EA014946B1 - Способ и устройство для размещения пробки в скважине - Google Patents

Способ и устройство для размещения пробки в скважине Download PDF

Info

Publication number
EA014946B1
EA014946B1 EA200870530A EA200870530A EA014946B1 EA 014946 B1 EA014946 B1 EA 014946B1 EA 200870530 A EA200870530 A EA 200870530A EA 200870530 A EA200870530 A EA 200870530A EA 014946 B1 EA014946 B1 EA 014946B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
signal
fiber optic
optic line
optical fiber
drum
Prior art date
Application number
EA200870530A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200870530A1 (ru
Inventor
Пьер Виньо
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
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 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of EA200870530A1 publication Critical patent/EA200870530A1/ru
Publication of EA014946B1 publication Critical patent/EA014946B1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
    • G01B11/00—Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques
    • G01B11/14—Measuring arrangements characterised by the use of optical techniques for measuring distance or clearance between spaced objects or spaced apertures
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
    • E21B33/16—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes using plugs for isolating cement charge; Plugs therefor
    • 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
    • E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Length Measuring Devices By Optical Means (AREA)
  • Processing Of Terminals (AREA)
  • Optical Transform (AREA)
  • Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
  • Light Guides In General And Applications Therefor (AREA)
  • Making Paper Articles (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Изобретение обеспечивает устройство для определения местоположения и/или смещения объекта (20) в скважине (1), содержащее барабан (40) с намотанной оптоволоконной линией (10) (или оптоволокном), прикрепленный к объекту, и устройство (12) приемопередачи света, способное генерировать сигнал и измерять изменение упомянутого сигнала, где оптоволоконная линия в первой позиции прикреплена к исходной точке (4), подсоединена к устройству приемопередачи света и является размотанной с барабана во второй позиции. Устройство может дополнительно содержать датчик и/или привод. Соответственно, изобретение раскрывает связанный способ для определения местоположения объекта внутри скважины, связанный способ для определения свойств среды, окружающей объект в скважине и связанный способ для приведения в действие объекта внутри скважины.

