EA010141B1 - A tubing equipped with an optical fiber and methods of its making and using - Google Patents
A tubing equipped with an optical fiber and methods of its making and using Download PDFInfo
- Publication number
- EA010141B1 EA010141B1 EA200601962A EA200601962A EA010141B1 EA 010141 B1 EA010141 B1 EA 010141B1 EA 200601962 A EA200601962 A EA 200601962A EA 200601962 A EA200601962 A EA 200601962A EA 010141 B1 EA010141 B1 EA 010141B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- wellbore
- fiber optic
- optical fiber
- tube
- optic tube
- Prior art date
Links
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 title claims abstract description 112
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 110
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 6
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 4
- 239000007769 metal material Substances 0.000 claims description 4
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 10
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 5
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 4
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- 244000000626 Daucus carota Species 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 235000005770 birds nest Nutrition 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 235000005765 wild carrot Nutrition 0.000 description 2
- 101100293261 Mus musculus Naa15 gene Proteins 0.000 description 1
- 241000282887 Suidae Species 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 239000011358 absorbing material Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000009954 braiding Methods 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 229910001026 inconel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 1
- GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N tantalum atom Chemical compound [Ta] GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
- E21B17/206—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables with conductors, e.g. electrical, optical
-
- 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)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Light Guides In General And Applications Therefor (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Mechanical Coupling Of Light Guides (AREA)
Abstract
Description
Область техники, относящаяся к изобретениюFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение, в общем, относится к работе на месторождениях нефти и, более конкретно, к способам и устройствам, использующим волоконные оптические системы при работе с гибкими трубами (гибкими НКТ (насосно-компрессорными трубами) малого диаметра) в стволе скважины.The present invention, in General, relates to work in oil fields and, more specifically, to methods and devices using fiber optic systems when working with flexible pipes (flexible tubing (tubing) of small diameter) in the wellbore.
Предпосылки создания изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Работа с гибкими трубами в основном используется в области нефтедобычи, например, для закачивания флюида в требуемое место в стволе скважины или для управления устройствами на нефтепромыслах. Одно из преимуществ гибких труб состоит в том, что они предусматриваются на бобинах, так что гибкая труба разматывается, когда она вставляется в ствол скважины для конкретного использования, а затем сматывается или перематывается назад на бобину, когда она извлекается из ствола скважины. Бобины с гибкими трубами могут храниться в удобном положении или перемещаться, и намотанную гибкую трубу можно транспортировать на трейлере, в вагоне-платформе или грузовике. Использование гибких труб в качестве транспортировочного средства для скважин различного типа в приспособлениях для скважин расширяется, в результате усиливается необходимость создания скважинных устройств и способов, адаптированных для использования с гибкими трубами. Трудности, присущие использованию традиционных электромеханических скважинных устройств с гибкими трубами, включают недостаток мощности скважинных устройств и нехватку телеметрических данных, поступающих от скважинных устройств к поверхности.Work with flexible pipes is mainly used in the field of oil production, for example, for pumping fluid to the desired location in the wellbore or for controlling devices in the oil field. One of the advantages of flexible pipes is that they are provided on reels, so that the flexible pipe is unwound when it is inserted into the wellbore for a particular use, and then rewound or rewound onto the reel when it is removed from the wellbore. The coiled tubing reels can be stored in a convenient position or moved, and the coiled tubing can be transported on a trailer, in a flatcar or truck. The use of flexible pipes as a transportation means for various types of wells in well tools is expanding, as a result of which the need to create downhole devices and methods adapted for use with flexible pipes is increasing. Difficulties inherent in using conventional electromechanical borehole devices with flexible pipes include a lack of downhole device power and a lack of telemetry data from downhole devices to the surface.
Из уровня техники известно использование традиционной проводной линии связи в гибкой трубе для обеспечения связи с поверхностью при осуществлении скважинных операций, включая передачу данных вверх по стволу скважины, измеряемых с помощью ряда скважинных инструментов, и передачу команд вниз по стволу скважины для выполнения множества операций. Однако использование кабеля проводной линии связи в гибкой трубе создает проблемы материально-технического обеспечения, такие как укладка кабеля проводной линии связи в гибкой трубе и уменьшение вместимости гибкой трубы, связанное с тем, что часть пространства занимает кабель проводной линии связи.It is known from the prior art to use a traditional wireline communication line in a flexible pipe to provide communication with the surface during downhole operations, including transmitting data up the wellbore, measured using a number of downhole tools, and transmitting commands down the wellbore to perform many operations. However, using a wireline cable in a flexible pipe creates logistical problems, such as laying a wireline cable in a flexible pipe and reducing the capacity of the flexible pipe due to the fact that part of the space is occupied by the wireline cable.
Введение проводной линии связи к колонне гибких труб значительно увеличивает вес колонны гибких труб. Установка проводной линии связи внутри колонны гибких труб язляется сложной, и проводная линия подвержена свиванию в «птичье гнездо» внутри гибкой трубы. Этот факт и относительно большой внешний диаметр проводной линии связи по сравнению с внутренним диаметром гибкой трубы могут нежелательным образом затруднять продвижение потока флюида через гибкую трубу, причем такой поток через гибкую трубу часто является существенной частью работы в стволе скважины. Кроме того, некоторые флюиды, регулярно прокачиваемые через гибкую трубу, такие как кислота, цемент и жидкости для гидроразрыва с расклинивающим наполнителем, могут оказывать неблагоприятное воздействие на целостность или эксплуатационные качества кабеля проводной линии связи. Кроме того, прокачка флюида вниз по гибкой трубе может создавать силу сопротивления, воздействующую на кабель проводной линии связи, в результате чего возникает сила трения между флюидом и поверхностью кабеля.The introduction of a wireline to the flexible pipe string significantly increases the weight of the flexible pipe string. Installing a wired communication line inside a flexible pipe string is difficult, and the wired line is prone to twisting into a bird’s nest inside the flexible pipe. This fact and the relatively large outer diameter of the wireline compared to the inner diameter of the flexible pipe can undesirably impede the flow of fluid through the flexible pipe, and such a flow through the flexible pipe is often an essential part of the work in the wellbore. In addition, some fluids regularly pumped through a flexible pipe, such as acid, cement, and proppant, can have an adverse effect on the integrity or performance of a wireline cable. In addition, pumping fluid down the flexible pipe can create a drag force acting on the cable of the wireline, resulting in friction between the fluid and the surface of the cable.
Установка проводной линии связи или другого электрического кабеля внутри гибкой трубы является затруднительной и громоздкой, поскольку его вес и жесткость при изгибе могут давать вклад в значительную силу трения между кабелем и внутренней частью гибкой трубы. Способы укладки проводной линии связи в гибкой трубе рассматриваются в патенте США 5573225 и патенте США 5699996, каждый из которых упомянут здесь для сведения. Способы, упомянутые в каждом из этих патентов, требуют существенной установки устройств на поверхности для преодоления значительной силы трения между кабелем и гибкой трубой и для транспортировки кабеля внутрь свернутого трубопровода. Размер таких устройств делает невозможным их использование в некоторых операциях, в частности в операциях вдали от берега, в море.Installing a wireline or other electrical cable inside a flexible pipe is difficult and cumbersome because its weight and bending stiffness can contribute to the significant friction between the cable and the inside of the flexible pipe. Methods for laying a wireline in a flexible pipe are discussed in US Pat. No. 5,573,225 and US Pat. No. 5,699,996, each of which is incorporated herein by reference. The methods mentioned in each of these patents require a substantial installation of devices on the surface to overcome significant frictional forces between the cable and the flexible pipe and to transport the cable inside the rolled pipe. The size of such devices makes it impossible to use them in some operations, in particular in operations offshore, at sea.
