RU2015141479A - Устройство и способ определения импульсов с использованием интерферометра саньяка в телеметрической системе с высокой скоростью передачи данных - Google Patents
Устройство и способ определения импульсов с использованием интерферометра саньяка в телеметрической системе с высокой скоростью передачи данных Download PDFInfo
- Publication number
- RU2015141479A RU2015141479A RU2015141479A RU2015141479A RU2015141479A RU 2015141479 A RU2015141479 A RU 2015141479A RU 2015141479 A RU2015141479 A RU 2015141479A RU 2015141479 A RU2015141479 A RU 2015141479A RU 2015141479 A RU2015141479 A RU 2015141479A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- circuit
- reference circuit
- light wave
- optical
- sensor circuit
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title claims 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims 16
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims 13
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 claims 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
- 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
- E21B47/14—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 using acoustic waves
- E21B47/18—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 using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01D5/00—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable
- G01D5/54—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable using means specified in two or more of groups G01D5/02, G01D5/12, G01D5/26, G01D5/42, and G01D5/48
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01D5/00—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable
- G01D5/54—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable using means specified in two or more of groups G01D5/02, G01D5/12, G01D5/26, G01D5/42, and G01D5/48
- G01D5/58—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable using means specified in two or more of groups G01D5/02, G01D5/12, G01D5/26, G01D5/42, and G01D5/48 using optical means, i.e. using infrared, visible or ultraviolet light
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
- G01V1/18—Receiving elements, e.g. seismometer, geophone or torque detectors, for localised single point measurements
- G01V1/186—Hydrophones
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/22—Transmitting seismic signals to recording or processing apparatus
- G01V1/226—Optoseismic systems
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Gyroscopes (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Photometry And Measurement Of Optical Pulse Characteristics (AREA)
Claims (35)
1. Устройство определения телеметрических импульсов, содержащее:
оптический разветвитель,
источник света, оптически соединенный с оптическим разветвителем,
фотодетектор, оптически соединенный с оптическим разветвителем,
эталонный контур, оптически соединенный с оптическим разветвителем,
сенсорный контур, оптически соединенный с эталонным контуром и оптическим разветвителем, и
корпус эталонного контура, содержащий внутри себя по меньшей мере указанный эталонный контур.
2. Устройство по п.1, дополнительно содержащее деполяризатор Лио, оптически присоединенный между сенсорным контуром и оптическим разветвителем.
3. Устройство по п. 1 или 2, в котором
корпус эталонного контура содержит множество оптических соединителей,
источник света и фотодетектор оптически соединены с оптическим разветвителем посредством по меньшей мере одного из указанного множества оптических соединителей, и
сенсорный контур оптически соединен с эталонным контуром и оптическим разветвителем посредством по меньшей мере одного другого оптического соединителя из указанного множества оптических соединителей.
4. Устройство по п.1 или 2, в котором сенсорный контур и/или эталонный контур содержит части, которые по существу намотаны в противоположных направлениях по отношению к свету, проходящему через указанный контур.
5. Устройство по п.1, в котором сенсорный контур и/или эталонный контур содержит сложенное оптическое волокно со средней точкой, расположенной в ослабляющем петлевом сегменте.
6. Устройство по п.5, дополнительно содержащее удерживающую пластину, расположенную внутри ослабляющего петлевого сегмента.
7. Устройство по п. 1, в котором сенсорный контур и/или эталонный контур содержит два волокна, намотанных с образованием продольной параллельной конфигурации и оптически соединенных друг с другом.
8. Устройство по п.7, в котором указанные два волокна оптически соединены с использованием по меньшей мере одного из следующих элементов: ослабляющий петлевой сегмент, отражательный куб, виток конического волокна и соединительный элемент для соединения путем сращивания.
9. Устройство по п.1, в котором эталонный контур содержит первый оптоволоконный контур, по существу намотанный в первом направлении, и второй оптоволоконный контур, по существу намотанный во втором направлении.
10. Устройство по п.9, в котором первый оптоволоконный контур и второй оптоволоконный контур расположены параллельно на сердечнике эталонного контура.
11. Способ определения телеметрических импульсов, согласно которому:
размещают сенсорный контур вокруг трубопровода для текучей среды, который соединен посредством текучей среды с телеметрической системой, расположенной внутри скважины в подземной формации,
передают световую волну через модуль корпуса эталонного контура на сенсорный контур, причем модуль корпуса эталонного контура содержит эталонный контур, оптически соединенный с сенсорным контуром,
принимают измененную световую волну в фотодетекторе, оптически соединенном с сенсорным контуром, и
определяют, прошел ли импульс давления через трубопровод для текучей среды, путем анализа измененной световой волны.
12. Способ по п.11, согласно которому передача световой волны через модуль корпуса эталонного контура на сенсорный контур включает в себя передачу указанной световой волны через оптический разветвитель, оптически соединенный с эталонным контуром.
13. Способ по п.12, согласно которому передача световой волны через модуль корпуса эталонного контура на сенсорный контур включает в себя:
передачу указанной световой волны от источника света, оптически соединенного с оптическим разветвителем через оптический соединитель корпуса эталонного контура, и
передачу указанной световой волны на сенсорный контур от эталонного контура через второй оптический соединитель корпуса эталонного контура.
14. Способ по любому из пп.11-13, согласно которому сенсорный контур и/или эталонный контур содержит сложенное оптическое волокно со средней точкой, расположенной в ослабляющем петлевом сегменте этого сложенного оптического волокна.
15. Способ по любому из пп.11-13, согласно которому сенсорный контур и/или эталонный контур содержит два оптических волокна, намотанных с образованием продольной параллельной конфигурации и оптически соединенных друг с другом.
16. Способ по п.15, согласно которому указанные два волокна оптически соединены с использованием по меньшей мере одного из следующих элементов: ослабляющий петлевой сегмент, отражательный куб, виток конического волокна и соединительный элемент для соединения путем сращивания.
17. Способ по любому из пп.11-13, согласно которому эталонный контур содержит первый оптоволоконный контур, по существу намотанный в первом направлении, и второй оптоволоконный контур, по существу намотанный во втором направлении.
18. Способ по п.17, согласно которому первый оптоволоконный контур и второй оптоволоконный контур характеризуются одинаковыми диаметрами и длиной оптического волокна.
19. Способ по любому из пп.11-13, согласно которому определение того, прошел ли импульс давления через трубопровод для текучей среды, путем анализа измененной световой волны включает в себя определение интенсивности этой измененной световой волны.
20. Способ по п.19, согласно которому анализ измененной световой волны дополнительно включает в себя сравнение измеренной интенсивности указанной измененной световой волны с ожидаемой интенсивностью этой измененной световой волны.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201361818683P | 2013-05-02 | 2013-05-02 | |
US61/818,683 | 2013-05-02 | ||
PCT/US2014/036146 WO2014179452A1 (en) | 2013-05-02 | 2014-04-30 | High data-rate telemetry pulse detection with a sagnac interferometer |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015141479A true RU2015141479A (ru) | 2017-06-07 |
RU2622278C2 RU2622278C2 (ru) | 2017-06-13 |
Family
ID=51843925
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015141479A RU2622278C2 (ru) | 2013-05-02 | 2014-04-30 | Устройство и способ определения импульсов с использованием интерферометра саньяка в телеметрической системе с высокой скоростью передачи данных |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9816374B2 (ru) |
EP (1) | EP2992179A4 (ru) |
CN (1) | CN105051326B (ru) |
AU (1) | AU2014259960B2 (ru) |
BR (1) | BR112015024998A2 (ru) |
CA (1) | CA2908320C (ru) |
MX (1) | MX357539B (ru) |
MY (1) | MY183092A (ru) |
RU (1) | RU2622278C2 (ru) |
SA (1) | SA515361274B1 (ru) |
WO (1) | WO2014179452A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2018034637A1 (en) | 2016-08-14 | 2018-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Telemetry system |
CN106381808A (zh) * | 2016-11-06 | 2017-02-08 | 北京恒润生工程科技有限公司 | 基于光纤萨格奈克干涉仪的智能拉索及其制备方法 |
RU2715479C1 (ru) * | 2019-03-15 | 2020-02-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский университет ИТМО" (Университет ИТМО) | Способ определения передаточной функции фазового модулятора в интерферометре Саньяка |
US11913785B2 (en) * | 2020-04-17 | 2024-02-27 | Huvr, Inc. | Extended reach ring interferometer with at least two broadband light sources and signal antifading topology for event detection, location and characterization |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4375680A (en) | 1981-01-16 | 1983-03-01 | Mcdonnell Douglas Corporation | Optical acoustic sensor |
EP0611438B1 (en) * | 1991-11-08 | 1996-07-03 | British Technology Group Ltd | Optical measuring instruments |
US6278657B1 (en) | 1998-04-03 | 2001-08-21 | The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University | Folded sagnac sensor array |
US6785004B2 (en) * | 2000-11-29 | 2004-08-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for interrogating fiber optic sensors |
GB2403292A (en) * | 2003-06-27 | 2004-12-29 | Sensor Highway Ltd | System and method for making fiber optic measurements in a wellbore using a downhole opto-electronic uint |
US7515774B2 (en) * | 2004-12-20 | 2009-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for single fiber optical telemetry |
JP2007205940A (ja) * | 2006-02-02 | 2007-08-16 | Hitachi Cable Ltd | サニャック干渉型センサ |
GB0706453D0 (en) * | 2007-04-03 | 2007-05-09 | Qinetiq Ltd | Frequency control method and apparatus |
EP1992926B1 (en) * | 2007-05-16 | 2015-07-29 | Hitachi Metals, Ltd. | Optical fiber vibration sensor |
RU2008144790A (ru) * | 2008-11-13 | 2010-05-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Московский государственный институт электронной т | Волоконно-оптический датчик электрического тока |
US9234981B2 (en) | 2009-07-31 | 2016-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Exploitation of sea floor rig structures to enhance measurement while drilling telemetry data |
US8983287B2 (en) * | 2010-02-18 | 2015-03-17 | US Seismic Systems, Inc. | Fiber optic personnel safety systems and methods of using the same |
WO2012023918A1 (en) * | 2010-08-19 | 2012-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical pressure sensor |
US9127531B2 (en) * | 2011-09-07 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical casing collar locator systems and methods |
US9575209B2 (en) * | 2012-12-22 | 2017-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote sensing methods and systems using nonlinear light conversion and sense signal transformation |
US9091155B2 (en) * | 2013-07-10 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing disturbance during fiber optic sensing |
-
2014
- 2014-04-30 RU RU2015141479A patent/RU2622278C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2014-04-30 CN CN201480017603.0A patent/CN105051326B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2014-04-30 AU AU2014259960A patent/AU2014259960B2/en not_active Ceased
- 2014-04-30 MY MYPI2015703014A patent/MY183092A/en unknown
- 2014-04-30 MX MX2015013573A patent/MX357539B/es active IP Right Grant
- 2014-04-30 WO PCT/US2014/036146 patent/WO2014179452A1/en active Application Filing
- 2014-04-30 BR BR112015024998A patent/BR112015024998A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2014-04-30 EP EP14791348.7A patent/EP2992179A4/en not_active Withdrawn
- 2014-04-30 US US14/440,416 patent/US9816374B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-04-30 CA CA2908320A patent/CA2908320C/en not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-10-07 SA SA515361274A patent/SA515361274B1/ar unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2014259960A1 (en) | 2015-09-24 |
CA2908320C (en) | 2019-12-03 |
BR112015024998A2 (pt) | 2017-07-18 |
MY183092A (en) | 2021-02-12 |
MX2015013573A (es) | 2016-04-25 |
AU2014259960B2 (en) | 2016-07-07 |
CN105051326A (zh) | 2015-11-11 |
US9816374B2 (en) | 2017-11-14 |
US20160040530A1 (en) | 2016-02-11 |
MX357539B (es) | 2018-07-13 |
SA515361274B1 (ar) | 2019-12-10 |
CN105051326B (zh) | 2019-04-05 |
EP2992179A1 (en) | 2016-03-09 |
EP2992179A4 (en) | 2016-11-30 |
RU2622278C2 (ru) | 2017-06-13 |
CA2908320A1 (en) | 2014-11-06 |
WO2014179452A1 (en) | 2014-11-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104454007B (zh) | 一种基于多纤芯光纤的煤矿安全预警系统 | |
RU2015141479A (ru) | Устройство и способ определения импульсов с использованием интерферометра саньяка в телеметрической системе с высокой скоростью передачи данных | |
CN110456410A (zh) | 基于超强抗弯多芯光纤柔性光缆的分布式水听器 | |
RU2012155258A (ru) | Детектор утечек | |
KR102292226B1 (ko) | 코히런트 otdr법을 이용한 광섬유 음향센서 시스템 및 모듈 장치 | |
CN103822666A (zh) | 基于长周期光纤光栅和马赫-曾德干涉仪的多参量传感器 | |
Stupar et al. | Remote monitoring of water salinity by using side-polished fiber-optic U-shaped sensor | |
RU2015141526A (ru) | Оптический модуль для модульно выполненных промышленных штекерных соединений | |
US10012563B1 (en) | Polarity test of fiber arrays based on electronically switched optical signals | |
EA201892281A1 (ru) | Система и способ обнаружения распределенного газа с использованием оптических волокон с полой сердцевиной, оптически соединенных с оптическими волокнами с твердотельной сердцевиной | |
CN103630229A (zh) | 一种微分相干时域散射型分布式光纤振动传感方法及系统 | |
CN102393220A (zh) | 一种sms光纤结构复用传感器 | |
CN104215427B (zh) | 一种基于otdr的光缆监测定位无盲区的装置和方法 | |
CN103234590A (zh) | 一种油田井下光纤流量传感器 | |
CN104458080A (zh) | 一种光纤压力传感测量方法及装置 | |
CN104811241A (zh) | 融合波长可调谐光时域反射计与光纤衰荡腔传感阵列系统 | |
CN203432574U (zh) | 基于光纤超声波传感技术的用于结构沉降分布式监测系统 | |
CN100538309C (zh) | 光纤陀螺中光纤环在线模块化测试装置 | |
CN204461643U (zh) | 一种光纤分布式温度传感器和光纤分布式测温系统 | |
CN104614093B (zh) | 一种弯曲不敏感的分布式布里渊光纤温度和应变传感器 | |
RU2006127430A (ru) | Волоконно-оптический сигнализатор уровня жидкости | |
US20150268416A1 (en) | Sensor system with optical source for power and data | |
CN202475426U (zh) | 一种光信号在线监控装置 | |
CN202267497U (zh) | 一种sms光纤结构复用传感器 | |
CN209310916U (zh) | 一种管线震动预警定位装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200501 |