RU2016101220A - Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном - Google Patents
Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016101220A RU2016101220A RU2016101220A RU2016101220A RU2016101220A RU 2016101220 A RU2016101220 A RU 2016101220A RU 2016101220 A RU2016101220 A RU 2016101220A RU 2016101220 A RU2016101220 A RU 2016101220A RU 2016101220 A RU2016101220 A RU 2016101220A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sensor
- drill pipe
- weighted optimization
- fiber
- weighted
- Prior art date
Links
- 238000005457 optimization Methods 0.000 title claims 28
- 239000000835 fiber Substances 0.000 title claims 22
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 7
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 7
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/003—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by analysing drilling variables or conditions
-
- 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
-
- 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
- E21B17/006—Accessories for drilling pipes, e.g. cleaners
-
- 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
- E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
-
- 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
- E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
-
- 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
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- 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
- G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
- G01L1/00—Measuring force or stress, in general
- G01L1/24—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet
- G01L1/242—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre
- G01L1/243—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre using means for applying force perpendicular to the fibre axis
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
- G01L1/00—Measuring force or stress, in general
- G01L1/24—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet
- G01L1/242—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre
- G01L1/246—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre using integrated gratings, e.g. Bragg gratings
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M11/00—Testing of optical apparatus; Testing structures by optical methods not otherwise provided for
- G01M11/08—Testing mechanical properties
- G01M11/083—Testing mechanical properties by using an optical fiber in contact with the device under test [DUT]
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V8/00—Prospecting or detecting by optical means
- G01V8/10—Detecting, e.g. by using light barriers
- G01V8/12—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver
- G01V8/16—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver using optical fibres
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Optical Fibers, Optical Fiber Cores, And Optical Fiber Bundles (AREA)
- Length Measuring Devices By Optical Means (AREA)
- Working Measures On Existing Buildindgs (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Claims (45)
1. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба для использования в непосредственной близости от бурового инструмента внутри ствола скважины, содержащая:
участок трубы, выполненный имеющим такие размеры и таким образом, что это обеспечивает возможность его установки в бурильной колонне в непосредственной близости от бурового инструмента;
желобок, образованный в наружной стенке участка трубы; и
волоконно-оптический датчик одиночной нити, выполненный имеющим такие размеры и таким образом, что это обеспечивает возможность его соответствия в пределах желобка и имеющий множество сенсорных элементов, причем каждый из множества сенсорных элементов содержит часть сенсорного волокна;
причем сенсорное волокно выполнено с возможностью считывания состояния ствола скважины и нагрузки на утяжеленную оптимизационную бурильную трубу.
2. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по п.1, в которой множество сенсорных элементов расположены последовательно.
3. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по п.1 или 2, в которой каждый из множества сенсорных элементов включает в себя отражатель.
4. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по п.1 или 2, в которой каждый из множества сенсорных элементов включает в себя брэгговскую решётку.
5. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по любому из п.1 или 2, в которой каждый из множества сенсорных элементов содержит:
датчик осевого прогиба;
датчик изгибающего момента;
датчик радиального отклонения;
датчик деформации при скручивании;
датчик давления; и
датчик температуры.
6. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по п. 1 или 2, в которой желобок образует колебательный путь около окружности участка трубы.
7. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по п. 1 или 2, в которой участок трубы дополнительно содержит отсек шасси электронной аппаратуры, причем утяжеленная оптимизационная бурильная труба дополнительно содержит блок управления датчиком, размещенный внутри отсека шасси электронной аппаратуры и соединенный с сенсорным волокном.
8. Система сбора информации из скважины, содержащая:
контроллер поверхности, выполненный с возможностью контролирования рабочих параметров бурильной колонны, причем бурильная колонна имеет буровой инструмент и утяжеленную оптимизационную бурильную трубу в непосредственной близости от бурового инструмента, а утяжеленная оптимизационная бурильная труба имеет датчик, блок управления, источник питания и источник света, причем
указанный датчик бурильной трубы содержит сенсорное волокно,
блок управления соединён с возможностью связи с сенсорным волокном и контроллером поверхности,
источник света соединён с возможностью связи с источником света и оптической связью с сенсорным волокном,
источник питания электрически соединен с блоком управления и источником света,
сенсорное волокно расположено на периферии утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и имеет показатель преломления, выполненный с возможностью изменения, когда изменяется одно или более свойств ствола скважины, и
блок управления содержит оптический датчик для измерения показателя преломления сенсорного волокна и обнаружения изменений показателя преломления сенсорного волокна.
9. Система по п. 8, в которой сенсорное волокно, расположено внутри желобка, который образован в наружной поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем сенсорное волокно содержит множество сенсорных элементов, расположенных по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы для считывания множества измеренных параметров.
10. Система по п. 8 или 9, в которой каждый из множества сенсорных элементов расположен последовательно и отделен от прилегающих сенсорных элементов с помощью вспомогательного отражателя.
11. Система по п. 8 или 9, в которой каждый из множества сенсорных элементов расположен последовательно и отделен от прилегающих сенсорных элементов с помощью вспомогательной брэгговской решетки, причем первый сенсорный элемент выполнен с возможностью измерения ориентировочного ствола скважины, а второй сенсорный элемент выполнен с возможностью измерения, показывающего отклонения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы.
12. Система по п. 8 или 9, в которой блок управления выполнен с возможностью сообщения измерений, показывающих отклонения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, контроллеру поверхности, причем контроллер поверхности выполнен с возможностью регулирования работы буровой колонны в ответ на полученные измерения.
13. Система по п. 8 или 9, в которой утяжеленная оптимизационная бурильная труба содержит первый желобок, образовавшийся внутри утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем внутри первого желобка размещено сенсорное волокно.
14. Система по п. 13, в которой первый желобок сформирован во внутренней поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, а второй желобок сформирован в наружной поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем вторая элементарная нить размещена внутри второго желобка.
15. Способ контроля условий эксплуатации в непосредственной близости от бурового инструмента с помощью утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем утяжеленная оптимизационная бурильная труба имеет датчик бурильной трубы и блок управления, причем датчик бурильной трубы содержит сенсорное волокно и отражатель, а блок управления соединён с возможностью связи с сенсорным волокном и включает в себя приемопередатчик, источник света и оптический датчик, при этом источник света и оптический датчик оптически связаны с сенсорным волокном, а блок управления выполнен с возможностью измерения показателя преломления нити и обнаружения изменений в показателе преломления сенсорного волокна, содержащий:
установку утяжеленной оптимизационной бурильной трубе на бурильной колонне в непосредственной близости от бурового инструмента;
соединение источника питания с блоком управления;
питание энергией источника света, используя блок управления, и определение показателя преломления сенсорного волокна с помощью оптического датчика;
определение состояния ствола скважины на основе изменения показателя преломления сенсорного волокна; и
передача предварительной оценки определенного состояния ствола скважины контроллеру поверхности.
16. Способ по п. 15, в котором датчик одиночной нити, расположен внутри желобка утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем сенсорное волокно содержит множество сенсорных элементов, расположенных по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и разделенных брэгговскими решетками, причем способ дополнительно содержит:
определение показателя преломления каждого из множества сенсорных элементов;
определение деформации утяжеленной оптимизационной бурильной трубы на основе показателя преломления сенсорного волокна на основе показателя преломления, по меньшей мере, одного из множества сенсорных элементов; и
определение одно или более состояний ствола скважины на основе показателя преломления по меньшей мере одного из множества сенсорных элементов.
17. Способ по п. 16, в котором первый из множества сенсорных элементов выполнен с возможностью измерения состояния ствола скважины, причем второй из множества сенсорных элементов выполнен с возможностью измерения, указывающего на отклонение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы.
18. Способ по п. 17, в котором измерение, указывающее на отклонение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, выбрано из группы, состоящей из измерения деформации при скручивании, измерения изгибающего момента, измерения осевого отклонения и измерения радиального отклонения.
19. Способ по п. 16 или 17, в котором измерение, отражающее состояние ствола скважины, выбрано из группы, состоящей из измерения температуры и измерения давления.
20. Способ по п. 19, дополнительно содержащий настройку параметров режима бурения в соответствии с измерением, указывающим на состояние ствола скважины и измерением, указывающим на отклонение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2013/055825 WO2015026332A1 (en) | 2013-08-20 | 2013-08-20 | Downhole drilling optimization collar with fiber optics |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016101220A true RU2016101220A (ru) | 2017-09-26 |
| RU2644177C2 RU2644177C2 (ru) | 2018-02-08 |
Family
ID=52483991
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016101220A RU2644177C2 (ru) | 2013-08-20 | 2013-08-20 | Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9458714B2 (ru) |
| CN (1) | CN105264172B (ru) |
| AU (3) | AU2013398382A1 (ru) |
| BR (1) | BR112015030727A2 (ru) |
| CA (1) | CA2912434C (ru) |
| DE (1) | DE112013007353T5 (ru) |
| GB (1) | GB2532604B (ru) |
| MX (1) | MX369861B (ru) |
| NO (2) | NO20151732A1 (ru) |
| RU (1) | RU2644177C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015026332A1 (ru) |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2013398382A1 (en) | 2013-08-20 | 2016-01-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole drilling optimization collar with fiber optics |
| US9512682B2 (en) * | 2013-11-22 | 2016-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Wired pipe and method of manufacturing wired pipe |
| SE540549C2 (en) * | 2014-06-30 | 2018-09-25 | Commw Scient Ind Res Org | Deformation measurement method and apparatus |
| WO2016138205A1 (en) * | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic investigations using seismic sensor |
| CN107465483B (zh) | 2016-06-03 | 2020-11-27 | 华为技术有限公司 | 免授权传输方法和装置 |
| DE102017118853A1 (de) * | 2017-08-18 | 2019-02-21 | Tracto-Technik Gmbh & Co. Kg | Verfahren zum Bestimmen eines Verschleißes eines Gestänges einer Erdbohrvorrichtung |
| CN107478368A (zh) * | 2017-09-26 | 2017-12-15 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 岩体工程地应力计及应力检测系统 |
| US11619123B2 (en) | 2019-10-30 | 2023-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual synchronized measurement puck for downhole forces |
| US11162350B2 (en) * | 2019-10-30 | 2021-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Earth-boring drill bit with mechanically attached strain puck |
| CN112729796B (zh) * | 2020-12-24 | 2021-11-09 | 中国石油大学(北京) | Pdc钻头造斜率影响因素测试系统及其测试方法 |
Family Cites Families (35)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5193628A (en) * | 1991-06-03 | 1993-03-16 | Utd Incorporated | Method and apparatus for determining path orientation of a passageway |
| US5157331A (en) * | 1991-10-04 | 1992-10-20 | Western Atlas International, Inc. | Enhanced wide aperture groove for antenna of downhole resistivity tool |
| US5358059A (en) * | 1993-09-27 | 1994-10-25 | Ho Hwa Shan | Apparatus and method for the dynamic measurement of a drill string employed in drilling |
| US5517024A (en) * | 1994-05-26 | 1996-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | Logging-while-drilling optical apparatus |
| US6710600B1 (en) | 1994-08-01 | 2004-03-23 | Baker Hughes Incorporated | Drillpipe structures to accommodate downhole testing |
| US5898517A (en) * | 1995-08-24 | 1999-04-27 | Weis; R. Stephen | Optical fiber modulation and demodulation system |
| WO1999000575A2 (en) * | 1997-06-27 | 1999-01-07 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with sensors for determining properties of drilling fluid downhole |
| RU2001102591A (ru) | 1998-06-26 | 2003-03-10 | Сидрэ Копэрейшн (Us) | Устройство и способ измерения нестабильного давления внутри трубы |
| US6550342B2 (en) | 2000-11-29 | 2003-04-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Circumferential strain attenuator |
| US6666285B2 (en) | 2002-02-15 | 2003-12-23 | Precision Drilling Technology Services Group Inc. | Logging-while-drilling apparatus and methods for measuring density |
| US6705406B2 (en) | 2002-03-26 | 2004-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Replaceable electrical device for a downhole tool and method thereof |
| US7303022B2 (en) * | 2002-10-11 | 2007-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wired casing |
| US7168487B2 (en) * | 2003-06-02 | 2007-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore |
| US6942043B2 (en) | 2003-06-16 | 2005-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Modular design for LWD/MWD collars |
| US7775099B2 (en) | 2003-11-20 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool sensor system and method |
| US7077200B1 (en) * | 2004-04-23 | 2006-07-18 | Schlumberger Technology Corp. | Downhole light system and methods of use |
| US7398697B2 (en) | 2004-11-03 | 2008-07-15 | Shell Oil Company | Apparatus and method for retroactively installing sensors on marine elements |
| US7103982B2 (en) | 2004-11-09 | 2006-09-12 | Pathfinder Energy Services, Inc. | Determination of borehole azimuth and the azimuthal dependence of borehole parameters |
| NO325435B1 (no) * | 2005-06-27 | 2008-05-05 | Ntnu Technology Transfer As | Ror med kanal i rorveggen og fremgangsmate for fremstilling av slike ror |
| CA2655200C (en) * | 2006-07-11 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modular geosteering tool assembly |
| US7954560B2 (en) * | 2006-09-15 | 2011-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic sensors in MWD Applications |
| US7597142B2 (en) * | 2006-12-18 | 2009-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for sensing a parameter in a wellbore |
| WO2008123854A1 (en) | 2007-04-10 | 2008-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interchangeable measurement housings |
| US7762354B2 (en) * | 2007-08-09 | 2010-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Peizoelectric generator particularly for use with wellbore drilling equipment |
| CA2753420C (en) * | 2009-02-27 | 2014-09-30 | Baker Hughes Incorporated | System and method for wellbore monitoring |
| US8087477B2 (en) * | 2009-05-05 | 2012-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Methods and apparatuses for measuring drill bit conditions |
| CA2761814C (en) | 2009-05-20 | 2020-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensor tool with a sealed sensor outsert |
| US9019508B2 (en) * | 2009-05-21 | 2015-04-28 | David Blacklaw | Fiber optic gyroscope arrangements and methods |
| US8265431B2 (en) * | 2009-11-06 | 2012-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Rotated single or multicore optical fiber |
| US20140083177A1 (en) | 2011-02-28 | 2014-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | System For Logging While Running Casing |
| US8357896B2 (en) * | 2011-03-09 | 2013-01-22 | Humboldt-Universitat Zu Berlin | Method of analyzing a substance |
| US9410903B2 (en) * | 2011-10-12 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Incoherent reflectometry utilizing chaotic excitation of light sources |
| US9372124B2 (en) | 2012-01-20 | 2016-06-21 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus including strain gauges for estimating downhole string parameters |
| AU2013398382A1 (en) | 2013-08-20 | 2016-01-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole drilling optimization collar with fiber optics |
| AU2013406228B2 (en) * | 2013-11-27 | 2017-05-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Bottom hole assembly fiber optic shape sensing |
-
2013
- 2013-08-20 AU AU2013398382A patent/AU2013398382A1/en not_active Abandoned
- 2013-08-20 CA CA2912434A patent/CA2912434C/en active Active
- 2013-08-20 US US14/436,469 patent/US9458714B2/en active Active
- 2013-08-20 BR BR112015030727A patent/BR112015030727A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-08-20 GB GB1519525.8A patent/GB2532604B/en active Active
- 2013-08-20 CN CN201380077244.3A patent/CN105264172B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-08-20 MX MX2015016663A patent/MX369861B/es active IP Right Grant
- 2013-08-20 DE DE112013007353.6T patent/DE112013007353T5/de not_active Withdrawn
- 2013-08-20 RU RU2016101220A patent/RU2644177C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-08-20 WO PCT/US2013/055825 patent/WO2015026332A1/en active Application Filing
-
2015
- 2015-04-17 US US14/690,203 patent/US9771794B2/en active Active
- 2015-12-16 NO NO20151732A patent/NO20151732A1/en unknown
-
2017
- 2017-05-01 AU AU2017202881A patent/AU2017202881A1/en not_active Abandoned
-
2019
- 2019-04-04 AU AU2019202354A patent/AU2019202354A1/en not_active Abandoned
-
2020
- 2020-11-26 NO NO20201306A patent/NO20201306A1/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2912434C (en) | 2018-06-19 |
| GB2532604A (en) | 2016-05-25 |
| WO2015026332A1 (en) | 2015-02-26 |
| US9771794B2 (en) | 2017-09-26 |
| AU2013398382A1 (en) | 2016-01-28 |
| US9458714B2 (en) | 2016-10-04 |
| AU2017202881A1 (en) | 2017-05-18 |
| AU2019202354A1 (en) | 2019-05-02 |
| MX369861B (es) | 2019-11-25 |
| US20150218933A1 (en) | 2015-08-06 |
| US20150260037A1 (en) | 2015-09-17 |
| CN105264172A (zh) | 2016-01-20 |
| BR112015030727A2 (pt) | 2017-07-25 |
| CA2912434A1 (en) | 2015-02-26 |
| GB2532604B (en) | 2020-03-25 |
| CN105264172B (zh) | 2018-12-21 |
| DE112013007353T5 (de) | 2016-04-28 |
| GB201519525D0 (en) | 2015-12-23 |
| NO20151732A1 (en) | 2015-12-16 |
| RU2644177C2 (ru) | 2018-02-08 |
| NO20201306A1 (en) | 2015-12-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016101220A (ru) | Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном | |
| US20130094798A1 (en) | Monitoring Structural Shape or Deformations with Helical-Core Optical Fiber | |
| KR101724828B1 (ko) | 음향, 진동 및 온도의 동시 측정을 위한 광섬유 브래그 격자를 이용한 광섬유 간섭형 센서 및 그 센싱방법 | |
| AU2013406228B2 (en) | Bottom hole assembly fiber optic shape sensing | |
| NO340684B1 (no) | Flerkjerne distribuert temperaturavfølende fiber | |
| EP2976500B1 (en) | Distributed strain and temperature sensing system | |
| NO345351B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for å måle distribuerte miljøparametere i et brønnborehull | |
| US9239249B2 (en) | Optical fiber grating sensor system and method comprising plural optical gratings having partially overlapping operating ranges | |
| NO20120427A1 (no) | Rotert enkelt- eller flerleder optisk fiber | |
| KR20120004817A (ko) | 광섬유 센서를 이용한 토압계 | |
| CN102109396B (zh) | 一种基于光纤光栅的埋地管线焊缝实时应力在线监测装置 | |
| KR101129261B1 (ko) | 직렬 연결을 통한 동시 다점 계측이 가능한 광섬유 브래그 격자 가속도 센서 | |
| CA2894562C (en) | Downhole multiple core optical sensing system | |
| CN102062730B (zh) | 一种基于光纤传感的埋地油气管线外腐蚀实时监测装置 | |
| CN104234701B (zh) | 一种井下光纤压力计及井下压力测量方法 | |
| CN201993321U (zh) | 一种基于光纤传感的埋地油气管线外腐蚀实时监测装置 | |
| US20220155048A1 (en) | Gauge apparatus, system and method | |
| CN201653585U (zh) | 一种单端固定的管式光纤光栅温度传感器 | |
| CN103630264A (zh) | 地下输电缆接头温度实时在线测量系统 | |
| WO2013085408A1 (ru) | Способ измерения распределения температуры погружного электрического кабеля питания и устройство для его осуществления |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200821 |