Расширяется использование оптического волокна в различных применениях. Оптическое волокно обеспечивает множество преимуществ по сравнению с проводной линией связи, при использовании как передающей среды, так как имеет малый размер, малый вес, большую пропускную способность и высокую скорость передачи данных. Значительная проблема использования оптических волокон в подземных операциях на нефтяных промыслах состоит в том, что ионы свободного водорода будут вызывать потемнение волокна при повышенных температурах, которые обычно наблюдаются в подземных стволах скважин. Известно использование оптического волокна в кабеле проводной линии связи, как это описано в патенте США 6690866, упомянутом здесь для сведения. В этом патенте предлагается добавлять поглощающий водород материал или очищающий гель для окружения оптических волокон внутрь первой металлической трубки. В этом патенте также раскрывается, что кабель проводной линии связи, описанный в нем, требует значительного предела прочности на растяжение, и что этот предел прочности может быть получен за счет жесткого прикрепления первой металлической трубки к внутренней поверхности второй металлической трубки. Обе методики могут существенно увеличить себестоимость и вес кабеля. В патенте США 6557630, упомянутом здесь для сведения, описывается способ установки в стволе скважины устройства для дистанционных измерений, причем устройство содержит трубопровод, в котором располагаются волоконно-оптический датчик и волоконно-оптический кабель, причем кабель продвигаетсяThe use of optical fiber in various applications is expanding. Optical fiber provides many advantages over a wired communication line when used as a transmission medium, as it has a small size, light weight, high throughput and high data transfer rate. A significant problem with the use of optical fibers in underground oilfield operations is that free hydrogen ions will cause darkening of the fiber at elevated temperatures, which are usually observed in underground wellbores. The use of optical fiber in a wireline cable is known, as described in US Pat. No. 6,690,866, referred to herein for information. This patent proposes to add hydrogen absorbing material or a cleansing gel to surround the optical fibers inside the first metal tube. This patent also discloses that the wireline cable described herein requires a significant tensile strength, and that this tensile strength can be obtained by rigidly attaching the first metal tube to the inner surface of the second metal tube. Both techniques can significantly increase the cost and weight of the cable. US 6,557,630, mentioned here for information, describes a method for installing a remote sensing device in a wellbore, the device comprising a conduit in which a fiber optic sensor and a fiber optic cable are located, the cable being advanced
- 1 010141 вдоль трубопровода за счет потока флюида в трубопроводе. В патенте СВ 2362909, упомянутом здесь для сведения, предлагается способ размещения датчиков, который основан на первичной укладке первого полого трубопровода в гибкой трубе и последующем инжектировании отдельного волокна в этот трубопровод. Ни один из этих патентов не описывает и не предлагает способ продвижения подключенного с помощью оптических устройств трубопровода или кабеля внутри трубчатой конструкции при использовании потока флюида.- 1 010141 along the pipeline due to fluid flow in the pipeline. Patent CB 2362909, mentioned here for information, proposes a method for placing sensors, which is based on the initial laying of the first hollow pipe in a flexible pipe and the subsequent injection of a single fiber into this pipe. None of these patents describes or proposes a method for promoting a pipe or cable connected with an optical device inside a tubular structure using a fluid stream.
Способы укладки оптических волокон в трубчатых конструкциях часто направлены на укладку оптического волокна за счет закачивания или драгирования волокна в трубчатую конструкцию. В заявке на патент США 2003/0172752, упомянутой здесь для сведения, описываются способы укладки оптического волокна через трубопровод для применения в стволах скважин, использующие флюид, в которых создается изоляция между оптическим волокном и трубопроводом. Для укладки оптического волокна в гибкой трубе при использовании этих способов должно требоваться: 1) разматывание гибкой трубы, 2) растягивание гибкой трубы (либо в скважине, либо на поверхности) и 3) развертывание оптического волокна. Такой процесс направлен на укладку отдельного оптического волокна в трубчатой конструкции, он занимает много времени и, таким образом, является дорогостоящим с точки зрения проведения работ. Кроме того, эти способы направлены на укладку отдельного оптического волокна в трубчатой конструкции и не подходят для укладки в трубчатой конструкции множества волокон. Кроме того, в этих способах не предполагается возвращение назад или повторное использование оптического волокна.Methods for laying optical fibers in tubular structures are often directed to laying optical fibers by pumping or dredging the fiber into the tubular structure. US Patent Application 2003/0172752, mentioned here for information, describes methods for laying optical fiber through a pipeline for use in wellbores using a fluid in which insulation is formed between the optical fiber and the pipe. To lay the optical fiber in a flexible pipe when using these methods, it must be required: 1) unwinding the flexible pipe, 2) stretching the flexible pipe (either in the well or on the surface) and 3) deploying the optical fiber. Such a process is aimed at laying a single optical fiber in a tubular structure, it takes a lot of time and, therefore, is expensive from the point of view of work. In addition, these methods are aimed at laying a single optical fiber in a tubular structure and are not suitable for laying a plurality of fibers in a tubular structure. In addition, these methods do not intend to go back or reuse the optical fiber.
Использование множества оптических волокон, однако, может обеспечивать преимущества во многих ситуациях по сравнению с использованием отдельного оптического волокна. Использование множества волокон обеспечивает резервирование в случае, когда любое отдельное волокно повреждается или разрушается. Множество волокон обеспечивает увеличение пропускной способности отдельного волокна и позволяет гибко выделять различные типы передающих линий для различных волокон. Эти преимущества могут быть особенно важными в скважинных применениях, когда ограничивается доступ, условия окружающей среды могут быть экстремальными, и требуется двунаправленная передача (вверх и вниз по скважине). Использование множества оптических волокон также позволяет использовать отдельное оптическое волокно для конкретного устройства или датчика. Эта конструкция является полезной, поскольку некоторые датчики, такие как устройства Фабри-Перо, требуют специального оптического волокна.The use of multiple optical fibers, however, can provide advantages in many situations compared to using a single optical fiber. The use of multiple fibers provides redundancy in the event that any single fiber is damaged or destroyed. A plurality of fibers provides an increase in the throughput of a single fiber and allows flexible allocation of different types of transmission lines for different fibers. These benefits can be especially important in downhole applications where access is limited, environmental conditions can be extreme, and bidirectional transmission is required (up and down the well). The use of multiple optical fibers also allows the use of a separate optical fiber for a particular device or sensor. This design is useful because some sensors, such as Fabry-Perot devices, require special optical fiber.
Конструкция также является полезной для датчиков с цифровой телеметрией, для которой может требоваться отдельное волокно. Датчики, использующие волоконные брэгговские решетки, например, требуют выделения отдельного волокна из волокна, используемого для проведения цифровой оптической телеметрии.The design is also useful for sensors with digital telemetry, which may require a separate fiber. Sensors using fiber Bragg gratings, for example, require the isolation of a single fiber from the fiber used for digital optical telemetry.
Для ясности термин «канал» используется здесь для определения малой трубки или полого носителя, который окружает оптическое волокно или волокна. Термин «оптическое волокно» относится к волокну или волноводу, способному передавать оптическую энергию. Термин «волоконно-оптическая трубка» или «волоконно-оптический фал» используется для определения комбинации оптического волокна или множества оптических волокон, расположенных в трубопроводе. Термин «волоконнооптический кабель» относится к кабелю, проводу, проводной линии связи или нефтепроводу, которые содержат одно или более оптических волокон. «Трубчатая конструкция» и «трубопровод» в общем относятся к системе трубопроводов, имеющих вид круглых полых устройств, и в области применений в нефтедобыче - к обсадной трубе, бурильной трубе, металлической трубе или гибкой трубе, или другим таким устройствам.For clarity, the term “channel” is used here to define a small tube or hollow carrier that surrounds an optical fiber or fibers. The term "optical fiber" refers to a fiber or waveguide capable of transmitting optical energy. The term “fiber optic tube” or “fiber optic halyard” is used to define a combination of an optical fiber or a plurality of optical fibers located in a pipeline. The term “fiber optic cable” refers to a cable, wire, wireline or oil pipeline that contains one or more optical fibers. “Tubular construction” and “piping” generally refer to a piping system having the form of round hollow devices, and in the field of oil production applications, to a casing, drill pipe, metal pipe or flexible pipe, or other such devices.
Известны различные способы изготовления волоконно-оптических трубок. Два примера представляют изготовление с помощью лазерной сварки так, как описано в патенте США 4852790, упомянутом здесь для сведения, и с помощью сварки вольфрамовым электродом в инертном газе (ПС) так, как описано в патенте США 4366362, упомянутом здесь для сведения. Ни один патент не описывает и не предлагает вставку таких трубок в свернутый трубопровод с помощью потока флюида.Various methods are known for manufacturing fiber optic tubes. Two examples represent manufacturing by laser welding as described in US Pat. No. 4,852,790, mentioned here for information, and by welding with a tungsten electrode in an inert gas (PS) as described in US Pat. No. 4,366,362, mentioned here for information. No patent describes or proposes the insertion of such tubes into a coiled tubing using a fluid stream.
Следовательно, можно видеть, что существует необходимость создания устройства, способов изготовления и способов использования волоконно-оптического трубопровода, расположенного в трубчатой конструкции, и, в частности, необходимость создания такого устройства и способов использования в стволе скважины.Therefore, it can be seen that there is a need to create a device, manufacturing methods and methods for using a fiber optic pipe located in a tubular structure, and, in particular, the need to create such a device and methods for use in a wellbore.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Настоящее изобретение содержит трубопровод, оборудованный оптическим волокном, представляющий собой гибкую трубу с оптическим волокном, и характеризуется тем, что он снабжен волоконнооптической трубкой, продольно размещенной в гибкой трубе и имеющей канал, в котором расположено по меньшей мере одно оптическое волокно, при этом канал образован полоской материала, окружающей по меньшей мере одно оптическое волокно.The present invention comprises a conduit equipped with an optical fiber, which is a flexible tube with an optical fiber, and is characterized in that it is provided with a fiber optic tube longitudinally disposed in the flexible tube and having a channel in which at least one optical fiber is located, wherein the channel is formed a strip of material surrounding at least one optical fiber.
Кроме того, в трубопроводе волоконно-оптическая трубка содержит более одного оптического волокна, при этом полоска, образующая канал волоконно-оптической трубки, содержит металлический материал, причем гибкая труба выполнена таким образом, что может наматываться на бобину и предназначена для размещения в стволе скважины.In addition, in the pipeline, the fiber optic tube contains more than one optical fiber, while the strip forming the channel of the fiber optic tube contains metallic material, and the flexible tube is designed in such a way that it can be wound on a bobbin and designed to be placed in the wellbore.
