CN101680295A - 流体运移剖面获取方法及设备 - Google Patents

流体运移剖面获取方法及设备 Download PDF

Info

Publication number
CN101680295A
CN101680295A CN200880012079A CN200880012079A CN101680295A CN 101680295 A CN101680295 A CN 101680295A CN 200880012079 A CN200880012079 A CN 200880012079A CN 200880012079 A CN200880012079 A CN 200880012079A CN 101680295 A CN101680295 A CN 101680295A
Authority
CN
China
Prior art keywords
data
well
section
digital
fluid migration
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Pending
Application number
CN200880012079A
Other languages
English (en)
Inventor
约翰·霍尔
赫门·卡曼
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Hifi Engineering Inc
Original Assignee
Hifi Engineering Inc
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 Hifi Engineering Inc filed Critical Hifi Engineering Inc
Publication of CN101680295A publication Critical patent/CN101680295A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
    • E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
  • Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
  • Exposure And Positioning Against Photoresist Photosensitive Materials (AREA)

Abstract

本发明公开了一种获取井眼流体运移剖面的方法，包括以下步骤：获取井眼已测量区域的静态剖面；获取该井眼测量区域的动态剖面；对动态剖面进行数字滤波，消除静态剖面中的频率分量，从而提供一种流体运移剖面；并将此流体运移剖面储存到可由计算机读取的存储器中。

