[go: up one dir, main page]

RU2564040C2 - Связь через защитную оболочку линии - Google Patents

Связь через защитную оболочку линии Download PDF

Info

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
Application number
RU2013107010/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013107010A (ru
Inventor
Джон Л. МАЙДА
Этьенн М. САМСОН
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of RU2013107010A publication Critical patent/RU2013107010A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2564040C2 publication Critical patent/RU2564040C2/ru

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12Means 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
    • E21B47/13Means 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
    • E21B47/135Means 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12Means 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
    • E21B47/14Means 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
    • E21B47/16Means 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.
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.
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.
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.
RU2013107010/03A 2010-07-19 2011-07-15 Связь через защитную оболочку линии RU2564040C2 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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