- 2 010141- 2 010141
Кроме того, в трубопроводе волоконно-оптическая трубка выполнена герметичной и содержит инертный газ или гель.In addition, in the pipeline, the fiber optic tube is sealed and contains an inert gas or gel.
Согласно второму аспекту изобретения предусмотрен способ изготовления трубопровода, оборудованного оптическим волокном, включающий закачивание флюида в гибкую трубу, при этом осуществляют формирование волоконно-оптической трубки с каналом, в котором размещают по меньшей мере одно оптическое волокно и который образуют полоской материала, окружающей это волокно, и продольное перемещение волоконно-оптической трубки в гибкой трубе за счет воздействия потока флюида на волоконно-оптическую трубку.According to a second aspect of the invention, there is provided a method of manufacturing a pipe equipped with an optical fiber, comprising pumping fluid into a flexible pipe, wherein the fiber optic tube is formed with a channel in which at least one optical fiber is placed and which form a strip of material surrounding the fiber, and longitudinal movement of the fiber optic tube in the flexible tube due to the effect of fluid flow on the fiber optic tube.
Кроме того, в способе флюид закачивают в гибкую трубу, по меньшей мере, частично намотанную на бобину, причем флюид закачивают в гибкую трубу, перемещаемую в стволе скважины.In addition, in the method, the fluid is pumped into a flexible pipe at least partially wound on a bobbin, and the fluid is pumped into a flexible pipe that is moved in the wellbore.
В способе согласно второму аспекту изобретения по меньшей мере одно оптическое волокно размещают в волоконно-оптической трубке в инертной среде.In the method according to the second aspect of the invention, at least one optical fiber is placed in the fiber optic tube in an inert medium.
Согласно еще одному аспекту изобретения предусмотрен способ связи со стволом скважины с использованием трубопровода, содержащего волоконно-оптическую трубку в гибкой трубе и по меньшей мере одно оптическое волокно в канале волоконно-оптической трубки, включающий операции передачи управляющих сигналов в ствол скважины, определения состояния в стволе скважины и передачи данных об этом состоянии к месту их приема и характеризующийся тем, что осуществляют перемещение волоконно-оптической трубки в гибкой трубе посредством потока флюида и перемещение гибкой трубы в стволе скважины для проведения указанных операций, которые выполняют с помощью волоконнооптической трубки.According to yet another aspect of the invention, there is provided a method of communicating with a wellbore using a conduit comprising a fiber optic tube in a flexible tube and at least one optical fiber in a channel of the fiber optic tube, including the operation of transmitting control signals to the wellbore, determining a state in the wellbore wells and transmitting data about this state to the place of their reception and characterized in that they carry out the movement of the fiber optic tube in a flexible pipe through a fluid flow moving the coiled tubing in the wellbore to perform specified operations, which operate using fiber optic tube.
При этом в способе состояние в стволе скважины определяют с помощью по меньшей мере одного оптического волокна.Moreover, in the method, the state in the wellbore is determined using at least one optical fiber.
Кроме того, способ включает размещение в стволе скважины по меньшей мере одного датчика или скважинного устройства, соединенного по меньшей мере с одним оптическим волокном.In addition, the method includes placing at least one sensor or downhole device connected to the at least one optical fiber in the wellbore.
При этом состояние в стволе скважины определяют посредством по меньшей мере одного датчика, а данные от датчика передают к месту их приема по меньшей мере через одно из оптических волокон, причем данные о состоянии в стволе скважины передают на поверхность.In this case, the state in the wellbore is determined by means of at least one sensor, and data from the sensor is transmitted to the place of their reception through at least one of the optical fibers, and data on the state in the wellbore are transmitted to the surface.
Кроме того, в способе управляющий сигнал к скважинному устройству передают по меньшей мере через одно из оптических волокон.In addition, in the method, the control signal to the downhole device is transmitted through at least one of the optical fibers.
При этом гибкую трубу перемещают в стволе скважины путем ее разматывания с бобины, а извлекают гибкую трубу из ствола скважины путем ее наматывания на бобину, а скважинное устройство размещают в стволе скважины путем его перемещения по гибкой трубе.In this case, the flexible pipe is moved in the wellbore by unwinding it from the bobbin, and the flexible pipe is removed from the wellbore by winding it onto the bobbin, and the borehole device is placed in the wellbore by moving it along the flexible pipe.
Кроме того, управляющий сигнал передают от поверхности в ствол скважины по меньшей мере через одно из оптических волокон, при этом передача управляющего сигнала в ствол скважины и данных о состоянии в стволе скважины представляет собой их беспроводную передачу.In addition, the control signal is transmitted from the surface to the wellbore through at least one of the optical fibers, while the transmission of the control signal to the wellbore and state data in the wellbore is their wireless transmission.
Кроме того, способ согласно изобретению включает передачу данных к закрепленному на бобине беспроводному телеметрическому устройству через волоконно-оптическую трубку, расположенную на этой бобине, при этом волоконно-оптическая трубка содержит более одного оптического волокна, в стволе скважины размещен более чем один датчик, а состояние в стволе скважины определяют посредством по меньшей мере двух размещенных в нем датчиков, и данные о каждом из этих состояний передают по различным оптическим волокнам.In addition, the method according to the invention includes transmitting data to a wireless telemetry device mounted on a bobbin through a fiber optic tube located on the bobbin, wherein the fiber optic tube contains more than one optical fiber, more than one sensor is placed in the wellbore, and the state in the wellbore, it is determined by means of at least two sensors located therein, and data on each of these states is transmitted via various optical fibers.
В то время как конкретный вариант осуществления и область применения представлены как пример, а именно, гибкая труба, оборудованная волоконно-оптической системой, пригодная для применения в стволе скважины, настоящее изобретение не ограничивается этим вариантом осуществления и пригодно для применений, в которых требуется трубопровод, оборудованный волоконно-оптической системой.While the specific embodiment and scope are presented as an example, namely, a flexible pipe equipped with a fiber optic system, suitable for use in a wellbore, the present invention is not limited to this embodiment and is suitable for applications in which a pipe is required, equipped with a fiber optic system.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Фиг. 1 показывает вариант осуществления устройства настоящего изобретения;FIG. 1 shows an embodiment of a device of the present invention;
фиг. 2А - вид поперечного сечения варианта осуществления настоящего изобретения;FIG. 2A is a cross-sectional view of an embodiment of the present invention;
фиг. 2В - вид поперечного сечения другого варианта осуществления настоящего изобретения;FIG. 2B is a cross-sectional view of another embodiment of the present invention;
фиг. 3 - типичная схема для работы с гибкой трубой.FIG. 3 is a typical diagram for working with a flexible pipe.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
В настоящем изобретении описывается трубопровод, оборудованный оптическим волокном, и способы его изготовления и использования. Трубопровод по настоящему изобретению, оборудованный оптическим волокном, содержит одну или более волоконно-оптических трубок, расположенных в трубчатой конструкции. В варианте осуществления создается способ укладки одной или более волоконнооптических трубок в намотанный на катушку трубопровод, такой как гибкая труба. Другой вариант осуществления содержит способ укладки одного или более волоконно-оптических кабелей в гибкой трубе, расположенной в стволе скважины.The present invention describes a pipeline equipped with an optical fiber, and methods for its manufacture and use. A pipe of the present invention equipped with an optical fiber comprises one or more fiber optic tubes arranged in a tubular structure. In an embodiment, a method is provided for laying one or more fiber optic tubes in a coil wound conduit, such as a flexible tube. Another embodiment comprises a method of laying one or more fiber optic cables in a flexible pipe located in a wellbore.
В настоящем изобретении присутствует неожиданное понимание того, что волоконно-оптическая трубка может развертываться в трубчатой конструкции путем закачивания волоконно-оптической трубки во флюид без дополнительной конструкции или защиты. В основном считается, что способы закачивания трубок в трубчатую конструкцию оказывают неподходящее влияние на присущий недостаток жесткостиThe present invention has an unexpected understanding that a fiber optic tube can be deployed in a tubular structure by pumping the fiber optic tube into a fluid without additional construction or protection. It is generally believed that methods of pumping tubes into a tubular structure have an inappropriate effect on the inherent lack of rigidity
- 3 010141 трубок при сжатии. Кроме того, при описании волоконно-оптических кабелей предполагается, что волоконно-оптическая трубка нуждается в дополнительной защите или конструкции для использования в среде, окружающей скважину. Таким образом, нетипично рассматривать разворачивание волоконнооптической трубки непосредственно в трубчатой конструкции без герметизации трубки с дополнительными слоями, обеспечивающими защитное покрытие, или заключение ее в оплетку. Аналогично, нетипично рассматривать разворачивание волоконно-оптической трубки непосредственно через закачивание флюида.- 3 010141 tubes in compression. In addition, when describing fiber optic cables, it is assumed that the fiber optic tube needs additional protection or design for use in the environment surrounding the well. Thus, it is not typical to consider the deployment of a fiber optic tube directly in a tubular structure without sealing the tube with additional layers providing a protective coating or braiding it. Likewise, it is not atypical to consider the deployment of a fiber optic tube directly through fluid injection.
Преимущество трубопровода по настоящему изобретению, оборудованного оптическим волокном, состоит в том, что волоконно-оптическая трубка обладает определенным уровнем жесткости при сжатии, это приводит к тому, что ее поведение по отношению к гибкой трубе является более механическим, чем кабеля или одного оптического волокна. По существу, использование волоконно-оптической трубки внутри гибкой трубы позволяет избежать многих слабо управляемых проблем, представленных другими механизмами передачи. Кроме того, поперечное сечение волоконно-оптической трубки является относительно малым по сравнению с внутренней областью внутри гибкой трубы, таким образом, ограничивая возможное физическое влияние, которое волоконно-оптическая трубка может оказывать на механическое поведение гибкой трубы в процессе размещения и восстановления. Небольшой относительный диаметр волоконно-оптической трубки в сочетании с ее небольшим весом делают более приемлемой операцию закачивания, которая является преимущественной для того, чтобы избежать формирования «птичьего гнезда» или группирования внутри гибкой трубы, которое обычно происходит, когда в гибкой трубе укладывается проводная линия связи. Кроме того, поскольку проблем слабого управления в настоящем изобретении удается избежать, гибкая труба, оборудованная свернутым трубопроводом, может быть развернута внутри ствола скважины и извлечена из ствола скважины с большей скоростью по сравнению со скоростью для гибкой трубы с проводной линией связи.An advantage of the pipeline of the present invention equipped with optical fiber is that the fiber optic tube has a certain level of compressive rigidity, which leads to the fact that its behavior with respect to the flexible tube is more mechanical than that of a cable or a single optical fiber. Essentially, the use of a fiber optic tube inside a flexible tube avoids many of the weakly controllable problems presented by other transmission mechanisms. In addition, the cross section of the fiber optic tube is relatively small compared to the inner region inside the flexible tube, thus limiting the possible physical effect that the fiber optic tube may have on the mechanical behavior of the flexible tube during placement and recovery. The small relative diameter of the fiber optic tube in combination with its light weight makes the pumping operation more acceptable, which is advantageous in order to avoid the formation of a “bird's nest” or grouping inside the flexible pipe, which usually occurs when a wireline is laid in the flexible pipe . In addition, since the problems of poor control in the present invention can be avoided, a flexible pipe equipped with coiled tubing can be deployed inside the wellbore and removed from the wellbore at a faster speed than a flexible pipe with a wireline.
Со ссылкой на фиг. 1 показан трубопровод 200, который оборудован оптическим волокном и имеет трубчатую конструкцию 105, в которой располагается волоконно-оптическая трубка 211. На фиг. 1 показана волоконно-оптическая трубка 211, содержащая канал 203, в котором располагается отдельное оптическое волокно 201. В других вариантах осуществления внутри волоконно-оптического канала 203 может быть расположено более одного оптического волокна 201. Концевая заделка 301 кабеля на поверхности или скважинная заделка 207 может быть создана как для физических, так и для оптических соединений между оптическим волокном 201 и одним или более устройствами в стволе скважины или датчиком 209. Оптические волокна могут быть многомодовыми или одномодовыми. Типы скважинных устройств или датчика 209 могут включать, например, измерительные приборы, затворы, пробоотборники, датчики температуры, датчики давления, датчики распределения температуры, датчики распределения давления, устройства для регулирования дебита, устройства измерения скоростей, устройства измерения соотношения масло/вода/газ, масштабные датчики, силовые приводы, запирающие устройства, устройства разъединения, датчики оборудования (например, датчики вибрации), датчики обнаружения песка, датчики обнаружения воды, записывающие устройства данных, датчики вязкости, датчики плотности, датчики температуры начала кипения, датчики состава, наборы электрокаротажных зондов и датчики удельного сопротивления, акустические устройства и датчики, другие телеметрические устройства, датчики ближней ИК-области спектра, датчики гамма-лучей, Н2§ датчики, СО2 датчики, блоки памяти, размещаемые в скважине, устройства для бурения, кумулятивные заряды, головки взрывателя, локаторы и другие устройства.With reference to FIG. 1 shows a conduit 200 that is equipped with an optical fiber and has a tubular structure 105 in which the fiber optic tube 211 is located. FIG. 1 shows a fiber optic tube 211 comprising a channel 203 in which a separate optical fiber 201 is located. In other embodiments, more than one optical fiber 201 may be located within the optical fiber channel 203. A cable termination 301 on the surface or a borehole closure 207 may be created for both physical and optical connections between the optical fiber 201 and one or more devices in the wellbore or sensor 209. The optical fibers can be multimode or single mode and. Types of downhole devices or sensors 209 may include, for example, gauges, gates, samplers, temperature sensors, pressure sensors, temperature distribution sensors, pressure distribution sensors, flow control devices, speed measuring devices, oil / water / gas ratio measuring devices, large-scale sensors, power drives, locking devices, disconnection devices, equipment sensors (e.g. vibration sensors), sand detection sensors, water detection sensors, recording e data devices, viscosity sensors, density sensors, boiling point temperature sensors, composition sensors, sets of electric logging probes and resistivity sensors, acoustic devices and sensors, other telemetry devices, near-infrared sensors, gamma-ray sensors, H 2 § sensors, CO 2 sensors, memory blocks located in the well, drilling devices, cumulative charges, fuse heads, locators and other devices.
Со ссылкой на фиг. 2А показан вид поперечного сечения трубопровода 200 фиг. 1, оборудованного оптическим волокном. Внутри трубопровода 105 показана волоконно-оптическая трубка 211, содержащая оптическое волокно 201, расположенное внутри канала 203. Со ссылкой на фиг. 2В показан другой вариант осуществления настоящего изобретения, в котором трубопровод 200, оборудованный оптическим волокном, имеет более одной волоконно-оптической трубки 211, расположенной в трубчатой конструкции 105, и в котором более одного оптического волокна 201 располагается внутри канала 203 по меньшей мере в одной из волоконно-оптических трубок 211.With reference to FIG. 2A is a cross-sectional view of the pipeline 200 of FIG. 1 equipped with optical fiber. Inside the conduit 105, a fiber optic tube 211 is shown containing an optical fiber 201 located inside the channel 203. With reference to FIG. 2B shows another embodiment of the present invention in which an optical fiber conduit 200 has more than one optical fiber tube 211 located in the tubular structure 105, and in which more than one optical fiber 201 is located inside the channel 203 in at least one of fiber optic tubes 211.
В волоконно-оптической трубке 211 инертный газ, такой как азот, может быть использован для заполнения пространства между оптическим волокном или волокнами 201 и внутренней частью канала 203. Флюид может находиться под давлением в некоторых вариантах осуществления согласно изобретению для уменьшения чувствительности волоконно-оптического кабеля к локализованному изгибу. В еще одном варианте осуществления методика лазерной сварки осуществляется в закрытой окружающей среде, заполненной инертным газом, таким как азот, для того, чтобы избежать воздействия воды или водорода в процессе изготовления, тем самым минимизируется любое, индуцированное водородом потемнение оптических волокон в процессе работы на месторождениях нефти. Использование азота для заполнения пространства дает преимущества, связанные с более низкой стоимостью и большим удобством по сравнению с другими методиками, которые могут требовать заполнения пространства буферным раствором, гелем или герметиком. В одном варианте осуществления канал 203 конструируется за счет сгибания металлической полосы вокруг оптического волокна или волокон 201 и последующей сварки этой полосы для формирования окружающего канала с использованием технологии лазерной сварки, как описано вIn the fiber optic tube 211, an inert gas, such as nitrogen, can be used to fill the space between the optical fiber or fibers 201 and the inside of the channel 203. The fluid may be pressurized in some embodiments of the invention to reduce the sensitivity of the fiber optic cable to localized bending. In yet another embodiment, the laser welding technique is performed in a closed environment filled with an inert gas, such as nitrogen, in order to avoid exposure to water or hydrogen during the manufacturing process, thereby minimizing any hydrogen-induced darkening of the optical fibers during field work oil. Using nitrogen to fill the space offers advantages associated with lower cost and greater convenience compared to other methods that may require filling the space with a buffer solution, gel or sealant. In one embodiment, the channel 203 is constructed by bending a metal strip around the optical fiber or fibers 201 and then welding this strip to form a surrounding channel using laser welding technology, as described in
- 4 010141 патенте США 4852790. Это дает значительное уменьшение стоимости и веса получающейся в результате волоконно-оптической трубки 211 по сравнению с другими оптическими кабелями, ранее известными из уровня техники. Небольшое количество геля, содержащего палладий или тантал, необязательно может размещаться на каждом из концов волоконно-оптической трубки для предохранения попадания в оптическое волокно или волокна 201 ионов водорода в ходе транспортировки, связанной с оптической конструкцией трубопровода 200.- 4 010141 US patent 4852790. This gives a significant reduction in the cost and weight of the resulting fiber optic tube 211 in comparison with other optical cables previously known from the prior art. A small amount of a gel containing palladium or tantalum may optionally be placed at each end of the fiber optic tube to prevent hydrogen ions from entering the optical fiber or fibers 201 during transport associated with the optical construction of the conduit 200.
Материалы, подходящие для использования в канале 203 волоконно-оптической трубки 211 настоящего изобретения обеспечивают жесткость трубки, являются стойкими по отношению к жидкостям, используемым на нефтепромыслах, они предназначены для того, чтобы выдерживать условия высокой температуры и высокого давления, которые проявляются в среде, окружающей скважину. Обычно канал 203 в волоконно-оптической трубке 211 изготавливается из металлического материала, и в некоторых вариантах осуществления канал 203 содержит такие металлические материалы, как инконель (1псопе1), нержавеющая сталь или НакеЙоу™. В то время как волоконно-оптические трубки, изготовленные любым способом, могут быть использованы в настоящем изобретении, волоконно-оптические трубки, полученные путем лазерной сварки, являются предпочтительными, поскольку область, которая подвергается воздействию тепла, генерированного лазерной сваркой, обычно меньше, чем подобные области, получаемые с помощью других методов, таких как дуговая сварка вольфрамовым электродом в среде инертного газа, таким образом уменьшается возможность разрушения оптического волокна в процессе сварки.Materials suitable for use in the channel 203 of the optical fiber tube 211 of the present invention provide rigidity to the tube, are resistant to fluids used in oil fields, they are designed to withstand the conditions of high temperature and high pressure that are manifested in the environment surrounding well. Typically, channel 203 in fiber optic tube 211 is made of a metal material, and in some embodiments, channel 203 comprises metal materials such as Inconel (1 psope1), stainless steel, or Nakewou ™. While fiber optic tubes made by any method can be used in the present invention, fiber optic tubes obtained by laser welding are preferred since the region that is exposed to the heat generated by laser welding is usually smaller than the like. areas obtained using other methods, such as arc welding with a tungsten electrode in an inert gas environment, thus reducing the possibility of destruction of the optical fiber during welding ki.
В то время как размеры таких волоконно-оптических трубок являются небольшими, например, диаметр таких изделий, доступных для приобретения и выпускаемых К-ТиЬе, 1пс о! Са1йотша, И8А, изменяется в диапазоне от 0,5 до 3,5 мм, они имеют достаточное пустое внутренне пространство для размещения множества оптических волокон. Небольшой размер таких волоконно-оптических трубок особенно полезен в настоящем изобретении, поскольку их пропускная способность для вмещения флюидов или создания препятствий по отношению к другим устройствам или оборудованию для размещения в них или проведения через трубчатую конструкцию уменьшается незначительно по сравнению с пропускной способностью трубчатой конструкции.While the dimensions of such fiber optic tubes are small, for example, the diameter of such products available for purchase and manufactured by K-Tie is 1ps about! Ca1yotsha, I8A, varies in the range from 0.5 to 3.5 mm; they have sufficient empty internal space to accommodate a multitude of optical fibers. The small size of such fiber optic tubes is particularly useful in the present invention, since their throughput for receiving fluids or obstructing other devices or equipment for being placed in or passing through the tubular structure is slightly reduced compared to the throughput of the tubular structure.
В некоторых вариантах осуществления волоконно-оптическая трубка 211 содержит канал 203 с внешним диаметром от 0,071 до 0,125 дюймов (3,175 мм), сформированный вокруг одного или более оптических волокон 201. В предпочтительном варианте осуществления используются стандартные оптические волокна, и канал 203 имеет не более чем 0,02 дюйма (0,508 мм) в толщину. В то время как диаметр оптических волокон, защитной трубки и толщина защитной трубки, приведенные здесь, являются примерными, заслуживает внимания тот факт, что внутренний диаметр защитной трубки может быть больше, чем требуется, для плотной упаковки оптических волокон.In some embodiments, the fiber optic tube 211 comprises a channel 203 with an outer diameter of from 0.071 to 0.125 inches (3.175 mm) formed around one or more optical fibers 201. In a preferred embodiment, standard optical fibers are used and the channel 203 has no more than 0.02 inches (0.508 mm) in thickness. While the diameter of the optical fibers, the protective tube, and the thickness of the protective tube shown here are exemplary, it is noteworthy that the inner diameter of the protective tube may be larger than required for the tight packing of the optical fibers.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения волоконно-оптическая трубка 211 может содержать множество оптических волокон, которые могут располагаться в канале. В некоторых приложениях конкретные скважинные устройства могут иметь свое собственное обозначенное оптическое волокно, или каждая группа устройств может иметь свое собственное обозначенное оптическое волокно внутри волоконно-оптической трубки. В других приложениях ряд устройств может использовать отдельное оптическое волокно.In some embodiments of the present invention, the fiber optic tube 211 may comprise a plurality of optical fibers that may be located in the channel. In some applications, specific downhole devices may have their own designated optical fiber, or each group of devices may have their own designated optical fiber inside an optical fiber tube. In other applications, a number of devices may use a separate optical fiber.
Со ссылкой на фиг. 3 показана типичная конфигурация для работы в скважине, в которой гибкая труба 15 подходит для использования как трубчатая конструкция 105 в настоящем изобретении. Поверхностное погрузочно-разгрузочное оборудование включает инжекторную систему 20 на опорах 29 и устройство 10 гибкой трубы на бобине на подставке бобины 12, платформу, трейлер, грузовик или другое подобное устройство. Трубопровод развертывается внутри или вытягивается наружу из ствола скважины с помощью инжекторной головки 19. Оборудование, кроме того, включает механизм 13 для направления гибкой трубы 15 на бобину 10 и с нее. Гибкая труба 15 проходит через направляющую арку 18 трубопровода, которая обеспечивает радиус изгиба для перемещения трубопровода в вертикальном направлении для введения через устьевые устройства в ствол скважины. Трубопровод проходит через направляющую арку трубопровода 18 в инжекторную головку 19, которая контактирует с захватом с трубопроводом и проталкивает его в ствол скважины. Набор противовыбросовых устройств 21, установленных на устье скважины, под инжектором, сохраняет динамическую и статистическую герметизацию вокруг трубопровода для удерживания хорошего давления в скважине, поскольку трубопровод проходит в устьевые устройства при хорошем давлении. Гибкая труба трубопровода затем перемещается через блок 23 противовыбросовых превенторов, тройник 25 и главный вентиль устья скважины или три вентиля 27. Когда гибкая труба 15, расположенная на бобине для гибкой трубы 10, разворачивается внутри ствола скважины 8 или извлекается из него, бобина гибкой трубы 10 вращается.With reference to FIG. 3 shows a typical well configuration in which the flexible pipe 15 is suitable for use as the tubular structure 105 in the present invention. Surface handling equipment includes an injection system 20 on supports 29 and a flexible pipe device 10 on a reel on a reel stand 12, a platform, a trailer, a truck, or other such device. The pipeline is deployed internally or pulled out from the wellbore using an injection head 19. The equipment also includes a mechanism 13 for guiding the flexible pipe 15 to and from the reel 10. Flexible pipe 15 passes through the guide arch 18 of the pipeline, which provides a bending radius for moving the pipeline in the vertical direction for insertion through wellhead devices into the wellbore. The pipeline passes through the guide arch of the pipeline 18 to the injection head 19, which is in contact with the capture with the pipeline and pushes it into the wellbore. A set of blowout preventer 21 installed at the wellhead, under the injector, maintains dynamic and statistical sealing around the pipeline to maintain good pressure in the well, since the pipeline passes into the wellhead at good pressure. The flexible pipe is then moved through a blowout preventer block 23, a tee 25 and a wellhead main valve or three valves 27. When the flexible pipe 15 located on the flexible pipe reel 10 is deployed inside the wellbore 8 or removed from it, the flexible pipe reel 10 rotates.
Волоконно-оптическая трубка 211 может быть вставлена в гибкую трубу 15 любыми подходящими средствами. Один вариант осуществления содержит прикрепление гибкого трубопровода к бобине 10, к другому концу этого трубопровода прикрепляется Υ-образная муфта. В этой конструкции волоконнооптическая трубка 211 может быть введена в одно ответвление Υ-образной муфты, а флюид может закачиваться в другое ответвление указанной муфты. Тянущее усилие флюида по волоконно-оптической трубке 211 затем проталкивает трубку вниз по трубопроводу к бобине 10. Было обнаружено, что в предThe fiber optic tube 211 may be inserted into the flexible tube 15 by any suitable means. One embodiment comprises attaching a flexible conduit to a reel 10, a Υ-shaped coupling is attached to the other end of this conduit. In this design, the fiber optic tube 211 can be introduced into one branch of the Υ-shaped sleeve, and the fluid can be pumped into another branch of the specified sleeve. The pulling force of the fluid through the fiber optic tube 211 then pushes the tube down the pipeline to the reel 10. It was found that in
- 5 010141 почтительных вариантах осуществления изобретения, где внешний диаметр фала менее 0,125 дюймов (3,175 мм), скорость прокачки, равная менее 1-5 баррелей в минуту (2,65-13,25 л/с), является достаточной для проталкивания фала с полной длиной гибкой трубы даже когда он наматывается на бобину.- 5 010141 respectful embodiments of the invention, where the outer diameter of the halyard is less than 0.125 inches (3.175 mm), a pumping rate of less than 1-5 barrels per minute (2.65-13.25 l / s) is sufficient to push the halyard with the full length of the flexible pipe even when it is wound on a bobbin.
В способе и устройстве настоящего изобретения флюид, такой как газ или вода, может быть использован для проталкивания волоконно-оптической трубки 211 в трубчатую конструкцию 105. Обычно волоконно-оптический кабель 211 располагается в закачиваемом флюиде естественным образом. Поскольку флюид закачивается в трубчатую конструкцию, волоконно-оптический кабель имеет возможность самолокализовываться в трубчатой конструкции без использования внешних устройств, таких как болванки для транспортировки или размещения или ограничивающие якоря. В предпочтительных вариантах осуществления флюид закачивается, и волоконно-оптическая трубка или трубки разматываются в гибкой трубе, в то время как указанная гибкая труба расположена в намотанном состоянии на бобине. Эти варианты осуществления обеспечивают материально-технические преимущества, поскольку волоконно-оптическая трубка или трубки могут развертываться в гибкой трубе на производственных предприятиях или в других местах, удаленных от местоположения ствола скважины. Таким образом, трубопровод по настоящему изобретению, оборудованный оптическим волокном, можно транспортировать и разворачивать на промысле как отдельное устройство, в результате уменьшается цена и упрощается работа.In the method and apparatus of the present invention, a fluid, such as gas or water, can be used to push the fiber optic tube 211 into the tubular structure 105. Typically, the fiber optic cable 211 is naturally located in the injected fluid. Since the fluid is pumped into the tubular structure, the fiber optic cable has the ability to self-localize in the tubular structure without the use of external devices, such as pigs for transportation or placement, or boundary anchors. In preferred embodiments, the fluid is pumped and the fiber optic tube or tubes are unwound in a flexible pipe while said flexible pipe is wound on a bobbin. These embodiments provide logistical advantages because the fiber optic tube or tubes can be deployed in a flexible tube at manufacturing facilities or at other locations remote from the location of the wellbore. Thus, the pipeline of the present invention, equipped with an optical fiber, can be transported and deployed in the field as a separate device, as a result, the price is reduced and operation is simplified.
Трубопровод 200 по настоящему изобретению, оборудованный оптическим волокном, может использоваться в традиционных процессах в стволе скважины, таких как обеспечение моделирующего (испытательного) флюида для подземного формирования через гибкую трубу. Одно преимущество настоящего изобретения состоит в том, что эта волоконно-оптическая трубка 211 допускает воздействие различных флюидов для обработки скважины, которые могут быть закачаны в гибкую трубу, в частности, волоконно-оптическая трубка или трубки по настоящему изобретению могут противостоять истиранию под действием расклинивающего наполнителя или песка и воздействию агрессивных жидкостей, таких как кислоты. Предпочтительно волоконно-оптическая трубка конструируется как круглая трубка, имеющая выровненный внешний диаметр, эта конструкция создает меньшую возможность для разрушения и, таким образом, более длительный срок службы для волоконно-оптической трубки.The conduit 200 of the present invention, equipped with an optical fiber, can be used in conventional wellbore processes, such as providing a modeling (test) fluid for underground formation through a flexible pipe. One advantage of the present invention is that this fiber optic tube 211 is capable of being treated with various well treatment fluids that can be pumped into a flexible tube, in particular, the fiber optic tube or tubes of the present invention can resist abrasion due to proppant or sand and exposure to aggressive fluids such as acids. Preferably, the fiber optic tube is designed as a round tube having a aligned outer diameter, this design creates less potential for fracture and thus a longer service life for the fiber optic tube.
Трубопровод по настоящему изобретению, оборудованный оптическим волокном, является полезным для осуществления множества операций в стволе скважины, включая определение свойств ствола скважины и передачу информации из ствола скважины. Определение включает в качестве примера и без ограничения обнаружение, использующее оптическое волокно, обнаружение, использующее выделенный датчик, локализацию с помощью скважинных устройств и поддержание конструкции с помощью скважинных устройств. Трубопровод, оборудованный оптическим волокном, согласно настоящему изобретению может, кроме того, содержать такие датчики, как волоконно-оптические датчики температуры и давления или электрические датчики, соединенные с электро-оптическими преобразователями, расположенными в стволе скважины и связанными с поверхностью через волоконно-оптическую трубку 211. Информация об условиях в стволе скважины, которые определяются, может быть передана через волоконно-оптическую трубку 211. Данные, определяемые электрическими датчиками, могут быть преобразованы в аналоговые или цифровые оптические сигналы при использовании чисто цифровой модуляции или модуляции длины волны, модуляции интенсивности или поляризации и затем доставлены к оптическому волокну или волокнам в волоконно-оптической трубке 211. С другой стороны, оптическое волокно 201 может определять некоторые свойства непосредственно, например, когда оптическое волокно 201 служит как датчик распределения температуры или когда оптическое волокно 201 содержит волоконную брэгговскую решетку и непосредственно определяет деформацию, напряжение, растяжение или давление.The pipeline of the present invention, equipped with an optical fiber, is useful for performing a variety of operations in the wellbore, including determining the properties of the wellbore and transmitting information from the wellbore. The definition includes, by way of example and without limitation, detection using optical fiber, detection using a dedicated sensor, localization using downhole devices, and maintaining the structure using downhole devices. A pipe equipped with an optical fiber according to the present invention may further comprise sensors such as fiber optic temperature and pressure sensors or electrical sensors connected to electro-optical transducers located in the wellbore and connected to the surface via a fiber optic tube 211. Information about the conditions in the wellbore, which are determined, can be transmitted through a fiber optic tube 211. Data determined by electrical sensors can be converted to analog or digital optical signals using purely digital modulation or wavelength modulation, intensity modulation or polarization and then delivered to the optical fiber or fibers in the optical fiber tube 211. On the other hand, the optical fiber 201 can determine some properties directly, for example when the optical fiber 201 serves as a temperature distribution sensor or when the optical fiber 201 contains a fiber Bragg grating and directly determines mation, tension, tension or pressure.
Информация от датчиков или информация о свойствах, распознаваемая оптическим волокном 201, может передаваться к поверхности через волоконно-оптическую трубку 211. Аналогично, сигналы или команды могут передаваться от поверхности к скважинному датчику или устройству через волоконнооптический канал 201. В одном варианте осуществления изобретения связь с поверхностью включает беспроводную телеметрическую линию, такую как описанная в патенте США 10/926522, который упомянут здесь в качестве ссылки. В еще одном варианте осуществления беспроводное телеметрическое устройство может быть прикреплено к бобине таким образом, что оптические сигналы могут передаваться в то время как бобина вращается, без необходимости сложного оптического коллекторного устройства. В еще одном варианте осуществления беспроводное устройство, прикрепленное к бобине, может включать дополнительные волоконно-оптические соединители, поэтому поверхностные оптические кабели могут прикрепляться, когда бобина не вращается.Information from sensors or property information recognized by the optical fiber 201 can be transmitted to the surface via the fiber optic tube 211. Similarly, signals or commands can be transmitted from the surface to the downhole sensor or device via the fiber optic channel 201. In one embodiment of the invention, communication with surface includes a wireless telemetry line, such as described in US patent 10/926522, which is mentioned here by reference. In yet another embodiment, the wireless telemetry device can be attached to the bobbin so that optical signals can be transmitted while the bobbin rotates, without the need for a complex optical collector device. In yet another embodiment, the wireless device attached to the bobbin may include additional fiber optic connectors, so surface optical cables can be attached when the bobbin does not rotate.
Следует принимать во внимание, что варианты осуществления изобретения, описанные в настоящем описании, даются только в качестве примера и что модификации и дополнительные компоненты могут быть созданы для улучшения реализации устройства без отклонения от общей природы описываемого здесь изобретения.It should be appreciated that the embodiments described herein are given by way of example only and that modifications and additional components can be made to improve the implementation of the device without departing from the general nature of the invention described herein.
Claims (25)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US56493404P | 2004-04-23 | 2004-04-23 | |
| US11/111,230 US20050236161A1 (en) | 2004-04-23 | 2005-04-21 | Optical fiber equipped tubing and methods of making and using |
| PCT/IB2005/051329 WO2005103437A1 (en) | 2004-04-23 | 2005-04-22 | Optical fiber equipped tubing and methods of making and using |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200601962A1 EA200601962A1 (en) | 2007-02-27 |
| EA010141B1 true EA010141B1 (en) | 2008-06-30 |
Family
ID=34965977
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200601962A EA010141B1 (en) | 2004-04-23 | 2005-04-22 | A tubing equipped with an optical fiber and methods of its making and using |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20050236161A1 (en) |
| EP (1) | EP1743081B1 (en) |
| JP (1) | JP4712797B2 (en) |
| AT (1) | ATE471434T1 (en) |
| BR (1) | BRPI0509995B1 (en) |
| CA (1) | CA2562019C (en) |
| DE (1) | DE602005021874D1 (en) |
| DK (1) | DK1743081T3 (en) |
| EA (1) | EA010141B1 (en) |
| MX (1) | MXPA06011981A (en) |
| NO (1) | NO335257B1 (en) |
| WO (1) | WO2005103437A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661674C1 (en) * | 2017-04-27 | 2018-07-18 | Валерий Николаевич Земеров | Method of state control of a long object and device for its implementation |
Families Citing this family (58)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2409719B (en) | 2002-08-15 | 2006-03-29 | Schlumberger Holdings | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments |
| US9377598B2 (en) | 2003-04-24 | 2016-06-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Fiber optic cable systems and methods to prevent hydrogen ingress |
| US7646953B2 (en) | 2003-04-24 | 2010-01-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Fiber optic cable systems and methods to prevent hydrogen ingress |
| US9540889B2 (en) * | 2004-05-28 | 2017-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Coiled tubing gamma ray detector |
| US7617873B2 (en) | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
| US7420475B2 (en) * | 2004-08-26 | 2008-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Well site communication system |
| KR100638613B1 (en) * | 2004-09-02 | 2006-10-26 | 삼성전기주식회사 | Wafer level package fabrication method using laser illumination |
| JP4699511B2 (en) * | 2005-03-29 | 2011-06-15 | プリスミアン・カビ・エ・システミ・エネルジア・ソチエタ・ア・レスポンサビリタ・リミタータ | Method and apparatus for manufacturing an optical cable and manufactured cable |
| US7980306B2 (en) | 2005-09-01 | 2011-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, systems and apparatus for coiled tubing testing |
| US7561776B2 (en) * | 2005-11-29 | 2009-07-14 | Petrospec Engineering Ltd. | Method of preventing hydrogen darkening of optic fibre |
| US7628214B2 (en) * | 2006-02-06 | 2009-12-08 | Baker Hughes Incorporated | Automatic control line insertion tools and system |
| US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| US7896070B2 (en) * | 2006-03-30 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Providing an expandable sealing element having a slot to receive a sensor array |
| US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
| US8573313B2 (en) * | 2006-04-03 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Well servicing methods and systems |
| US7934556B2 (en) | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
| US7603011B2 (en) * | 2006-11-20 | 2009-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | High strength-to-weight-ratio slickline and multiline cables |
| US7548681B2 (en) | 2006-11-30 | 2009-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Prevention of optical fiber darkening |
| US7708078B2 (en) | 2007-04-05 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for delivering a conductor downhole |
| US8090227B2 (en) | 2007-12-28 | 2012-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Purging of fiber optic conduits in subterranean wells |
| US7946350B2 (en) * | 2008-04-23 | 2011-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for deploying optical fiber |
| US20090266537A1 (en) * | 2008-04-25 | 2009-10-29 | Henning Hansen | Combination injection string and distributed sensing string for well evaluation and treatment control |
| US20100013663A1 (en) | 2008-07-16 | 2010-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Telemetry System Using an Optically Transmissive Fluid Media and Method for Use of Same |
| GB0814095D0 (en) * | 2008-08-01 | 2008-09-10 | Saber Ofs Ltd | Downhole communication |
| US9593573B2 (en) * | 2008-12-22 | 2017-03-14 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber optic slickline and tools |
| NL2002366C2 (en) * | 2008-12-23 | 2010-06-24 | Draka Comteq Bv | Optical waveguide assembly, storage device, and method for installing an optical waveguide. |
| WO2011035089A2 (en) | 2009-09-17 | 2011-03-24 | Schlumberger Canada Limited | Oilfield optical data transmission assembly joint |
| US8406590B2 (en) | 2009-10-06 | 2013-03-26 | Prysmian Cavi E Sistemi Energia S.R.L. | Apparatus for manufacturing an optical cable and cable so manufactured |
| US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
| WO2011043768A1 (en) * | 2009-10-07 | 2011-04-14 | Ziebel, As | Combination injection string and distributed sensing string |
| US8924158B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic acquisition system including a distributed sensor having an optical fiber |
| GB2503591A (en) * | 2011-02-16 | 2014-01-01 | David Randolph Smith | Conduit assembly and method of making and using same |
| US8942527B2 (en) | 2011-03-22 | 2015-01-27 | Baker Hughes Incorporated | Extended temperature fiber optic cable design |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| WO2013103908A1 (en) * | 2012-01-06 | 2013-07-11 | Schlumberger Canada Limited | Optical fiber well deployment for seismic surveying |
| US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
| US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
| US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
| BR112014021243B1 (en) * | 2012-03-08 | 2020-12-15 | Shell Internationale Research Maartschappij B.V. | SYSTEM FOR PROVIDING INFORMATION ABOUT A REGION OF INTEREST IN A DRILLING HOLE |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
| EP2864589A4 (en) * | 2012-06-22 | 2016-03-23 | Eda Kopa Solwara Ltd | An apparatus, system and method for actuating downhole tools in subsea drilling operations |
| US20140219056A1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. ("HESI") | Fiberoptic systems and methods for acoustic telemetry |
| WO2015038150A1 (en) * | 2013-09-13 | 2015-03-19 | Schlumberger Canada Limited | Electrically conductive fiber optic slickline for coiled tubing operations |
| GB2519376B (en) | 2013-10-21 | 2018-11-14 | Schlumberger Holdings | Observation of vibration of rotary apparatus |
| AU2014405605B2 (en) * | 2014-09-02 | 2017-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
| US11725468B2 (en) * | 2015-01-26 | 2023-08-15 | Schlumberger Technology Corporation | Electrically conductive fiber optic slickline for coiled tubing operations |
| US20160215578A1 (en) * | 2015-01-27 | 2016-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface Deployment for Monitoring Along a Borehole |
| US10718202B2 (en) | 2015-03-05 | 2020-07-21 | TouchRock, Inc. | Instrumented wellbore cable and sensor deployment system and method |
| US9988893B2 (en) | 2015-03-05 | 2018-06-05 | TouchRock, Inc. | Instrumented wellbore cable and sensor deployment system and method |
| US10049789B2 (en) | 2016-06-09 | 2018-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Compression and stretch resistant components and cables for oilfield applications |
| CA3031635C (en) * | 2016-09-30 | 2021-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical wireless rotary joint |
| CN107240459A (en) * | 2017-07-12 | 2017-10-10 | 中天电力光缆有限公司 | A kind of optoelectronic composite cable and its manufacture method |
| US10955264B2 (en) * | 2018-01-24 | 2021-03-23 | Saudi Arabian Oil Company | Fiber optic line for monitoring of well operations |
| US10995574B2 (en) | 2019-04-24 | 2021-05-04 | Saudi Arabian Oil Company | Subterranean well thrust-propelled torpedo deployment system and method |
| US10883810B2 (en) | 2019-04-24 | 2021-01-05 | Saudi Arabian Oil Company | Subterranean well torpedo system |
| US11365958B2 (en) | 2019-04-24 | 2022-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Subterranean well torpedo distributed acoustic sensing system and method |
| ES2826623A1 (en) * | 2019-11-18 | 2021-05-18 | Equipos Nucleares Sa | Distributed and/or quasi-distributed fiber optic transducer for high temperatures (Machine-translation by Google Translate, not legally binding) |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2144879A (en) * | 1983-08-05 | 1985-03-13 | Bicc Plc | Optical cables |
| JPH0247611A (en) * | 1988-08-09 | 1990-02-16 | Yoichi Yabuki | Device for inserting optical fiber into pipe |
| JPH04295810A (en) * | 1991-03-25 | 1992-10-20 | Hitachi Cable Ltd | Coated optical fiber for high temperature |
| JPH06309943A (en) * | 1993-04-22 | 1994-11-04 | Furukawa Electric Co Ltd:The | Cable accommodating optical fiber |
| US5435351A (en) * | 1992-03-31 | 1995-07-25 | Head; Philip F. | Anchored wavey conduit in coiled tubing |
| US5599004A (en) * | 1994-07-08 | 1997-02-04 | Coiled Tubing Engineering Services, Inc. | Apparatus for the injection of cable into coiled tubing |
| US6009216A (en) * | 1997-11-05 | 1999-12-28 | Cidra Corporation | Coiled tubing sensor system for delivery of distributed multiplexed sensors |
| WO2000036386A1 (en) * | 1998-12-17 | 2000-06-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and method for protecting devices, especially fibre optic devices, in hostile environments |
| US20020007945A1 (en) * | 2000-04-06 | 2002-01-24 | David Neuroth | Composite coiled tubing with embedded fiber optic sensors |
| US20030172752A1 (en) * | 1996-03-29 | 2003-09-18 | Kluth Erhard Luther Edgar | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS56131071A (en) * | 1980-03-18 | 1981-10-14 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | All position tig welding method |
| DE3382801T2 (en) * | 1982-11-08 | 1996-08-14 | British Telecomm | Optical cable |
| US4759487A (en) * | 1987-03-09 | 1988-07-26 | K-Tube Corporation | Apparatus for continuous manufacture of armored optical fiber cable |
| JPH0774849B2 (en) * | 1989-08-07 | 1995-08-09 | 住友電気工業株式会社 | Wire laying / collecting device and laying / collecting method |
| JP3174594B2 (en) * | 1991-05-29 | 2001-06-11 | 株式会社オーシーシー | Method and apparatus for manufacturing optical fiber coated with metal tube |
| JPH05142455A (en) * | 1991-07-26 | 1993-06-11 | Fuji Xerox Co Ltd | Heat resistant communication cable |
| US5121872A (en) * | 1991-08-30 | 1992-06-16 | Hydrolex, Inc. | Method and apparatus for installing electrical logging cable inside coiled tubing |
| US5573225A (en) * | 1994-05-06 | 1996-11-12 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Means for placing cable within coiled tubing |
| US5503370A (en) * | 1994-07-08 | 1996-04-02 | Ctes, Inc. | Method and apparatus for the injection of cable into coiled tubing |
| GB9419006D0 (en) * | 1994-09-21 | 1994-11-09 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for sensor installation |
| CA2167491C (en) * | 1995-07-25 | 2005-02-22 | John G. Misselbrook | Safeguarded method and apparatus for fluid communication using coiled tubing, with application to drill stem testing |
| US5566706A (en) * | 1995-10-20 | 1996-10-22 | Harpenau; Richard J. | Siphoning device to attain desired water level in pools and the like |
| GB9606673D0 (en) * | 1996-03-29 | 1996-06-05 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
| US5667706A (en) * | 1996-05-03 | 1997-09-16 | Westinghouse Electric Corporation | Apparatus and method for laser welding the inner surface of a tube |
| US5892176A (en) * | 1996-11-05 | 1999-04-06 | Phillip E. Pruett | Smooth surfaced fiber optic logging cable for well bores |
| EP0944853B1 (en) * | 1996-12-11 | 2001-10-10 | Koninklijke KPN N.V. | Method for inserting a cable-like element into a tube coiled in or on a holder |
| EP1357403A3 (en) * | 1997-05-02 | 2004-01-02 | Sensor Highway Limited | A method of generating electric power in a wellbore |
| US6281489B1 (en) * | 1997-05-02 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics |
| US6496624B1 (en) * | 1998-04-14 | 2002-12-17 | Nippon Telegraph And Telephone Corporation | Optical waveguide device for optical wiring and manufacturing method therefor |
| US6404961B1 (en) * | 1998-07-23 | 2002-06-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Optical fiber cable having fiber in metal tube core with outer protective layer |
| US6496625B1 (en) * | 1998-08-26 | 2002-12-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Transmission cable optical fiber protector and method |
| WO2000049273A1 (en) * | 1999-02-16 | 2000-08-24 | Schlumberger Limited | Method of installing a sensor in a well |
| US6789621B2 (en) * | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| WO2003021301A2 (en) * | 2001-08-29 | 2003-03-13 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus for determining the temperature of subterranean wells using fiber optic cable |
| US6978832B2 (en) * | 2002-09-09 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in the formation |
| US6847034B2 (en) * | 2002-09-09 | 2005-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in exterior annulus |
| US6997256B2 (en) * | 2002-12-17 | 2006-02-14 | Sensor Highway Limited | Use of fiber optics in deviated flows |
| US7420475B2 (en) * | 2004-08-26 | 2008-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Well site communication system |
-
2005
- 2005-04-21 US US11/111,230 patent/US20050236161A1/en not_active Abandoned
- 2005-04-22 EA EA200601962A patent/EA010141B1/en not_active IP Right Cessation
- 2005-04-22 WO PCT/IB2005/051329 patent/WO2005103437A1/en active Application Filing
- 2005-04-22 JP JP2007509053A patent/JP4712797B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-04-22 DK DK05732292.7T patent/DK1743081T3/en active
- 2005-04-22 MX MXPA06011981A patent/MXPA06011981A/en active IP Right Grant
- 2005-04-22 AT AT05732292T patent/ATE471434T1/en not_active IP Right Cessation
- 2005-04-22 DE DE602005021874T patent/DE602005021874D1/en active Active
- 2005-04-22 EP EP05732292A patent/EP1743081B1/en active Active
- 2005-04-22 CA CA2562019A patent/CA2562019C/en active Active
- 2005-04-22 BR BRPI0509995A patent/BRPI0509995B1/en active IP Right Grant
-
2006
- 2006-11-15 NO NO20065263A patent/NO335257B1/en unknown
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2144879A (en) * | 1983-08-05 | 1985-03-13 | Bicc Plc | Optical cables |
| JPH0247611A (en) * | 1988-08-09 | 1990-02-16 | Yoichi Yabuki | Device for inserting optical fiber into pipe |
| JPH04295810A (en) * | 1991-03-25 | 1992-10-20 | Hitachi Cable Ltd | Coated optical fiber for high temperature |
| US5435351A (en) * | 1992-03-31 | 1995-07-25 | Head; Philip F. | Anchored wavey conduit in coiled tubing |
| JPH06309943A (en) * | 1993-04-22 | 1994-11-04 | Furukawa Electric Co Ltd:The | Cable accommodating optical fiber |
| US5599004A (en) * | 1994-07-08 | 1997-02-04 | Coiled Tubing Engineering Services, Inc. | Apparatus for the injection of cable into coiled tubing |
| US20030172752A1 (en) * | 1996-03-29 | 2003-09-18 | Kluth Erhard Luther Edgar | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
| US6009216A (en) * | 1997-11-05 | 1999-12-28 | Cidra Corporation | Coiled tubing sensor system for delivery of distributed multiplexed sensors |
| WO2000036386A1 (en) * | 1998-12-17 | 2000-06-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and method for protecting devices, especially fibre optic devices, in hostile environments |
| US20020007945A1 (en) * | 2000-04-06 | 2002-01-24 | David Neuroth | Composite coiled tubing with embedded fiber optic sensors |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| PATENT ABSTRACTS OF JAPAN vol. 014, no. 214 (P-1044), 7 May 1990 (1990-05-07) & JP 02047611 A (YOICHI YABUKI), 16 February 1990 (1990-02-16) abstract * |
| PATENT ABSTRACTS OF JAPAN vol. 017, no. 107 (P-1496), 4 March 1993 (1993-03-04) & JP 04295810 A (HITACHI CABLE LTD.), 20 October 1992 (1992-10-20) abstract * |
| PATENT ABSTRACTS OF JAPAN vol. 1995, no. 02, 31 March 1995 (1995-03-31) & JP 06309943 A (FURUKAWA ELECTRIC CO LTD.:THE), 4 November 1994 (1994-11-04) abstract * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661674C1 (en) * | 2017-04-27 | 2018-07-18 | Валерий Николаевич Земеров | Method of state control of a long object and device for its implementation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2007534862A (en) | 2007-11-29 |
| DK1743081T3 (en) | 2010-10-18 |
| US20050236161A1 (en) | 2005-10-27 |
| MXPA06011981A (en) | 2007-01-25 |
| ATE471434T1 (en) | 2010-07-15 |
| BRPI0509995A (en) | 2007-10-16 |
| BRPI0509995B1 (en) | 2017-01-31 |
| EP1743081A1 (en) | 2007-01-17 |
| CA2562019C (en) | 2016-02-16 |
| CA2562019A1 (en) | 2005-11-03 |
| WO2005103437A1 (en) | 2005-11-03 |
| DE602005021874D1 (en) | 2010-07-29 |
| JP4712797B2 (en) | 2011-06-29 |
| EA200601962A1 (en) | 2007-02-27 |
| EP1743081B1 (en) | 2010-06-16 |
| NO335257B1 (en) | 2014-10-27 |
| NO20065263L (en) | 2006-11-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA010141B1 (en) | A tubing equipped with an optical fiber and methods of its making and using | |
| US6041872A (en) | Disposable telemetry cable deployment system | |
| US6532839B1 (en) | Apparatus for the remote measurement of physical parameters | |
| CA2201384C (en) | Apparatus for the remote measurement of physical parameters | |
| CA2530915C (en) | Apparatus and methods for operating a tool in a wellbore | |
| US10495779B2 (en) | Downhole sensing cable system for improved seismic energy coupling to the cable system | |
| US7000696B2 (en) | Method and apparatus for determining the temperature of subterranean wells using fiber optic cable | |
| US11828121B2 (en) | Downhole fiber installation equipment and method | |
| US8573313B2 (en) | Well servicing methods and systems | |
| CN101675209B (en) | Method and apparatus for measuring parameter within the well with plug | |
| US5892176A (en) | Smooth surfaced fiber optic logging cable for well bores | |
| EP3044403B1 (en) | Electrically conductive fiber optic slickline for coiled tubing operations | |
| US11725468B2 (en) | Electrically conductive fiber optic slickline for coiled tubing operations | |
| US20210238995A1 (en) | Method and system to conduct measurement while cementing | |
| US10711591B2 (en) | Sensing umbilical | |
| GB2347448A (en) | Apparatus for the remote measurement of physical parameters | |
| WO2021154359A1 (en) | Method and system to conduct measurement while cementing | |
| US20210404312A1 (en) | Drilling system | |
| CA2471867A1 (en) | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ |