CN112119201A - 包括激光蚀刻基板的换能器 - Google Patents

包括激光蚀刻基板的换能器 Download PDF

Info

Publication number
CN112119201A
CN112119201A CN201980032707.1A CN201980032707A CN112119201A CN 112119201 A CN112119201 A CN 112119201A CN 201980032707 A CN201980032707 A CN 201980032707A CN 112119201 A CN112119201 A CN 112119201A
Authority
CN
China
Prior art keywords
support structure
sensing element
transparent material
transducer
sensor
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.)
Granted
Application number
CN201980032707.1A
Other languages
English (en)
Other versions
CN112119201B (zh
Inventor
塞巴斯蒂安·郑
托马斯·克鲁斯佩
安德烈亚斯·赫贝尔
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.)
Baker Hughes Holdings LLC
Original Assignee
Baker Hughes Holdings LLC
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 Baker Hughes Holdings LLC filed Critical Baker Hughes Holdings LLC
Publication of CN112119201A publication Critical patent/CN112119201A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN112119201B publication Critical patent/CN112119201B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • E21B47/01Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • 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
    • E21B47/01Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • E21B47/017Protecting measuring instruments
    • 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
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01BMEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
    • G01B11/00Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques
    • G01B11/16Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques for measuring the deformation in a solid, e.g. optical strain gauge
    • G01B11/165Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques for measuring the deformation in a solid, e.g. optical strain gauge by means of a grating deformed by the object
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01BMEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
    • G01B11/00Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques
    • G01B11/16Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques for measuring the deformation in a solid, e.g. optical strain gauge
    • G01B11/18Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques for measuring the deformation in a solid, e.g. optical strain gauge using photoelastic elements
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01DMEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01D5/00Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable
    • G01D5/26Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light
    • G01D5/32Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light
    • G01D5/34Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells
    • G01D5/353Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells influencing the transmission properties of an optical fibre
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01DMEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01D5/00Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable
    • G01D5/26Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light
    • G01D5/32Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light
    • G01D5/34Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells
    • G01D5/353Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells influencing the transmission properties of an optical fibre
    • G01D5/3537Optical fibre sensor using a particular arrangement of the optical fibre itself
    • G01D5/35377Means for amplifying or modifying the measured quantity
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01PMEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
    • G01P15/00Measuring acceleration; Measuring deceleration; Measuring shock, i.e. sudden change of acceleration
    • G01P15/02Measuring acceleration; Measuring deceleration; Measuring shock, i.e. sudden change of acceleration by making use of inertia forces using solid seismic masses
    • G01P15/08Measuring acceleration; Measuring deceleration; Measuring shock, i.e. sudden change of acceleration by making use of inertia forces using solid seismic masses with conversion into electric or magnetic values
    • G01P15/0802Details
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01PMEASURING LINEAR OR ANGULAR SPEED, ACCELERATION, DECELERATION, OR SHOCK; INDICATING PRESENCE, ABSENCE, OR DIRECTION, OF MOVEMENT
    • G01P15/00Measuring acceleration; Measuring deceleration; Measuring shock, i.e. sudden change of acceleration
    • G01P15/02Measuring acceleration; Measuring deceleration; Measuring shock, i.e. sudden change of acceleration by making use of inertia forces using solid seismic masses
    • G01P15/08Measuring acceleration; Measuring deceleration; Measuring shock, i.e. sudden change of acceleration by making use of inertia forces using solid seismic masses with conversion into electric or magnetic values
    • G01P15/093Measuring acceleration; Measuring deceleration; Measuring shock, i.e. sudden change of acceleration by making use of inertia forces using solid seismic masses with conversion into electric or magnetic values by photoelectric pick-up

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Length Measuring Devices By Optical Means (AREA)
  • Measuring Fluid Pressure (AREA)
  • Drying Of Semiconductors (AREA)
  • Surface Acoustic Wave Elements And Circuit Networks Thereof (AREA)
  • Semiconductor Lasers (AREA)

Abstract

本发明提供了一种制造换能器的方法,该方法包括由透明材料形成支撑结构,该支撑结构被配置为支撑感测元件并响应于环境参数而变形。形成支撑结构包括通过将透明材料的第一部分暴露于激光辐射来使第一部分改性,以及通过蚀刻工艺移除第一部分。该方法还包括将感测元件设置在相对于支撑结构的固定位置处,该感测元件被配置为生成指示支撑结构变形的信号。