Description

Область техники изобретения
Настоящее изобретение в основном относится к устройству и способам для закачивания скважины. В частности, настоящее изобретение относится к устройству и способам для размещения цементирующего устройства в скважине в качестве цементной пробки. Более конкретно, настоящее изобретение относится к устройству и способам для определения местоположения цементной пробки в скважине
Описание предшествующего уровня техники
После того как скважина пробурена, обычная практика в нефтяной индустрии состоит в облицовке скважины металлической обсадной колонной. Таким образом, формируется кольцеобразный зазор между обсадной колонной и формацией. Затем проводятся цементирующие работы для заполнения кольцеобразного зазора цементом. Комбинация цемента и обсадной колонны укрепляет скважину и облегчает изоляцию определенных областей формации за обсадной колонной для добычи углеводородов. Является общепринятым использовать в скважине более чем одну обсадную колонну. В связи с этим, первая колонна устанавливается в скважину, когда скважина бурится на первую определенную глубину. Первая колонна подвешивается с поверхности, и затем цемент закачивается в кольцеобразный зазор за обсадной колонной. Скважина затем бурится до второй определенной глубины, и вторая обсадная колонна, или облицовка, опускается в скважину. Вторая обсадная колонна устанавливается на глубине так, что верхняя часть второй обсадной колонны перекрывает нижнюю часть первой обсадной колонны. Вторая облицовочная колонна затем фиксируется или отпускается существующая обсадная колонна. Затем вторая обсадная колонна также цементируется. Этот процесс обычно повторяется с дополнительными облицовочными колоннами до тех пор, пока скважина не будет пробурена на всю длину. Таким образом, скважины обычно формируются двумя или более обсадными колоннами постепенно уменьшающегося диаметра.
Процесс цементирования облицовки в скважине обычно включает в себя использование скребковых пробок и наконечников буровых труб. Пробки обычно представляют собой продолговатое эластичное тело, используемое для разделения флюидов, закачиваемых в скважину. Скребковая пробка обычно располагается внутри верхней части облицовки и опускается в скважину вместе с облицовкой на нижней части рабочей колонны. Скребковая пробка имеет радиальные скребки для прилегания и очистки внутренней поверхности по мере того, как пробка проходит вниз по облицовке. Скребковая пробка имеет цилиндрическое отверстие для прохождения флюида.
Обычно цементные работы требуют использования двух пробок и наконечников. Когда цемент готов к закачке, первый наконечник высвобождается в рабочую колонну. Цемент закачивается позади наконечника, тем самым перемещая наконечник вниз. Наконечник выступает в роли барьера между цементом и буровым флюидом для минимизации загрязнения цемента. По мере опуская наконечника в скважину он упирается в первую скребковую пробку и закрывает внутреннее отверстие в первой пробке. Гидравлическое давление цемента над наконечником вытесняет наконечник и пробку из облицовки и заставляет их продвигаться вниз по скважине вместе. Внизу первая пробка упирается в обратный клапан, перекрывая тем самым поток флюида через обратный клапан. Давление на первую пробку возрастает до тех пор, пока оно не станет достаточным для разрыва мембраны в первой пробке. После этого цемент течет через первую пробку и обратный клапан и вверх по кольцеобразному зазору между скважиной и облицовкой.
После того как необходимое количество цемента было размещено в скважине, размещается второй наконечник. Буровой раствор закачивается позади второго наконечника для перемещения второго наконечника вниз по рабочей колонне. Второй наконечник перемещается вниз по скважине и упирается во вторую скребковую пробку. Гидравлическое давление цемента над вторым наконечником вытесняет второй наконечник и вторую пробку из облицовки и заставляет их продвигаться вниз по скважине вместе. Это вытесняет цемент перед второй пробкой из облицовки в кольцеобразный зазор. Это вытеснение цемента в кольцеобразный зазор продолжается до тех пор, пока вторая пробка не упрется в обратный клапан. После этого цемент оставляют затвердевать перед тем, как убрать обратный клапан.
Цементные работы могут также требовать использования одной пробки и наконечника: первая пробка или наконечник предыдущей операции удаляются.
Во время цементных работ требуется знать расположение второй пробки/наконечника в скважине, или, по меньшей мере, их перемещение в скважине. Обычно, позиция пробки будет показывать количество цемента, которое было вытеснено в кольцеобразный зазор. Если будет вытеснено недостаточное количество цемента (называемое недовытеснением), цемент останется в обсадной колонне. Если вытеснено слишком много цемента (что называется избыточным вытеснением), то часть кольцеобразного зазора останется не зацементированной.
Способ определения расположения пробки состоит в измерении объема, вытесненного после высвобождения второй пробки. Затем вытесненный объем сравнивается с рассчитанным объемом вытеснения на основании размеров обсадной колонны или буровой трубы. Недостаток способа вытеснения состоит в том, что он является не очень точным и не дает положительной индикации того, что пробка перемещается с той же скоростью, что и закачиваемый за пробкой флюид. Обсадная колонна и буровая
- 1 014946 труба обычно изготавливаются с отклонением размеров, что может приводить к значительному различию между рассчитанным объемом вытеснения и реальным объемом вытеснения. Более того, флюиды подвергаются аэрации и сжатию во время работы, искажая тем самым измеренный объем.
Другой способ состоит в прикреплении индикаторного каната для индикации того, что пробка была высвобождена. Индикационный канат обычно имеет длину от 2 до 3 футов. Другой способ использует механический рычажный индикатор. В этом способе рычаг располагается ниже контейнера пробки. Высвободившаяся пробка сдвигает рычаг, когда пробка проходит по нему. Недостаток состоит в том, что канаты и механические рычажные индикаторы показывают только высвобождение пробки, но не ее местоположение.
Другой способ состоит в использовании электромагнитных или магнитных сигналов. Обычно к пробке или наконечнику прикрепляется идентификационная метка. Детектор, расположенный ниже цементирующей головки, принимает сигнал, когда проходит пробка, для индикации того, что пробка была запущена. Проблема состоит в том, что детекторы сигнала не могут отслеживать пробку на больших дистанциях и только показывают, что пробка прошла за устройство детектора.
Другой способ описан в патенте США № 6634425. Цементирующая пробка с датчиком передает измеренное значение на поверхность с помощью кабельного или бескабельного средства передачи, например проводного кабеля, оптоволокна или акустических волн. Проблема состоит в том, что цементирующая пробка не может быть размещена на больших расстояниях.
Другой способ описан в заявке на патент США 20040060697. Фактически система является улучшением способа расположения пробки в скважине и все еще является неудовлетворительной из-за применения способа индикационного провода. Для размещения пробки используется оптоволокно. Оптоволокно снабжается метками для облегчения считывания распределенной длины. В качестве альтернативы, один или более роликов могут быть размещены ниже распределяющего устройства. Высвобождение оптоволокна заставляет ролик отматывать соответствующее расстояние. Длина распределенного оптоволокна рассчитывается из числа оборотов, сделанных роликом. Проблема считывания позиции пробки состоит в том, что длина размещенного оптоволокна является не очень точной из-за того, что во время работы оптоволокно может удлиняться или растягиваться под весом пробки или бурового раствора за пробкой. Также заявка на патент США 20040060697 раскрывает способ коррекции этого недостатка, где оптоволоконная линия может быть оборудована одним или более датчиками для обеспечения более точной индикации расположения наконечника. Один дискретный датчик располагается на оптоволокне возле наконечника. Наконечник проходит по спусковой колонне и является подсоединенным к распределяющему устройству, расположенному на поверхности. Оптический сигнал, отправляемый с поверхности, должен пройти полное расстояние вдоль кабеля для того, чтобы достигнуть датчика. Обычно расстояние может быть определено путем измерения общего времени, которое требуется сигналу, чтобы пройти от источника оптического сигнала к датчику и затем к приемнику. Поскольку точная длина оптоволокна и количество распределенного оптоволокна являются известными, любое удлинение оптоволокна из-за растяжения может быть адекватно рассчитано. В результате, местоположение наконечника определяется в режиме реального времени. Проблема состоит в том, что способ требует сложного размещения устройств и трудного процесса измерения: ролик оптоволокна с метками, приемопередатчик с одного конца, датчик на другом конце.
Кроме того, патент США № 6561488 описывает способ размещения кабеля в трубопроводе, предотвращая основной недостаток обычных техник размещения путем подавления проблемы растяжения в процессе раскручивания кабеля. Однако патент США № 6561488 не представляет интереса при измерении местоположения пробки. Патенты ОВ 2119949 и \УО 02082151 также описывают подобные способы.
Таким образом, существует необходимость в простом устройстве для размещения пробки в скважине. Более того, существует необходимость в устройстве для определения параметров, описывающих закладку цемента.
Сущность изобретения
В соответствии с одним аспектом изобретения изобретение обеспечивает устройство для определения местоположения и/или смещения объекта в скважине, содержащее барабан с намотанной оптоволоконной линией (или оптоволокном), прикрепленный к объекту, устройство приемопередачи света, способное генерировать сигнал и измерять изменение упомянутого сигнала, когда он достигнет второй позиции; в котором оптоволоконная линия является: в первой позиции, прикрепленной к исходной точке, соединенной с устройством приемопередачи света, и во второй позиции является размотанной с барабана. Барабан прикреплен непосредственно к объекту или к корпусу.
Приемопередатчик света является приемопередатчиком, не ограниченным только видимым светом, другие электромагнитные излучения, включающие в себя ультрафиолетовые излучения (ближняя область УФ излучения (с длиной волны 380-200 нм); и дальняя или вакуумная область УФ излучения (20010 нм); и/или экстремальная область УФ излучения (1-31 нм) и инфракрасные излучения (предпочтительно 0-диапазон 1260-1360 нм; и/или Е-диапазон 1360-1460 нм; и/или 8-диапазон 14 60-1530 нм; и/или С-диапазон 1530-1565 нм; и/или Ь-диапазон 1565-1625 нм; и/или ϋ-диапазон 1625-1675 нм) включены в приемопередатчик света. Барабан разматывается под действием перемещения объекта. Согласно этим
- 2 014946 принципам определены две точки: исходная точка, соответствующая первой позиции, и движущаяся точка, соответствующая второй позиции или положению движущегося объекта. Соответственно, устройство может измерять позицию движущегося объекта (глубину) или движение или смещение движущегося объекта (скорость, ускорение). Исходная точка может быть статической или подвижной; важно знать, где эта исходная точка находится. Главным преимуществом этой техники является возможность выполнять локализацию объекта от одного конца оптоволокна: исходной точки.
Устройство приемопередачи света является устройством, способным измерять изменение сигнала на второй позиции. Фактически, нет необходимости измерять изменение сигнала вдоль всей оптоволоконной линии; интересующее изменение, сообщающее о месте или расположении движущегося объекта, находится только во второй позиции. Изменение сигнала может быть сделано вследствие оптического события, в виде изменения морфологии оптоволоконной линии, более точно, изгиба оптоволоконной линии. Это является способом вызова оптического события. Во-первых, барабан может иметь диаметр намотки или кривизну барабана достаточно короткую для создания изгиба во второй позиции, вызывающего изменение сигнала во второй позиции. Во-вторых, во вторую позицию может быть добавлен дополнительный элемент для создания искривления во второй позиции, также производящего изменение сигнала во второй позиции. Все эти выгодные варианты осуществления гарантируют, что значительное оптическое событие располагается во второй позиции и определяется более точно.
Предпочтительно устройство приемопередачи света является устройством из семейства рефлектометров оптического сигнала (ОГОН). Фактически, рефлектометр выдаст в оптоволоконную линию короткий, но интенсивный импульс света в первой позиции и будет измерять обратное рассеяние и отражение света как функцию от времени. Искривление, сделанное во второй позиции, будет гарантировать затухание, которое будет обнаружено рефлектометром. Предпочтительно, если требуется в целях экономии издержек, это устройство приемопередачи света является локализатором разрыва оптоволокна (ЕВЬ), который в общих чертах является упрощенным рефлектометром, сконструированным только для обнаружения разрыва вдоль оптоволокна.
Устройство изобретения прикрепляется к таким объектам, как наконечник или пробка. Барабан имеет диаметр между 20 и 50 мм и предпочтительно между 30 и 35 мм для длины волны светового импульса 1310 или 1550 нм.
В соответствии с другим аспектом изобретения устройство может быть размещено с одним или более датчиками, передающими информацию о свойствах среды, окружающей датчик. Оптоволоконная линия также подключена к датчику, расположенному на объекте. Фактически, из-за того, что оптоволокно уже размещено между поверхностью и объектом, сигнал может быть передан по оптоволокну от поверхности к датчику и от датчика к поверхности. Этот второй вариант осуществления является совместимым с местоположением устройства: для местоположения устройство приемопередачи света фокусируется только на изгибе во второй позиции; для датчика устройство приемопередачи света использует все оптоволокно для передачи и приема сигналом от датчика. Объект может иметь все типы датчиков и сопутствующей электроники, включающей в себя источник энергии для измерения физических параметров окружающей среды: температуры, давления, рН, солености, плотности, сопротивления или проводимости. Например, когда объект является пробкой, датчик может быть ультразвуковым измерительным прибором для измерения ожидания затвердевания цемента (\УОС).
Более предпочтительно, чтобы датчик являлся датчиком с самообеспечением энергии. Сопутствующая электроника является небольшого размера и с низким энергопотреблением: датчик с ограниченным объемом и ограниченным источником энергии имеет минимальные габариты. Например, датчик может быть типа МЕМБ (микроэлектронный цифровой акселерометр). Наиболее предпочтительно, чтобы датчик был самодостаточным в плане снабжения энергией. Например, датчик может быть оптическим датчиком; когда оптический сигнал отправляется на оптический датчик, сигнал, отраженный упомянутым датчиком, сообщает измеренный физический параметр. Например, датчик является датчиком температуры и/или датчиком давления из семейства брэгговского дифракционного датчика. Главным преимуществом является то, что не требуется сложной или громоздкой электроники или источника энергии для обеспечения датчика. Вся электроника и анализирующая часть находится на поверхности, сигнал посылается с поверхности на объект и во встроенный датчик, отраженный сигнал, принятый на поверхности, анализируется и сообщает об измеренном физическом параметре в окрестности датчика на объекте. Например, объект является пробкой, содержащей встроенный брэгговский дифракционный датчик, сообщающий о температуре цемента как функции от времени, и благодаря температурному профилю функции от времени может быть измерен \УОС.
В соответствии с еще другим аспектом изобретения устройство может быть размещено с одним или более приводами, активируемыми на объекте.
Изобретение обеспечивает также способ для определения местоположения и/или смещения объекта в скважине, содержащий этапы, на которых: (1) закрепляют на объекте барабан с намотанной оптоволоконной линией; (ίί) прикрепляют оптоволоконную линию в первой позиции к исходной точке; (ίίί) перемещают объект так, что оптоволоконная линия являлась размотанной с барабана во второй позиции; (ίν) генерируют из первой позиции сигнал по оптоволоконной линии; (ν) измеряют из первой позиции изме
- 3 014946 нение сигнала по оптоволоконной линии; при этом изменение сигнала происходит на второй позиции; и (νί) выводят из этого изменения положение и/или смещение объекта. Измерения могут быть произведены, когда объект находится в движении или когда он неподвижен.