Description

流体运移剖面获取方法及设备
技术领域
本发明涉及获取油/气井中流体运移剖面的方法。
背景技术
套管放空流量/天然气运移(CVF/GM)分析正越来越受到世界各地油/气生产商的关注。为使天然气从气源运移到地面，必须存在路径。这种路径可能由多种原因形成，例如：井眼周围的裂缝、生产油管中的裂缝、套管到水泥/水泥到地层胶结不良、水泥中的通道或其它各种原因。
在井的不同寿命阶段都会进行“测井”操作：在钻井过程期间(生产前)、在井的作业期间(生产)，当井不再生产(被遗弃)之后也会进行定期测井。通过测井所获得的信息包括：井眼、生产油管、周围套管或储层基质的温度、压力或声学信息；井眼所在地层、储层基质的地质构成，等等。
目前油气工业所使用的测井方法包括：例如，脉冲中子中子测井(PNN)(用于评估地层中的成分)、水泥胶结测井(CBL)(用于评估套管水泥完整性)、噪声/温度测井、放射胶结测井(RBL)、补偿中子测井(CNL)(用于评估地层的孔隙率)。利用地震检波器和人工声学信号源的地震探测方法提供了有关钻井所在区域的地质层信息。例如，采用光学传感器和光纤的声学感测系统在井下地震中的应用已经为人们所了解。CA2320394描述了一种系统，它探测由辅助井眼中的人造声源所产生的声学信号，以识别声波在地层中的不同传播。CA2342611公开了一种系统，它包括一个用于地震探测的声波发射器(人造声源)，用于获取钻孔所在地层的特性信息。用于产生声学信号的人造声源(例如，气枪、振动器、射孔弹等)可用来产生地震波。这些方法都十分猛烈，所产生的声学信号在地表或者距离声源很远的地方均可感受到。
CVF/GM可以在油气井寿命期内的任意时间发生。当发现油气井存在异常或不希望存在的流体(通常是气态或液态碳氢化合物)运移(泄漏)时，必须对其进行修复，以阻止泄漏。这样可能会导致生产井暂停作业，也可能会导致对一个废弃井或暂停井进行修复。在这些情况下进行的修复工作并不能为天然气公司带来收入，而且为了解决这些问题，每口井可能要耗费数百万美元。
为应对这种泄漏，一种基本的策略可能包括以下步骤：确定引发问题的气源；与泄漏流体源沟通(即在生产油管以及/或者水泥上形成孔洞，以有效进入地层)；并利用堵、盖或其他方法来阻止泄漏(即向存在问题的地层内注入水泥或在其上覆盖水泥，以封、‘堵’气源，防止进一步泄漏)。
用于阻止油气井泄漏的材料和方法已经为人们所熟知，通常是注入一种液体或半液体基质，形成一种不透气层。例如，美国授予Saponja等人的第55003227号专利案描述了各种用于终止油气井中气态或液态碳氢化合物非期望运移的方法。美国授予Sabins等人的第5327969号专利案介绍了一些用于防止初次固井阶段的气态或液态碳氢化合物运移的方法。
但在可以阻止泄漏之前，必须首先明确和定位泄漏位置。用于确定泄漏位置的现有系统包括探测装置，例如电缆或电线末端的单个麦克风。麦克风被下入井中，停在所关注的深度，并在一段较短时间内记录该深度的背景声学活动。然后将装置升高一段较短距离(重新定位)，然后重复该过程。记录间隔可以是大约10秒到大约1分钟，重新定位距离可以是大约2米到大约5米。记录间隔越长、重新定位距离越短，所得到的数据越准确，但所花费的时间也越长。在完成数据收集之后，即对这些声学数据进行处理，并对油气井的噪声特点进行表征。这种对各种井深进行连续、逐步监测的方法非常缓慢，一口典型的油气井可能需要6至12小时才能完成测量。对于深井，这种连续的数据采集所花费的时间可能会相当长。例如，对于一口深1000米的油气井来说，总测量时间(包括每一深度的稳定时间、重新定位时间和实际记录时间)可能长达12小时。此外，由于这种记录装置在每一深度仅记录大约1分钟的数据，所以在发生噪声异常时，记录装置可能没有直接处于泄漏点——对于一个泄漏速度很低的井，噪声异常可能被完全错过。当数据在井口被计算机采集系统实际接收时，电线长度以及在采用模拟信号时的滤波与带宽限制，也都会使数据受到损失，导致信噪比不佳。
在阻止井眼泄漏的过程中，及时采集用以确定气源的可靠数据是一个关键步骤，人们希望得到经过改进的方法与设备。
发明内容
根据本发明的一个方面，提供了一种用于获取井眼流体运移剖面的方法，它包括以下步骤：
获取井眼已测量区域的静态剖面，此静态剖面包括与井眼内流体运移无关的事件；
获取井眼已测量区域的动态剖面，此动态剖面包括与井眼内流体运移有关和无关的事件；以及
对这些静态和动态剖面进行数字处理，滤除静态剖面中与流体运移无关的事件，从而获得流体运移剖面。
根据本发明的另一方面，静态剖面可以通过一种测量方法来获得，这种方法获取的事件数据包括以下数据中的至少一种：相干瑞利数据、数字温度感测数据或者数字噪声阵列数据。
根据本发明的另一方面，动态剖面可以通过一种测量方法来获得，这种方法获取的事件数据包括以下数据中的至少一种：相干瑞利数据、数字温度感测数据或者数字噪声阵列数据。
根据本发明的另一方面，用于获取井眼已测量区域静态剖面的步骤包括以下步骤：
a)在井眼中的第一位置放置一个光缆组合件；
b)对井眼进行加压，使压力达到平衡；
c)操作一个激光组合件，以便沿相干瑞利传输线、数字温度传感器传输线或者数字噪声阵列传输线发射激光；
d)收集相干瑞利数据、数字温度传感器数据或数字噪声阵列数据；
e)解调所收集的相干瑞利数据、数字温度传感器数据或数字噪声阵列数据；以及
f)i)变换经过解调的相干瑞利数据或数字噪声阵列数据；或者
ii)将数字温度传感器数据对时间积分。
根据本发明的另一方面，用于获取井眼已测量区域动态剖面的步骤包括以下步骤：
a)在井眼中的第一位置放置一个光缆组合件；
b)释放已加压井眼中的压力；
c)操作一个激光组合件，以便沿相干瑞利传输线、数字温度传感器传输线或者数字噪声阵列传输线发射激光；
d)收集相干瑞利数据、数字温度传感器数据或数字噪声阵列数据；
e)解调所收集的相干瑞利数据、数字温度传感器数据或数字噪声阵列数据；以及
f)i)变换经过解调的相干瑞利数据或数字噪声阵列数据；或者
ii)将数字温度传感器数据对时间积分。
根据本发明的另一方面，收集噪声阵列数据的步骤进一步包括在步骤d)中将数字噪声阵列升高一个阵列跨度，并重复步骤d)至步骤f)。
根据本发明的另一方面，收集噪声阵列数据的步骤进一步包括在步骤d)中将数字噪声阵列升高一个阵列跨度，并重复步骤d)至步骤f)。
根据本发明的另一方面，提供了一种可由计算机读取的存储器，其中记录了一些计算机执行的语句和指令，以执行一种用于获取井眼流体运移剖面的方法，该方法包括以下步骤：
a)获取井眼已测量区域的静态剖面，此静态剖面包括与井眼内流体运移无关的事件；
b)获取井眼已测量区域的动态剖面，此动态剖面包括与井眼内流体运移有关和无关的事件；以及
c)对这些静态和动态剖面进行数字处理，滤除静态剖面中与流体运移无关的事件，从而获得流体运移剖面。
根据本发明的另一方面，提供了一种用于获取井眼流体运移剖面的设备，它包括：
a)光缆组合件，可操作该组合件以获得井眼已测量区域的静态剖面和动态剖面，此静态剖面包括与井眼中流体运移无关的事件，此动态剖面包括与井眼中流体运移有关和无关的事件；以及
b)数据采集单元，包括：
激光组合件，以光学方式耦合到光缆组合件，并可向光缆组合件发射激光；
光学信号处理设备，以光学方式耦合到光缆组合件，并可以处理来自光缆组合件、代表静态和动态剖面的光学信号，以及
一种可由计算机读取的存储器，它可以与光学信号处理设备通信，上面记录了一些处理静态和动态剖面的语句和指令，用于从静态剖面中滤除与流体运移无关的事件，从而获得流体运移剖面。
根据本发明的另一方面，可以对此光缆组合件进行配置，用于以下至少一种功能：收集相干瑞利数据、收集数字温度感测数据或者收集数字噪声阵列数据。
根据本发明的另一方面，配置用来收集相干瑞利数据的光缆组合件包括一种单模光纤。
根据本发明的另一方面，配置用来收集数字温度感测数据的光缆组合件包括一种多模光纤。
根据本发明的另一方面，配置用来收集数字噪声阵列数据的光缆组合件包括一种单模光纤，这种光纤包括多个滤光器，由一段介入长度的单模光纤隔开。
根据本发明的另一方面，此介入长度的单模光纤缠绕在一个芯轴周围。
根据本发明的另一方面，提供了一种计算机程序产品，包括：存储器，其中嵌有用于CPU执行的可供计算机读取的代码，用于接收从井眼的静态剖面和动态剖面获得的解调光学数据，这些代码包括：
a)用于变换解调数据的变换协议；
b)用于解调数据对时间积分的积分协议；以及
c)一种数字滤波协议，用于对动态剖面进行数字滤波，以清除静态剖面中表示的频率分量，从而提供一种流体运移剖面。
根据本发明的另一方面，解调后的光学数据包括：相干瑞利数据、解调后的数字温度感测数据或者解调后的数字噪声阵列数据。
本发明内容不一定描述了本发明的全部特征。
附图说明
通过以下说明，可以进一步明了本发明的这些特征及其他特征，在说明过程中参考了附图。
图1是根据本发明一个实施例的天然气运移检测与分析设备的示意侧视图；
图2是该天然气运移检测与分析设备光缆组合件的示意图；
图3是该光缆组合件的声传感器阵列的示意图；
图4是该光缆组合件与传感器阵列的某些组件的功能框图；
图5是该天然气运移检测与分析设备的光学信号处理组合件各部件的功能框图；
图6是图5中外部调制器组合件35的某些部件的功能框图；
图7是利用图1中的设备测定井眼的静态剖面的步骤流程图；
图8是利用图1中的设备测定井眼的动态剖面的步骤流程图；
图9是利用本发明其他方面的方法测定井眼流体运移剖面的步骤流程图；
图10给出一个声学测井迹线(右面板)的实例，其中的噪声峰值对准井眼异常位置，这些井眼异常在天然气泡向上运移时会导致异常噪声剖面；
图11中，(A)图是300Hz的输入正弦波，(B)是使用密封传感器所获声学信号的快速傅立叶变换谱图，此传感器包括一个硬度80A的胶芯和位于光纤布拉格光栅之间的10米介入长度；
图12中，(A)图是300Hz的输入正弦波，(B)是利用直立双传感器阵列所获得声学信号的快速傅立叶变换，此阵列在光纤布拉格光栅之间包含10米介入长度；
图13给出输入声学信号(上图)和利用密封传感器所获输入声学信号的快速傅立叶变换谱图(下图)，此传感器包括一个硬度80A的胶芯以及在光纤布拉格光栅之间的10米介入长度。(A)低气泡率(每分钟5个气泡)，(B)基线(背景环境噪声)；
图14给出输入声学信号(上图)和利用密封传感器所获输入声学信号的快速傅立叶变换谱图(下图)，此传感器包括一个硬度80A的胶芯以及在光纤布拉格光栅之间的10米介入长度。(A)外部套管的轻度人工摩擦，(B)基线(背景环境噪声)。
具体实施方式
设备
参见图1并根据本发明的一个具体实施例，提供了一种设备10，用于检测和分析油气井中的流体运移。油气井中的流体运移通常被称为“套管放空流量/天然气运移”，其含义是指一种流体沿油气井的垂直纵深流入或流出，包括流体在井眼生产套管背后或外面的流动。这种流体包括气态或液态碳氢化合物，包括石油、水、蒸汽或者它们的混合物。在泄漏井中可以发现各种化合物，包括甲烷、戊烷、己烷、辛烷、乙烷、硫化物、二氧化硫、硫磺、石油烃类(六个碳至三十四个碳，甚至更多)、油或油脂，以及其他产生臭味的混合物。某些化合物可以在不同程度上溶解于水中，从而可能在地下水或地表水中造成污染。任何类型的异常或非期望流体运移均被看作泄漏，设备10用于检测和分析这些泄漏，以便于对泄漏进行修复。这些泄漏可发生在生产井或废弃井中，也可以发生在已经暂停生产的井中。
可以将流体运移所导致的声学信号(例如，温度变化)用作泄漏井的标志或“症状”。例如，天然气可能以气泡的形式从气源向上朝地表移动产生运移，这种运移经常会流经非常复杂的路径，进入以及(或者)排出井眼的生产套管、周围地层和水泥套管，可能通过油气井的出口或通过地表排放到空气中。当气泡运移时，压力可能改变，气泡可能膨胀或者收缩，以及(或者)加快或减缓运移速度。气泡移动可能会产生不同频率和振幅的声学信号，频率范围为20-20000Hz。这种运移也可能导致温度变化(由于膨胀或压缩)，这种变化采用本发明各种具体实施例的设备和方法可以检测到。
图1所示设备10包括柔性光缆组合件14，此组合件14包括光缆15、通过光连接器18连接到光缆15末端的声传感器阵列16、耦接到传感器阵列16末端的重物。设备10还包括地面数据采集单元24，它存放和展开光缆组合件14，并接收和处理来自光缆组合件14的原始测量数据。数据采集单元24包括一个卷轴19，用于以卷绕形式存放光缆组合件14。电动机21与卷轴19耦接在一起，可用于展开和收回光缆组合件14。数据采集单元24还包括与光缆组合件14进行通信的光学信号处理装置26。数据采集单元24可以放在一台拖车或其他适当车辆中，从而使设备10可以移动。或者，可以将数据采集单元24固定或半固定在井眼现场。