Description

包括激光蚀刻基板的换能器
相关申请的交叉引用
本申请要求2018年5月24日提交的美国临时申请序列号62/676,140的更早提交日期的权益,该美国临时申请的全部公开内容以引用方式并入本文。
背景技术
在能源产业中,通常使用光纤传感器来促进含有资源的地层的勘探和来自此类地层的资源的生产。例如,光纤传感器可在钻孔中用于通信和测量,例如以获得各种地面和井下测量结果,诸如压力、温度、应力、加速度、倾角、速度、位移、力和应变。
发明内容
制造换能器的方法的一个实施方案包括由透明材料形成支撑结构,该支撑结构被配置为支撑感测元件并响应于环境参数而变形。形成支撑结构包括通过将透明材料的第一部分暴露于激光辐射来使第一部分改性,以及通过蚀刻工艺移除第一部分。该方法还包括将感测元件设置在相对于支撑结构的固定位置处,该感测元件被配置为生成指示支撑结构变形的信号。
钻孔系统的一个实施方案包括设置在钻孔中的钻孔柱,以及与钻孔柱一起设置的换能器。换能器包括由透明材料形成的支撑结构,该支撑结构被配置为支撑感测元件并响应于环境参数而变形。支撑结构通过下列方式形成:通过将透明材料的第一部分暴露于激光辐射来使第一部分改性,以及通过蚀刻工艺移除第一部分。该系统还包括设置在相对于支撑结构的固定位置处的感测元件,该感测元件被配置为生成指示支撑结构变形的信号。
换能器的一个实施方案包括由透明材料形成的支撑结构,该支撑结构被配置为支撑感测元件并响应于环境参数而变形。支撑结构通过下列方式形成:通过将透明材料的第一部分暴露于激光辐射来使第一部分改性,以及通过蚀刻工艺移除第一部分。换能器还包括设置在相对于支撑结构的固定位置处的感测元件,该感测元件被配置为生成指示支撑结构变形的信号。
附图说明
以下描述不应被认为以任何方式进行限制。参考附图,相同元件以相同附图标记表示:
图1描绘了资源勘探和/或生产系统的实施方案;
图2描绘了包括通过激光改性和移除工艺形成的透明支撑结构的换能器的实施方案;
图3为描绘制造传感器或换能器和/或执行环境参数测量的方法的实施方案的流程图;
图4描绘了加速度传感器的示例,该加速度传感器包括通过激光改性和移除工艺(诸如图3的方法)形成的透明支撑结构;
图5描绘了加速度传感器的示例,该加速度传感器包括通过激光改性和移除工艺(诸如图3的方法)形成的透明支撑结构;
图6A和图6B(统称为图6)为处于中性状态和处于偏转状态的图5的支撑结构的剖视图;
图7为处于偏转状态的图5的支撑结构的透视图;
图8描绘了加速度传感器的示例,该加速度传感器包括具有通过激光改性和移除工艺(诸如图3的方法)形成的部件的透明支撑结构;
图9描绘了由图8的传感器形成的Fabry-Perot干涉仪的方面;并且
图10描绘了控制电路的示例,该控制电路用于测量加速度并控制图8的传感器的可移动质块的位置。
具体实施方式
本文所公开的设备和方法的一个或多个实施方案的详细描述以参照附图举例而非限制的方式呈现。
本发明提供了用于制造换能器(例如,传感器)并且利用换能器来执行环境参数的测量的设备、系统和方法。环境参数可以是期望测量的任何条件、特性、力或其他现象。换能器的一个实施方案包括可操作地连接到透明支撑结构的一根或多根光纤。至少支撑结构基于激光改性和移除工艺(诸如体积内选择性激光诱导蚀刻(ISLE)工艺)之后湿化学蚀刻或蒸气蚀刻工艺形成。光纤可以任何合适的方式可操作地连接,诸如通过机械接合(例如,粘合剂)将光纤固定地附接到支撑结构。在一个实施方案中,换能器是高度集成的传感器的一部分,其中三维支撑结构和一定长度的光纤被直接写入透明材料中。该工艺允许形成具有高精度的三维结构,与其他传感器或换能器相比,该三维结构可例如通过增加灵敏度来改善换能器的功能。
图1示出了可包括如本文进一步描述的传感器的资源勘探和/或生产系统10的实施方案。在该示例中,系统10是钻井、测井和/或生产系统10,其包括被配置为设置在钻孔14中的钻孔柱12,该钻孔在钻探或其他井下操作期间穿透地层16。应当注意,系统10作为传感器应用的一个实施方案出于讨论目的而提供。传感器并不局限于此,因为其可与包括测量的任何装置或系统结合使用,无论是井下、水下表面位置处还是任何其他位置处的测量。
在图1的示例中,表面结构18包括用于支撑钻孔柱12和操作井下部件的各种部件,诸如井口、井架和/或转台。在一个实施方案中,钻孔柱12为包括一个或多个钻杆部分的钻柱,该一个或多个钻杆部分向下延伸到钻孔14中并连接至钻探组件20。在一个实施方案中,系统10包括用于各种工艺的任何数量的井下工具22,这些工艺包括地层钻探、地质导向和地层评估(FE),以用于测量钻孔中或钻孔周围的一个或多个物理量与深度和/或时间的关系。工具22可包括在井底组件(BHA)24、钻柱部件或其他合适的载体中或被体现为井底组件(BHA)24、钻柱部件或其他合适的载体。如本文所述,“载体”是指可用于传送、容纳、支撑或以其他方式有利于使用另一个装置、装置部件、装置的组合、介质和/或构件的任何装置、装置部件、装置的组合、介质和/或构件。示例性非限制性的载体包括盘管型、接合钻杆型的钻柱及其任何组合或部分。其他载体示例包括井壁管、电缆、电缆探头、钢丝探头、垂绳、井下接头、井底组件和钻柱。
系统10包括被配置为测量各种环境参数的至少一个传感器。传感器可以是分布式传感器,诸如光纤分布式温度传感器(DTS)和/或光纤分布式声传感器(DAS)。传感器也可以是被配置为在地下环境的离散位置或区域处测量参数的离散传感器。例如,工具22包括光纤传感器26,该光纤传感器包括附接到或以其他方式可操作地连接到透明支撑结构的一定长度的光纤。
光纤传感器26可用于测量与井下操作(诸如钻探操作)相关的参数。在钻探操作中,旋转钻头28,并且将钻井液30(例如,钻探泥浆)从泥浆池32或其他流体源通过钻孔柱12注入,并且通过钻孔14的环形部分返回到地面。光纤传感器26可被配置为测量参数诸如应变、振动、流体压力、流体流速和温度。
一个或多个井下部件诸如工具22和/或光纤传感器26配备有传输设备,以与处理装置诸如井下处理器34或表面处理单元36通信。此类传输设备可采用任何期望的形式,并且可使用不同的传输介质和连接方式。连接方式的示例包括有线连接、光纤连接、声连接、无线连接和泥浆脉冲遥测。在一个实施方案中,系统10包括通信电缆38,该通信电缆包括一个或多个导体诸如电导体和/或光纤。线缆38可包括第一长度的光纤,该第一长度的光纤(例如,通过接合)连接到作为光纤传感器26的一部分的第二长度的光纤。在一个实施方案中,单根光纤可形成第一长度和第二长度。
处理装置包括用于执行功能(包括通信、数据存储、数据处理和/或部件的控制)的部件。例如,表面处理单元36包括检测器40(例如,光信号检测器)、处理器42(例如,微处理器)和用以存储数据、模型和/或计算机程序或软件的存储器44。处理装置可被配置为执行功能,诸如控制井下部件的部署、控制部件的操作、发送和接收数据、处理测量数据和/或监测操作。
光纤传感器26包括一定长度的光纤,该一定长度的光纤包括一个或多个测量位置。该一定长度的光纤设置在支撑结构上,该支撑结构包括至少部分地通过激光改性和移除工艺形成的透明材料。支撑结构可包括由透明材料制成的三维结构,其支撑如本文所述的一定长度的光纤和/或与如本文所述的一定长度的光纤相互作用,“透明材料”是至少对激光器用来在移除透明材料的一部分之前通过改变其折射率和/或改变其机械性能来使该部分改性的波长或波长范围透明的材料。
激光改性和移除工艺(在一个实施方案中其为体积内选择性激光诱导蚀刻(ISLE)工艺)为施加激光辐射以改变透明材料的一部分的内部结构,随后例如通过蚀刻工艺移除改性部分。蚀刻工艺的示例包括例如化学或湿化学蚀刻、等离子蚀刻和蒸气蚀刻。本文所述的激光改性和移除工艺可区别于诸如激光烧蚀之类的工艺,该激光烧蚀工艺涉及通过激光蒸发或以其他方式移除材料而无需对材料进行初始改性。
在一个实施方案中,激光改性和移除工艺包括通过脉冲激光使透明材料的一部分改性。脉冲激光器可具有任何合适的功率,并且在一个实施方案中具有在约100瓦至约1kW范围内的功率。用于移除的激光辐射的功率和脉冲持续时间可基于所使用的透明材料的类型来调整或定制。