Предпочтительно способ дополнительно содержит крепежное средство для создания изменения сигнала во второй позиции. Предпочтительно также, чтобы способ дополнительно содержал этап, на котором генерируют из первой позиции другой или дополнительный сигнал по оптоволоконной линии.
В другом варианте осуществления способ дополнительно содержит этапы, на которых: (1) закрепляют на объекте средство для определения свойств среды, окружающей объект, и при этом средство для определения подсоединено к оптоволоконной линии; и (и) выводят из изменения сигнала свойства среды, окружающей объект. Предпочтительно по меньшей мере два сигнала генерируются из первой позиции, и измеренное изменение первого сигнала сообщает о второй позиции и измеренное изменение одного другого сигнала сообщает о свойствах среды, окружающей объект.
В еще другом варианте осуществления способ дополнительно содержит этапы, на которых: (1) прикрепляют к объекту средство для привода, и при этом средство для привода подсоединено к оптоволоконной линии; и (и) генерируют из первой позиции второй сигнал по оптоволоконной линии для приведения в действие объекта.
Изобретение обеспечивает также способ для определения свойств среды, окружающей объект в скважине, содержащий этапы, на которых: (1) закрепляют на объекте барабан с намотанной оптоволоконной линией; (и) закрепляют на объекте средство для определения свойств среды, окружающей объект, и при этом средство для определения подсоединено к оптоволоконной линии; (ίίί) прикрепляют оптоволоконную линию в первой позиции к исходной точке; (ίν) перемещают объект так, что оптоволоконная линия являлась размотанной с барабана во второй позиции; (ν) генерируют из первой позиции один или более сигналов по оптоволоконной линии; (νί) измеряют из первой позиции изменение в одном или более сигналах и (νίί) выводят из этого изменения свойства среды, окружающей объект и местоположение этого объекта.
Изобретение обеспечивает также способ для приведения в действие объекта в скважине, содержащий этапы, на которых: (ί) закрепляют на объекте барабан с намотанной оптоволоконной линией; (ίί) прикрепляют оптоволоконную линию в первой позиции к исходной точке; (ίίί) перемещают объект так, что оптоволоконная линия являлась размотанной с барабана во второй позиции; (ίν) генерируют из первой позиции один или более сигналов по оптоволоконной линии; (ν) измеряют из первой позиции изменение в одном или более сигналах; (νί) выводят из этого изменения местоположение объекта и (νίί) генерируют из первой позиции второй сигнал по оптоволоконной линии для приведения в действие объекта.
Краткое описание чертежей
Дополнительные варианты осуществления настоящего изобретения могут быть поняты с помощью прилагающихся чертежей:
фиг. 1 показывает схематическую диаграмму, иллюстрирующую устройство в первом варианте осуществления в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 2 показывает схематическую диаграмму, иллюстрирующую устройство во втором варианте осуществления в соответствии с настоящим изобретением.
Подробное описание чертежей
Фиг. 1 является видом устройства, размещенного в обсаженной скважине 1. Пробка 20 показана перемещающейся вдоль скважины под воздействием скважинного флюида, такого как буровой раствор, который закачивается позади пробки. Эта пробка отделяет цемент от бурового раствора для минимизации загрязнения цемента. По мере продвижения пробки вдоль скважины цемент перед пробкой вытесняется в скважину.
Оптоволоконная линия 10 или оптоволокно, которое намотано на барабан 40, прикреплено к верхней части пробки; на практике барабан присоединяется или прикрепляется через единственную точку подвешивания 5, которая соответствует концу оптоволокна, или через часть барабана. Барабан также может быть смонтирован в корпусе или картридже. Важно, чтобы при передвижении пробки по скважине барабан и пробка были взаимосвязаны, но чтобы оптоволокно могло разматываться с барабана. Другой конец оптоволокна присоединен или прикреплен к первой позиции 4 или к исходной точке. Следует понимать, оптоволокно разматывается с барабана благодаря только движению пробки во второй позиции 4', которая соответствует движущейся точке. Верхняя часть 10А оптоволокна соответствует размотанному оптоволокну (между первой позицией и второй позицией) и нижняя часть 10В оптоволокна соответствует намотанному оптоволокну, еще находящемуся на барабане. Движущаяся точка относительно исходной точки или вторая позиция относительно первой позиции показывает местоположение пробки внутри скважины или скорость смещения пробки внутри скважины.
Одним преимуществом использования оптоволоконной линии 10 является размер, поскольку она может быть просто установлена внутри пробки, и другим противоречивым преимуществом является ее хрупкость, поскольку она может быть легко разрушена после окончания цементных работ, например, с помощью бурового инструмента, или поскольку она не будет повреждать другой дорогостоящий инструмент. Обычно оптоволокно имеет меньший внешний диаметр по сравнению с другими проводными
- 4 014946 продуктами, такими как проводной кабель. По этой причине любые остатки оптоволокна, оставленного в скважине, могут быть легко выбурены, минимизируя, тем самым, любые проблемы, связанные с материалами, оставленными в скважине. Дополнительно оптоволоконные линии способны выдерживать высокие температуры и агрессивные среды благодаря своему защитному покрытию и, таким образом, имеют широкое применение в нефтяной промышленности. Используемая оптоволоконная линия может быть любым типом оптоволокна, мультимодовым или одномодовым. Предпочтительно, если требуется экономия затрат, используется одномодовая оптоволоконная линия.
Барабан 40 с намотанной оптоволоконной линией сделан так, чтобы намотка оптоволокна обеспечила простое разматывание с барабана с минимальным прилагаемым на барабан с оптоволокном усилием. Путем разматывания барабана с пробки, а не с поверхности, оптоволокно размещается без какоголибо движения внутри скважины. Таким образом, единственной силой, приложенной к оптоволокну, является влекущая сила потока бурового флюида без дополнительных напряжений. Намотка должна учитывать, что разматывание может происходить при низкой или высокой скорости, при низкой или высокой плотности окружающего флюида. Также одним важным параметром, который нужно учесть, является способ разматывания оптоволокна. Барабан с намотанной оптоволоконной линией выполнен таким образом, что намотка оптоволокна обеспечивает, что размещенное оптоволокно имеет известную траекторию или кривизну. Скручивание и натяжение оптоволокна на барабане и намотка выбираются соответственно. Фактически, как показано на фиг. 1, траектория оптоволокна 10 является прямолинейной или, по существу, прямолинейной в части 10А. Траектория может быть, например, спиралью с известным радиусом и вертикальным шагом. Траектория также может быть выбрана такой, чтобы оптоволокно касалось стенки скважины: радиус спирали больше, чем радиус скважины. Могут быть выбраны другие более сложные траектории. Благодаря выгодным свойствам оптоволокна, размеру и весу, эта траектория будет неизменной внутри скважины во время разматывания или некоторое время после разматывания.
В дополнение к способу наматывания оптоволокна и его намотке может быть использовано дополнительное средство для фиксирования или склеивания витков оптоволокна: специальный клей, физическая или химическая обработка оптоволокна. Также оптоволокно может быть дополнительно обработано так, что оно будет являться химически стойким и способным выдерживать значительное абразивное воздействие твердых частиц, текущих с высокой скоростью внутри скважины на протяжении определенного периода времени (обычно 12 ч). Для этих целей оптоволокно может быть специально обработано или заключено в защитную оболочку. Дополнительно барабан может быть заключен в корпус оболочку. Дополнительно барабан может быть заключен в корпус или распределяющий картридж, который поддерживает намотку оптоволокна. Корпус или картридж могут быть непосредственно присоединены или прикреплены к пробке.
Первая позиция 4 может быть расположена внутри цементирующей головки 3, которая является неподвижной точкой. Из этой первой позиции оптоволокно подсоединяется к устройству 12 приемопередачи света с помощью перемычки: сторона низкого давления подсоединяется к устройству 12 и сторона высокого давления подсоединяется к оптоволоконной линии 10. Устройство приемопередачи света является рефлектометром оптического сигнала (ΘΤΏΚ.). ΘΤΏΚ. является инструментом, который анализирует световые потери в оптоволокне. Принцип работы состоит в подаче короткого интенсивного лазерного импульса в оптоволокно и в измерении обратного рассеяния и отражения света как функции от времени. Отраженный свет анализируется для определения местоположения любого оптоволоконного дефекта, такого как склейки, разрыв или конец оптоволокна. В упрощенной конструкции, часто определяемой как локализатор разрыва оптоволокна (БВЬ), функциональность ограничена измерением расстояния до первого значительного оптического дефекта. Предпочтительно устройство 12 приемопередачи света является БВЬ.
Свойства оптоволокна известны с достаточной точностью для расчета длины размещенного оптоволокна (часть 10А) или полной длины оптоволокна (части 10А и 10В). Например, известен показатель оптоволокна, п=1,4752. По мере удаления пробки от цементирующей головки перемещение пробки разматывает оптоволокно. Размещенное в скважине оптоволокно не представляет чего-либо, что может существенно ослабить распространение оптического импульса (часть 10 А). Путем создания оптического дефекта на уровне пробки, соответствующем второй позиции 4', БВЬ выдаст текущую позицию пробки.
В первом варианте осуществления барабан сделан с маленьким диаметром намотки или, более точно, диаметр является достаточно маленьким для обнаружения с помощью БВЬ (критический диаметр бс или критический радиус гс, 2тс=бс); фактически маленький диаметр создает ослабление, определяемое с помощью БВЬ. Диаметр барабана является достаточно незначительным для прекращения распространения оптического импульса. Диаметр барабана, способного остановить оптический импульс, является функцией от длины волны импульса. Поскольку барабан является первым значительным оптическим дефектом, БВЬ будет измерять длину размещенного оптоволокна выше барабана, т.е. пробки. Однако диаметр барабана не может быть слишком маленьким, фактически уменьшение диаметра барабана может ограничить максимальное измеряемое расстояние до неприемлемой величины.
Во втором варианте осуществления барабан может быть специально изменен так, чтобы предоставлять требуемую кривизну, достаточно незначительную для обнаружения с помощью БВЬ. Таким обра
- 5 014946 зом, барабан может иметь различные геометрические формы; важно, чтобы среди различной кривизны, представленной в барабане, была минимальная кривизна (близкая к гс), которая является требуемой кривизной, достаточно незначительной для обнаружения с помощью ЕВЬ. Например, форма барабана может быть овальной с требуемой кривизной. Требуемая кривизна является достаточно маленькой для остановки распространения оптического импульса. Требуемая кривизна, способная остановить оптический импульс, является функцией от длины волны импульса.
В третьем варианте осуществления барабан имеет диаметр не обязательно незначительный, даже большой, неспособный остановить оптический импульс и использующий описанный выше способ. В этом случае, дополнительный элемент (не показанный на фиг. 1) добавляется во вторую точку 4'. Дополнительный элемент соответствует механическому пути, через который оптоволокно разматывается и искривляется на радиусе, достаточно незначительном для остановки оптического импульса. Фактически, дополнительный элемент создает оптический дефект.
Дополнительный элемент может быть просто загнутой трубой или загнутой муфтой, через которую проходит оптоволокно. Требуемый радиус, способный остановить оптический импульс, является функцией от длины волны импульса. Все эти преимущественные варианты осуществления гарантируют, что значительный оптический дефект расположен во второй позиции и определяется более точно.
В четвертом варианте осуществления оптоволокно намотано, как во втором варианте осуществления с постоянным и большим радиусом В, который является большим, чем критический радиус гс, но с усечением Т, большим единицы (усечение 1 соответствует совместным виткам). Следовательно, четные и нечетные слои оптоволокна представляют собой сетку и оптический дефект создается в каждом пересечении витков, оптоволокна, относящихся к последовательным слоям. Диаметр оптоволокна является незначительным по сравнению с диаметром намотки, и может быть легко установлено, что радиус изгиба оптоволокна, создаваемый пересечением двух оптоволокон, является инверсной функцией от усечения катушки Т, которая может принимать любое целое значение, большее нуля: гсГО83тд=ЮТ. Например, 30 мм диаметр катушки с усечением, равным 3, имеет тот же оптический отклик, что и катушка с радиусом 10 мм, намотанная с первым вариантом осуществления. Как и для второго варианта осуществления, оптические дефекты равномерно распределены вдоль оптоволокна. Поскольку период распределения является меньшим, чем разрешающая способность ОТЭЕ процесс изготовления катушки не изменит разрешающую способность измерительного прибора.
Ключевым преимуществом этой техники является возможность выполнения этого анализа с одного конца оптоволокна: измерения выполняются с поверхности без какого-либо дорогостоящего скважинного оборудования, которое будет уничтожено, когда возобновятся буровые работы после размещения цемента.
Оптоволокно способно выдерживать относительно высокие силы растяжения, но оно становится очень хрупким, если повреждена оболочка оптоволокна. Также важно рассмотреть способ обнаружения разрыва оптоволокна. Если произошел разрыв на участке 10 А (на расстоянии, меньшем, чем измеренное перед этим), то, несомненно, оптоволокно является разорванным. Если произошел разрыв на участке 10В, то возможно априори узнать разницу между шунтированной пробкой и разорванным оптоволокном.
Первое решение для определения разрыва состоит в анализе принятого сигнала и затухания. Фактически, характерное затухание, возникающее для фиктивного оптического дефекта, как описано выше (незначительный диаметр барабана, кривизна барабана, дополнительный элемент, создающий изгиб или кривизну), отличается от затухания, вызванного разрывом оптоволокна. Это характерное затухание покажет, разорвано или нет оптоволокно.
Второе решение состоит в предположении, что можно измерить реальную длину оптоволокна, включающую в себя его намотанную часть, одновременно с положением пробки. Решение состоит в использовании двух длин волн, например 1550 нанометров и 1310 нанометров. На более длинных волнах барабан генерирует сильное затухание, в то время как на более коротких барабан становится почти прозрачным. Таким образом, длина оптоволокна, измеренная на длинных волнах, является расстоянием между первой позицией и второй позицией; в то же время, длина оптоволокна, измеренная на коротких волнах, является истинной длиной оптоволокна. Сравнение двух измерений однозначно позволяется выявить разницу между неподвижной пробкой и оборванным оптоволокном.
Один аспект устройства состоит в том, что он позволяет определять абсолютное или относительное расположение пробки. Фактически, как говорилось выше, намотка оптоволокна гарантирует, что размещение оптоволокна (часть 10 А) имеет известную траекторию или кривизну и ЕВЬ измеряет длину размещенного оптоволокна до пробки. Когда траектория является прямолинейной, есть прямая зависимость между длиной размещенного оптоволокна с поверхности до пробки и глубиной расположения пробки с поверхности до пробки, и может быть получена абсолютная позиция пробки. Точно также, длина размещенного оптоволокна от одной позиции до второй дает относительную позицию пробки от этой первой позиции до второй. Когда траектория является спиральной или более сложной кривой, есть связь между длиной размещенного оптоволокна от поверхности до пробки и глубиной расположения пробки от поверхности до пробки, и может быть получена абсолютная позиция пробки.
- 6 014946
Например, для спирали по оси ζ будет п ? / , где 1 является длиной размещенного оптоволокна, ζ является глубиной или осевым смещением, г является радиусом спирали и р является постоянной, задающей вертикальное расстояние между витками спирали. Точно также может быть определена относительная позиция. Ключевым преимуществом этой техники является возможность получать фактическую позицию или глубину расположения пробки.
Другим аспектом устройства является то, что он позволяет определять смещение пробки. Фактически, как говорилось выше, намотка оптоволокна гарантирует, что размещенное оптоволокно (часть 10А) имеет известную траекторию или кривизну и БВЬ измеряет длину размещенного оптоволокна до пробки. Таким образом, скорость или ускорение пробки может быть определено как функция от времени или функция от глубины.
Специалисты в данной области техники, выполняющие цементные работы, также оценят использование этого способа, даже когда точность положения не является строгой. Фактически, для цементных работ исключительная локализация пробки не требуется, и точность в 1 м является избыточной, в 10 м является отличной и в 100 м является достаточной. Следует понимать, что даже если траектория размещенного оптоволокна является немного измененной или модифицированной в скважине, это будет иметь низкое влияние на цементные работы, потому что будет важно только знать, находится пробка в определенной зоне или нет. Этот способ является большим преимуществом. Также для цементных работ иногда локализация не требуется, но требуется знать прибытие пробки в определенную позицию, где она останавливается или замедляется. Так что информация об относительной скорости пробки является достаточной. Таким образом, способ также является большим преимуществом.
Фиг. 2 является видом устройства, размещенного в обсаженной колонне 1 с незначительным улучшением: устройство размещено с одним или более датчиками, сообщающими о свойствах среды, окружающей пробку, например цемента. Все признаки, уже описанные для фиг. 1, являются также применимыми. Пробка 20 показана движущейся по скважине благодаря скважинному флюиду, описанные для фиг. 1 являются также применимыми. Пробка 20 показана движущейся по скважине благодаря скважинному флюиду, такому как буровой раствор, который закачивается позади пробки. Оптоволоконная линия 10 или оптоволокно, которое намотано на барабан 40, присоединено к верхней части пробки. Барабан 40 содержит конец оптоволокна 5, которое подсоединено к датчику 50 на пробке. Датчик может контактировать с цементом, а может и нет. С другого конца оптоволокна оптоволокно прикреплено к первой позиции 4, или к исходной, которая соответствует здесь также неподвижной точке. Следует понимать, что оптоволокно разматывается с барабана благодаря движению пробки во второй позиции 4', которая соответствует движущейся точке. Верхняя часть 10А оптоволокна соответствует размотанному оптоволокну (между первой позицией и второй позицией) и нижняя часть 10В оптоволокна соответствует намотанному оптоволокну, находящемуся еще на барабане.
Первая позиция 4 расположена внутри цементирующей головки 3. В этой первой позиции оптоволокно подсоединено к рефлектометру оптического сигнала (ΟΤΌΚ.) или локализатору разрыва оптоволокна (БВЬ). По мере удаления пробки от цементирующей головки движение пробки разматывает оптоволокно. Длина оптоволокна, распределенного в скважине, не представляет чего-либо, что может остановить распространение оптического импульса (часть 10А). Путем создания оптических дефектов на уровне пробки, соответствующем второй позиции 4', БВЬ даст длину размещенного оптоволокна до пробки.
В первой позиции 4 по меньшей мере два сигнала, при этом каждый имеет разные длины волн, посылаются в оптоволокно. Длинная волна затухает на первом значительном оптическом дефекте, созданном любой из описанных выше техник (незначительный диаметр барабана, кривизна барабана, дополнительный элемент, создающий изгиб или кривизну), в то время как короткая волна распространяется до конца оптоволокна. Время распространения длинной волны дает измерение длины размещенного оптоволокна до пробки, в то время как короткая волна может достичь датчика, встроенного в пробку. Встроенные датчики внутри пробки дадут возможность контролировать измеряемые параметры во время размещения и во время ожидания затвердевания цемента (АОС). Более точно, измеряемый во время этой фазы цементирования скважины параметр является температурой. Во время движения пробки это будет удобным способом получать моделирование температуры. Во время ожидания затвердевания цемента будет определяться увеличение температуры во время экзотермической реакции размещенного цемента.
Датчик 50 является оптическим датчиком типа брэгговского дифракционного датчика. Брэгговские дифракционные датчики реализуются путем модуляции коэффициента преломления оптоволоконной линии около его номинального значения. Они работают как избирательные отражатели для брэгговской длины волны λΒ, определяемой как λΒ=2.η.Λ, где η является коэффициентом преломления оптоволокна и Λ является периодом брэгговской решетки. Λ является линейной функцией температуры, и измерение брэгговской длины волны λΒ является удобным способом для измерения температуры брэгговской дифракционной решетки обычно на 1°С. Ключевым преимуществом этой техники является тот факт, что измерения производятся удаленно на конце оптоволокна, расположенного на поверхности (первая позиция 4). Ничего, кроме брэгговского дифракционного датчика, не требуется на уровне пробки, где произ
- 7 014946 водится измерение температуры.
Много других физических параметров можно измерить с использованием миниатюрного датчика, самообеспечивающегося энергией. Сопряженная электроника является маленькой и с малым энергопотреблением: датчик с ограниченным объемом и ограниченным источником энергии имеет минимальные габариты. Например, датчик может быть типа МЕМБ (микроэлектронный цифровой акселерометр). Датчик может быть самодостаточным в плане снабжения энергией как, например, оптический датчик: нет необходимости в обычной и дорогой компоновке, включающей в себя электронику, источники энергии и анализирующие устройства. Например, брэгговские дифракционные датчики также могут использоваться для измерения давления.
Отдельные датчики мультиплексированы с использованием мультиплексирования по времени или мультиплексирования по частоте, при этом эти датчики могут быть размещены внутри пробки или также вдоль оптоволокна. Даже если используются брэгговские дифракционные датчики, то нет необходимости в использовании мультиплексирования; множество брэгговских дифракционных датчиков размещены в виде сети в последовательностях, при этом брэгговские дифракционные датчики имеют свои длины волн и опрашиваются приемопередатчиком света. Размещение датчиков вдоль оптоволокна может обеспечивать профиль измерения в скважине. Также сеть датчиков может обеспечивать увеличенное пространственное разрешение температуры, давления, напряжения или данных потока в скважине.
Настоящее изобретение было описано для пробки в случае цементных работ, где является важным определение положения пробки и/или информации о ожидании затвердевания цемента. Другие применения устройства и способа в соответствии с изобретением включают в себя прикрепление барабана с намотанным оптоволокном к любому типу объекта, перемещающегося в скважине, например перфоратора, извлекаемого пакера или любого типа инструментов, перемещающихся внутри скважины, например, бурового инструмента, каротажного инструмента, инструмента для каротажа во время бурения, инструмента для измерения во время бурения, испытательного инструмента; любого типа инструментов, устанавливаемых на буровой трубе, проводном кабеле, гибкой насосно-компрессорной трубе. Другие применения устройства и способа в соответствии с изобретением включают в себя закрепление первой позиции в любой неподвижной или подвижной точке, например в подводных или скважинных работах.
В другом аспекте оптоволокно может быть использовано для передачи сигналов к скважинному устройству для влияния на его работу оператором или приводом. В одном варианте осуществления оптоволоконная линия может быть размещена вдоль скважины. После этого сигналы могут быть переданы через оптоволокно, например, для управления клапаном или активирования соединительного штуцера. По меньшей мере два сигнала, каждый с различной длиной волны, посылаются с поверхности в оптоволокно. Длинная волна отражается от первого значительного оптического дефекта, созданного с помощью любой техники, описанной выше (искривление, созданное с помощью барабана, или искривление, созданное с помощью дополнительного элемента), в то время как короткая волна распространяется до конца оптоволокна. Время распространения длинной волны дает измерение местоположения пробки, в то время как короткая волна может достичь привода в пробке. Привод может быть самодостаточным, приводимым в действие только длиной волны, или может быть дополнительно подсоединен к электронике и источнику энергии, гарантирующим выполнение этой операции.

Claims (16)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Устройство для определения местоположения и/или смещения объекта (20) в скважине (1), содержащее барабан (40) с намотанной оптоволоконной линией (10) и устройство (12) приемопередачи света, способное генерировать сигнал через оптоволоконную линию (10) и измерять изменение упомянутого сигнала; причем оптоволоконная линия (10) закреплена в первой позиции (4) и связана с устройством (12) приемопередачи света и размотана с барабана до второй позиции (4'); устройство отличается тем, что барабан (40) прикреплен к объекту и устройство (12) приемопередачи света способно измерять изменение упомянутого сигнала, когда оно возникает во второй позиции (4').
  2. 2. Устройство по п.1, содержащее дополнительный элемент во второй позиции (4'), способный создавать изменение упомянутого сигнала во второй позиции (4').
  3. 3. Устройство по п.1 или 2, в котором устройство приемопередачи света выбрано из семейства рефлектометров оптического сигнала.
  4. 4. Устройство по п.3, в котором устройство приемопередачи света является локализатором разрыва оптоволокна.
  5. 5. Устройство по любому из пп.1-4, в котором объект представляет собой наконечник или пробку или мягкий или скребковый шар.
  6. 6. Устройство по любому из пп.1-5, в котором оптоволоконная линия дополнительно подсоединена к датчику (50), расположенному на объекте.
  7. 7. Устройство по любому из пп.1-6, в котором оптоволоконная линия дополнительно содержит датчик (50), расположенный на оптоволоконной линии.
  8. 8. Устройство по п.6 или 7, в котором датчик является датчиком с самообеспечением энергии.
    - 8 014946
  9. 9. Устройство по п.6 или 7, в котором датчик является датчиком температуры и/или давления из семейства брэгговских дифракционных датчиков.
  10. 10. Устройство по пп.1-9, в котором оптоволоконная линия дополнительно подсоединена к приводу (50), расположенному на объекте.
  11. 11. Способ определения местоположения и/или смещения объекта (20) в скважине (1), содержащий этапы, на которых:
    (ΐ) прикрепляют барабан (40) с намотанной оптоволоконной линией (10);
    (ΐΐ) прикрепляют оптоволоконную линию в первой позиции (4);
    (111) перемещают объект так, чтобы размотать оптоволоконную линию с барабана до второй позиции (4');
    (ΐν) генерируют сигнал в оптоволоконную линию со стороны первой позиции;
    (ν) измеряют изменение упомянутого сигнала в оптоволоконной линии и (νΐ) выводят из упомянутого изменения положение и/или смещение объекта;
    характеризующийся тем, что барабан (40) прикрепляют к объекту, измеряют из первой позиции изменение упомянутого сигнала, которое возникает во второй позиции (4').
  12. 12. Способ по п.11, дополнительно содержащий этапы, на которых закрепляют средство, способное создавать изменения упомянутого сигнала во второй позиции (4').
  13. 13. Способ по п.11 или 12, дополнительно содержащий этапы, на которых:
    (ΐ) закрепляют на объекте средство для восприятия (50) свойств среды, окружающей объект, и упомянутое средство для восприятия подсоединено к оптоволоконной линии; и (ΐΐ) выводят из упомянутого изменения упомянутого сигнала свойства среды, окружающей объект.
  14. 14. Способ по пп.11-13, дополнительно содержащий этапы, на которых генерируют из первой позиции еще один или более сигналов в оптоволоконную линию.
  15. 15. Способ по п.14, в котором по меньшей мере два сигнала генерируют из первой точки, измеренное изменение одного сигнала связано со второй позицией (4') и измеренное изменение другого сигнала характеризует свойства среды, окружающей объект.
  16. 16. Способ по пп.11-15, дополнительно содержащий этапы, на которых:
    (1) прикрепляют к объекту средство для привода, и при этом средство для привода подсоединено к оптоволоконной линии; и (ΐΐ) генерируют из первой позиции сигнал по оптоволоконной линии для приведения в действие объекта.
EA200870530A 2006-05-12 2007-05-04 Способ и устройство для размещения пробки в скважине EA014946B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP06290801A EP1854959B1 (en) 2006-05-12 2006-05-12 Method and apparatus for locating a plug within the well
PCT/EP2007/004033 WO2007131662A1 (en) 2006-05-12 2007-05-04 Method and apparatus for locating a plug within the well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200870530A1 EA200870530A1 (ru) 2009-02-27
EA014946B1 true EA014946B1 (ru) 2011-04-29

Family

ID=37079286

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200870530A EA014946B1 (ru) 2006-05-12 2007-05-04 Способ и устройство для размещения пробки в скважине

Country Status (10)

Country Link
US (1) US8305228B2 (ru)
EP (1) EP1854959B1 (ru)
CN (1) CN101405474B (ru)
AT (1) ATE403064T1 (ru)
BR (1) BRPI0707727A2 (ru)
CA (1) CA2657629C (ru)
DE (1) DE602006002028D1 (ru)
EA (1) EA014946B1 (ru)
EG (1) EG25633A (ru)
WO (1) WO2007131662A1 (ru)

Families Citing this family (44)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9194207B2 (en) * 2007-04-02 2015-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Surface wellbore operating equipment utilizing MEMS sensors
US8436743B2 (en) * 2007-05-04 2013-05-07 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring a parameter within the well with a plug
US8077314B2 (en) 2007-10-15 2011-12-13 Schlumberger Technology Corporation Measuring a characteristic of a multimode optical fiber
EP2110510A1 (en) 2008-04-15 2009-10-21 Services Pétroliers Schlumberger Method and apparatus for measuring return flow in a well
US7946350B2 (en) 2008-04-23 2011-05-24 Schlumberger Technology Corporation System and method for deploying optical fiber
US7668411B2 (en) 2008-06-06 2010-02-23 Schlumberger Technology Corporation Distributed vibration sensing system using multimode fiber
US8424617B2 (en) * 2008-08-20 2013-04-23 Foro Energy Inc. Methods and apparatus for delivering high power laser energy to a surface
US20100051264A1 (en) * 2008-08-29 2010-03-04 Baker Hughes Incorporated Method and system for monitoring downhole completion operations
DK177312B1 (en) 2009-11-24 2012-11-19 Maersk Olie & Gas Apparatus and system and method for measuring data in a well propagating below the surface
US9133727B2 (en) * 2010-01-12 2015-09-15 Advanced F.M.E. Products Sensor foreign material exclusion devices and methods
DK2466063T3 (da) * 2010-12-17 2013-11-18 Schlumberger Technology Bv Udstyr og fremgangsmåder til bestemmelse af hærdetiden i en underjordisk brønd
GB2510996B (en) 2011-12-15 2019-09-25 Shell Int Research Detecting broadside acoustic signals with a fiber optical distributed acoustic sensing (das) assembly
CN104094137A (zh) 2012-01-06 2014-10-08 普拉德研究及开发股份有限公司 用于地震勘测的光纤井部署
CN102733797A (zh) * 2012-06-08 2012-10-17 宝鸡市赛孚石油机械有限公司 安全起出指示器
US9222349B2 (en) * 2012-07-31 2015-12-29 Halliburton Energy Services, Inc. Cementing plug tracking using distributed strain sensing
GB2519009B (en) * 2012-08-01 2017-09-13 Shell Int Research Cable comprising twisted sinusoid for use in distributed sensing
US9228940B2 (en) * 2012-09-14 2016-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Systems, methods, and apparatuses for in situ monitoring of cement fluid compositions and setting processes thereof
AU2014353871B2 (en) 2013-11-19 2018-10-25 Minex Crc Ltd Borehole logging methods and apparatus
GB201409382D0 (en) * 2014-05-27 2014-07-09 Etg Ltd Wellbore activation system
WO2016076876A1 (en) * 2014-11-13 2016-05-19 Halliburton Energy Services, Inc. Well logging with autonomous robotic diver
CN104847338A (zh) * 2015-03-24 2015-08-19 胜利油田长龙橡塑有限责任公司 固井胶塞超声追踪定位系统
US10465499B2 (en) 2015-03-31 2019-11-05 Halliburton Energy Services, Inc. Underground GPS for use in plug tracking
CA2976764A1 (en) * 2015-03-31 2016-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Plug tracking using through-the-earth communication system
WO2016159986A1 (en) * 2015-03-31 2016-10-06 Halliburton Energy Services Inc. Plug tracking through surface mounted equipment
MX2017012475A (es) 2015-05-15 2018-01-11 Halliburton Energy Services Inc Rastreo de tapones de cemento con fibra optica.
GB201512479D0 (en) 2015-07-16 2015-08-19 Well Sense Technology Ltd Wellbore device
CN104975847B (zh) * 2015-07-29 2017-06-16 西南石油大学 一种油气固井上胶塞位置监测装置及其检测方法
WO2017116965A1 (en) * 2015-12-28 2017-07-06 Shell Oil Company Use of fiber carrier to provide optical fiber in a wellbore
WO2018022063A1 (en) * 2016-07-28 2018-02-01 Halliburton Energy Services, Inc. Real-time plug tracking with fiber optics
WO2018056985A1 (en) 2016-09-22 2018-03-29 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigation of attenuation for fiber optic sensing during cementing
JP6406418B1 (ja) * 2017-11-15 2018-10-17 沖電気工業株式会社 光ファイバセンサ装置
US11187072B2 (en) 2017-12-22 2021-11-30 Halliburton Energy Services Fiber deployment system and communication
AU2017444627B2 (en) 2017-12-26 2023-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Detachable sensor with fiber optics for cement plug
US11143528B2 (en) 2018-03-27 2021-10-12 Nec Corporation Optical fiber sensor and analysis method
CA3119275A1 (en) 2018-11-13 2020-05-22 Motive Drilling Technologies, Inc. Apparatus and methods for determining information from a well
WO2020172719A1 (en) * 2019-02-27 2020-09-03 Globaltech Corporation Pty Ltd Tape winch, drilling progress measurement and hole depth measurement
US20210238979A1 (en) * 2020-01-31 2021-08-05 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system to conduct measurement while cementing
US11208885B2 (en) * 2020-01-31 2021-12-28 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system to conduct measurement while cementing
US11512584B2 (en) * 2020-01-31 2022-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fiber optic distributed temperature sensing of annular cement curing using a cement plug deployment system
US11512581B2 (en) * 2020-01-31 2022-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fiber optic sensing of wellbore leaks during cement curing using a cement plug deployment system
US11668153B2 (en) 2020-01-31 2023-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement head and fiber sheath for top plug fiber deployment
US11629990B2 (en) * 2020-05-21 2023-04-18 Saudi Arabian Oil Company System and method to measure mud level in a wellbore annulus
GB2601287A (en) * 2020-09-03 2022-06-01 Well Sense Tech Limited Method, device and system for range finding
US11814946B2 (en) * 2022-01-11 2023-11-14 Halliburton Energy Services, Inc. Evaluating annular material in a wellbore using transient thermal response data

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US252956A (en) * 1882-01-31 Laying subterranean conductors
US3547406A (en) * 1968-07-19 1970-12-15 Exxon Production Research Co Method and apparatus for running a line through a conduit
GB2119949A (en) * 1982-05-06 1983-11-23 Standard Telephones Cables Ltd Laying cables
GB2349440A (en) * 1999-04-15 2000-11-01 Sensor Highway Ltd Cable laying pig
WO2002059458A2 (en) * 2000-11-03 2002-08-01 Noble Engineering And Development, Ltd. Instrumented cementing plug and system
WO2002082151A1 (en) * 2001-04-07 2002-10-17 Ccs Technology, Inc. Cable laying and apparatus therefor
GB2393465A (en) * 2002-09-27 2004-03-31 Weatherford Internat Inc Determination of cementing plug location

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB9115453D0 (en) * 1991-07-18 1991-09-04 British Telecomm Fault location in optical systems
CN1723332B (zh) * 2002-08-30 2010-10-27 高速传感器有限公司 采用纤维光学导线和传感器的测井系统
US20060153508A1 (en) * 2003-01-15 2006-07-13 Sabeus Photonics, Inc., Corporation System and method for deploying an optical fiber in a well
CN2761839Y (zh) * 2005-01-11 2006-03-01 张建华 稠油热采井高温直读四参数全光纤传感器

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US252956A (en) * 1882-01-31 Laying subterranean conductors
US3547406A (en) * 1968-07-19 1970-12-15 Exxon Production Research Co Method and apparatus for running a line through a conduit
GB2119949A (en) * 1982-05-06 1983-11-23 Standard Telephones Cables Ltd Laying cables
GB2349440A (en) * 1999-04-15 2000-11-01 Sensor Highway Ltd Cable laying pig
WO2002059458A2 (en) * 2000-11-03 2002-08-01 Noble Engineering And Development, Ltd. Instrumented cementing plug and system
WO2002082151A1 (en) * 2001-04-07 2002-10-17 Ccs Technology, Inc. Cable laying and apparatus therefor
GB2393465A (en) * 2002-09-27 2004-03-31 Weatherford Internat Inc Determination of cementing plug location

Also Published As

Publication number Publication date
EG25633A (en) 2012-04-11
CA2657629C (en) 2014-04-01
DE602006002028D1 (de) 2008-09-11
CN101405474A (zh) 2009-04-08
EA200870530A1 (ru) 2009-02-27
BRPI0707727A2 (pt) 2011-05-10
WO2007131662A1 (en) 2007-11-22
US20090219171A1 (en) 2009-09-03
CA2657629A1 (en) 2007-11-22
EP1854959A1 (en) 2007-11-14
US8305228B2 (en) 2012-11-06
ATE403064T1 (de) 2008-08-15
EP1854959B1 (en) 2008-07-30
CN101405474B (zh) 2012-10-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014946B1 (ru) Способ и устройство для размещения пробки в скважине
AU2008249022B2 (en) Method and apparatus for measuring a parameter within the well with a plug
US7665543B2 (en) Permanent downhole deployment of optical sensors
US8517096B2 (en) Methods and apparatus for measuring return flow in a well
CA2940278C (en) Polymer coated optical fiber
US11512584B2 (en) Fiber optic distributed temperature sensing of annular cement curing using a cement plug deployment system
NO20220551A1 (en) Fiber optic distributed sensing using a cement deployment system
US20160103113A1 (en) Equipment and Methods for Determining Waiting-on-Cement Time in a Subterranean Well
Reinsch et al. H2020 GeoWell: Deliverable D5. 2 Combined measurement of temperature, strain and noise in a cemented annulus of a geothermal well and its application to monitor the well integrity
MX2008010622A (en) Method and apparatus for locating a plug within the well
CA2747368C (en) Permanent downhole deployment of optical sensors

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

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 KZ TM

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): RU