放置图1所示设备10，使数据采集单元24位于地面上，并在废弃井眼A的上方，光缆组合件14展开、悬挂在井眼A内。尽管图中所示是一口废弃井眼，但是，在生产井油气生产临时停止或暂停期间，此设备也可用于生产井中。光缆组合件14延伸到一期望深度或者需要进行测量的区域。在图1中，光缆组合件14延伸到井眼A的整个纵深。声传感器阵列16被放置在井眼A待测量区域的最深点。井眼A包括表层套管和环绕生产油管的生产套管(图中没有绘出)，在井眼处于开采过程时，气态或液态碳氢化合物从生产油管中流出。
在地面，井口B封闭或盖在废弃井眼A上。井口B包括本技术领域所熟知的一个或多个阀门和入口(图中未绘出)。光缆组合件14经过井口22中的密封入口(例如，封隔)延伸到井眼12外部，从而使井眼A保持流体密封。
现在参见图2，光缆组合件14包括光缆15，光缆15中包括多条光纤束。多条光纤束可以围绕在芯线周围，芯线包括一个加强构件，比如钢芯。多条光纤束(若有芯线，也包含在内)均被包在一个柔性护套23中，护套23由柔性加强构件以及(或者)覆层25围绕。多条光纤束包括至少两根单模光纤，其中包括相干瑞利(CR)传输线27和数字噪声阵列(DNA)传输线31，还包括一条或多条延伸光缆15长度的多模光纤，其中包括数字温度感测(DTS)传输线29。
光纤27、29既用作温度传感器(29)，也用作声传感器(27)。因此，对于护套23和覆层25，通常选择那些传播声波和导热性能较强的材料，从而使声波有可能穿透护套23和覆层25到达CR传输线27，DTS传输线29对于光缆15外部的温度变化较为敏感。合适的护套材料包括不锈钢，合适的覆层材料包括聚芳基酰胺线和KEVLARTM。例如，在美国第2006/0153508号公开案和第2003/0202762号公开案中介绍了这些护套的实例以及其组成和生产方法。
光纤(例如本发明一些方面中所使用的光纤)通常是由石英玻璃(非结晶二氧化硅)制成的。正如所属领域的技术人员所熟知的那样，光纤中可以采用一些稀土化合物(例如锗、镨、铒或类似金属的氧化物)“掺杂”，以改变折光指数。单模光纤与多模光纤均可从市场上获得，例如从纽约的Corning Optical Fibers公司购买。可从Corning公司获得的光纤包括：ClearCurve TM系列光纤(对弯曲不敏感)、SMF28系列光纤(单模光纤)，例如SMF-28 ULL光纤或SMF-28e光纤，
Figure G2008800120792D00091
系列光纤(多模光纤)。
不希望受理论的束缚，当光线与光纤内的物质相互作用时，会发生散射(拉曼散射)。通常会观察到三种效应-瑞利散射(在入射光子与光纤物质之间没有发生能量交换-“瑞利波段”)、斯托克斯散射(光纤中的分子吸收入射光子的能量，导致向光谱的红光端偏移-“斯托克斯波段”)和反斯托克斯散射(光纤中的分子向入射光子输出能量，导致向光谱的蓝光端偏移-“反斯托克斯波段”)。如所属领域的技术人员所熟知的那样，将入射激光的能量减去散射光子的能量，可以确定斯托克斯波段与反斯托克斯波段的能量差。
在DTS应用中，反斯托克斯波段与随温度变化的，而斯托克斯波段则基本上与温度无关。通过反斯托克斯与斯托克斯光强度的比值可以推导出光纤的局部温度。
在CR应用中，如果在井下CR所用光纤的任意一点发生声学事件，应变会导致光纤中的瞬态失真，改变局部位置光的折光指数，从而改变在没有发生该事件时所观察到的反向散射图案。瑞利波段对声学敏感，瑞利波段的偏移代表了井下的声学事件。为了识别此类事件，“CR询问器”将一系列预定波长的光脉冲注入光纤的一端，并从同一端提取反向散射光。对返回的光强度进行测量，并进行时间积分。该反向散射光检测的强度与时间还是距离的函数，即距光纤上折光指数变化点的距离，因此可以用来确定应变诱导事件的位置。
参考图3，DNA传输线31通过光纤连接器18，光学耦合到声传感器阵列16。DNA传输线31还与光学信号处理装置26进行光学通信，如下文所述。阵列16包括多个蚀刻在光纤线48上的布拉格光栅53、54、55、59，它们由介入长度的未蚀刻光纤线61、62、63隔开。介入长度的未蚀刻光纤线61、62、63分别缠绕在芯轴56、57、58上。重物17连接在光纤的末端。传感器(例如64)包括：第一布拉格光栅(例如53)、缠绕在芯轴(例如56)上的介入长度的未蚀刻光纤线(例如61)，以及第二布拉格光栅(例如54)。光纤线48的末端是一个所属领域技术人员熟知的防反射构件。制作光纤内布拉格光栅的方法为所属领域的技术人员所熟知，例如在以下文献中进行了介绍：Hill，K.O.(1978)″Photosensitivity in optical fiber waveguides：application toreflection fiber fabrication″.Appl.Phys.Lett.32：647 and Meltz，G.；etal.(1989).″Formation of Bragg gratings in optical fibers by a transverseholographic method″.Opt.Lett.14：823.Erdogan的一份出版物(Erdogan，T.″Fiber Grating Spectra″.Journal of Lightwave Technology 15(8)：1277-1294)介绍了光纤布拉格光栅能够实现的光谱特性，并提供了此类光栅各种光学特性的实例。通常，对光纤的一小部分进行处理，以能够反射特定波长或特定范围的光线，并允许传送其他光线，以及(或者)用作衍射光栅(用作滤光器)。光纤布拉格光栅传感器蚀刻区域的尺寸很小，从而允许阵列中的间距很小。可以将光纤布拉格光栅传感器放置为相距数厘米，例如，大约5厘米至大约10厘米远，从而可以给出井眼被测量区域的密集数据集。或者，可以将多个针对不同频率或频率范围(属性)调谐的不同光纤布拉格光栅传感器聚集在一起，使其相距数厘米远，然后在较大的距离上重复这种聚集方式。
根据本发明的一些实施例的阵列拥有多个传感器。例如，此阵列可拥有至少2个、至少3个、至少4个、至少5个、至少10个、至少20个、至少30个、至少40个、至少50个、至少100个、至少200个或者更多个传感器。对于一个拥有数十个或数百个传感器的大型阵列，例如，在深井中(例如2000米或更深的井中)使用的阵列，由于光缆和传感器的重量而有必要使用芯线或护套结构，或者使用其它能够加强机械强度的结构。
在另一具体实施例中，此阵列在至少两个位置中的每个位置包含至少两个传感器。例如，在一个拥有20个传感器的阵列中(一个20元阵列)，可以将传感器排列成拥有两个传感器的传感器组，每个传感器组与相邻传感器组之间间隔2米。
这些传感器的间隔优选为1.5米，但可以是0.1至大约10米范围内的任意间隔。各个布拉格光栅被看作是单点传感器。缠绕介入长度光纤的芯轴或芯线是感测元件或机构。其长度大约为10英寸，通常为圆柱形。芯轴可以采用任意适当的长度与直径组合，直径以及(或者)长度可以更大一些，以容纳更大介入长度的光缆。芯线可以由任何适当材料或材料组合组成，只要它们共同提供期望效果即可。具体实例包括各种硬度的橡胶、弹性体、硅树脂或其他聚合物等。在其他实施例中，该芯线可以包括一个中空外壳，其中充满了能够传递或允许传递相关频率的流体、声学凝胶或油或固体或半固体介质。相关频率通常处于20-20000kHz范围内。熟悉相关技术领域的技术人员完全能够选择芯线尺寸、组成、芯线上光缆的排列(即绕组数目、绕组密度或间隔，等等)。不希望受理论的限制，如果围绕一根芯线，在第一、第二光纤布拉格光栅之间缠绕介入长度的光缆，可以增大感测信号的光缆数量，这是因为增加了沿感测区域的有效光纤轴向横截面。此芯线可以用来“放大”与流体运移相对应的压力变化。与压力变化相对应的芯线变形转换为更长感测光纤的变形，从而增加了可以由干涉仪检测的变形，从而可以检测出本来不能从背景噪声中可靠区分出来的压力变化。在一些实施例中，通过芯轴的组成与尺寸以及芯轴上所缠绕光纤的缠绕度，可以选择性地阻止或减少对特定频率范围之上、之下或之内的声学信号的灵敏度，从而充分履行物理带通滤波器的角色。
现在参考图4，设备10还包括光学信号处理装置26，它在通信方面耦接到CR、DTS和DNA传输线27、29、31。光学信号处理装置26包括三个激光组合件32(a)、(b)、(c)和三个解调组合件30(a)、(b)、(c)。
现在参考图5，每个激光组合件30(a)、(b)、(c)拥有激光源33、为激光源33供电的电源34、输入端光学耦接到激光源33输出端的外部调制器35、输入端光学耦接到调制器35输出端的环行器36以及输入/输出端38，它光学耦接到传输线27、29、31之一。每个环行器36还有一个输出端40，在光学方面耦接到解调组合件30(a)、(b)、(c)的衰减器42。每个调解组合件30(a)、(b)、(c)有一个衰减器42，衰减器42以光学方式耦接到解调器44。每个解调器44在电气方面耦接到数字信号处理器46，用于进行信号处理与数字滤波，然后连接到主控个人计算机(PC)，进行数据处理与分析。
激光源33可以是一个由120V/60Hz电源34供电的光纤激光器。这样一个适当激光器的输出波长范围为大约1300纳米到大约1600纳米，例如，从大约1530纳米到大约1565纳米。适用于本文所述设备的激光源可以从例如Orbits Lightwave Inc.(加州，帕萨迪纳)获得。
外部调制器35是激光源33的一个相位调制器。外部调制器35的部件见图6。由激光源33发出的光经过光纤70传送到环行器36。环行器36通过熔接RC光纤73与第一光纤展宽器71和第二光纤展宽器72(例如Optiphase PZ-1小型光纤展宽器)光学连接。其他在光学方面耦接到环路器36和光纤展宽器71、72的是FRM@1550nm 74；通过光纤75熔接到RC光纤73。可以在40kHz、大约130V的峰值功率对此系统进行调制。
环行器36控制在各个激光组合件32(a)、(b)、(c)、传输线27、29、31和解调器组合件30(a)、(b)、(c)之间的光线传输路线。当激光源发出的光脉冲被引入传输线时，选择环行器36(a)、(b)、(c)，从而在外部调制器34(a)、(b)、(c)和传输线27、29、31之间指定一条光线传输路径。当检测到传输线27、29、31中有反射光时(“泄漏测量数据”)，选择环行器36，从而在传输线27、29、31和衰减器42之间指定一条光线传输路径。
衰减器42是一个Mach-Zehnder干涉仪，是一种用于测定一次采样所引起相移的装置，采样放置在来自相干光源的两个准直光束(因此具有平面波前)之一的路径上。这种装置为所属领域的技术人员所熟知，所以在这里不作详细说明。
光学相位解调器44用来测量来自传输线27、29、31的泄漏测量数据的干涉相位。这种解调器，例如可以是一种基于数字信号处理器的大角度光学相位解调器，对来自衰减器42的光学信号输出进行解调。
解调器30a、b、c输出的解调电子信号被输入到第一数字信号处理器48中。数字信号处理器48中的程序代码是数字信号处理算法，包括快速傅立叶变换(FFT)算法在内。处理器48对信号应用FFT，从泄漏测量数据的背景噪声中抽取出频率分量。
在另一个实施例中，可以利用Optiphase PZ2高效光纤展宽器来取代PZ1；如果PZ2与RC光纤一起使用(如图中所示)，则可以使用20kHz、30V峰值功率的调制。
数据采集单元的一个组件在本文所述的设备和方法中可能有用，其中一个例子是OPD4000相位调制器(Optiphase Inc.，加洲，VanNuys)。
由处理器48处理的数据随后被输入到第二数字信号处理器49。第二处理器49带有一个存储器，其中具有集成软件包的代码(“软件”)。此软件从数字信号处理器48接收原始泄漏测量数据，对数据进行处理，以获得井眼A的天然气运移剖面，并在可由用户读取的图形界面上显示这些数据。在下文“软件”部分将进一步详细讨论，该软件从井眼A的动态剖面中减去井眼A的静态剖面，获得天然气运移剖面。静态剖面与动态剖面均由设备10测量。
上文描述的设备与装置可以采用传统方式放置在数据采集单元24中。在某些实施例中，CR、DTS和DNA设备均相互独立工作，具有独立的组件-激光源、电源、外部调制器、解调器、主控PC、示波器和第一、第二处理器，等等。或者，每种CR、DTS和DNA测量的部分或全部部件可以共享，例如，可能只有一个激光源，它带有分光器，为每种应用提供适当波长的光线。在一些实施例中，比较有利的方式可能是在一个处理器中处理数据集，或者在一系列相互通信的处理器中进行处理，以更准确地获得时间同步的数据。
数据采集单元24可以包括适用于该数据采集单元操作的硬件与软件，包括下文介绍的步骤和方法。计算机硬件部件包括中央处理单元(CPU)、数字信号处理单元、计算机可读存储器(例如，光盘、磁存储介质、闪存、闪存盘、固态硬盘或类似存储器)、计算机输入装置(例如鼠标和其它点击设备、键盘、触摸屏)、显示装置(例如，显示器、打印机)，等等。
操作
操作设备10，以利用CR、DTS和DNA技术获取井眼A的静态与动态剖面。
参考图7，井眼A的静态剖面获取如下：
步骤100：将光缆组合件14(包括光纤传感器阵列16)放置在井眼A中的第一位置(例如，井的底部或最末端)、跨越待测量区域(测量区域)；
步骤110：对井眼A进行加压(关闭通风口，或者施加正气压，例如向井下注入空气)并使压力平衡(保持数小时或数天，具体取决于井、液体泄漏的特性，等等)。不希望受限于理论，当井被加压时(密封并允许达到平衡，或者正向加压，或者组合使用两种方法，具体取决于环境)，与流体运移相关的声学事件将会停止。当井被密封或加压时，将不会停止与流体运移无关的声学事件(例如蓄水层活动)，因此可被识别为静态剖面中的事件。
步骤120：操作激光组合件32(a)、(b)、(c)，向CR、DTS和DNA传输线27、29、31中的每一个发射激光，以及：
(a)收集测量区域的静态CR数据(时间系列)；
(b)收集测量区域的静态DTS数据(时间系列)；
(c)利用声传感器阵列16，收集测量区域第一阵列跨度的静态DNA数据(时间系列)，具体方法是：
(i)将阵列升高一个阵列跨度，收集测量区域第二/后续阵列跨度的静态声学数据(时间序列)；
(ii)对整个测量区域长度重复以上步骤；
步骤130：操作解调组合件30(a)、(b)、(c)，解调所收集的静态CR/DTS/DNA信号数据，并测量该数据的干涉仪相位。
步骤140a：向解调CR/DNA信号应用FFT，从数据背景噪声中提取频率分量。
步骤140b：对DTS数据序列进行时间积分(小事件被放大，例如由于泄漏导致的温度变化可能不是对于任一采样都足够大，随着时间的积累(例如，每秒或每一毫秒进行采样)，这些小变化被“叠加”。
步骤160：输出跨越井眼A测量区域上每个CR、DTS和DNA数据集的“静态剖面”。
根据所处理的数据，在方法中包含步骤140a或140b之一。
在步骤120中，从激光源向CR传输线27(光纤)发射规定波长的脉冲激光，此激光以该光纤所特有的一种样式反射回去，从而收集静态CR数据。如果在井下沿CR传输线27上的任意一点发生声学事件，则光纤上的应变在转发的激光中导致失真事件，这种失真事件可以被解调器30(a)识别为样式中的一个变化。与光纤27中这些变化相对应的光散射(拉曼散射)以几种波长回送一组峰值(对应于所发射光的初始单一波长)，其中一个波长类似于向下发射的初始波长(瑞利波段)，如果采用一种适当方式进行询问，则是‘声学敏感’的。这就是“相干瑞利”波长。
在步骤120中，向DTS传输线29(光纤)发射规定波长的脉冲激光，此激光以该光纤所特有的一种样式反射回去，从而收集静态DTS数据。温度作为一个连续剖面由传输线29进行测量(光线29的功能相当于线性传感器)。作为温度变化位置附近光纤中的失真，井眼A中的局部温度变化是可以测量的。DTS传输线29的分辨率通常很高，在空间上大约为1米，精度大约为1摄氏度，分辨率大约为0.01摄氏度。在一些实施例中，可检测的温度范围可以是从大约0摄氏度到400摄氏度以上或更高，或者从大约10摄氏度到大约200摄氏度，或其间的任何范围；或者是从大约10摄氏度到大约150摄氏度之间的中等范围，或者其间的任意范围；或者从大约20摄氏度到大约100摄氏度；或者其间的任意范围。这种“分布式温度感测”为所属领域的技术人员所习知(例如，请参见Dakin，J.P.et al.：″Distributed Optical Fibre RamanTemperature Sensor using a semiconductor light source and detector″；Electronics Letters 21，(1985)，pp.569-570；)WO 2005/054801介绍了一般DTS的改进方法，因此，在本文中不再对其进行更详细的讨论。
所属领域的技术人员还熟悉光学时域反射计(OTDR)与DTS的使用，用以确定温度变化的位置，因此在本文中不再对其进行更详细的讨论。例如，请参阅Danielson 1985(Applied Optics 24(15)：2313)中关于OTDR的技术规范及性能测试。
在步骤120中，通过沿DNA传输线31(光纤)向声传感器阵列16发射指定波长与频率的脉冲激光，收集静态DNA数据。阵列16中包含多个布拉格光栅，每个光栅都具有一个特征反射波长(光栅被‘调谐’到此频率)，在此波长附近，光栅用作一个滤光器。在没有应变诱导事件时(例如声学事件)，返回的光反射是“背景”或稳态的(每个光栅对应于一个不同波长)。如果发生一个事件，应变导致失真，反射光样式在最接近事件的光栅处(或者受事件影响最大的光栅处，例如应变的最大幅度)发生变化。
参考图8，井眼A的动态剖面获取如下：
步骤200：在采集静态CR、DTS和DNA数据之后，跨越测量区域，将光缆组合件重新定位到第一位置；
步骤210：打开井眼的排气口，并允许流体运移恢复；泄漏流体将会流动，气泡将会产生噪声以及(或者)温度异常，例如冷区，这是因为气体会在其他主要为线性的地热温度梯度(随深度而递增)中膨胀。或者，也可以施加负气压(真空)，以促进流体运移。其他气体地层或蓄水层也可能导致温度异常——该区域的三维地球物理学地图(通常是在确定井眼位置与深度的勘探过程中完成的)将会显示已知蓄水层的位置，可用于确定CR与DTS数据流中与泄漏无关的温度以及(或者)声学异常。或者，蓄水层的温度与声学剖面可能明显不同于流体运移事件的剖面，从而根据温度/声音剖面进行专门识别；
(a)在测量区域收集动态CR数据；
(b)在测量区域收集动态DTS数据；
(c)利用声传感器阵列16，收集测量区域第一阵列跨度的DNA数据，具体方法是：
(i)将阵列升高一个阵列跨度，收集测量区域第二/后续阵列跨度的声学数据；
(ii)对整个测量区域长度重复以上步骤；
步骤230：操作解调组合件30(a)、(b)、(c)，解调所收集的静态CR/DTS/DNA信号数据，并测量该数据的干涉仪相位。
步骤240a：向解调CR/DNA信号应用FFT，从数据背景噪声中提取频率分量。
步骤240b：对DTS数据序列进行时间积分(小事件被放大，例如由于泄漏导致的温度变化可能不是对于任一采样都足够大，随着时间的积累(例如，每秒或每一毫秒进行采样)，这些小变化被“叠加”。
步骤260：输出跨越井眼测量区域上每个CR、DTS和DNA数据集的“动态剖面”。
根据所处理的数据，在方法中包含步骤240a或240b。
同样，对于每次位置测量(步骤210(c)(i))，声音采样可以至少收集两次，优选收集三次(例如，对于每个阵列跨度，收集三次30秒的声学采样)。评估每个声学采样的质量以及与其他采样的相似性。如果这些采样表现出足够的相似性，则可以认为数据是“有效的”，并升高阵列，重复声学采样。对静态剖面进行如上所述的相似性评估。
对于每个DNA测量步骤(步骤120(c)(i)或步骤210(c)(i))，声音采样可以至少收集两次，优选收集三次(例如，对于每个阵列跨度，收集三次30秒的声学采样)。每个声学采样可以持续一个时间间隔，其范围为大约1秒至大约1小时，必要时可以达到大约8小时或更长时间。时间间隔优选为大约10秒到大约2分钟，或者从大约30秒到大约1分钟。在一个拥有大量传感器的阵列中，可以在每个步骤对较长的阵列跨度进行采样，从而减少覆盖整个测量区域所需要的步骤数。
评估每个声学采样的质量以及与其他采样的相似性。如果这些采样表现出足够的相似性，则可以认为数据是“有效的”，并升高阵列，重复声学采样。
采样之间的相似性可以由一个运算器判断，也可以统计评估。例如，如果采样之间的差别在统计意义上不是很明显，则可以认为它们具有足够的相似性。作为另一个例子，在采取声学数据时，可以在压力释放时认识气泡的周期性本质(例如，根据上面的步骤210)。无论在静态剖面或还是动态剖面中，一个偶发事件，例如光缆或光纤组合件的其他元件与套管侧壁接触或碰撞，其本身应当不会是周期性重复的。利用这些偶发事件的不规则性以及(或者)流体运移气泡的规则性，可以将这些事件从流体运移中识别或区分开来。如果一次采样被看作“无效”的，则可以提示重复进行声学采样。
几种已知多路技术都可用于区分从传感器阵列16中各个光栅接收到的信号。波分复用(WDM)和时分复用(TDM)都很有用。通过返回地面的时间，控制软件可以知道声学事件发生在何处。例如，来自光栅53、54之间光纤的信号，其返回时间要早于来自光栅55与59之间光纤的信号。
关于阵列物理位置的确定，整体光缆组合件(14)的长度是已知的，包括光纤传感器阵列(16)。例如，在一个整体长度为2000米的系统中，信号路径总是为2000米(包括缠绕在线轴上的光缆)。控制软件与数据采集单元24通信，记录被展开的缆线长度，从而知道了阵列16的部署位置，每个布拉格光栅之间的相对间隔也就已知。在处理数据时，从剖面中减去与线轴上所剩光纤组合件部分相对应的温度或声学剖面部分(进一步的详情参见下文的“软件”部分)。
利用数字信号处理技术，消除对模拟滤波器、电路和放大器的依赖性，提高信号噪声比，这样又可以提高流体运移检测的精度。另外，数字信号处理还能够对得到的数据进行‘实时’处理，降低带宽要求，可以使用多个传感器。利用传感器阵列可以提高泄漏位置的定位精度，这是因为在进行空间计算时，将不同传感器之间的信号幅度变化与经过时间进行对比，以确定泄漏相对于该阵列的位置。
总而言之，DNA噪声阵列中的传感器(芯轴+光纤+布拉格光栅对)或者用于CR的光纤，将声学信号转换为光学信号；在DTS中，光纤也是传感器，将温度变化转换为光学信号；光学信号被发送到相位调制器，相位调制器将光学信号转换为声学信号或温度变化的电子表示；对声学信号的电子表示进行FFT；而对于温度变化数据则进行时间积分。所得到的转换或积分数据是井眼CR/DTS/DNA测量值的静态剖面或动态剖面，被馈送到软件进行处理，以获得流体运移剖面。
在运算期间，可以在采样与重定位步骤期间持续接收信号或数据，或者选择性地接收信号或数据，例如，仅在监视步骤时间接收。
集成软件包
此软件包括用于以下目的的步骤和指令：(1)获得一个井眼的流体运移剖面，(2)区别或识别所获得流体运移剖面中的事件。此软件从井眼每个CR、DTS和DNA数据集的动态剖面中减去滤除静态剖面，从而获得流体运移剖面。由设备10采用下文详细描述的方式收集静态与动态剖面数据集。
减去滤除步骤清除或消除静态与动态剖面中共同的分量与事件，其基础是这些分量与事件代表了环境中的非流体运移分量与事件。因此，剩余数据代表了每个CR、DTS与DNA数据集中的流体运移剖面。
此软件还区分或识别所获得流体运移剖面中的事件，如下所示：
步骤300：从井眼测量区域上每个CR、DTS和DNA数据集的动态剖面中减去每个CR、DTS和DNA的静态剖面，以获得该井眼测量区域的流体运移剖面。
步骤310：将CR流体运移剖面与每个DTS流体运移剖面与DNA流体运移剖面进行对比。
步骤320a：将CR、DTS和(或)DNA流体运移剖面与其他井的测量剖面、三维地球物理地图数据、水泥胶结条件等进行对比。
从CR、DTS与DNA动态剖面中减去CR、DTS与DNA静态剖面的步骤是一个数字滤波步骤，从动态剖面中消除频率分量，这些分量也存在于静态剖面中，因此可以被看作“背景”噪声(噪声通常是指背景信号，包括温度分量，而不仅仅是声学事件)。如果流体运移剖面中有一个特征可以被看作泄漏的代表，那么理想条件下，此特征仅存在于动态剖面中。例如，如果在某一深度，静态与动态剖面中均检测到一个声学事件，此事件可能在步骤300中被滤除。作为另一实例，在井中某一特定深度的声学事件(由DNA流体运移剖面确定)，应当与DTS流体运移剖面中相近深度的温度异常相对应。
得到的流体运移剖面可以存储在计算机可读取的存储器中，供以后访问或处理。
因此，本发明的一些实施例提供了一种用于获取井眼流体运移剖面的方法，包括以下步骤：a)获取井眼测量区域的静态剖面；b)获取井眼测量区域的动态剖面；c)对所述静态剖面进行数字滤波，以清除所述静态剖面中的频率分量，得到流体运移剖面。
本发明的一些实施例进一步提供了一种可由计算机读取的存储器或介质，其中包含获取井眼流体运移剖面的方法和步骤的程序代码，该方法包括以下步骤：a)获取井眼测量区域的静态剖面；b)获取井眼测量区域的动态剖面；c)对所述静态剖面进行数字滤波，以清除所述静态剖面中的频率分量，得到流体运移剖面。
本发明的一些实施例还进一步提供了一种用于获取井眼流体运移剖面的设备，包括：a)光缆组合件和数据采集单元，用于获取井眼测量区域的变换静态剖面和变换动态剖面；b)滤波器，用于对所述变换动态剖面进行数字滤波，以清除所述静态剖面中的频率分量；c)计算机可读存储器，用于存储所述流体运移剖面。本发明的一些实施例还进一步提供了一种计算机程序产品，包括：存储器，其中嵌有可供计算机读取、CPU执行的代码，用于接收从井眼的静态剖面和动态剖面获得的解调光学数据，所述代码包括：a)用于变换解调数据的变换协议；b)用于对解调数据进行时间积分的积分协议；c)数字滤波协议，用于对动态剖面进行数字滤波，消除静态剖面中也存在的频率分量，以提供流体运移剖面。
井眼中温度变化与声学事件样式的同现(相同空间以及/或者相同时间)提供了流体流入或流出速率、位置，在本发明的一些实施例中，还可以提供流体类型之间的区别(气态或液态碳氢化合物、气态或液态水，或其组合)。
还可以将被测井眼的其他测井剖面与CR、DTS或DNA流体运移剖面进行对比。此类测井剖面的实例包括水泥胶结测井(CBL)、四中子密度测井(QND)，等等。
利用四中子密度(QND)测井可以评估套管地层过套管(例如，设备被部署在井眼内，提供有关周围地层的信息)，也可用于评估地层中的局部变化(地层的密度，等等)，这些变化可能与地球物理地图和化学采样相关联，用以识别泄漏发生率较高的地层类型(例如，与坚实岩石相比，稳定性较差、较松散的沙地，等等)。
在流体运移剖面、三维地球物理地图信息、水泥条件剖面(CBL)等按照井眼深度排列时，可以将各种流体运移剖面特征与已知地球物理元素、其他与泄漏无关的事件或特征、泄漏进行关联，在某些情况下与泄漏流体的性质关联在一起。例如：
如果在温度下降以及(或者)DNA中发生声学事件的相同深度位置确定有蓄水层，则算法可以将其确定为与泄漏不相关；
如果在类似深度没有蓄水层时发生温度变化/下降(DTS)或声学事件(DNA)，则可能表示存在气体流体泄漏；
如果在类似深度没有温度变化或蓄水层，则声学事件可能表示液体流体泄漏或者另一地震事件。
此类“其他”地震事件可能与该区域的自然地震活动有关，也可能是与该区域勘探行为有关的人为地震活动(例如，不是泄漏，只是背景噪声、车辆交通)。
声学事件的规则性(周期性)也是气体流体泄漏-气泡规则移动的指示。
通过向井眼中施加部分真空，可以将泄漏的这种周期性与其他周期声学事件区分开来——对于与泄漏有关的周期性事件，声学事件的周期性以及(或者)幅度预期将会增加。频率分析也可用于将与气泡相关的事件与其他非流体运移事件区分开来。
软件可以进行这些简单对比；软件也可以提供可视化输出(对齐的图形，滑动窗口以同时查看各个数据集深度剖面的区域，所识别事件的数字化输出，等等)。
在一些条件下，当水、气体、蒸汽或液态碳氢化合物穿过或围绕套管、井眼或周围地层的限制进行运移时，他们可能会发出不同的声频。
此软件还包括用于将温度或声学事件的识别与井眼深度相关联的步骤。对于CR，确定折光指数发生变化的点(如果光纤“未受扰动”，则是光纤的最远点，或者是导致光纤产生应变的事件位置)。如果在井下沿CR光纤的任意点发生声学事件(例如，阵列部分以上)，则光纤的应变在转发的激光中导致失真事件，这种失真事件可以由解调器识别，作为样式中与“静态剖面”相对比的变量。
如果光缆没有“直接”展开到井眼中(例如光缆缠绕)，则可以将井眼的静态、动态以及(或者)流体运移剖面特征与已知的地球物理数据进行关联，这样可以应用一个校正因子，以便更准确地定位流体运移剖面的特有特征。例如，如果地球物理地图显示在220米处有蓄水层，而您的系统显示光缆展开了250米长，则可以向动态、静态以及(或者)流体运移剖面采用一个30米的校正因子，以便更准确地定位流体运移剖面特征。
在图10中显示了经过处理和变换的数据示例。在这个例子中，对整个井深的声学数据进行了监测和记录。绘制了不同深度的声学信号电平(噪声)。初步确定了声学活动的基线电平(80)。在发生第一个流体运移事件的深度检测到第一个声学事件峰值(7334)。气泡在(A)处从地质基质(82)进入水泥套管(81)，然后穿过水泥套管(81)的小孔或缝隙(81a)上升。在没有阻碍或阻碍很小的情况下，噪声被降低(84)，但不会返回背景噪声水平。在(B)处检测到具有不同剖面的第二声学事件(86)，在这个位置，水泥套管(81)中的流体运移存在部分阻碍(85)。这一情况被记录为声学剖面上的另一个峰值(86)。气泡通过水泥套管(81)中的缝隙或小孔(81a)继续向上移动，噪声再次降低(87)，但没有达到背景噪声水平。在(C)处，这些气泡由于水泥套管中的阻碍转移回到地质基质(82)中。这种阻碍和转移导致声学剖面上的第三声学事件(88)(峰值)。在此深度以上，水泥套管(81)完整无缺陷，没有探测到流体运移事件，噪声电平降到背景噪声水平。
这种流体运移事件也可以发生在油气井的套管中、生产油管周围，或者在套管与生产油管之间的区域中。
替代实施例
在本发明的一些实施例中，可以将具有传感器阵列的光缆短暂安装在井眼中。例如，一个可能存在泄漏的工作井可能被暂停作业，而用水泥覆盖，通过水泥盖上的出入孔将传感器阵列下放到暂停井中。收集并分析数据，然后移除阵列。
在本发明的另一个实施例中，传感器阵列被永久安装在井眼中。在正常程序之后，可能会将油气井封盖并废弃，并在其中安装数据传输设备以采集数据。或者，可以对设备进行改造，以便利用卫星和蜂窝电话将测井数据传送到远程站点。所属领域的技术人员熟知这些数据传输设备的实例，例如包括卫星天线、太阳能阵列和电源线的“地面读取单元”(Sabeus，Inc.)。
在本发明的另一个实施例中，可将井下传感器阵列用于油气井的生产调查。一个油气井可能有多个区域，每个区域生产天然气或石油的速度不同，而且(或者)其属性也不尽相同(温度、压力、组成，等等)。目前调查区域生产的方法是使用“旋转工具”，这是一种类似于涡轮的机械装置，其风机叶片根据流速旋转。此类装置容易阻塞，而且因为与部件有相互摩擦力，所以其精度是变动的。如果使用一个可以横跨至少一个生产区域的传感器阵列，则不再需要这种机械装置，因为它能够被动采集生产区域的一个或多个井下属性剖面。例如，一个所选生产区域的噪声、压力以及(或者)温度剖面可能与该区域生产油管以及(或者)套管中的天然气或石油的流动有关。
在其他一些实施例中，可以将压电传感器与声传感器阵列16一同使用，或者取代声传感器阵列16。在选择阵列中使用的传感器时，可能需要考虑与可靠性、应用灵活性、检测参数的特殊性、安全性或环境适应性等有关的具体特征。另外，用于检测压力、地震或温度的传感器可以替代至少一个声传感器，或者与其结合使用。
举例来说，在易燃或易爆气体或流体的环境中(例如气井或油井)，一个采用光纤布拉格光栅的系统所提供的安全性高于使用电气或电气信号检测以及(或者)传输的系统，这是因为光学系统中的火花风险被大幅减少，甚至可能被消除，从而降低了爆炸危险。
在制成之后，传感器阵列16可能具有固定的‘分辨率’，传感器之间的距离不可调整。为了采用低于阵列16的分辨率测量井的区域，可以采用交错方式重新定位阵列。例如，在拥有10个传感器的阵列中，每个间隔2米(此阵列的分辨率为2米，整体长度大约为20米)，阵列被部署至最大深度，并如前所述，测量被监测的区域。
如果希望获得1米的分辨率，可以采用相同阵列。根据说明执行第一采样周期，然后将阵列升高1米，执行第二采样周期。对于第三个采样周期，将阵列升高20米(一个阵列跨度)，并如前所述进行采样。对于第四监视周期，将阵列再次升高1米，并如前所述执行采样。重复这种交错升高并采样的周期，直到完成期望区域的测量为止。
利用交错升高及采样周期，可以利用单一阵列设计提供多种监视分辨率。
实例
对一个测试井进行配置，以模拟在不同深度和不同流速的气体泄漏，利用这个测试井，将一个拥有两个光纤布拉格光栅传感器的阵列(直阵列)的性能与一个传感器的性能进行对比，这种传感器拥有一个硬度为60A或80A的聚氨酯芯线或芯轴。对于直阵列和具有芯轴的传感器，光栅之间的间隔均为10米光缆。测试井包括一个外部套管，从地平面上方延伸到地平面之下，位于地下的一端被密封。一个与外部套管平行且同轴的内部套管从外部套管的地下端延伸到地平面之上或者更高。内部套管地平面上方的一端攻有螺纹，可以根据需要配备接头或阀门。使用两根输送管作为流动管线，用于填充以及(或者)进入在内部与外部套管之间形成的环空。放置六根钢管(延伸到钻井环空的三倍深度)，在内部套管附近(近端和远端)的每个深度处各放置一个。在环空内填充沙子，使其达到中间长度钢管低端之下的高度。将需要测试的传感器阵列或密封传感器下放到内部套管中，向钢管中注入气体(空气)，以固定速率生成气泡。在未注入气体的情况下记录声学信号，以获得基线，正控制输入正弦波为300Hz，气泡速率为5至800个/分钟。
为进行测试，对光缆进行配置，此光缆包括两个光纤布拉格光栅作为直阵列，或者与芯轴相结合，如前文所述。在被输入激光脉冲照射时，光纤布拉格光栅以其所调谐的特定波长反射很窄光带的光线。第一、第二光纤布拉格光栅之间的光缆长度与被测物理量相对应，例如由声学事件(输入正弦波、气泡、背景噪声等)导致的应变、光栅之间间隔距离的变化。光栅之间间隔距离的变化又会导致反射光与散射光的波长变化。一个Mach-Zehnder干涉仪与地面记录、处理和监视设备(主控计算机、两通道示波器和电源)进行通信，用于确定光学信号的相移。随后用快速傅立叶变换解调此相移，以识别背景噪声中的各种频率分量。整体测试配置的部件、步骤进一步的详情如上文针对图5所示数字噪声阵列的叙述；外部调制器组合件如图6所示。
所有数据都是采用井中的传感器获得的。访问方法涉及向外部光纤展宽器(以37kHz进行调制)注入CS激光(Orbits Lightwave，加州，帕萨迪纳)，并与一个干涉仪(传感器)通信，此干涉仪通常具有公称20米的光纤光程失配。反射光由解调器(OPD4000)接收，以测量光学相位变化。
OPD4000条件：
A)解调卡OPD-440P(带有PDR接收器)(Optiphase，Inc.)
B)解调速率：37kHz
C)数据记录长度为65536点(持续时间为1.7秒)
D)数据为直流耦合
对数据进行处理且绘成曲线：绘制了前30毫秒的时域图(图11-14中所示实际刻度)。获取四个连续16384点集的FFT，然后对其进行平均。将此FFT归一化到1Hz噪声带宽。并归一化到1米光纤光程失配。
对于所有传感器，布拉格光栅根据ITU35标准制成(1549.32纳米)，反射率为1％(Uniform类型光栅)(LxSix Photonics，St-Laurent，Quebec)。高硬度传感器(Optiphase)包括10米(光栅间隔10米)单模光纤(900微米丙烯酸盐)，缠绕在高硬度(80A)的聚氨酯芯轴上。中等硬度传感器(Optiphase)包括10米(光栅间隔10米)单模光纤(900微米丙烯酸盐)，缠绕在高硬度(60A)的聚氨酯芯轴上。两个芯轴都是长12英寸、直径1.5英寸。
直阵列(图12)和80A硬度芯轴传感器(图11)的300Hz正弦波输入给出一个可识别的信号。在两种装置中均可识别单一信号峰值。
图13示出了测试结果。此测试是使用一个具有80A硬度芯轴的传感器，在低气泡速度(每分钟5个气泡)(图13A)和基线(图13B)情况下检测测试井环空中的声学信号。
图14示出了测试结果。该测试是使用一个具有80A硬度芯轴的密封传感器，在基线处(图14B)及用手轻微摩擦套管时(图14A)检测测试井环空中的声学信号。由人工摩擦生成的声学信号产生一种剖面，其整体振幅与背景噪声相似，但具有较低的频率信号和不同的峰值分布，而且与环空中气泡产生的剖面也不相同。与基线相比，还观察到线性度的损失。
这些数据说明，可以检测出运移气泡产生的声学信号，该声学信号可同地面接触事件(摩擦)和环境基线噪声产生的声学信号区分开来。
本文公开的所有引用内容都通过引用而融入本文中。
本发明采用一个或多个实施例进行了说明。但是，所属领域的技术人员应当了解，在不背离权利要求书所指定发明范围的情况下，可以对本发明进行各种改动和修改。

Claims (14)

1.一种获取井眼流体运移剖面的方法，包括以下步骤：
a)获取井眼已测量区域的静态剖面，此静态剖面包括与井眼内流体运移无关的事件；
b)获取井眼已测量区域的动态剖面，此动态剖面包括与井眼内流体运移有关和无关的事件；以及
c)对这些静态和动态剖面进行数字处理，滤除静态剖面中与流体运移无关的事件，从而获得流体运移剖面。
2.如权利要求1所述的方法，其中所述静态剖面可以通过一种测量方法来获得，这种方法获取的事件数据包括以下数据中的至少一种：相干瑞利数据、数字温度感测数据或者数字噪声阵列数据。
3.如权利要求1所述的方法，其中所述动态剖面可以通过一种测量方法来获得，这种方法获取的事件数据包括以下数据中的至少一种：相干瑞利数据、数字温度感测数据或者数字噪声阵列数据。
4.如权利要求1所述的方法，其中为了获取井眼已测量区域的静态剖面，包括以下步骤：
a)在井眼中的第一位置放置一个光缆组合件；
b)对井眼进行加压，使压力达到平衡；
c)操作一个激光组合件，以便沿相干瑞利传输线、数字温度传感器传输线或者数字噪声阵列传输线发射激光；
d)收集相干瑞利数据、数字温度传感器数据或数字噪声阵列数据；
e)解调所述收集的相干瑞利数据、数字温度传感器数据或数字噪声阵列数据；以及
f)i)变换所述经过解调的相干瑞利数据或数字噪声阵列数据；或者
ii)将所述变换后的数字温度传感器数据对时间积分。
5.如权利要求1所述的方法，其中为了获取井眼已测量区域的动态剖面，包括以下步骤：
a)在井眼中的第一位置放置一个光缆组合件；
b)释放已加压井眼中的压力；
c)操作一个激光组合件，以便沿相干瑞利传输线、数字温度传感器传输线或者数字噪声阵列传输线发射激光；
d)收集相干瑞利数据、数字温度传感器数据或数字噪声阵列数据；
e)解调所述收集的相干瑞利数据、数字温度传感器数据或数字噪声阵列数据；以及
f)i)变换所述经过解调的相干瑞利数据，或数字噪声阵列数据；或者
ii)将所述变换后的数字温度传感器数据对时间积分。
6.如权利要求4所述的方法，其中收集噪声阵列数据的步骤进一步包括在步骤d)中将所述数字噪声阵列升高一个阵列跨度，并重复步骤d)至步骤f)。
7.如权利要求5所述的方法，其中收集数字噪声阵列数据的步骤进一步包括在步骤d)中将所述数字噪声阵列升高一个阵列跨度，并重复步骤d)至步骤f)。
8.一种可由计算机读取的存储器，其中编有计算机执行语句和指令，以执行权利要求1所述的方法。
9.一种用于获取井眼流体运移剖面的设备，包括：
a)光缆组合件，可操作该组合件以获得井眼已测量区域的静态剖面和动态剖面，此静态剖面包括与井眼中流体运移无关的事件，此动态剖面包括与井眼中流体运移有关和无关的事件；以及
b)数据采集单元，包括：
激光组合件，以光学方式耦合到光缆组合件，并可向光缆组合件发射激光；
光学信号处理设备，以光学方式耦合到光缆组合件，并可以处理来自该光缆组合件、代表静态和动态剖面的光学信号，以及
可由计算机读取的存储器，它可以与光学信号处理设备通信，其上记录了一些处理静态和动态剖面的语句和指令，用于从静态剖面中滤除与流体运移无关的事件，从而获得流体运移剖面。
10.如权利要求9所述的设备，其中对所述光缆组合件进行配置，用于以下至少一种功能：收集相干瑞利数据、收集数字温度感测数据或者收集数字噪声阵列数据。
11.如权利要求10所述的设备，其中配置用于收集相干瑞利数据的所述光缆组合件包括单模光纤。
12.如权利要求10所述的设备，其中配置用于收集数字温度感测数据的所述光缆组合件包括多模光纤。
13.如权利要求10所述的设备，其中配置用于收集数字噪声阵列数据的所述光缆组合件包括一种单模光纤，该单模光纤包括多个滤光器，由介入长度的单模光纤隔开。
14.如权利要求13所述的设备，其中所述介入长度的单模光纤缠绕在一个芯轴上。
CN200880012079A 2007-02-15 2008-02-12 流体运移剖面获取方法及设备 Pending CN101680295A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US90129907P 2007-02-15 2007-02-15
US60/901,299 2007-02-15
PCT/CA2008/000314 WO2008098380A1 (en) 2007-02-15 2008-02-12 Method and apparatus for fluid migration profiling

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN101680295A true CN101680295A (zh) 2010-03-24

Family

ID=39705160

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200880012079A Pending CN101680295A (zh) 2007-02-15 2008-02-12 流体运移剖面获取方法及设备

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8326540B2 (zh)
CN (1) CN101680295A (zh)
AU (1) AU2008215082B2 (zh)
BR (1) BRPI0807248A2 (zh)
CA (1) CA2626596C (zh)
GB (1) GB2461191B (zh)
NO (1) NO20092854L (zh)
RU (1) RU2009133943A (zh)
WO (1) WO2008098380A1 (zh)

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103518123A (zh) * 2011-05-04 2014-01-15 光学感应器控股有限公司 管道的完整性监测
CN104094137A (zh) * 2012-01-06 2014-10-08 普拉德研究及开发股份有限公司 用于地震勘测的光纤井部署
CN105683497A (zh) * 2013-11-05 2016-06-15 光学感应器控股有限公司 蒸汽注入的监测
CN108829980A (zh) * 2018-06-20 2018-11-16 西南石油大学 利用pnn测井资料建立碳氧比和碳氢比解释模型的方法
CN109162705A (zh) * 2018-10-31 2019-01-08 秦川机床集团宝鸡仪表有限公司 一种气井井底流压用液动压力监测系统及其监测方法
CN109854230A (zh) * 2017-11-30 2019-06-07 中国石油天然气股份有限公司 井的测试方法及装置
CN110168191A (zh) * 2016-11-07 2019-08-23 艾奎诺能源公司 对钻井进行封堵和压力测试的方法
CN110965994A (zh) * 2018-09-27 2020-04-07 中国石油天然气股份有限公司 井筒泄漏检测方法
CN112764179A (zh) * 2020-12-31 2021-05-07 中油奥博(成都)科技有限公司 一种下井光缆及下井方法
CN112987123A (zh) * 2021-02-07 2021-06-18 中国地质大学（北京） 基于密植山区的油气田勘探方法及装置
CN113062728A (zh) * 2021-03-30 2021-07-02 中原工学院 一种煤炭深部钻孔随钻数据实时无线接收方法和系统
CN113882851A (zh) * 2021-09-30 2022-01-04 于婷婷 具有压力测量功能的一般试采工具
CN114033332A (zh) * 2021-10-25 2022-02-11 中石化四机石油机械有限公司 用于固井装备的连续稳定供灰装置及其控制方法
CN114487952A (zh) * 2022-04-14 2022-05-13 安徽中科昊音智能科技有限公司 一种利用声光纤的失超检测系统和方法
CN117214398A (zh) * 2023-09-04 2023-12-12 江苏省连云港环境监测中心 一种深层地下水体污染物检测方法及系统

Families Citing this family (73)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8269647B2 (en) * 2006-02-15 2012-09-18 Schlumberger Technology Corporation Well depth measurement using time domain reflectometry
US7946341B2 (en) 2007-11-02 2011-05-24 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring
US8770283B2 (en) 2007-11-02 2014-07-08 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring
US8408064B2 (en) * 2008-11-06 2013-04-02 Schlumberger Technology Corporation Distributed acoustic wave detection
US9546548B2 (en) 2008-11-06 2017-01-17 Schlumberger Technology Corporation Methods for locating a cement sheath in a cased wellbore
US20100207019A1 (en) * 2009-02-17 2010-08-19 Schlumberger Technology Corporation Optical monitoring of fluid flow
GB2469709B (en) * 2009-02-17 2013-09-25 Schlumberger Holdings Optical monitoring of fluid flow
US8385692B2 (en) * 2009-05-27 2013-02-26 Baker Hughes Incorporated On-line fiber Bragg grating dithering
PL228478B1 (pl) * 2009-05-27 2018-04-30 Qinetiq Ltd Sposób wgłębnego monitoringu hydraulicznego szczelinowania, układ do wgłębnego monitoringu oraz zastosowanie układu
US9874087B2 (en) * 2009-09-18 2018-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole temperature probe array
US20110088462A1 (en) * 2009-10-21 2011-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole monitoring with distributed acoustic/vibration, strain and/or density sensing
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
CA2691462C (en) * 2010-02-01 2013-09-24 Hifi Engineering Inc. Method for detecting and locating fluid ingress in a wellbore
US8605542B2 (en) * 2010-05-26 2013-12-10 Schlumberger Technology Corporation Detection of seismic signals using fiber optic distributed sensors
US8505625B2 (en) 2010-06-16 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling well operations based on monitored parameters of cement health
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
US8924158B2 (en) 2010-08-09 2014-12-30 Schlumberger Technology Corporation Seismic acquisition system including a distributed sensor having an optical fiber
US8669516B2 (en) * 2010-08-20 2014-03-11 Baker Hughes Incorporated Using LWT service to identify loss circulation areas in a wellbore
EP2630519A2 (en) * 2010-10-19 2013-08-28 Weatherford/Lamb, Inc. Monitoring using distributed acoustic sensing (das) technology
GB2484990A (en) * 2010-11-01 2012-05-02 Zenith Oilfield Technology Ltd Distributed Fluid Velocity Sensor and Associated Method
GB201019567D0 (en) 2010-11-19 2010-12-29 Zenith Oilfield Technology Ltd High temperature downhole gauge system
US20120152024A1 (en) * 2010-12-17 2012-06-21 Johansen Espen S Distributed acoustic sensing (das)-based flowmeter
GB2495132B (en) 2011-09-30 2016-06-15 Zenith Oilfield Tech Ltd Fluid determination in a well bore
GB2496863B (en) 2011-11-22 2017-12-27 Zenith Oilfield Tech Limited Distributed two dimensional fluid sensor
CA2859700C (en) * 2012-01-06 2018-12-18 Hifi Engineering Inc. Method and system for determining relative depth of an acoustic event within a wellbore
WO2013120162A1 (en) * 2012-02-17 2013-08-22 Roctest Ltd. Automated system and method for testing the efficacy and reliability of distributed temperature sensing systems
US9574949B2 (en) 2012-02-17 2017-02-21 Roctest Ltd Automated system and method for testing the efficacy and reliability of distributed temperature sensing systems
US8893785B2 (en) 2012-06-12 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Location of downhole lines
CA2822824C (en) 2012-08-02 2020-11-10 Hifi Engineering Inc. Loudness based method and system for determining relative location of an acoustic event along a channel
US9823373B2 (en) 2012-11-08 2017-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system
MX337328B (es) * 2012-11-14 2016-02-08 Inst De Investigaciones Eléctricas Sistema de comunicación inteligente para fondo de pozo basado en la caracterizacion en tiempo real de la atenuacion de señales en cable coaxial usado como medio de transmision.
US20140158877A1 (en) * 2012-12-11 2014-06-12 Paul F. Wysocki Hydrogen resistant downhole optical fiber sensing
GB2511739B (en) 2013-03-11 2018-11-21 Zenith Oilfield Tech Limited Multi-component fluid determination in a well bore
US20140285795A1 (en) * 2013-03-19 2014-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole multiple core optical sensing system
US9523787B2 (en) * 2013-03-19 2016-12-20 Halliburton Energy Services, Inc. Remote pumped dual core optical fiber system for use in subterranean wells
US10808521B2 (en) 2013-05-31 2020-10-20 Conocophillips Company Hydraulic fracture analysis
US9347842B2 (en) 2014-05-06 2016-05-24 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Well conductor strain monitoring
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
CA2933417C (en) 2013-12-13 2022-05-17 Hifi Engineering Inc. Apparatus for detecting acoustic signals in a housing
US10031044B2 (en) 2014-04-04 2018-07-24 Exxonmobil Upstream Research Company Real-time monitoring of a metal surface
CA2948753C (en) * 2014-05-16 2023-04-11 Silixa Ltd. Method and system for downhole object location and orientation determination
WO2016000064A1 (en) 2014-07-04 2016-01-07 Hifi Engineering Inc. Method and system for detecting dynamic strain
WO2016007161A1 (en) 2014-07-10 2016-01-14 Schlumberger Canada Limited Distributed fiber optic monitoring of vibration to generate a noise log to determine characteristics of fluid flow
CN104131811B (zh) * 2014-07-31 2017-07-07 中国石油天然气股份有限公司 一种气井标况下体积泄漏速率获取方法及装置
CA2954736C (en) * 2014-08-20 2020-01-14 Halliburton Energy Services, Inc. Flow sensing in subterranean wells
WO2016028289A1 (en) * 2014-08-20 2016-02-25 Halliburton Energy Services, Inc. Opto-acoustic flowmeter for use in subterranean wells
US9404831B2 (en) 2014-10-27 2016-08-02 Baker Hughes Incorporated Arrayed wave division multiplex to extend range of IOFDR fiber bragg sensing system
US11536132B2 (en) 2014-12-31 2022-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Integrated multiple parameter sensing system and method for leak detection
WO2016164002A2 (en) * 2015-04-07 2016-10-13 Halliburton Energy Services, Inc. Reducing noise in a distributed acoustic sensing system downhole
US10656041B2 (en) * 2015-11-24 2020-05-19 Schlumberger Technology Corporation Detection of leaks from a pipeline using a distributed temperature sensor
US10890058B2 (en) 2016-03-09 2021-01-12 Conocophillips Company Low-frequency DAS SNR improvement
US10458228B2 (en) * 2016-03-09 2019-10-29 Conocophillips Company Low frequency distributed acoustic sensing
RU2650620C1 (ru) * 2017-04-20 2018-04-16 Общество с ограниченной ответственностью "Т8 Сенсор" (ООО "Т8 Сенсор") Распределенный датчик
US11255997B2 (en) 2017-06-14 2022-02-22 Conocophillips Company Stimulated rock volume analysis
EP3619560B1 (en) 2017-05-05 2022-06-29 ConocoPhillips Company Stimulated rock volume analysis
CA3078414A1 (en) 2017-10-17 2019-04-25 Conocophillips Company Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry
US11193367B2 (en) 2018-03-28 2021-12-07 Conocophillips Company Low frequency DAS well interference evaluation
WO2019209270A1 (en) * 2018-04-24 2019-10-31 Halliburton Energy Services, Inc. Depth and distance profiling with fiber optic cables and fluid hammer
CA3097930A1 (en) 2018-05-02 2019-11-07 Conocophillips Company Production logging inversion based on das/dts
WO2019212572A1 (en) * 2018-05-04 2019-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Distributed acoustic sensing for coiled tubing characteristics
CN108798638A (zh) * 2018-08-15 2018-11-13 中国石油大学(北京) 一种用于模拟浅层流体侵入井筒的实验装置
GB2576920B (en) 2018-09-06 2022-07-06 Univ Cranfield Fluid sensing system and methods
CN109115365A (zh) * 2018-11-14 2019-01-01 深圳伊讯科技有限公司 一种平面光波导器件及温度测量系统
EP3877626B1 (en) * 2019-02-11 2024-09-18 Halliburton Energy Services Inc. Wellbore distributed sensing using fiber optic rotary joint
US11768307B2 (en) 2019-03-25 2023-09-26 Conocophillips Company Machine-learning based fracture-hit detection using low-frequency DAS signal
NO20211263A1 (en) * 2019-06-11 2021-10-19 Halliburton Energy Services Inc Retrievable fiber optic vertical seismic profiling data acquisition system with integrated logging tool for geophone-equivalent depth accuracy
US11859472B2 (en) 2021-03-22 2024-01-02 Saudi Arabian Oil Company Apparatus and method for milling openings in an uncemented blank pipe
US11802783B2 (en) 2021-07-16 2023-10-31 Conocophillips Company Passive production logging instrument using heat and distributed acoustic sensing
US20230069606A1 (en) * 2021-08-30 2023-03-02 Lawrence Livermore National Security, Llc Autonomous fiber optic system for direct detection of co2 leakage in carbon storage wells
US11788377B2 (en) 2021-11-08 2023-10-17 Saudi Arabian Oil Company Downhole inflow control
US12049807B2 (en) 2021-12-02 2024-07-30 Saudi Arabian Oil Company Removing wellbore water
US12024985B2 (en) 2022-03-24 2024-07-02 Saudi Arabian Oil Company Selective inflow control device, system, and method

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2210417A (en) 1937-11-01 1940-08-06 Myron M Kinley Leak detector
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
US5327969A (en) 1993-04-30 1994-07-12 Halliburton Company Method of preventing gas migration during primary well cementing
US5503227A (en) 1995-05-15 1996-04-02 Halliburton Company Methods of terminating undesirable gas migration in wells
WO2000012978A1 (en) 1998-09-02 2000-03-09 Cidra Corporation Seismic sensing and acoustic logging systems using optical fiber, transducers and sensors
US6728165B1 (en) 1999-10-29 2004-04-27 Litton Systems, Inc. Acoustic sensing system for downhole seismic applications utilizing an array of fiber optic sensors
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
US6724319B1 (en) 1999-10-29 2004-04-20 Litton Systems, Inc. Acoustic sensing system for downhole seismic applications utilizing an array of fiber optic sensors
US6269198B1 (en) 1999-10-29 2001-07-31 Litton Systems, Inc. Acoustic sensing system for downhole seismic applications utilizing an array of fiber optic sensors
WO2002057805A2 (en) * 2000-06-29 2002-07-25 Tubel Paulo S Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors
WO2002103404A2 (en) 2001-06-15 2002-12-27 Corning Incorporated Tapered lensed fiber for focusing and condenser applications
CN1723406A (zh) 2003-01-15 2006-01-18 萨比欧斯光学公司 在井中设置光纤的系统和方法
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
GB2408571B (en) 2003-11-26 2006-07-19 Sensor Highway Ltd Apparatus and methods for distributed temperature sensing

Cited By (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103518123A (zh) * 2011-05-04 2014-01-15 光学感应器控股有限公司 管道的完整性监测
CN104094137A (zh) * 2012-01-06 2014-10-08 普拉德研究及开发股份有限公司 用于地震勘测的光纤井部署
US9798023B2 (en) 2012-01-06 2017-10-24 Schlumberger Technology Corporation Optical fiber well deployment for seismic surveying
CN105683497A (zh) * 2013-11-05 2016-06-15 光学感应器控股有限公司 蒸汽注入的监测
CN105683497B (zh) * 2013-11-05 2019-08-13 光学感应器控股有限公司 蒸汽注入的监测
US11274515B2 (en) 2016-11-07 2022-03-15 Equinor Energy As Method of plugging and pressure testing a well
US11680454B2 (en) 2016-11-07 2023-06-20 Equinor Energy As Method of plugging and pressure testing a well
CN110168191A (zh) * 2016-11-07 2019-08-23 艾奎诺能源公司 对钻井进行封堵和压力测试的方法
CN109854230A (zh) * 2017-11-30 2019-06-07 中国石油天然气股份有限公司 井的测试方法及装置
CN109854230B (zh) * 2017-11-30 2022-05-10 中国石油天然气股份有限公司 井的测试方法及装置
CN108829980B (zh) * 2018-06-20 2022-06-07 西南石油大学 利用pnn测井资料建立碳氧比和碳氢比解释模型的方法
CN108829980A (zh) * 2018-06-20 2018-11-16 西南石油大学 利用pnn测井资料建立碳氧比和碳氢比解释模型的方法
CN110965994A (zh) * 2018-09-27 2020-04-07 中国石油天然气股份有限公司 井筒泄漏检测方法
CN109162705B (zh) * 2018-10-31 2023-10-03 秦川机床集团宝鸡仪表有限公司 一种气井井底流压用液动压力监测系统及其监测方法
CN109162705A (zh) * 2018-10-31 2019-01-08 秦川机床集团宝鸡仪表有限公司 一种气井井底流压用液动压力监测系统及其监测方法
CN112764179A (zh) * 2020-12-31 2021-05-07 中油奥博(成都)科技有限公司 一种下井光缆及下井方法
CN112987123A (zh) * 2021-02-07 2021-06-18 中国地质大学（北京） 基于密植山区的油气田勘探方法及装置
CN113062728A (zh) * 2021-03-30 2021-07-02 中原工学院 一种煤炭深部钻孔随钻数据实时无线接收方法和系统
CN113062728B (zh) * 2021-03-30 2024-04-19 中原工学院 一种煤炭深部钻孔随钻数据实时无线接收方法和系统
CN113882851A (zh) * 2021-09-30 2022-01-04 于婷婷 具有压力测量功能的一般试采工具
CN114033332A (zh) * 2021-10-25 2022-02-11 中石化四机石油机械有限公司 用于固井装备的连续稳定供灰装置及其控制方法
CN114033332B (zh) * 2021-10-25 2024-05-17 中国石油化工股份有限公司 用于固井装备的连续稳定供灰装置及其控制方法
CN114487952A (zh) * 2022-04-14 2022-05-13 安徽中科昊音智能科技有限公司 一种利用声光纤的失超检测系统和方法
CN117214398A (zh) * 2023-09-04 2023-12-12 江苏省连云港环境监测中心 一种深层地下水体污染物检测方法及系统
CN117214398B (zh) * 2023-09-04 2024-05-14 江苏省连云港环境监测中心 一种深层地下水体污染物检测方法及系统

Also Published As

Publication number Publication date
US8326540B2 (en) 2012-12-04
BRPI0807248A2 (pt) 2014-07-22
AU2008215082A1 (en) 2008-08-21
RU2009133943A (ru) 2011-03-20
US20090326826A1 (en) 2009-12-31
GB2461191B (en) 2012-02-29
CA2626596C (en) 2009-04-14
CA2626596A1 (en) 2008-07-03
WO2008098380A1 (en) 2008-08-21
AU2008215082B2 (en) 2014-03-20
NO20092854L (no) 2009-09-15
GB2461191A (en) 2009-12-30
GB0914744D0 (en) 2009-09-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101680295A (zh) 流体运移剖面获取方法及设备
US10725237B2 (en) Polymer coated optical fiber
Fenta et al. Fibre optic methods of prospecting: A comprehensive and modern branch of geophysics
AU2012228034B2 (en) Subsurface monitoring using distributed acoustic sensors
US6913079B2 (en) Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors
CN112593924A (zh) 地下储气库安全运行监测系统及监测方法
US20130167628A1 (en) Method and apparatus for detecting an acoustic event along a channel
Sun et al. A critical review of distributed fiber optic sensing for real-time monitoring geologic CO2 sequestration
US20130100768A1 (en) Signal stacking in fiber optic distributed acoustic sensing
WO2016020654A1 (en) Monitoring of reservoirs using a fibre optic distributed acoustic sensor
Hello et al. Floating seismographs (MERMAIDS)
Kislov et al. Distributed acoustic sensing: a new tool or a new paradigm
US20220283330A1 (en) Gauge Length Correction For Seismic Attenuation From Distributed Acoustic System Fiber Optic Data
Reinsch et al. Fiber optic distributed strain sensing for seismic applications
Singh et al. Free oscillations of the Earth
Henninges et al. Fiber-Optic Sensing in Geophysics, Temperature Measurements
Eriksrud et al. Fiber optic sensor technology for oil and gas applications
Srivastava et al. Fractals and chaos
Ellmauthaler et al. Topside distributed acoustic sensing of subsea wells
Lu et al. Distributed fiber optic sensing for monitoring of underground facilities
Sun et al. Distributed Microstructured Optical Fiber (DMOF) Based Ultrahigh Sensitive Distributed Acoustic Sensing (DAS) for Borehole Seismic Surveys
Padhy et al. Fractal Scaling of Earthquakes
Hunt A new way to monitor using fibreoptics
Handerek Distributed vibration sensing: Principles, techniques and applications
Henninges Fiber-optic technologies and methods for downhole monitoring

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C02 Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001)
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20100324