在一个示例中,激光改性和移除工艺包括以下步骤:设计二维或三维透明结构,确定该结构的尺寸,以及识别透明材料的应移除以实现该结构的部分。在确定期望结构的尺寸之后,通过将脉冲激光聚焦到所识别部分中的位置来使材料改性。在一个实施方案中,脉冲激光器具有大约飞秒(例如,10fs至500fs)的脉冲持续时间。然后通过蚀刻或其他移除工艺移除改性的体积。
由于初始改性,改性的体积的蚀刻速率可显著增大,例如,可增大至多四个数量级。此外,该工艺可实现极窄的切割宽度。例如,可从具有约1mm厚度的材料中移除具有5微米或更小厚度的材料的部分。使用微扫描仪,可将任何构型的形状切割成1微米的精度,其中切除部分和所得成形孔表现出例如小于1微米的粗糙度Rz。由于该工艺允许产生具有高复杂性的三维结构,因此可针对选定的放大倍数、灵敏度、谐振频率、截止频率或传递函数来设计和/或优化结构。例如,声换能器和/或光纤传感器26可具有谐振频率或截止频率,该谐振频率或截止频率具有选定的值或范围。截止频率范围的示例包括约1Hz至约100kHz的范围、约1kHz至约40kHz的范围、和/或约2kHz至约16kHz的范围。
图2示出了包括感测元件和基板的传感器50的示例。基板包括已通过如本文所述的激光改性和移除工艺成型或形成的透明材料。传感器50通过将能量从环境参数转换成可检测形式而充当换能器。
在该示例中,感测元件为一定长度的光纤52。该一定长度的光纤52包括设置于其中的一个或多个测量位置。测量位置可以是光纤布拉格光栅(FBG)54或用于反向散射或以其他方式返回光信号的任何其他合适的机构。测量位置的其他示例包括反射表面、Fabry-Perot校准器和本征散射位置,诸如瑞利散射位置、布里渊散射位置和拉曼散射位置。光纤52可机械地接合到基板或通过例如由激光改性和移除工艺形成支撑结构和光纤52两者与支撑结构一体地形成。
传感器50包括透明基板56,该透明基板包括已由基板56形成的透明三维支撑结构58。在该示例中,传感器50是光纤声换能器,诸如水听器。换能器将压力变化转换成FBG中心波长偏移。在该示例中,挠曲元件60形成为支撑结构58的一部分。挠曲元件60的部分可具有非常小的厚度,例如,大约微米的厚度。
在一个实施方案中,基板56包括支撑结构下方的腔体62。传感器50可包括压力补偿特征部,该压力补偿特征部包括被配置为补偿钻孔中的不同深度或位置处的压力差的流体。此类压力差可非常大(例如,压力可从大约10巴或更小、高达100巴和/或高达1000巴或更大的压力变化)。流体可为高可压缩性流体,诸如硅油。
在一个实施方案中,支撑结构58至少部分地被基板50的框架部分64围绕。可在支撑结构58和框架部分64之间建立一个或多个间隙,该一个或多个间隙可充当压力补偿特征部。该一个或多个间隙可包括或被配置作为抵抗高速流体流动(诸如由于传感器50被配置为测量的声波引起的振荡)的流体密封件。例如,密封材料(例如,聚合物或橡胶)可设置在该一个或多个间隙内,或者该一个或多个间隙可形成迷宫式密封件。迷宫式密封件是从腔体62形成曲折流体路径的机械密封件。需注意,支撑结构58和框架64可由相同的材料制成,由具有相同或类似CTE的材料制成,并且/或者为一体式主体。
该一个或多个间隙可具有非常小的宽度或尺寸。例如,该一个或多个间隙具有足够小的尺寸诸如小于或等于约100μm、小于或等于约50μm、和/或小于或等于约10μm的尺寸以充当迷宫式密封件。
光纤52的包括FBG 54的部分定位在支撑结构58上,使得入射在支撑结构58上的声学信号引起FBG之间的光学路径长度的变化,这可通过将光信号发射到光纤52中并检测反向散射或返回信号来测量。同样在该示例中,挠曲元件60利用杠杆原理来提供放大效果。此外,支撑结构可包括楔形轮廓,这样减小支撑结构58的质量并因此增大其基频。体积选择性激光蚀刻工艺(ISLE)理想地适于制造此类具有高精度的支撑结构。
支撑结构58可由对用于使支撑结构材料改性的波长透明的任何合适的材料制成。透明材料的示例包括玻璃,诸如熔融二氧化硅、硼硅酸盐玻璃、或蓝宝石和红宝石。例如,可选择熔融二氧化硅为透明基板材料和光纤52两者,这提供了至少基本上完美热膨胀系数(CTE)匹配的无法超越的优点。因此,传感器50可在不需要温度校准的情况下产生测量结果。支撑结构58、框架部分64、挠曲元件60、光纤52、基板56和/或其他部件中的一些或全部可由具有相同CTE(或类似CTE,诸如在20%内的,例如约10%或更小的CTE差异)的材料制成,可由相同材料制成,和/或可为一个整体部分(一体式主体)。
光纤传感器50可用于测量任何期望环境的参数,诸如井下环境的参数(例如,作为传感器26)。光纤传感器50适用于井下应用中的静态和动态测量系统或传感器。
虽然图2的感测元件为光纤,但并不局限于此。感测元件可以是可设置在支撑结构58上、附接到支撑结构或以其他方式可操作地连接到支撑结构的任何类型的元件或部件。例如,感测元件可以是压电元件、压敏电阻元件和/或电容测量元件,用于将物理特性(也称为环境参数)转换成电信号或光信号。透明基板上的压敏电阻元件的示例为蓝宝石上硅(SOS)技术。SOS技术可用于使用扩散或离子注入来附接压敏电阻器,并且可将其实施为实现压力换能器和其他测量装置。例如,压敏电阻传感器元件可由多晶硅制成并且定位在由多晶硅制成的透明基板的表面上。这些换能器的灵敏度可通过实施利用激光改性和移除工艺制造的机械放大特征部来进一步增强。
虽然图2中示出了单个感测元件,但是传感器50可具有设置在一个或多个透明支撑结构上的任何数量的感测元件或任何类型的感测元件的组合。
图3示出了用于制造换能器或传感器和/或执行环境参数测量的方法70。方法70包括本文所述的阶段71-75中的一者或多者。在一个实施方案中,该方法包括以所述顺序执行所有阶段71-75。然而,可省略某些阶段71-75、可添加阶段,或者改变阶段的顺序。
在第一阶段71中,设计了用于光纤传感器的支撑结构。例如,确定二维或三维支撑结构(例如,图2的支撑结构)的尺寸。支撑结构至少部分地由透明材料制成,该透明材料对用于使透明材料的部分的内部结构改性的波长是透明的。支撑结构可完全或部分地由透明材料制成。因此,支撑结构的全部或一部分包括二维或三维透明结构。选择透明材料的某些部分或体积用于移除,使得这些部分的移除得到透明结构。
在第二阶段72中,将透明材料的选定部分暴露于来自脉冲激光器的电磁辐射,以使构成这些部分的材料的内部结构改性。辐射的波长为例如约1030nm,但可为任何合适的波长。在一个实施方案中,以超短脉冲施加辐射,该超短脉冲通常为大约皮秒或更短。例如,以大约飞秒的脉冲频率施加激光辐射,例如具有约数十至数百飞秒的脉冲持续时间。
脉冲辐射聚焦在透明材料内部,并且扫描通过与待移除部分相对应的透明材料的体积。例如,激光器可将其扫描为一组堆叠的二维切片。
在第三阶段73中,将透明材料的经改性部分移除以形成透明结构。在一个实施方案中,通过激光蚀刻工艺移除该部分,但可使用任何合适的蚀刻或移除工艺。
在第四阶段74中,在透明结构上设置和/或形成一定长度的光纤或另一感测元件。在一个实施方案中,具有测量位置(例如,FBG)的一定长度的光纤定位在透明结构上,使得由于环境参数(例如,温度、振动、应变等)引起的透明结构的变化或变形导致光纤长度相应变化,从而可分析反向散射的光信号以测量该参数。该一定长度的光纤可通过粘合剂或其他合适的机构设置在透明结构上。
在一个实施方案中,通过激光改性和移除工艺由透明材料连同透明结构形成该一定长度的光纤,从而形成具有该结构和由单一体积透明材料形成的光纤的集成换能器。例如通过使用脉冲紫外线激光器内切光栅,FBG或其他测量位置可随后在光纤中形成。
在第五阶段75中,将换能器设置在期望位置处或环境中,并且操作以执行对选定参数的测量。在一个实施方案中,换能器用作用于勘探和/或生产来自含有资源的地层的资源的系统中的传感器。例如,换能器可设置在钻孔中以用于测量一个或多个物理特性,诸如压力、温度、应力、加速度、倾角、速度、位移、振动、力、应变和/或与井下操作相关的其他参数。在另一个示例中,换能器被配置作为声传感器,该声传感器被配置为测量钻孔和/或地球地层中的振动。
图4-图10描绘了传感器或传感器装置的各种示例,传感器或传感器装置中的每一者均具有感测元件和基板。基板包括已通过如本文所述的激光改性和移除工艺成型或形成的透明材料。传感器通过将能量从环境参数转换成可检测形式而充当换能器。
在以下示例中,传感器为加速度传感器。然而,传感器并不局限于此,并且可被配置为测量各种参数,诸如应变、振动、温度、压力等。需注意,以下示例中的传感器的各种部件的形状、尺寸和维度不限于本文所述的那些。
参见图4,传感器80的示例是光纤加速度传感器,该光纤加速度传感器包括具有一个或多个测量位置的光纤82,该一个或多个测量位置被配置作为光纤布拉格光栅(FBG)84或用于反向散射或以其他方式返回光信号的任何其他合适的机构。例如,测量位置可形成为反射表面、Fabry-Perot校准器和本征散射位置,诸如瑞利散射位置、布里渊散射位置和拉曼散射位置。传感器80可设置在井下部件或期望测量加速度的其他部件处。
传感器80包括由熔融二氧化硅玻璃基板形成的透明三维支撑结构86。玻璃的优点在于玻璃是相对弹性的并且具有低密度。传感器80并不限于此,并且可由任何合适的透明材料形成。
支撑结构86形成腔体88,可移动质块90设置在该腔体中。腔体具有相对两侧94和96、第一端部98和第二端部100,并且被配置为约束质块90在沿着移动轴92的方向上移动。传感器80被示于由正交的x轴、y轴和z轴限定的坐标空间中,并且移动轴92被示为平行于x轴。传感器80并不限于此,因为传感器80可被配置为允许在任何合适的一个或多个方向上移动。
支撑结构86还形成从第一端部98沿轴向延伸到质块90处或附近的位置的挠曲元件102。井下部件沿第一方向(沿轴线92远离第二端部100并朝向第一端部98的方向)的加速度导致质块90向挠曲元件102施加轴向力,从而压缩挠曲元件102。沿第二方向(沿轴线92朝向第二端部100并远离第一端部98的方向)的加速度导致质块90拉伸挠曲元件102。振荡轴向运动因此导致挠曲元件102交替地压缩和解压缩。
光纤82附接到支撑结构86,使得井下部件的加速度以及挠曲元件102的相关联压缩和/或解压缩通过压缩和/或拉伸FBG 84来拉紧FBG 84。例如,光纤82通过粘合剂104或任何其他合适的附接机构附接至可移动质块90和支撑结构86,使得FBG 84悬挂在挠曲元件102上方。光纤82、支撑结构86、可移动质块90、挠曲元件102和/或其他部件中的一些或全部可由具有相同CTE(或类似CTE,诸如在20%内的,例如约10%或更小的CTE差异)的材料制成,可由相同材料制成,和/或可为一个整体部分(一体式主体)。
传感器80的操作包括(例如,通过激光器)将电磁辐射作为具有选定波长(或多个波长)的光传输到光纤82中,该光被FBG 84部分地反射。测量反射光的波长以基于挠曲元件102的变形来检测波长偏移。波长偏移给出了传感器80经历的加速度的量度。
图5-图7描绘了包括感测元件和基板的传感器110的示例。基板包括已通过如本文所述的激光改性和移除工艺成型或形成的透明材料。
传感器110包括由熔融二氧化硅基板或其他透明材料形成的透明三维支撑结构112。支撑结构112形成腔体114,可移动质块116设置在该腔体中。腔体114被配置为容纳质块116并允许质块116在一个或多个方向上移动。支撑结构112和/或可移动质块116可被配置为在多个方向上变形和/或移动。例如,可移动质块116可以在由x轴、y轴和/或z轴限定的各个方向上移动或变形。
支撑结构112还形成挠曲元件,诸如上挠曲元件118和下挠曲元件120,这两个挠曲元件中的每一者从腔体114的端部122延伸至质块116处或附近的位置。
在该示例中,传感器110包括惠斯通电桥电路124,该惠斯通电桥电路包括设置在上挠曲元件120上的多个应变仪元件。应变仪元件可胶合、溅镀、流电沉积或以其他方式附接到上挠曲元件118。每个应变仪元件通过合适的电引线126电连接到处理装置,诸如控制电路。
在一个实施方案中,可移动质块116可在向上和向下方向即平行于或至少部分地平行于z轴的方向上移动。图6和图7示出了支撑结构112的示例,该支撑结构是由单一材料(例如,熔融二氧化硅)制成的并且形成支撑结构112、质块116以及挠曲元件118和120的一体式主体。支撑结构112、可移动质块116、上挠曲元件118、下挠曲元件120、腔体114和/或其他部件中的一些或全部可由具有相同CTE(或类似CTE,诸如在20%内的,例如约10%或更小的CTE差异)的材料制成,可由相同材料制成,和/或可为一个整体部分(一体式主体)。
图6A示出了处于中性状态的传感器110,其中当传感器110不经受加速度时,质块116处于中性(零偏转)位置。图6B示出了处于偏转状态的传感器110,其中质块116由于加速度而偏转。
质块116在y轴方向上的移动导致挠曲元件118和120变形。该变形被传输到惠斯通电桥电路124,该惠斯通电桥电路产生受挠曲元件118和120的变形影响并且指示传感器110和对应井下部件的加速度的信号。
图8-图10描绘了传感器130的示例,该传感器包括与具有透明材料的基板结合的光纤感测元件,该透明材料已通过如本文所述的激光改性和移除工艺成型或形成。在该示例中,传感器130包括形成腔体134的透明三维支撑结构132。腔体134由上表面136和下表面138以及腔体端部140和142界定。
支撑结构132可由多个部件制成以形成腔体134和可移动质块144。例如,支撑结构132包括夹置在上部件148和下部件150之间的中心部件146。中心部件146、上部件148和下部件150中的一些或全部可由具有相同CTE(或类似CTE,诸如在20%内的,例如约10%或更小的CTE差异)的相同材料(例如,熔融二氧化硅)制成,并且/或者可为一个整体部分(一体式主体)。
上部件148形成凹陷部,该凹陷部限定上表面136以及腔体端部140和142的一部分。下部件150也具有凹陷部,该凹陷部限定下表面138以及腔体端部140和142的一部分。
中心部件146形成框架152、质块144以及将可移动质块144连接到框架152的挠曲元件154和156。中心部件146的尺寸使得质块144可在加速度下至少在沿y轴的方向上移动。
光纤158延伸穿过上部件148中的孔。光纤158(例如,通过粘合剂160)固定到上部件148,使得光纤158的端面162位于距可移动质块144的反射表面164选定的距离处。光纤158、涂层170、涂层172、涂层174、涂层176、框架152、挠曲元件154、挠曲元件156、中心部件146、上部件148、下部件150、可移动质块144、反射表面164、表面136、表面138和/或其他部件中的一些或全部可由具有相同CTE(或类似CTE,诸如在20%内的,例如约10%或更小的CTE差异)的材料制成,可由相同材料制成,并且/或者可为一个整体部分(一体式主体)。
如图9所示,光纤158的端面162与反射表面164形成Fabry-Perot干涉仪。光纤158具有芯166和包层168,并且被配置为将相干光170引导至表面164。将相干光170发送到光纤158中导致从表面164反射的光与从光纤顶端的端面162反射的光之间的干涉。这些干涉可用于测量端面162与反射表面164之间的距离,从而测量质块144的偏转,该偏转可用于估计加速度。
传感器130可包括用于便于控制质块144的位置并允许传感器130将质块144返回或保持在中性位置(即,零偏转位置)的特征部。
再次参见图8,例如,导电金属上涂层170设置在质块144的上表面上,该上表面充当如下所述的电容器的一部分并且还可形成反射表面164。下导电涂层172设置在质块144的相对表面上。导电涂层174和176也分别设置在上腔体表面136和下腔体表面138上。
导电涂层可以任何合适的方式设置在其相应表面上。例如,可通过真空沉积、流电工艺或任何其他合适的方式来设置一个或多个金属涂层。
导电涂层170、172、174和176形成两个电容器,并且分别通过线材170a、172a、174a和176a电连接到电压源。施加到导电涂层170和174的电压将形成电场,该电场导致力被施加到质块144。施加到导电涂层172和176的附加电压生成电场,该电场导致附加力被施加到质块144。由电场产生的这些力可被引导以通过加速度来平衡作用在质块144上的力。控制电路(其示例在下文讨论)可用于在零偏转附近的线性范围内操作传感器130。
图9示出了可连接到传感器130的控制电路200的示例。控制电路200包括光学解调仪202,该光学解调仪使用Fabry-Perot干涉仪在光学上测量质块144的偏转。控制电路200还包括控制器204,该控制器使用电反馈回路在零偏转附近的线性范围内操作传感器130。
控制器204从光学解调仪接收信号,并使用电放大器206和208控制传感器。例如,控制器204将表示作用在传感器130上的加速度的信号210输出到放大器206和208,这些放大器中的一个放大器使信号210反相。通过控制线材174a和172a上的电压,可调节由电场引起的力以抵消由于加速度引起的作用在质块144上的力。
如上所指出,反馈回路允许控制传感器140,使得传感器140在零偏转附近的选定线性范围内操作。此外,由于电反馈回路不能干扰偏转的光学测量,因此传感器140未显示由干扰引起的不准确性。
控制电路和传感器不限于上述示例,并且可以其他方式配置。例如,电反馈回路也可使用由沉积在腔体134和质块144的表面上的电感结合磁性材料的沉积引起的磁力来设计。
本文所述的实施方案呈现许多优点。选择性激光移除方法允许在支撑结构和/或感测元件中形成精确特征部,从而增加声传感器和其他传感器的精度和有效性。此外,激光移除方法可用于以比其他方法更低的成本、使用更少的材料并且在更短的时间内制造传感器。
例如,可使用单一材料(例如,熔融二氧化硅)根据上述实施方案来制造传感器。使用一种材料制造支撑结构和/或可移动质块避免了由于不同材料的不同热膨胀率而与由多种材料制成的传感器相关联的潜在问题(例如,测量误差和准确性降低)。与常规制造的传感器相比,由一种材料构建传感器更便宜,并且也有助于增加耐久性、可靠性和稳定性。
在一些传感器中,在例如可移动质块和支撑结构之间可存在非常小的间隙。此类间隙的示例包括图2的支撑结构58和框架部件62之间的间隙、图4所示的可移动质块90和腔体88的第二端部100之间的间隙、以及图8所示的可移动质块144和腔体端部140之间的间隙。此类间隙可在50μm的范围内。此类间隙可具有小尺寸,诸如小于或等于约100μm、小于或等于约50μm、和/或小于或等于约10μm的尺寸。此外,此类间隙可被配置作为如上所论述的迷宫式密封件。本文所述的制造方法允许有效地产生此类间隙,在用其他制造方法生产时可能难以构建此类间隙。
下面示出了前述公开的一些实施方案:
实施方案1:一种制造换能器的方法,该方法包括:由透明材料形成支撑结构,该支撑结构被配置为支撑感测元件并响应于环境参数而变形,其中形成支撑结构包括通过将透明材料的第一部分暴露于激光辐射来使第一部分改性,以及通过蚀刻工艺移除第一部分;以及将感测元件设置在相对于支撑结构的固定位置处,该感测元件被配置为生成指示支撑结构变形的信号。
实施方案2:根据任何前述实施方案所述的方法,其中激光辐射包括具有至少一个波长的光,并且透明材料对具有激光辐射的至少一个波长的光是透明的。
实施方案3:根据任何前述实施方案所述的方法,其中激光辐射作为一系列飞秒脉冲发射。
实施方案4:根据任何前述实施方案所述的方法,其中移除第一部分通过湿化学蚀刻、等离子蚀刻或蒸气蚀刻来执行。
实施方案5:根据任何前述实施方案所述的方法,其中感测元件和支撑结构由单一体积的透明材料形成。
实施方案6:根据任何前述实施方案所述的方法,其中设置感测元件包括使用激光改变透明材料的第二部分的折射率。
实施方案7:根据任何前述实施方案所述的方法,其中支撑结构包括被配置为放大环境参数的挠曲元件。
实施方案8:根据任何前述实施方案所述的方法,其中感测元件包括其中设置有一个或多个感测位置的光纤,该光纤被配置为接收光信号并返回指示支撑结构变形的反向散射信号。
实施方案9:根据任何前述实施方案所述的方法,其中支撑结构包括挠曲元件,该挠曲元件被配置为响应于声能而变形,并且将声能的至少一部分传递到感测元件。
实施方案10:根据任何前述实施方案所述的方法,其中支撑结构包括挠曲元件,该挠曲元件被配置为响应于一种或多种物理特性而变形,该一种或多种物理特性包括压力、温度、应力、加速度、倾角、速度、位移、振动、力和应变中的至少一者,该挠曲元件被配置为将该一种或多种物理特性的至少一部分传递到感测元件。
实施方案11:一种钻孔系统,该钻孔系统包括:钻孔柱,该钻孔柱设置在钻孔中;换能器,该换能器与钻孔柱一起设置,该换能器包括:支撑结构,该支撑结构由透明材料形成,该支撑结构被配置为支撑感测元件并且响应于环境参数而变形,该支撑结构通过以下方式形成:通过将透明材料的第一部分暴露于激光辐射而使第一部分改性,以及通过蚀刻工艺移除第一部分;和感测元件,该感测元件设置在相对于支撑结构的固定位置处,该感测元件被配置为生成指示支撑结构变形的信号。
实施方案12:一种换能器,该换能器包括:支撑结构,该支撑结构由透明材料形成,该支撑结构被配置为支撑感测元件并且响应于环境参数而变形,该支撑结构通过以下方式形成:通过将透明材料的第一部分暴露于激光辐射而使第一部分改性,以及通过蚀刻工艺移除第一部分;和感测元件,该感测元件设置在相对于支撑结构的固定位置处,该感测元件被配置为生成指示支撑结构变形的信号。
实施方案13:根据任何前述实施方案所述的换能器,其中激光辐射包括具有至少一个波长的光,并且透明材料对具有激光辐射的至少一个波长的光是透明的。
实施方案14:根据任何前述实施方案所述的换能器,其中激光辐射作为一系列飞秒脉冲发射。
实施方案15:根据任何前述实施方案所述的换能器,其中第一部分通过湿化学蚀刻、等离子蚀刻或蒸气蚀刻移除。
实施方案16:根据任何前述实施方案所述的换能器,其中感测元件和支撑结构由单一体积的透明材料形成。
实施方案17:根据任何前述实施方案所述的换能器,其中通过使用激光使透明材料的第二部分改性,以及蚀刻第二部分以形成感测元件,来将感测元件设置在支撑结构上。
实施方案18:根据任何前述实施方案所述的换能器,其中支撑结构包括被配置为放大环境参数的挠曲元件。
实施方案19:根据任何前述实施方案所述的换能器,其中感测元件包括其中设置有一个或多个感测位置的光纤,该光纤被配置为接收光信号并返回指示支撑结构变形的反向散射信号。
实施方案20:根据任何前述实施方案所述的换能器,其中支撑结构包括挠曲元件,该挠曲元件被配置为响应于声能而变形,并且将声能传递到感测元件。
实施方案21:根据任何前述实施方案所述的换能器,其中换能器被配置为设置在含有资源的地层中。
在描述本发明的上下文中(特别是在所附权利要求的上下文中),术语“一个”、“一种”和“该”以及类似指代的使用应被解释为涵盖单数和复数,除非在本文另外指明或与上下文明显地矛盾。此外,还应当指出的是,本文的术语“第一”、“第二”等并不表示任何顺序、数量或重要性,而是用来将一个元素与另一个元素区分开。与数量结合使用的修饰语“约”包含所陈述的值并且具有由上下文决定的含义(例如,其包括与特定数量的测量相关联的误差度)。
本公开的教导内容可用于多种井操作。这些操作可涉及使用一种或多种处理剂来处理地层、地层中驻留的流体、井筒、和/或井筒中的设备,诸如生产管材。处理剂可以是液体、气体、固体、半固体、以及它们的混合物的形式。例示性的处理剂包括但不限于压裂液、酸、蒸汽、水、盐水、防腐剂、粘固剂、渗透性调节剂、钻井泥浆、乳化剂、破乳剂、示踪剂、流动性改进剂等。例示性的井操作包括但不限于水力压裂、增产、示踪剂注入、清洁、酸化、蒸汽注入、注水、固井等。
虽然已参考一个或多个示例性实施方案描述了本发明,但本领域的技术人员将理解,在不脱离本发明的范围的情况下,可作出各种改变并且可用等同物代替其元件。另外,在不脱离本发明的基本范围的情况下,可作出许多修改以使特定情形或材料适应本发明的教导内容。因此,预期的是,本发明不限于作为设想用于实现本发明的最佳模式而公开的特定实施方案,而是本发明将包括落入权利要求书的范围内的所有实施方案。另外,在附图和具体实施方式中,已公开了本发明的示例性实施方案,并且尽管已采用了特定术语,但除非另外指明,否则它们仅以一般性和描述性意义使用,而非出于限制的目的,否则本发明的范围因此并不限于此。

Claims (15)

1.一种制造换能器的方法(70),所述方法包括:
由透明材料形成支撑结构(58),所述支撑结构(58)被配置为支撑感测元件(52)并且响应于环境参数而变形,其中形成所述支撑结构(58)包括通过将所述透明材料的第一部分暴露于激光辐射而使所述第一部分改性,以及通过蚀刻工艺移除所述第一部分;以及
将所述感测元件(52)设置在相对于所述支撑结构(58)的固定位置处,所述感测元件(52)被配置为生成指示所述支撑结构(58)变形的信号。
2.根据权利要求1所述的方法(70),其中所述激光辐射包括具有至少一个波长的光,并且所述透明材料对具有所述激光辐射的所述至少一个波长的所述光是透明的。
3.根据权利要求1所述的方法(70),其中所述激光辐射作为一系列飞秒脉冲发射。
4.根据权利要求1所述的方法(70),其中移除所述第一部分通过湿化学蚀刻、等离子蚀刻或蒸气蚀刻来执行。
5.根据权利要求1所述的方法(70),其中所述感测元件(52)和所述支撑结构(58)由单一体积的所述透明材料形成。
6.根据权利要求5所述的方法(70),其中设置所述感测元件(52)包括使用激光改变所述透明材料的第二部分的折射率。
7.根据权利要求1所述的方法(70),其中所述支撑结构(58)包括被配置为放大所述环境参数的挠曲元件(60)。
8.根据权利要求1所述的方法(70),其中所述感测元件(52)包括其中设置有一个或多个感测位置(54)的光纤(52),所述光纤(52)被配置为接收光信号并且返回指示所述支撑结构(58)变形的反向散射信号。
9.根据权利要求1所述的方法(70),其中所述支撑结构(58)包括挠曲元件(60),所述挠曲元件被配置为响应于声能而变形,并且将所述声能的至少一部分传递到所述感测元件。
10.根据权利要求1所述的方法(70),其中所述支撑结构(58)包括挠曲元件(60),所述挠曲元件被配置为响应于一种或多种物理特性而变形,所述一种或多种物理特性包括压力、温度、应力、加速度、倾角、速度、位移、振动、力和应变中的至少一者,所述挠曲元件(60)被配置为将所述一种或多种物理特性的至少一部分传递到所述感测元件。
11.一种钻孔系统(10),所述钻孔系统包括:
钻孔柱(12),所述钻孔柱设置在钻孔(14)中;
换能器(26,50),所述换能器与所述钻孔柱(12)一起设置,所述换能器(26,50)包括:
支撑结构(58),所述支撑结构由透明材料形成,所述支撑结构(58)被配置为支撑感测元件(52)并且响应于环境参数而变形,所述支撑结构(58)通过以下方式形成:通过将所述透明材料的第一部分暴露于激光辐射而使所述第一部分改性,以及通过蚀刻工艺移除所述第一部分;和
感测元件(52),所述感测元件设置在相对于所述支撑结构(58)的固定位置处,所述感测元件(52)被配置为生成指示所述支撑结构(58)变形的信号。
12.一种换能器(26,50),所述换能器包括:
支撑结构(58),所述支撑结构由透明材料形成,所述支撑结构(58)被配置为支撑感测元件(52)并且响应于环境参数而变形,所述支撑结构(58)通过以下方式形成:通过将所述透明材料的第一部分暴露于激光辐射而使所述第一部分改性,以及通过蚀刻工艺移除所述第一部分;和
感测元件(52),所述感测元件设置在相对于所述支撑结构(58)的固定位置处,所述感测元件(52)被配置为生成指示所述支撑结构(58)变形的信号。
13.根据权利要求12所述的换能器(26,50),其中所述激光辐射包括具有至少一个波长的光,并且所述透明材料对具有所述激光辐射的所述至少一个波长的所述光是透明的。
14.根据权利要求12所述的换能器(26,50),其中所述感测元件(52)和所述支撑结构(58)由单一体积的所述透明材料形成,并且通过使用激光使所述透明材料的第二部分改性,以及蚀刻所述第二部分以形成所述感测元件(52),来将所述感测元件(52)设置在所述支撑结构(58)上。
15.根据权利要求12所述的换能器(26,50),其中所述支撑结构(58)包括被配置为放大所述环境参数的挠曲元件(60)。
CN201980032707.1A 2018-05-24 2019-05-24 包括激光蚀刻基板的换能器 Active CN112119201B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201862676140P 2018-05-24 2018-05-24
US62/676,140 2018-05-24
PCT/US2019/033961 WO2019227014A1 (en) 2018-05-24 2019-05-24 Transducers including laser etched substrates

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN112119201A true CN112119201A (zh) 2020-12-22
CN112119201B CN112119201B (zh) 2024-02-27

Family

ID=68615188

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201980032707.1A Active CN112119201B (zh) 2018-05-24 2019-05-24 包括激光蚀刻基板的换能器

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20190360323A1 (zh)
CN (1) CN112119201B (zh)
NO (1) NO20201324A1 (zh)
WO (1) WO2019227014A1 (zh)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3097587B1 (fr) * 2019-06-21 2021-12-10 Febus Optics Dispositif de maintenance et procede pour determiner la position d’un point de blocage d’un element tubulaire
US11867855B2 (en) * 2019-12-10 2024-01-09 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Downhole fiber optic hydrophone
DE102020107180A1 (de) 2020-03-16 2021-09-16 fos4X GmbH Faseroptischer Beschleunigungssensor

Citations (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5420688A (en) * 1992-12-14 1995-05-30 Farah; John Interferometric fiber optic displacement sensor
US6122225A (en) * 1996-12-09 2000-09-19 Cheng; Lun Kai Hydrophone with compensation for statical pressure and method for pressure wave measurement
US6160762A (en) * 1998-06-17 2000-12-12 Geosensor Corporation Optical sensor
US20010013510A1 (en) * 1997-09-25 2001-08-16 Eliezer Wiener-Avnear High density pixel array and laser micro-milling method for fabricating array
AU2931002A (en) * 1997-05-02 2002-05-23 Sensor Highway Limited Generating electric power in a wellbore
CN1488068A (zh) * 2000-11-28 2004-04-07 柔斯芒特股份有限公司 适用于测量物理和材料性能的光学传感器
US20050161749A1 (en) * 2002-05-07 2005-07-28 California Institute Of Technology Apparatus and method for vacuum-based nanomechanical energy force and mass sensors
US20080075404A1 (en) * 2006-05-19 2008-03-27 New Jersey Institute Of Technology Aligned embossed diaphragm based fiber optic sensor
WO2008038847A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Jin-Sang Hwang Sensor for measuring angular displacement using optical fiber and method for manufacturing the same
US20080188776A1 (en) * 2005-03-10 2008-08-07 John William Arkwright Apparatus for Pressure Sensing
CN101464138A (zh) * 2008-12-30 2009-06-24 大连理工大学 一种位移或加速度传感器
US20110191031A1 (en) * 2010-01-29 2011-08-04 Baker Hughes Incorporated Device and method for discrete distributed optical fiber pressure sensing
CN102564957A (zh) * 2010-12-15 2012-07-11 西安金和光学科技有限公司 一种便携式低成本红外气体传感装置
US20120229793A1 (en) * 2011-03-11 2012-09-13 University of Maribor Optical fiber sensors having long active lengths, systems, and methods
JP2013092371A (ja) * 2011-10-07 2013-05-16 Toyota Industries Corp センサ用光ファイバの製造方法及びセンサ用光ファイバ
CN103299032A (zh) * 2011-01-06 2013-09-11 贝克休斯公司 用于使用光纤传感器监控振动的方法和装置
CN103350371A (zh) * 2013-06-14 2013-10-16 严松法 龙门加工中心方滑枕微间隙补偿系统
US20140175571A1 (en) * 2012-12-20 2014-06-26 Infineon Technologies Dresden Gmbh Method for manufacturing a micromechanical system comprising a removal of sacrificial material through a hole in a margin region
CN103954347A (zh) * 2014-05-12 2014-07-30 哈尔滨工业大学(威海) 一种平面光波导振动传感器芯片悬臂梁的制作方法
CN104215270A (zh) * 2013-05-31 2014-12-17 中自高科(苏州)光电有限公司 飞秒激光脉冲序列加工的全光纤传感器及其制作方法
CN104949794A (zh) * 2014-03-26 2015-09-30 罗斯蒙特公司 针对隔膜压力传感器的跨度线压效应补偿
US20150377765A1 (en) * 2014-06-30 2015-12-31 Baker Hughes Incorporated Systems and devices for sensing corrosion and deposition for oil and gas applications
CN105443117A (zh) * 2015-11-24 2016-03-30 浙江大学 一种声波测井系统
US20160108730A1 (en) * 2014-10-21 2016-04-21 Baker Hughes Incorporated Three-phase flow identification and rate detection using acoustic guide array
US20160130936A1 (en) * 2014-11-11 2016-05-12 Baker Hughes Incorporated Pressure compensated capacitive micromachined ultrasound transducer for downhole applications
EP3080618A1 (en) * 2013-12-13 2016-10-19 Intel Corporation Optomechanical inertial sensor
CN107015024A (zh) * 2017-04-19 2017-08-04 李俊 一种检测加速度的高灵敏光纤微悬臂梁传感器及加工方法
US20170248480A1 (en) * 2012-11-27 2017-08-31 Sentek Instrtument Llc Serial weak fbg interrogator
US20180087956A1 (en) * 2016-09-23 2018-03-29 Baker Hughes Incorporated Downhole fiber optic hydrophone

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5109701A (en) * 1989-04-03 1992-05-05 Sarcos Group Field-based movement sensor
US4932263A (en) * 1989-06-26 1990-06-12 General Motors Corporation Temperature compensated fiber optic pressure sensor
IT1262407B (it) * 1993-09-06 1996-06-19 Finmeccanica Spa Strumentazione utilizzante componenti in ottica integrata per la diagnostica di parti con sensori a fibra ottica inclusi o fissati sulla superficie.
US5889901A (en) * 1997-06-06 1999-03-30 University Technology Corporation Strain measuring apparatus/method having a sensor and a reference optical fiber grating
US6310990B1 (en) * 2000-03-16 2001-10-30 Cidra Corporation Tunable optical structure featuring feedback control
AU2000227912A1 (en) * 2000-03-06 2001-09-17 Gsl Galli, Schneider And Lehner Ag Optical fibre device for measuring stresses
US6882595B2 (en) * 2003-03-20 2005-04-19 Weatherford/Lamb, Inc. Pressure compensated hydrophone
US7743661B2 (en) * 2006-04-26 2010-06-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fiber optic MEMS seismic sensor with mass supported by hinged beams
CN101261281A (zh) * 2007-03-07 2008-09-10 中国科学院半导体研究所 基于超短腔光纤激光器的光纤加速度传感器
FR2946140B1 (fr) * 2009-05-29 2011-12-09 Ixsea Hydrophone a fibre a reseau de bragg avec amplificateur a membrane
WO2010139841A1 (en) * 2009-06-04 2010-12-09 Corelase Oy Method and apparatus for processing substrates
CN102483337B (zh) * 2009-07-16 2015-11-25 哈米德瑞萨·埃洛莫哈迈德 一种光纤传感器及制造方法
CA2805003C (en) * 2010-07-12 2017-05-30 S. Abbas Hosseini Method of material processing by laser filamentation
US9102011B2 (en) * 2013-08-02 2015-08-11 Rofin-Sinar Technologies Inc. Method and apparatus for non-ablative, photoacoustic compression machining in transparent materials using filamentation by burst ultrafast laser pulses
US9757815B2 (en) * 2014-07-21 2017-09-12 Rofin-Sinar Technologies Inc. Method and apparatus for performing laser curved filamentation within transparent materials
US9448312B1 (en) * 2015-03-11 2016-09-20 Baker Hughes Incorporated Downhole fiber optic sensors with downhole optical interrogator
FR3033889A1 (fr) * 2015-03-20 2016-09-23 Commissariat Energie Atomique Capteur de pression dynamique mems et/ou nems a performances ameliorees et microphone comportant un tel capteur
JP7045673B2 (ja) * 2017-07-05 2022-04-01 ユニヴェルシテ グルノーブル アルプス 圧電エネルギーハーベスティング曲げ構造及びその製造方法
US10989865B2 (en) * 2018-02-05 2021-04-27 University Of Georgia Research Foundation, Inc Stretchable fiber optic sensor

Patent Citations (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5420688A (en) * 1992-12-14 1995-05-30 Farah; John Interferometric fiber optic displacement sensor
US6122225A (en) * 1996-12-09 2000-09-19 Cheng; Lun Kai Hydrophone with compensation for statical pressure and method for pressure wave measurement
AU2931002A (en) * 1997-05-02 2002-05-23 Sensor Highway Limited Generating electric power in a wellbore
US20010013510A1 (en) * 1997-09-25 2001-08-16 Eliezer Wiener-Avnear High density pixel array and laser micro-milling method for fabricating array
US6160762A (en) * 1998-06-17 2000-12-12 Geosensor Corporation Optical sensor
CN1488068A (zh) * 2000-11-28 2004-04-07 柔斯芒特股份有限公司 适用于测量物理和材料性能的光学传感器
US20050161749A1 (en) * 2002-05-07 2005-07-28 California Institute Of Technology Apparatus and method for vacuum-based nanomechanical energy force and mass sensors
US20080188776A1 (en) * 2005-03-10 2008-08-07 John William Arkwright Apparatus for Pressure Sensing
US20080075404A1 (en) * 2006-05-19 2008-03-27 New Jersey Institute Of Technology Aligned embossed diaphragm based fiber optic sensor
WO2008038847A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Jin-Sang Hwang Sensor for measuring angular displacement using optical fiber and method for manufacturing the same
CN101464138A (zh) * 2008-12-30 2009-06-24 大连理工大学 一种位移或加速度传感器
US20110191031A1 (en) * 2010-01-29 2011-08-04 Baker Hughes Incorporated Device and method for discrete distributed optical fiber pressure sensing
CN102564957A (zh) * 2010-12-15 2012-07-11 西安金和光学科技有限公司 一种便携式低成本红外气体传感装置
CN103299032A (zh) * 2011-01-06 2013-09-11 贝克休斯公司 用于使用光纤传感器监控振动的方法和装置
US20120229793A1 (en) * 2011-03-11 2012-09-13 University of Maribor Optical fiber sensors having long active lengths, systems, and methods
JP2013092371A (ja) * 2011-10-07 2013-05-16 Toyota Industries Corp センサ用光ファイバの製造方法及びセンサ用光ファイバ
US20170248480A1 (en) * 2012-11-27 2017-08-31 Sentek Instrtument Llc Serial weak fbg interrogator
US20140175571A1 (en) * 2012-12-20 2014-06-26 Infineon Technologies Dresden Gmbh Method for manufacturing a micromechanical system comprising a removal of sacrificial material through a hole in a margin region
CN104215270A (zh) * 2013-05-31 2014-12-17 中自高科(苏州)光电有限公司 飞秒激光脉冲序列加工的全光纤传感器及其制作方法
CN103350371A (zh) * 2013-06-14 2013-10-16 严松法 龙门加工中心方滑枕微间隙补偿系统
EP3080618A1 (en) * 2013-12-13 2016-10-19 Intel Corporation Optomechanical inertial sensor
CN104949794A (zh) * 2014-03-26 2015-09-30 罗斯蒙特公司 针对隔膜压力传感器的跨度线压效应补偿
CN103954347A (zh) * 2014-05-12 2014-07-30 哈尔滨工业大学(威海) 一种平面光波导振动传感器芯片悬臂梁的制作方法
US20150377765A1 (en) * 2014-06-30 2015-12-31 Baker Hughes Incorporated Systems and devices for sensing corrosion and deposition for oil and gas applications
US20160108730A1 (en) * 2014-10-21 2016-04-21 Baker Hughes Incorporated Three-phase flow identification and rate detection using acoustic guide array
US20160130936A1 (en) * 2014-11-11 2016-05-12 Baker Hughes Incorporated Pressure compensated capacitive micromachined ultrasound transducer for downhole applications
CN105443117A (zh) * 2015-11-24 2016-03-30 浙江大学 一种声波测井系统
US20180087956A1 (en) * 2016-09-23 2018-03-29 Baker Hughes Incorporated Downhole fiber optic hydrophone
CN107015024A (zh) * 2017-04-19 2017-08-04 李俊 一种检测加速度的高灵敏光纤微悬臂梁传感器及加工方法

Non-Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
A A SAID: ""Carving fiber-top cantilevers with femtosecond laser micromachining"", pages 1 - 4 *
SAID: "Carving fiber-top cantilevers with femtosecond laser micromachining", 《JOURNAL OF MICROMECHANICS AND MICROENGINEERING》, pages 1 - 4 *
冉曾令: ""深紫外激光制作的微光纤传感器及系统研究"", no. 5 *
邓旺: ""D型光纤的飞秒激光加工及其传输特性研究"", no. 2 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN112119201B (zh) 2024-02-27
NO20201324A1 (en) 2020-12-02
WO2019227014A1 (en) 2019-11-28
US20190360323A1 (en) 2019-11-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN112119201B (zh) 包括激光蚀刻基板的换能器
CA2461437C (en) Pressure compensated hydrophone
US8103135B2 (en) Well bore sensing
US7884951B2 (en) Apparatus for measuring an internal dimension of a well bore
RU2661747C2 (ru) Распределенное акустическое измерение для пассивной дальнометрии
US9897497B2 (en) Temperature-compensated strain-based transducer operating on differential measurements
US20060289724A1 (en) Fiber optic sensor capable of using optical power to sense a parameter
CN109804135B (zh) 井下光纤水听器
US9121972B2 (en) In-situ system calibration
US10927660B2 (en) Tiltmeter for EAT applications
Paulsson et al. A fiber optic single well seismic system for geothermal reservoir imaging and monitoring
AU2018364943B2 (en) Multi-cavity all-glass interferometric sensor for measuring high pressure and temperature
US11867855B2 (en) Downhole fiber optic hydrophone
Clowes Fibre optic pressure sensor for downhole monitoring in the oil industry
Thompson Corporation, Sugar Land, TX (US)

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant