltd | Direct measurement of brillouin frequency in distributed optical sensing systems |
| US7617873B2 (en) | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
| BRPI0404129A (pt) | 2004-05-31 | 2006-01-17 | Petroleo Brasileiro Sa | Sensor de ph a fibra óptica |
| US7159468B2 (en) | 2004-06-15 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiber optic differential pressure sensor |
| MXPA06014998A (es) | 2004-06-23 | 2007-05-18 | Harry B Curlett | Metodo para desarrollar y producir depositos geotermicos profundos. |
| EP1760424B1 (en) | 2004-06-25 | 2012-02-08 | Neubrex Co., Ltd. | Distributed optical fiber sensor |
| GB2416394B (en) | 2004-07-17 | 2006-11-22 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus for measuring fluid properties |
| US7479878B2 (en) * | 2004-07-28 | 2009-01-20 | Senstar-Stellar Corporation | Triboelectric, ranging, or dual use security sensor cable and method of manufacturing same |
| US7397976B2 (en) * | 2005-01-25 | 2008-07-08 | Vetco Gray Controls Limited | Fiber optic sensor and sensing system for hydrocarbon flow |
| US8023690B2 (en) | 2005-02-04 | 2011-09-20 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for imaging fluids downhole |
| EP2902690B1 (en) * | 2005-02-07 | 2019-07-31 | Pure Technologies Ltd. | Anomaly detector for pipelines |
| GB0504579D0 (en) | 2005-03-04 | 2005-04-13 | British Telecomm | Communications system |
| AU2006223303B2 (en) * | 2005-03-12 | 2010-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Optical position sensor |
| US7387033B2 (en) * | 2005-06-17 | 2008-06-17 | Acellent Technologies, Inc. | Single-wire sensor/actuator network for structure health monitoring |
| GB2433112B (en) * | 2005-12-06 | 2008-07-09 | Schlumberger Holdings | Borehole telemetry system |
| US20100175877A1 (en) | 2006-01-24 | 2010-07-15 | Parris Michael D | Method of designing and executing a well treatment |
| US7529150B2 (en) | 2006-02-06 | 2009-05-05 | Precision Energy Services, Ltd. | Borehole apparatus and methods for simultaneous multimode excitation and reception to determine elastic wave velocities, elastic modulii, degree of anisotropy and elastic symmetry configurations |
| GB0605066D0 (en) | 2006-03-14 | 2006-04-26 | Schlumberger Holdings | Method and apparatus for monitoring structures |
| US20070234789A1 (en) | 2006-04-05 | 2007-10-11 | Gerard Glasbergen | Fluid distribution determination and optimization with real time temperature measurement |
| US7398680B2 (en) | 2006-04-05 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking fluid displacement along a wellbore using real time temperature measurements |
| JP5012804B2 (ja) | 2006-08-24 | 2012-08-29 | 住友電気工業株式会社 | 光ファイバ特性分布センサ |
| US8540027B2 (en) * | 2006-08-31 | 2013-09-24 | Geodynamics, Inc. | Method and apparatus for selective down hole fluid communication |
| GB2442745B (en) | 2006-10-13 | 2011-04-06 | At & T Corp | Method and apparatus for acoustic sensing using multiple optical pulses |
| US7827859B2 (en) | 2006-12-12 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for obtaining measurements below bottom sealing elements of a straddle tool |
| US7753120B2 (en) | 2006-12-13 | 2010-07-13 | Carl Keller | Pore fluid sampling system with diffusion barrier and method of use thereof |
| US7597142B2 (en) * | 2006-12-18 | 2009-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for sensing a parameter in a wellbore |
| BRPI0719413A2 (pt) | 2006-12-19 | 2014-03-18 | Dow Global Technologies Inc | "propante revestido" |
| CA2619317C (en) | 2007-01-31 | 2011-03-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Brillouin distributed temperature sensing calibrated in-situ with raman distributed temperature sensing |
| RU2009133943A (ru) | 2007-02-15 | 2011-03-20 | ХайФай ИНЖИНИРИНГ ИНК. (CA) | Способ и устройство для профилирования миграции флюида |
| US8302686B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8297353B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8162050B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8291975B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8297352B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US20110187556A1 (en) * | 2007-04-02 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of Micro-Electro-Mechanical Systems (MEMS) in Well Treatments |
| US8316936B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-27 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9732584B2 (en) * | 2007-04-02 | 2017-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| GB0706453D0 (en) | 2007-04-03 | 2007-05-09 | Qinetiq Ltd | Frequency control method and apparatus |
| US7610960B2 (en) | 2007-04-25 | 2009-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Depth correlation device for fiber optic line |
| US8397810B2 (en) * | 2007-06-25 | 2013-03-19 | Turbo-Chem International, Inc. | Wireless tag tracer method |
| GB0712345D0 (en) | 2007-06-26 | 2007-08-01 | Metcalfe Paul D | Downhole apparatus |
| US7504618B2 (en) | 2007-07-03 | 2009-03-17 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed sensing in an optical fiber using brillouin scattering |
| US7580797B2 (en) | 2007-07-31 | 2009-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface layer and reservoir parameter measurements |
| US20090034368A1 (en) * | 2007-08-02 | 2009-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for communicating data between a well and the surface using pressure pulses |
| GB2463630B (en) | 2007-09-06 | 2012-04-04 | Shell Int Research | High spatial resolution distributed temperature sensing system |
| US20090092005A1 (en) | 2007-10-08 | 2009-04-09 | Nicolas Goujon | Controlling seismic source elements based on determining a three-dimensional geometry of the seismic source elements |
| US8397809B2 (en) | 2007-10-23 | 2013-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus to perform a leak off test in a well |
| US7946341B2 (en) * | 2007-11-02 | 2011-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring |
| CA2704837C (en) | 2007-11-30 | 2016-08-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Real-time completion monitoring with acoustic waves |
| US7754660B2 (en) | 2007-12-18 | 2010-07-13 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Process to prepare zirconium-based cross-linker compositions and their use in oil field applications |
| US8136395B2 (en) | 2007-12-31 | 2012-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for well data analysis |
| GB2457278B (en) | 2008-02-08 | 2010-07-21 | Schlumberger Holdings | Detection of deposits in flow lines or pipe lines |
| US7755973B2 (en) | 2008-02-21 | 2010-07-13 | Precision Energy Services, Inc. | Ultrasonic logging methods and apparatus for automatically calibrating measures of acoustic impedance of cement and other materials behind casing |
| US7755235B2 (en) | 2008-03-22 | 2010-07-13 | Stolar, Inc. | Downhole generator for drillstring instruments |
| US7753118B2 (en) | 2008-04-04 | 2010-07-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and tool for evaluating fluid dynamic properties of a cement annulus surrounding a casing |
| US8020616B2 (en) * | 2008-08-15 | 2011-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining a status in a wellbore based on acoustic events detected by an optical fiber mechanism |
| GB0815297D0 (en) | 2008-08-21 | 2008-09-24 | Qinetiq Ltd | Conduit monitoring |
| CA2734672C (en) * | 2008-08-27 | 2017-01-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Monitoring system for well casing |
| BRPI0919256A2 (pt) | 2008-09-24 | 2018-06-05 | Prad Research And Development Limited | sistema de diagnóstico de integridade de riser submarino |
| US8336624B2 (en) | 2008-10-30 | 2012-12-25 | Baker Hughes Incorporated | Squeeze process for reactivation of well treatment fluids containing a water-insoluble adsorbent |
| US8561696B2 (en) | 2008-11-18 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of placing ball sealers for fluid diversion |
| US20100139386A1 (en) | 2008-12-04 | 2010-06-10 | Baker Hughes Incorporated | System and method for monitoring volume and fluid flow of a wellbore |
| CN102333841B (zh) | 2008-12-18 | 2014-11-26 | 3M创新有限公司 | 使含烃地层与氟化磷酸酯和膦酸酯组合物接触的方法 |
| US8629089B2 (en) | 2008-12-18 | 2014-01-14 | 3M Innovative Properties Company | Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ether compositions |
| US8095318B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimating formation dip using combined multiaxial induction and formation image measurements |
| GB0823194D0 (en) | 2008-12-19 | 2009-01-28 | Tunget Bruce A | Controlled Circulation work string for well construction |
| US20100155146A1 (en) | 2008-12-19 | 2010-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Hybrid drill bit with high pilot-to-journal diameter ratio |
| AU2009251043A1 (en) | 2009-01-07 | 2010-07-22 | The University Of Sydney | A method and system of data modelling |
| US8145429B2 (en) | 2009-01-09 | 2012-03-27 | Baker Hughes Incorporated | System and method for sampling and analyzing downhole formation fluids |
| CA2747426C (en) | 2009-01-09 | 2017-05-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon detection with passive seismic data |
| US8141639B2 (en) | 2009-01-09 | 2012-03-27 | Owen Oil Tools Lp | Detonator for material-dispensing wellbore tools |
| US8379482B1 (en) | 2009-01-13 | 2013-02-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Using seismic attributes for data alignment and seismic inversion in joint PP/PS seismic analysis |
| US20100177596A1 (en) | 2009-01-14 | 2010-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adaptive Carrier Modulation for Wellbore Acoustic Telemetry |
| US7896078B2 (en) | 2009-01-14 | 2011-03-01 | Baker Hughes Incorporated | Method of using crosslinkable brine containing compositions |
| US7969571B2 (en) | 2009-01-15 | 2011-06-28 | Baker Hughes Incorporated | Evanescent wave downhole fiber optic spectrometer |
| US20100179076A1 (en) | 2009-01-15 | 2010-07-15 | Sullivan Philip F | Filled Systems From Biphasic Fluids |
| US8315486B2 (en) * | 2009-02-09 | 2012-11-20 | Shell Oil Company | Distributed acoustic sensing with fiber Bragg gratings |
| US20100200743A1 (en) * | 2009-02-09 | 2010-08-12 | Larry Dale Forster | Well collision avoidance using distributed acoustic sensing |
| WO2010091404A1 (en) | 2009-02-09 | 2010-08-12 | Shell Oil Company | Method of detecting fluid in-flows downhole |
| US20100207019A1 (en) | 2009-02-17 | 2010-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Optical monitoring of fluid flow |
| ES2637023T3 (es) | 2009-02-27 | 2017-10-10 | Baker Hughes Incorporated | Sistema y método para monitorizar un pozo |
| GB2516780B (en) * | 2009-05-27 | 2015-07-15 | Silixa Ltd | Apparatus for optical sensing |
| NO345867B1 (no) * | 2009-05-27 | 2021-09-20 | Optasense Holdings Ltd | Overvåkning av sprekkdannelser |
| CA2708843C (en) | 2009-07-01 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | System to measure vibrations using fiber optic sensors |
| CA2768261A1 (en) | 2009-07-16 | 2011-01-20 | Hamidreza Alemohammad | Optical fibre sensor and methods of manufacture |
| US20110090496A1 (en) | 2009-10-21 | 2011-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole monitoring with distributed optical density, temperature and/or strain sensing |
| US20110088462A1 (en) | 2009-10-21 | 2011-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole monitoring with distributed acoustic/vibration, strain and/or density sensing |
| EP2386881B1 (en) * | 2010-05-12 | 2014-05-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sonic/acoustic monitoring using optical distributed acoustic sensing |
| US8464581B2 (en) * | 2010-05-13 | 2013-06-18 | Schlumberger Technology Corporation | Passive monitoring system for a liquid flow |
| US8605542B2 (en) | 2010-05-26 | 2013-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Detection of seismic signals using fiber optic distributed sensors |
| CA2743696C (en) * | 2010-06-17 | 2014-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Fiber optic cable for distributed acoustic sensing with increased acoustic sensitivity |
| US20110311179A1 (en) * | 2010-06-18 | 2011-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Compartmentalized fiber optic distributed sensor |
| US8930143B2 (en) | 2010-07-14 | 2015-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resolution enhancement for subterranean well distributed optical measurements |
| US8584519B2 (en) | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
| US20120014211A1 (en) | 2010-07-19 | 2012-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring of objects in conjunction with a subterranean well |
| US20120046866A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield applications for distributed vibration sensing technology |
| EP2630519A2 (en) * | 2010-10-19 | 2013-08-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Monitoring using distributed acoustic sensing (das) technology |
| GB201020358D0 (en) * | 2010-12-01 | 2011-01-12 | Qinetiq Ltd | Fracture characterisation |
| US20140126332A1 (en) | 2012-11-08 | 2014-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Verification of well tool operation with distributed acoustic sensing system |
| US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
| US20140150523A1 (en) | 2012-12-04 | 2014-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calibration of a well acoustic sensing system |
-
2010
- 2010-07-19 US US12/838,736 patent/US8584519B2/en active Active
-
2011
- 2011-07-15 MX MX2013000610A patent/MX2013000610A/es active IP Right Grant
- 2011-07-15 CA CA2805326A patent/CA2805326C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-07-15 EP EP11735518.0A patent/EP2596209B1/en active Active
- 2011-07-15 MY MYPI2013000202A patent/MY158963A/en unknown
- 2011-07-15 WO PCT/GB2011/001068 patent/WO2012010821A2/en not_active Ceased
- 2011-07-15 EP EP15166822.5A patent/EP2944758A1/en not_active Withdrawn
- 2011-07-15 BR BR112013001260A patent/BR112013001260A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-07-15 AU AU2011281359A patent/AU2011281359B2/en not_active Ceased
- 2011-07-15 RU RU2013107010/03A patent/RU2564040C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-02-06 CO CO13023809A patent/CO6630152A2/es active IP Right Grant
- 2013-09-20 US US14/033,304 patent/US9003874B2/en active Active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1996009561A1 (en) * | 1994-09-21 | 1996-03-28 | Sensor Dynamics Limited | Apparatus for sensor location |
| RU2272907C2 (ru) * | 2000-06-01 | 2006-03-27 | Маратон Ойл Компани | Способ и система выполнения операций обработки в скважинах |
| US20030094281A1 (en) * | 2000-06-29 | 2003-05-22 | Tubel Paulo S. | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
| US20020040963A1 (en) * | 2000-10-06 | 2002-04-11 | Clayton Hugh R. | Sensing strain in hydrocarbon wells |
| RU2390629C2 (ru) * | 2003-04-23 | 2010-05-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Система дистанционного контроля потокопроводов |
| US20040238166A1 (en) * | 2003-06-02 | 2004-12-02 | Philippe Salamitou | Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore |
| RU2324816C2 (ru) * | 2004-12-09 | 2008-05-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ связи вдоль ствола скважины (варианты) |
| RU2341652C1 (ru) * | 2006-02-27 | 2008-12-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Осуществляемые в реальном масштабе времени на стороне добычи контроль и управление для применений, предусматривающих извлечение флюидов с помощью нагревания |
| WO2009140044A2 (en) * | 2008-05-12 | 2009-11-19 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic and fiber optic network for use in laterals downhole |
| US20100107754A1 (en) * | 2008-11-06 | 2010-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed acoustic wave detection |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2649195C1 (ru) * | 2017-01-23 | 2018-03-30 | Владимир Николаевич Ульянов | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта |
| RU177700U1 (ru) * | 2017-10-27 | 2018-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Клапан-отсекатель пласта |
| WO2025053767A1 (en) * | 2023-09-08 | 2025-03-13 | Aramco Innovations LLC | Simultaneous distributed fiber-optic telemetry and seismic acquisition |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112013001260A2 (pt) | 2016-05-17 |
| US20140022537A1 (en) | 2014-01-23 |
| AU2011281359A1 (en) | 2013-02-21 |
| US20120013893A1 (en) | 2012-01-19 |
| RU2013107010A (ru) | 2014-08-27 |
| WO2012010821A3 (en) | 2013-02-21 |
| EP2944758A1 (en) | 2015-11-18 |
| CO6630152A2 (es) | 2013-03-01 |
| MX2013000610A (es) | 2013-06-28 |
| MY158963A (en) | 2016-11-30 |
| US9003874B2 (en) | 2015-04-14 |
| US8584519B2 (en) | 2013-11-19 |
| AU2011281359B2 (en) | 2014-04-03 |
| CA2805326C (en) | 2017-05-16 |
| EP2596209B1 (en) | 2015-06-24 |
| EP2596209A2 (en) | 2013-05-29 |
| WO2012010821A2 (en) | 2012-01-26 |
| CA2805326A1 (en) | 2012-01-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2564040C2 (ru) | Связь через защитную оболочку линии | |
| CA2805571C (en) | Monitoring of objects in conjunction with a subterranean well | |
| Fenta et al. | Fibre optic methods of prospecting: A comprehensive and modern branch of geophysics | |
| CN1723332B (zh) | 采用纤维光学导线和传感器的测井系统 | |
| US9500767B2 (en) | Geo-locating positions along optical waveguides | |
| AU2011351365B2 (en) | Method and system for determining the location of a fiber optic channel along the length of a fiber optic cable | |
| US9151152B2 (en) | Thermal optical fluid composition detection | |
| AU2011349850B2 (en) | System and method for making distributed measurements using fiber optic cable | |
| US20250271310A1 (en) | Coil of reference fiber for downhole fiber sensing measurement |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200716 |