RU2561009C2 - Волоконно-оптическая скважинная сейсмическая система измерения на основе рэлеевского обратного рассеяния - Google Patents

Волоконно-оптическая скважинная сейсмическая система измерения на основе рэлеевского обратного рассеяния Download PDF

Info

Publication number
RU2561009C2
RU2561009C2 RU2013149857/28A RU2013149857A RU2561009C2 RU 2561009 C2 RU2561009 C2 RU 2561009C2 RU 2013149857/28 A RU2013149857/28 A RU 2013149857/28A RU 2013149857 A RU2013149857 A RU 2013149857A RU 2561009 C2 RU2561009 C2 RU 2561009C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wellbore
acoustic signals
optical fiber
microseismic
measurement points
Prior art date
Application number
RU2013149857/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013149857A (ru
Inventor
Джон ЛАСКОМБ
Этьенн М. САМСОН
Джон Л. МАЙДА
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
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 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of RU2013149857A publication Critical patent/RU2013149857A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2561009C2 publication Critical patent/RU2561009C2/ru

Links

Images

Classifications

    • 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
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/288—Event detection in seismic signals, e.g. microseismics
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/48—Processing data
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
    • G01V2210/12—Signal generation
    • G01V2210/123—Passive source, e.g. microseismics
    • G01V2210/1234—Hydrocarbon reservoir, e.g. spontaneous or induced fracturing
    • 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
    • G01V8/20—Detecting, e.g. by using light barriers using multiple transmitters or receivers
    • G01V8/24—Detecting, e.g. by using light barriers using multiple transmitters or receivers using optical fibres

Abstract

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения микросейсмического мониторинга. Настоящее изобретение предусматривает волоконно-оптическую систему сейсмического мониторинга, включающую в себя источник света, который возбуждает оптическое волокно, расположенное в стволе скважины. По меньшей мере одним датчиком света анализируется свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек на всем протяжении ствола скважины. Множество точек измерения связаны с различными подмассивами, включающими в себя по меньшей мере один подмассив перед кривой вдоль траектории ствола скважины и по меньшей мере один подмассив после кривой. Процессор определяет угол падения для каждого из различных подмассивов и находит посредством триангуляции местоположение микросейсмического события на основании определенных углов падения. Технический результат - повышение точности данных исследований. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 13 ил.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Бурение, возбуждение скважины и добыча на нефтяном промысле часто вызывают микроземлетрясения (микросейсмические события) в результате уплотнения породы, распространения трещин или снятия напряжения сдвига. Такие события могут быть следствием, в качестве лишь нескольких примеров, стимуляции коллектора, нагнетания рабочей жидкости и истощения коллектора. Микросейсмические события вызывают распространение продольных и/или поперечных волн по всем направлениям от места события. Находящиеся на расстоянии до километра приемники используют для обнаружения и определения местоположения таких событий в различных породах, от неуплотненных песков до меловых пород и до кристаллических пород. Предполагается, что на основании частоты, интенсивности и пространственного распределения микросейсмических событий можно выявлять ценную информацию о химических, гидравлических и/или механических процессах, происходящих в объеме вокруг стволов скважин в геологической среде. Например, микросейсмический мониторинг часто используют для картирования новых трещин, когда их образуют способами гидравлического разрыва пласта или заводнения.
Микросейсмический мониторинг обычно осуществляют из одной или более контролируемых скважин, в каждой из которых имеется группа приемников на каротажном кабеле. В случае развертывания приемников в нескольких скважинах можно осуществлять триангуляцию для определения местоположений микросейсмических событий, как это обычно делают при обнаружении землетрясения, то есть путем определения времен прихода различных p- и s-волн и использования скоростей в пласте для нахождения местоположений микросейсмических событий, имеющих наилучшее соответствие. Однако обычно не имеется в наличии множество контролируемых скважин. В случае только одной контролируемой скважины для определения местоположений микросейсмических событий можно использовать множество групп направленных приемников на каротажных кабелях. После определения местоположений микросейсмов реальную трещину обычно интерпретируют в пределах картированных микросейсмов, но обычно требуется очень точное осуществление обнаружения и определения местоположения, чтобы точно определить длину, направление и высоту создаваемых трещин. Существующие системы и способы могут быть не в состоянии обеспечить достаточную точность без значительных затрат и/или вычислительной сложности.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения предложена система микросейсмического мониторинга, которая содержит оптическое волокно, расположенное в стволе скважины; источник света, который возбуждает оптическое волокно; по меньшей мере один датчик света, который анализирует свет рэлеевского обратного рассеяния, чтобы получать акустические сигналы для каждой из множества точек вдоль ствола скважины; и процессор, который определяет расстояние, направление или интенсивность микросейсмических событий на основании, по меньшей мере частично, фазовой информации упомянутых акустических сигналов.
Предпочтительно, чтобы в рамках упомянутого определения процессор выполнял взаимную корреляцию по меньшей мере двух из упомянутых акустических сигналов.
Предпочтительно, чтобы в рамках упомянутого определения процессор выполнял преобразование упомянутых акустических сигналов в пространственной и частотной областях.
Предпочтительно, чтобы в рамках упомянутого определения процессор выполнял преобразование Радона упомянутых акустических сигналов.
Предпочтительно, чтобы в рамках упомянутого определения процессор выполнял операцию формирования диаграммы направленности для упомянутых акустических сигналов.
Предпочтительно, чтобы оптическое волокно проходило по кривой, имеющей более одного измерения.
Предпочтительно, чтобы процессор определял азимут микросейсмических событий по меньшей мере частично на основании упомянутой фазовой информации.
Предпочтительно, чтобы упомянутый датчик обеспечивал распределенное измерение, позволяющее разделять упомянутое множество точек не более чем на один метр.
Предпочтительно, чтобы ствол скважины включал в себя обсадную колонну с зацементированным затрубным пространством, а оптическое волокно проходило вдоль зацементированного затрубного пространства.
Предпочтительно, чтобы система дополнительно содержала второй датчик света, связанный со вторым оптическим волокном, отделенным от первого волокна, и при этом упомянутый второй датчик света обеспечивал процессор акустическими сигналами для каждой из множества точек вдоль второго оптического волокна.
Предпочтительно, чтобы второе оптическое волокно находилось во втором стволе скважины.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предложен способ микросейсмических измерений, который содержит передачу модулированного света в оптическое волокно, расположенное в стволе скважины; анализ света рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек вдоль ствола скважины; определение расстояния, направления или интенсивности микросейсмических событий по меньшей мере частично на основании фазовой информации упомянутых акустических сигналов; и представление упомянутого расстояния, направления или интенсивности на пользовательском интерфейсе.
Предпочтительно, чтобы упомянутое определение включало в себя выполнение взаимной корреляции по меньшей мере двух из упомянутых акустических сигналов.
Предпочтительно, чтобы упомянутое определение включало в себя выполнение преобразования упомянутых акустических сигналов в пространственной и частотной областях.
Предпочтительно, чтобы упомянутое определение включало в себя применение операции формирования диаграммы направленности для упомянутых акустических сигналов.
Предпочтительно, чтобы оптическое волокно проходило по кривой, имеющей более одного измерения, и при этом способ дополнительно содержал определение азимута микросейсмических событий по меньшей мере частично на основании упомянутой фазовой информации.
Предпочтительно, чтобы упомянутое множество точек было разделено не более чем на один метр.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Лучше понять различные варианты осуществления раскрытых системы и способа можно при рассмотрении нижеследующего подробного описания в сочетании с чертежами, на которых:
фиг. 1 - вид иллюстративной скважины с волоконно-оптической системой сейсмического мониторинга;
фиг. 2A-2D - иллюстративные конструкции измерительного волокна;
фиг. 3А-3В - виды иллюстративного сборочного узла;
фиг. 4 - иллюстрация углового распределения измерительных волокон;
фиг. 5 - вид иллюстративной спиральной компоновки измерительного волокна;
фиг. 6 - иллюстрация отображения сейсмических сигналов для распределенных положений измерения;
фиг. 7 - иллюстрация изображения данных после обработки сигналов группы;
фиг. 8 - иллюстрация применения способа триангуляции к событиям; и
фиг. 9 - блок-схема последовательности действий иллюстративного способа сейсмического мониторинга.
ТЕРМИНОЛОГИЯ
Термины «включающий в себя» и «содержащий» используются как имеющие не исчерпывающее значение и поэтому должны интерпретироваться как имеющие значение «включающий в себя, не ограничиваясь, …». Термин «связанный» или «связывает» подразумевает опосредованное или прямое электрическое, механическое или тепловое соединение. Поэтому, если первое устройство связано с вторым устройством, это соединение может осуществляться путем прямого соединения или путем опосредованного соединения через другие устройства и соединения. И наоборот, термин «соединенный», если он не конкретизирован, должен интерпретироваться как означающий прямое соединение. Термин «текучая среда», используемый в этой заявке, включает в себя материалы, имеющие жидкое или газообразное состояние.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Проблемы, обозначенные в описании уровня техники, по меньшей мере частично решаются волоконно-оптическими системами сейсмического мониторинга и способами, раскрытыми в этой заявке. Система согласно по меньшей некоторым вариантам осуществления включает в себя источник света, который возбуждает оптическое волокно, расположенное в стволе скважины. По меньшей мере одним датчиком света анализируется свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустического сигнала для каждой из множества точек вдоль ствола скважины. Один или более процессоров работают для определения направления, расстояния и/или интенсивности микросейсмического события по меньшей мере частично на основании фазовой информации упомянутых акустических сигналов. Функции взаимной корреляции, меры когерентности или меры подобия акустических сигналов с учетом фазы могут определяться в зависимости от направления сканирования для точного определения релевантной информации о микросейсмических событиях. Оптическое волокно может быть расположено в зацементированном затрубном пространстве обсаженного ствола скважины, имеющего форму более чем в одном измерении (например, L-образного ствола скважины). Способ согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления включают в себя передачу модулированного света в оптическое волокно, расположенное в стволе скважины; анализ света рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек вдоль ствола скважины; определение направления, расстояния и/или интенсивности микросейсмических событий на основании, по меньшей мере частично, фазовой информации акустических сигналов; и представление информации о микросейсмических событиях на пользовательском интерфейсе.
Раскрытые системы и способы можно лучше всего понять на примере обстановки, в которой они используются. Соответственно, на фиг. 1 показан иллюстративный ствол 102 скважины, который пробурен в геологическую среду. Такие стволы скважин обычно пробуриваются на глубину до десяти тысяч футов (3048 м) или глубже и могут направляться по горизонтали, предположительно, на в два раза большее расстояние. Во время процесса бурения бурильщик осуществляет циркуляцию бурового раствора для удаления бурового шлама из долота и выноса его из ствола скважины. В дополнение к этому состав бурового раствора обычно разрабатывают так, чтобы заданные плотность и масса приблизительно уравновешивали давление естественных текучих сред в пласте. Поэтому сам буровой раствор может по меньшей мере временно стабилизировать ствол скважины и предотвращать выбросы из скважины.
Для получения более законченного решения бурильщик вводит в ствол скважины обсадную колонну 104. Обсадную колонну 104 обычно образуют из отрезков труб, соединяемых резьбовыми трубными соединительными муфтами 106. Бурильщик соединяет отрезки труб друг с другом, когда спускает бурильную колонну в ствол скважины. Во время этого процесса буровая бригада может также прикреплять волоконно-оптический кабель 108 и/или группу датчиков к внешней стороне обсадной колонны хомутами 110 или другими приспособлениями для крепления, такими как приспособления, дополнительно рассматриваемые ниже. Поскольку трубные соединительные муфты 106 имеют увеличенные профили, кабельные протекторы 112 могут использоваться для направления кабеля поверх муфт и защиты кабеля от зажатия между муфтой и стенкой ствола скважины. Бурильщики могут прекращать спуск обсадной колонны время от времени, чтобы разматывать дополнительное количество кабеля и прикреплять кабель к обсадной колонне хомутами и протекторами. Во многих случаях может потребоваться труба небольшого диаметра для охвата и защиты волоконно-оптического кабеля. До прикрепления к обсадной колонне кабель может находиться на барабане в гибкой (но устойчивой к смятию) трубке небольшого диаметра в качестве брони или может быть расположен в негибкой поддерживающей трубке (например, в пазу). Для измерения различных параметров и/или получения избыточности множество волоконно-оптических кабелей могут быть размещены в трубке небольшого диаметра.
После того, как обсадная колонна 104 установлена в заданном положении, буровая бригада нагнетает цементный раствор 113, который втекает в затрубное пространство вокруг обсадной колонны и схватывается с уплотнением обсадной колонны относительно пласта. Кроме того, цемент 113 обеспечивает акустическую связь между волоконно-оптическим кабелем (кабелями) 108 и пластом. Кабель (кабели) отрезают и соединяют с измерительным блоком 114. С измерительного блока 114 подаются лазерные световые импульсы в кабель (кабели), а в блоке анализируется отраженный сигнал (сигналы) для осуществления распределенного измерения одного или более параметров на всем протяжении длины обсадной колонны. Предполагаемые измеряемые параметры включают в себя давление, деформацию, изменение формы или другие показатели действия энергии сейсмических волн. Волоконно-оптические кабели, которые специально рассчитаны на восприятие этих параметров и которые пригодны для использования в неблагоприятных условиях окружающей среды, доступны для приобретения. Световые импульсы с измерительного блока проходят по кабелю и сталкиваются с одним или более зависящими от параметров явлениями. Такие явления включают в себя рэлеевское обратное рассеяние когерентного света. Обычные оптические волокна на основе диоксида кремния чувствительны к изменениям плотности, которые при надлежащем выполнении волокон показывают деформацию или другие параметры, которые изменяются в ответ на энергию сейсмических волн. Такие изменения модулируют упругие световые столкновения в волокне, вызывающие поддающиеся обнаружению вариации отраженного света.
Для сбора измерений сейсмических сигналов с измерительного блока 114 в оптическое волокно могут подаваться десятки тысяч лазерных импульсов каждую секунду, а для сбора измерений параметров в различных точках на протяжении всей длины кабеля может применяться временное стробирование. В измерительном блоке каждое измерение может обрабатываться и объединяться с другими измерениями в этой точке для получения высокоразрешающего измерения этого параметра. Система 116 обработки данных общего назначения может периодически извлекать измерения как функцию положения и придавать отметки времени этим измерениям. Программное обеспечение (представленное носителями 118 для хранения информации) выполняется в системе обработки данных общего назначения для сбора данных измерений и организации их в файл или базу данных.
Программное обеспечение также реагирует на ввод данных пользователем с помощью клавиатуры или другого устройства 122 ввода, осуществляя отображение данных измерений в виде изображения или видеофрагмента на мониторе или другом устройстве 120 вывода. Как поясняется дополнительно ниже, определенные картины в данных измерений указывают на микросейсмические события. Отчасти степень микросейсмической активности может быть визуально идентифицирована при рассмотрении пользователем. Как описывается дополнительно ниже, в качестве варианта или в дополнение программное обеспечение может обрабатывать данные для идентификации индивидуальных микросейсмов и определения их направления, расстояния и/или интенсивности. Такая информация является полезной при отслеживании хода работ по гидравлическому разрыву пласта, при которых этот ствол 102 скважины или другой соседний ствол скважины снабжают перфорациями 126, через которые текучую среду закачивают в пласт для расширения и продления существующих трещин и создания новых трещин. Когда такие трещины раскрываются и перемещаются, они создают микросейсмические события 128, которые вызывает распространение упругих волн 130 через пласт. Когда такие волны распространяются, они сталкиваются со стволом скважины и волоконно-оптическим кабелем таким образом, что обеспечивается возможность определения направления на их источник и расстояния до него.
На фиг. 2A-2D показаны несколько иллюстративных конструкций волоконно-оптического кабеля, пригодных для использования в рассматриваемой системе. Предпочтительно, чтобы скважинные волоконно-оптические кабели проектировались с защитой небольших оптических волокон от коррозионных скважинных текучих сред и повышенных давлений и в то же время позволяли осуществлять непосредственную механическую связь (для измерений давления или деформации в результате действия сейсмических сигналов). Эти кабели могут быть заполнены разнообразными многомодовыми и/или одномодовыми волокнами, хотя в альтернативных вариантах осуществления могут использоваться более экзотические волоконные световоды (такие как световоды из дырчатого волокна) для получения повышенного суперконтинуума и/или выполнения усиленных оптически измерений обратного рассеяния.
Каждый из показанных кабелей имеет одну или более сердцевин 202 оптического волокна в слоях 404 оболочки, имеющей более высокий показатель преломления для удержания света в сердцевине. Буферный слой 206, защитный слой 208, бронирующий слой 210, внутренний покровный слой 212 и внешний покровный слой 214 могут окружать сердцевину и оболочку для обеспечения прочности и защиты от повреждения в результате действия различных опасностей, включая влажность, проникновение водорода (или другого химиката) и физическое воздействие, которые можно ожидать в скважинной среде. Иллюстративный кабель 220 имеет круговой профиль, который в показанных примерах позволяет иметь наименьшее поперечное сечение. Иллюстративный кабель 222 имеет квадратный профиль, который может обеспечивать лучший механический контакт и связь с внешней поверхностью обсадной колонны 104. Иллюстративные кабели 224 и 226 имеют многожильные стальные тросы 216 для обеспечения повышенной прочности на растяжение. Кабель 226 содержит множество волокон 202, которые могут быть приспособлены для различных измерений, избыточных измерений или совместной работы. (Например, при совместной работе одно волокно может использоваться как волокно оптической накачки, которое оптически возбуждает другое волокно при выполнении измерений с помощью этого другого волокна.) Внутреннее покрытие 212 может быть рассчитано из условия обеспечения жесткой механической связи между волокнами или упругости волокон для исключения передачи какой-либо деформации от одного волокна к другому.
Волоконный измерительный кабель 108 может быть прикреплен к обсадной колонне 104 устройствами прямолинейной, спиральной или зигзагообразной обвязки. На фиг. 3А и 3В показано иллюстративное устройство 302 прямолинейной обвязки, имеющее верхнее кольцо 303А и нижнее кольцо 303В, соединенные шестью ребрами 304. Каждое из колец имеет две половины 306, 307, соединенные петлей со сквозным стержнем 308. Направляющая трубка 310 проходит вдоль одного из ребер для удержания и защиты кабеля 108. Для прикрепления устройства 302 обвязки к обсадной колонне 104 буровая бригада размыкает кольца 303, замыкает их вокруг обсадной колонны и вколачивает стержни 308 на место. После этого кабель 108 может быть продет или вставлен в направляющую трубку 310. Затем обсадную колонну 104 спускают на надлежащее расстояние и процесс повторяют.
Устройство прямолинейной обвязки согласно некоторым вариантам осуществления может содержать множество кабели в направляющей трубке 310, а согласно некоторым вариантам осуществления может включать в себя дополнительные направляющие трубки вдоль других ребер 304. На фиг. 4 показана иллюстративная компоновка множества кабелей 402-416 по окружности обсадной колонны 108. Приняв, что кабель 402 расположен при азимутальном угле 0°, остальные кабели могут быть расположены при углах 45°, 60°, 90°, 120°, 135°, 180° и 270°. Конечно, для улучшения обнаружения азимутального направления может быть предусмотрено большее или меньшее количество кабелей.
Для получения более плотно расположенных измерений сейсмических сигналов кабель может быть намотан по спирали на обсадной колонне, а не проходить точно в осевом направлении. На фиг. 5 показано альтернативное устройство обвязки, которое может быть использовано для получения такой спиральной обмотки. Устройство 502 обвязки включает в себя два кольца 303А, 303В, соединенные множеством ребер 304, которые образуют клетку после того, как кольца замкнуты вокруг обсадной колонны 104. Кабель 510 намотан по спирали вокруг внешней поверхности клетки и закреплен на месте винтовыми зажимами 512. Клетка используется для помещения кабеля 510 в цементный раствор или другую текучую среду, окружающую обсадную колонну. Когда желательна большая степень защиты, кабель может быть намотан по спирали вокруг обсадной колонны 104 под клеточным устройством.
Другие способы монтажа могут использоваться для прикрепления кабелей к обсадной колонне. Например, в настоящее время производители обсадных колонн образуют формованные центраторы или отклонители на обсадных колоннах. Они могут иметь форму широких пластин из определенного материала, которые непосредственно (например, ковалентно) связаны с поверхностью обсадной колонны. Пригодные материалы включают в себя углеволоконные эпоксидные смолы. Пазы могут быть вырезаны или образованы в этих отклонителях для приема и закрепления волоконно-оптического кабеля (кабелей). В некоторых применениях обсадная колонна может быть составлена из непрерывных композитных обсадных труб с оптическими волокнами, помещенными в стенку обсадной колонны.
На фиг. 6 показаны сейсмические волны 130, распространяющиеся от микросейсмического события 128. Когда волны 130 проходят к обсадной колонне 104 и взаимодействуют с волоконно-оптическим кабелем 108, они наводят изменения интенсивности отражений рэлеевского обратного рассеяния, которые измерительный блок 114 преобразует в сейсмические сигналы 602, соответствующие различным положениям вдоль обсадной колонны. Соответствие между обнаруживаемыми сигналами и положением может быть определено, например, при выполнении калибровки с использованием каротажного кабеля, при которой источник звука транспортируют вдоль обсадной колонны. Длину каротажного кабеля измеряют, когда измерительным блоком определяется место обнаружения наибольшего акустического сигнала. В альтернативном способе калибровки используют возбуждение сейсмического источника на поверхности и модель скоростей распространения в геологической среде вокруг ствола скважины.
Следует отметить, что сейсмические сигналы 602 на различных местах имеют временной сдвиг в соответствии со временем распространения от события 128 до соответствующего места в волокне. На ближайших участках волокна сейсмическая волна обнаруживается скорее, чем на отдаленных участках. Обработка сигналов группы представляет собой способ, в котором используют разность временных сдвигов, которые ожидаются для различных мест возникновения событий. Сейсмические сигналы преобразуют в цифровую форму, сохраняют и передают на цифровой компьютер для обработки программным обеспечением, которое извлекает информацию о микросейсмических событиях, такую как направление, расстояние и интенсивность.
Один иллюстративный способ обработки сигналов группы заключается в вычислении подобия между различными сейсмическими сигналами в зависимости от одного или более параметров, относящихся к местоположению микросейсмического события. Подходящие меры подобия включают в себя взаимную корреляцию (с взаимной ковариацией в особом случае) и меру когерентности. Коэффициент взаимной корреляции двух сигналов может быть выражен как:
Figure 00000001
,
Figure 00000002
(1)
где s1(t) и s2(t) - сигналы по всей последовательности временных окон шириной Т, m - индекс временного окна и τ - ориентировочный временной сдвиг между двумя сигналами. Значение τ, при котором коэффициент корреляции становится максимальным, часто называют задержкой во времени между двумя сигналами и она также соответствует временному сдвигу, при котором средний квадрат погрешности между нормированными сигналами становится минимальным. В случае более двух сигналов парная взаимная корреляция может определяться для каждой пары сигналов и систематическая вариация задержек во времени может анализироваться для нахождения параметров модели, которые обеспечивают наилучшее соответствие. Например, можно ожидать, что при плоской волне, обнаруживаемой в находящихся на равных расстояниях (и последовательно пронумерованных) точках измерения, будут образовываться сигналы, имеющие систематическую задержку во времени nΔt, где n - разность между номерами точек.
Коэффициент когерентности для набора N сигналов может быть выражен как:
Figure 00000003
,
Figure 00000004
(2)
где sn(t) - сигналы от N последовательно пронумерованных точек измерения n по всей последовательности временных окон шириной Т, m - индекс временного окна и τ - временной сдвиг между сигналами от соседних точек. Значение τ, при котором коэффициент когерентности становится максимальным (или как вариант, при котором средний коэффициент взаимной корреляции становится максимальным), показывает направление падения плоской волны.
В случае, если v - скорость распространения сейсмических волн через пласт вокруг ствола скважины, d - расстояние между точками и θ - угол падения (то есть угол между нормалью плоской волны и осью ствола скважины), ожидаемая задержка во времени между сигналами с соседних точек будет:
Figure 00000005
,
Figure 00000006
(3)
благодаря чему обеспечивается возможность непосредственного картирования задержки во времени относительно угла падения. Наличие или отсутствие сейсмического события можно определять путем сравнения коэффициента когерентности или среднего коэффициента взаимной корреляции с порогом. При использовании порога с поправкой на случайный системный шум этот способ обнаружения может быть очень надежным.
В соответствии с этим компьютер может анализировать сигналы, собираемые с массива точек измерения для построения такого графика, какой показан на фиг. 7. На фиг. 7 показан график значения коэффициента когерентности (или значения среднего коэффициента взаимной корреляции) 702 в зависимости от угла падения (по вертикальной оси) и временного окна (по горизонтальной оси). Цвета или линии равных значений могут использоваться для показа значений коэффициента, что делает микросейсмические события легко наблюдаемыми в виде пиков 704 на графике. На таких графиках также можно обнаруживать картины, такие как ряд событий 706 в относительно согласованном направлении, возможно, показывающем распространение конкретной трещины.
Аналогичным образом другие графики могут использоваться для обнаружения и анализа микросейсмических событий. Например, индивидуальные сигналы в каждом временном окне могут быть представлены в частотную область выполнением преобразования Фурье. После этого частотные спектры сигналов могут быть подвергнуты пространственному преобразованию Фурье. Совместными преобразованиями энергия принимаемых сигналов переводится из пространственно-временной области в частотно-волночисловую область (иногда называемую областью k-ω). Волновое число k равно cosθ/λ, где θ - угол падения и λ - длина волны. Пики в области k-ω указывают на микросейсмические события.
Когда возможно множество путей распространения, для выделения отдельных микросейсмических событий можно использовать усовершенствованные способы обработки. Например, кроссковариационную матрицу волновых чисел можно вычислять в заданном частотном диапазоне, представляющем интерес, и подвергать разложению по собственным значениям и по собственным векторам для выделения вкладов различных микросейсмических событий. Кроссковариационную матрицу волновых чисел можно находить сначала усреднением значений в области k-ω из некоторого количества соседних временных окон, затем умножением r-го среднего значения в области k-ω в заданном элементе разрешения по частоте на c-тое среднее значение в области k-ω в этом же элементе разрешения по частоте для определения матричного элемента в строке r, столбце c. Произведениями собственных векторов с вектором значений в области k-ω для заданного частотного диапазона выделяются вклады различных микросейсмических событий.
Другим примером способа обработки является операция формирования диаграммы направленности, которую можно выразить как:
Figure 00000007
,
Figure 00000008
(4)
где dn и τn - веса и задержки, выбираемые из условия оптимизации чувствительности массива к сигналам с заданного направления. Система обработки может осуществлять сканирование в диапазоне направлений при использовании группы заданных весов и задержек для нахождения направления, в котором обеспечивается наиболее сильный сигнал b(t) диаграммы в любом заданном временном окне.
Предполагается, что волоконно-оптическая система измерения обеспечит частоту выборки сигнала 20 кГц (или более высокую) при пространственном разрешении 1 м на всем протяжении длины кабеля. Как показано на фиг. 8, большой массив точек измерения может быть подразделен на подмассивы 802A-802N, например, на группы из восьми или шестнадцати точек измерения. Приведенные выше способы обработки можно использовать в отношении сигналов с каждого подмассива для определения соответствующих углов падения, которые затем можно использовать для нахождения триангуляцией местоположения микросейсмического события 128. Выполнением триангуляции обеспечивается информация о расстоянии, которая в сочетании с измерениями амплитуды или энергии сигналов позволяет определять меру интенсивности микросейсмического события. Как правило, можно предполагать, что измеряемая энергия сигнала уменьшается обратно пропорционально квадрату расстояния между точкой измерения и микросейсмическим событием.
Следует отметить, что в случае строго вертикального оптического волокна сохраняется степень азимутальной неоднозначности. Если все, что можно определять, это угол падения и расстояние (триангуляцией на основании различных подмассивов), то место нахождения микросейсмического события 128 может быть где угодно на окружности, окружающей ствол скважины. Эта азимутальная неоднозначность может быть исключена и микросейсмическое событие локализовано на единственном месте, если оптическое волокно не ограничено одномерной линией, а проходит по двумерной или трехмерной траектории. Соответственно, на фиг. 8 показан волоконно-оптический кабель 108, проходящий с образованием формы в виде буквы «L», которой обеспечиваются вертикальный и горизонтальный подмассивы. Однако для определения однозначной точки триангуляцией можно использовать и другие многомерные траектории. Как вариант можно использовать две или более вертикальных скважин, чтобы получать дополнительную информацию для триангуляции. Еще один способ снижения или исключения азимутальной неоднозначности заключается в использовании дополнительных датчиков, способных обеспечивать азимутальную чувствительность, таких как акселерометры или геофоны.
На фиг. 9 представлена блок-схема последовательности действий иллюстративного способа сейсмического мониторинга. На начальном этапе в соответствии с блоком 1002 операторы развертывают волоконно-оптический кабель вдоль ствола скважины. Как установлено в приведенном выше описании, измерительный кабель или группа датчиков может быть прикреплена к обсадной колонне, но согласно вариантам осуществления альтернативная система включает в себя допускающий транспортировку измерительный кабель, который переносится на место самим цементным раствором. Как вариант или в дополнение волоконно-оптический кабель может быть объединен с каротажным кабелем, который спускают внутрь обсадной колонны, где скважинная текучая среда обеспечивает акустическую связь с обсадной колонной и пластом. В соответствии с блоком 1004 кабель фиксируется на месте при схватывании цементного раствора или закреплении скважинного конца. При необходимости траекторию кабеля можно определять путем использования способа калибровки, например, при взрыве на поверхности или спуске каротажного кабеля с акустическим источником.
В соответствии с блоком 1006 операторы собирают данные о микросейсмических волновых сигналах с помощью измерительного блока 114. Данные о сигналах передают к одному или более компьютерам для обработки сигналов группы в соответствии с блоком 1008, например, выполнения вычислений коэффициентов взаимной корреляции, вычислений коэффициентов когерентности, пространственных и/или частотных преобразований или сканирования при использовании операции формирования диаграммы направленности. При необходимости в соответствии с блоком 1010 компьютеры сравнивают результаты обработки сигналов группы с порогами для обнаружения и получения характеристик микросейсмических событий. В соответствии с блоком 1012 компьютеры обеспечивают отображение на пользовательском интерфейсе результатов обработки сигналов группы и/или информации об обнаруженных микросейсмических событиях.
Следует отметить, что действия в соответствии с блоками 1006-1012 могут выполняться параллельно для предоставления пользователю в реальном времени информации о микросейсмических событиях. Такая практика дает пользователю возможность осуществлять мониторинг хода операции гидравлического разрыва пласта, картировать структуры разрывов, отслеживать фронты текучих сред и собирать информацию о других физических процессах, происходящих вокруг ствола скважины.
После полного понимания вышеприведенного описания специалистам в данной области техники станет очевидным множество других вариантов и модификаций. Предполагается, что нижеследующая формула изобретения должна интерпретироваться таким образом, что она охватывает все такие варианты и модификации.

Claims (16)

1. Система микросейсмического мониторинга, которая содержит:
оптическое волокно, расположенное вдоль искривленной траектории ствола скважины для обеспечения азимутальной чувствительности к микросейсмическим событиям,
источник света, который возбуждает оптическое волокно;
по меньшей мере один датчик света, который анализирует свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек измерения вдоль ствола скважины, причем множество точек измерения связаны с различными подмассивами, включающими в себя по меньшей мере один подмассив перед кривой вдоль траектории ствола скважины и по меньшей мере один подмассив после кривой; и
процессор, который определяет угол падения для каждого из различных подмассивов и находит посредством триангуляции местоположение микросейсмического события на основании определенных углов падения.
2. Система по п. 1, в которой в рамках упомянутого определения процессор выполняет взаимную корреляцию по меньшей мере двух из упомянутых акустических сигналов.
3. Система по п. 1, в которой в рамках упомянутого определения процессор выполняет преобразование упомянутых акустических сигналов в пространственной и частотной областях.
4. Система по п. 1, в которой в рамках упомянутого определения процессор выполняет преобразование Радона для упомянутых акустических сигналов.
5. Система по п. 1, в которой в рамках упомянутого определения процессор выполняет операцию формирования диаграммы направленности для упомянутых акустических сигналов.
6. Система по п. 1, в которой оптическое волокно проходит вдоль трехмерной траектории ствола скважины.
7. Система по п. 1, в которой упомянутый датчик обеспечивает распределенное измерение, позволяющее разделять упомянутое множество точек измерения не более чем на один метр.
8. Система по п. 1, в которой ствол скважины включает в себя обсадную колонну с зацементированным затрубным пространством, а оптическое волокно проходит вдоль зацементированного затрубного пространства.
9. Система по п. 1, дополнительно содержащая второй датчик света, соединенный со вторым оптическим волокном, отделенным от первого волокна, при этом упомянутый второй датчик света обеспечивает процессор акустическими сигналами для каждой из множества точек измерения вдоль второго оптического волокна.
10. Система по п. 9, в которой второе оптическое волокно находится во втором стволе скважины.
11. Способ микросейсмических измерений, который содержит этапы, на которых:
передают модулированный свет в оптическое волокно, расположенное вдоль искривленной траектории ствола скважины для обеспечения азимутальной чувствительности к микросейсмическим событиям;
анализируют свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек измерения вдоль ствола скважины, причем множество точек измерения связаны с различными подмассивами, включающими в себя по меньшей мере один подмассив перед кривой вдоль траектории ствола скважины и по меньшей мере один подмассив после кривой;
определяют угол падения для каждого из различных подмассивов;
находят посредством триангуляции местоположение микросейсмического события на основании определенных углов падения; и
представляют информацию о микросейсмическом событии на пользовательском интерфейсе.
12. Способ по п. 11, в котором упомянутое определение включает в себя этап, на котором выполняют взаимную корреляцию по меньшей мере двух из упомянутых акустических сигналов.
13. Способ по п. 11, в котором упомянутое определение включает в себя этап, на котором выполняют преобразование упомянутых акустических сигналов в пространственной и частотной областях.
14. Способ по п. 11, в котором упомянутое определение включает в себя этап, на котором применяют операцию формирования диаграммы направленности к упомянутым акустическим сигналам.
15. Способ по п. 11, в котором оптическое волокно проходит вдоль трехмерной траектории ствола скважины.
16. Способ по п. 11, в котором упомянутое множество точек измерения разделено не более чем на один метр.
RU2013149857/28A 2011-04-08 2012-03-30 Волоконно-оптическая скважинная сейсмическая система измерения на основе рэлеевского обратного рассеяния RU2561009C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/082,522 US9075155B2 (en) 2011-04-08 2011-04-08 Optical fiber based downhole seismic sensor systems and methods
US13/082,522 2011-04-08
PCT/GB2012/000298 WO2012136951A2 (en) 2011-04-08 2012-03-30 Optical fiber based downhole seismic sensor system based on rayleigh backscatter

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013149857A RU2013149857A (ru) 2015-05-20
RU2561009C2 true RU2561009C2 (ru) 2015-08-20

Family

ID=46025790

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013149857/28A RU2561009C2 (ru) 2011-04-08 2012-03-30 Волоконно-оптическая скважинная сейсмическая система измерения на основе рэлеевского обратного рассеяния

Country Status (10)

Country Link
US (1) US9075155B2 (ru)
EP (1) EP2695001A2 (ru)
AU (1) AU2012238471B2 (ru)
BR (1) BR112013025802A2 (ru)
CA (1) CA2830141C (ru)
CO (1) CO6781531A2 (ru)
MX (1) MX2013011661A (ru)
MY (1) MY170862A (ru)
RU (1) RU2561009C2 (ru)
WO (1) WO2012136951A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2794712C1 (ru) * 2022-11-11 2023-04-24 Общество с ограниченной ответственностью "Т8 Сенсор" (ООО "Т8 Сенсор") Устройство для мониторинга виброакустической характеристики скважин

Families Citing this family (116)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8636063B2 (en) 2011-02-16 2014-01-28 Halliburton Energy Services, Inc. Cement slurry monitoring
US9075155B2 (en) 2011-04-08 2015-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Optical fiber based downhole seismic sensor systems and methods
US9297767B2 (en) * 2011-10-05 2016-03-29 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole species selective optical fiber sensor systems and methods
US10060250B2 (en) 2012-03-13 2018-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole systems and methods for water source determination
US9891121B2 (en) * 2012-05-24 2018-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Attachment method to keep optical fiber in tension
US9512717B2 (en) 2012-10-19 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole time domain reflectometry with optical components
US9188694B2 (en) 2012-11-16 2015-11-17 Halliburton Energy Services, Inc. Optical interferometric sensors for measuring electromagnetic fields
US9239406B2 (en) 2012-12-18 2016-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole treatment monitoring systems and methods using ion selective fiber sensors
US9557434B2 (en) 2012-12-19 2017-01-31 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry
WO2014100264A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Telemetry system for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore
US9816373B2 (en) 2012-12-19 2017-11-14 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for relieving annular pressure in a wellbore using a wireless sensor network
US10480308B2 (en) 2012-12-19 2019-11-19 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals
WO2014100275A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool
US9631485B2 (en) 2012-12-19 2017-04-25 Exxonmobil Upstream Research Company Electro-acoustic transmission of data along a wellbore
US9075252B2 (en) * 2012-12-20 2015-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Remote work methods and systems using nonlinear light conversion
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
US9388685B2 (en) 2012-12-22 2016-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole fluid tracking with distributed acoustic sensing
US9091785B2 (en) 2013-01-08 2015-07-28 Halliburton Energy Services, Inc. Fiberoptic systems and methods for formation monitoring
EP2954359A4 (en) * 2013-02-11 2016-10-05 Ofs Fitel Llc OPTICAL FIBER CABLE FOR SEISMIC DETECTION
US10228987B2 (en) 2013-02-28 2019-03-12 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method to assess uncertainties and correlations resulting from multi-station analysis of survey data
US20140285795A1 (en) * 2013-03-19 2014-09-25 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole multiple core optical sensing system
US20140327915A1 (en) * 2013-05-03 2014-11-06 Baker Hughes Incorporated Well monitoring using coherent detection of rayleigh scatter
CN103336297B (zh) * 2013-06-03 2016-12-28 北京京援伟达技术有限公司 微破裂向量扫描方法
US9425575B2 (en) * 2013-06-11 2016-08-23 Halliburton Energy Services, Inc. Generating broadband light downhole for wellbore application
US9880048B2 (en) 2013-06-13 2018-01-30 Schlumberger Technology Corporation Fiber optic distributed vibration sensing with wavenumber sensitivity correction
US9429466B2 (en) 2013-10-31 2016-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Distributed acoustic sensing systems and methods employing under-filled multi-mode optical fiber
US9513398B2 (en) 2013-11-18 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Casing mounted EM transducers having a soft magnetic layer
CN103605151B (zh) * 2013-11-20 2016-03-02 中北大学 基于相位测量的分布式群波浅层微震定位方法
WO2015080754A1 (en) 2013-11-26 2015-06-04 Exxonmobil Upstream Research Company Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same
AU2014384701A1 (en) 2014-02-28 2016-08-11 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole sensing systems and methods employing squeezed light interferometry
CA2938526C (en) * 2014-03-24 2019-11-12 Halliburton Energy Services, Inc. Well tools with vibratory telemetry to optical line therein
AU2015253627B2 (en) * 2014-04-28 2017-10-12 Microseismic, Inc. Method for using semblance of corrected amplitudes due to source mechanisms for microseismic event detection and location
WO2015183441A1 (en) * 2014-05-27 2015-12-03 Baker Hughes Incorporated A method of calibration for downhole fiber optic distributed acoustic sensing
AU2014396159B2 (en) * 2014-06-04 2017-09-28 Halliburton Energy Services, Inc. Fracture treatment analysis based on seismic reflection data
US20170075001A1 (en) * 2014-06-04 2017-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Fracture treatment analysis based on seismic detection in horizontal and vertical wellbore sections
WO2016025230A1 (en) 2014-08-11 2016-02-18 Halliburton Energy Services, Inc. Well ranging apparatus, systems, and methods
WO2016039900A1 (en) 2014-09-12 2016-03-17 Exxonmobil Upstream Research Comapny Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same
GB2544022B (en) * 2014-10-17 2021-04-21 Halliburton Energy Services Inc Well monitoring with optical electromagnetic sensing system
WO2016085511A1 (en) 2014-11-26 2016-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Onshore electromagnetic reservoir monitoring
US10072497B2 (en) 2014-12-15 2018-09-11 Schlumberger Technology Corporation Downhole acoustic wave sensing with optical fiber
US9927286B2 (en) 2014-12-15 2018-03-27 Schlumberger Technology Corporation Seismic sensing with optical fiber
EP4245960A3 (en) * 2015-01-13 2023-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic array signal processing for flow detection
US9863222B2 (en) 2015-01-19 2018-01-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry
US10843290B2 (en) * 2015-01-19 2020-11-24 Weatherford Technology Holdings, Llc Acoustically enhanced optical cables
US10408047B2 (en) 2015-01-26 2019-09-10 Exxonmobil Upstream Research Company Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool
US9448312B1 (en) 2015-03-11 2016-09-20 Baker Hughes Incorporated Downhole fiber optic sensors with downhole optical interrogator
MX2018001184A (es) 2015-08-26 2018-04-20 Halliburton Energy Services Inc Metodo y aparato para identificar fluidos detras de la tuberia de revestimiento.
US20170096890A1 (en) * 2015-10-06 2017-04-06 Schlumberger Technology Corporation Ranging While Drilling Using Optical Fiber Sensors
CN105277971A (zh) * 2015-10-16 2016-01-27 中国石油天然气集团公司 一种微地震监测系统及方法
CN105225425A (zh) * 2015-11-05 2016-01-06 泉州黄章智能科技有限公司 一种光纤运用在地震报警的方法与装置
WO2017099740A1 (en) 2015-12-09 2017-06-15 Halliburton Energy Services, Inc. Multiple polarization fiber optic telemetry
WO2017105423A1 (en) * 2015-12-16 2017-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Using electro acoustic technology to determine annulus pressure
US11442196B2 (en) 2015-12-18 2022-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods to calibrate individual component measurement
BR112018070577A2 (pt) 2016-04-07 2019-02-12 Bp Exploration Operating Company Limited detecção de localizações de ingresso de areia de fundo de poço
AU2017246521B2 (en) 2016-04-07 2023-02-02 Bp Exploration Operating Company Limited Detecting downhole sand ingress locations
CN105929445B (zh) * 2016-04-18 2018-05-18 北京京援伟达技术有限公司 微破裂向量扫描方法
CN107346349B (zh) * 2016-05-06 2020-12-01 中国石油化工股份有限公司 基于多孔多级的井中微地震方位计算方法和装置
CN105807313B (zh) * 2016-06-01 2018-11-27 周杨琳 一种运用激光和超长光纤的地震报警装置
CN106123931B (zh) * 2016-07-17 2019-07-16 诸暨市申嘉机械科技有限公司 一种运用在堤坝上的激光监测报警装置
CN106199718B (zh) * 2016-07-19 2017-07-14 中南大学 一种微震或声发射异常到时的确定方法
US10526888B2 (en) 2016-08-30 2020-01-07 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole multiphase flow sensing methods
US10465505B2 (en) 2016-08-30 2019-11-05 Exxonmobil Upstream Research Company Reservoir formation characterization using a downhole wireless network
US10415376B2 (en) 2016-08-30 2019-09-17 Exxonmobil Upstream Research Company Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same
US10697287B2 (en) 2016-08-30 2020-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field
US11828172B2 (en) 2016-08-30 2023-11-28 ExxonMobil Technology and Engineering Company Communication networks, relay nodes for communication networks, and methods of transmitting data among a plurality of relay nodes
US10590759B2 (en) 2016-08-30 2020-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same
US10364669B2 (en) 2016-08-30 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods
US10344583B2 (en) 2016-08-30 2019-07-09 Exxonmobil Upstream Research Company Acoustic housing for tubulars
BR112019002827A2 (pt) 2016-08-31 2019-05-21 Halliburton Energy Services, Inc. sistema, método para processar levantamentos das vsp em tempo real e sistema de processamento de informação comunicativamente acoplado a um sistema de coleta de dados de detecção acústica distribuída
AU2017394973A1 (en) 2017-01-18 2019-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Gauge length effect and gauge length conversion
AU2018246320A1 (en) 2017-03-31 2019-10-17 Bp Exploration Operating Company Limited Well and overburden monitoring using distributed acoustic sensors
EP3631521B1 (en) 2017-05-31 2022-05-11 Corning Research & Development Corporation Optical sensing cable with acoustic lensing or reflecting features
GB2577189B (en) 2017-06-28 2022-04-06 Halliburton Energy Services Inc Angular response compensation for DAS VSP
AU2018321150A1 (en) 2017-08-23 2020-03-12 Bp Exploration Operating Company Limited Detecting downhole sand ingress locations
EP3695099A2 (en) 2017-10-11 2020-08-19 BP Exploration Operating Company Limited Detecting events using acoustic frequency domain features
US10837276B2 (en) 2017-10-13 2020-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string
WO2019074657A1 (en) 2017-10-13 2019-04-18 Exxonmobil Upstream Research Company METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS USING COMMUNICATIONS
US10697288B2 (en) 2017-10-13 2020-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same
WO2019074654A2 (en) 2017-10-13 2019-04-18 Exxonmobil Upstream Research Company METHOD AND SYSTEM FOR PERFORMING HYDROCARBON OPERATIONS USING MIXED COMMUNICATION NETWORKS
AU2018347465B2 (en) 2017-10-13 2021-10-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing communications using aliasing
US11035226B2 (en) 2017-10-13 2021-06-15 Exxomobil Upstream Research Company Method and system for performing operations with communications
US20190129062A1 (en) * 2017-10-27 2019-05-02 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Environmental impact monitoring for downhole systems
MX2020007277A (es) 2017-11-17 2020-08-17 Exxonmobil Upstream Res Co Metodo y sistema para realizar comunicaciones ultrasonicas inalambricas a lo largo de miembros tubulares.
US10690794B2 (en) 2017-11-17 2020-06-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system
US10844708B2 (en) 2017-12-20 2020-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data
US11156081B2 (en) 2017-12-29 2021-10-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network
WO2019133290A1 (en) 2017-12-29 2019-07-04 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations
US10365537B1 (en) 2018-01-08 2019-07-30 Saudi Arabian Oil Company Directional sensitive fiber optic cable wellbore system
US10247838B1 (en) 2018-01-08 2019-04-02 Saudi Arabian Oil Company Directional sensitive fiber optic cable wellbore system
WO2019156966A1 (en) 2018-02-08 2019-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods
US11268378B2 (en) 2018-02-09 2022-03-08 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole wireless communication node and sensor/tools interface
WO2020018437A1 (en) * 2018-07-16 2020-01-23 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for detecting a subsurface event
US20200152354A1 (en) * 2018-11-14 2020-05-14 Minnesota Wire Integrated circuits in cable
EP3936697A1 (en) 2018-11-29 2022-01-12 BP Exploration Operating Company Limited Event detection using das features with machine learning
GB201820331D0 (en) 2018-12-13 2019-01-30 Bp Exploration Operating Co Ltd Distributed acoustic sensing autocalibration
CN109763831B (zh) * 2018-12-13 2020-08-11 武汉市工程科学技术研究院 隧道盾构施工检测方法
US11952886B2 (en) 2018-12-19 2024-04-09 ExxonMobil Technology and Engineering Company Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network
US11293280B2 (en) 2018-12-19 2022-04-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network
CA3117660C (en) 2018-12-31 2023-08-08 Halliburton Energy Services, Inc. Distributed acoustic sensing: locating of microseismic events using travel time information with heterogeneous anisotropic velocity model
US20200319362A1 (en) * 2019-04-04 2020-10-08 Halliburton Energy Services, Inc. Non-Invasive Method For Behind-Casing Cable Localization
FR3095829B1 (fr) 2019-05-07 2022-01-07 Invisensing Io Système et procédé d’amelioration de l’exploitation d’un puits de forage
JP7339501B2 (ja) * 2019-05-28 2023-09-06 富士通株式会社 振動測定装置、振動測定方法、および振動測定プログラム
CA3154435C (en) 2019-10-17 2023-03-28 Lytt Limited Inflow detection using dts features
EP4045766A1 (en) 2019-10-17 2022-08-24 Lytt Limited Fluid inflow characterization using hybrid das/dts measurements
US11428836B2 (en) * 2019-10-31 2022-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Determining event characteristics of microseismic events in a wellbore using distributed acoustic sensing
CA3151611C (en) 2019-10-31 2023-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Locating passive seismic events in a wellbore using distributed acoustic sensing
WO2021093974A1 (en) 2019-11-15 2021-05-20 Lytt Limited Systems and methods for draw down improvements across wellbores
CA3180595A1 (en) 2020-06-11 2021-12-16 Lytt Limited Systems and methods for subterranean fluid flow characterization
CA3182376A1 (en) 2020-06-18 2021-12-23 Cagri CERRAHOGLU Event model training using in situ data
EP4229274A1 (en) * 2020-10-14 2023-08-23 Lytt Limited Hot/cold sensor data storage system and method
US11619097B2 (en) 2021-05-24 2023-04-04 Saudi Arabian Oil Company System and method for laser downhole extended sensing
US11725504B2 (en) 2021-05-24 2023-08-15 Saudi Arabian Oil Company Contactless real-time 3D mapping of surface equipment
CN113484912A (zh) * 2021-08-02 2021-10-08 中油奥博(成都)科技有限公司 页岩油气光纤智能地球物理数据采集系统及采集方法
US11668181B2 (en) 2021-09-30 2023-06-06 Saudi Arabian Oil Company Smart sensing drill bit for measuring the reservoir's parameters while drilling
US11852005B2 (en) 2021-12-09 2023-12-26 Saudi Arabian Oil Company Deformation monitoring mechanism with multi-pixel angle-sensitive laser ranging
WO2023163724A1 (en) * 2022-02-28 2023-08-31 The Curators Of The University Of Missouri Optical fiber anchor for distributed sensing in brittle mediums

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5214614A (en) * 1989-10-18 1993-05-25 Wasagchemie Sythen Gesellschaft Mit Beschrankter Haftung Seismic directional sensor for solid-borne sound
WO2009007822A2 (en) * 2007-07-06 2009-01-15 Schlumberger Technology B.V. Methods and systems for processing microseismic data
WO2010090660A1 (en) * 2009-02-09 2010-08-12 Shell Oil Company Areal monitoring using distributed acoustic sensing

Family Cites Families (84)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3019841A (en) 1957-08-15 1962-02-06 Dresser Ind Casing collar locator
US4407365A (en) 1981-08-28 1983-10-04 Exxon Production Research Co. Method for preventing annular fluid flow
US4785247A (en) 1983-06-27 1988-11-15 Nl Industries, Inc. Drill stem logging with electromagnetic waves and electrostatically-shielded and inductively-coupled transmitter and receiver elements
US4760563A (en) * 1986-01-09 1988-07-26 Schlumberger Technology Corporation Seismic exploration using exactly invertible discrete transformation into tau-p space
GB2195023B (en) 1986-09-04 1990-03-14 Sperry Sun Inc Improvements in or relating to the surveying of boreholes
US4896303A (en) 1986-09-30 1990-01-23 Schlumberger Technology Corporation Method for cementation evaluation using acoustical coupling and attenuation
GB2215468B (en) 1988-03-02 1992-10-14 Technical Survey Services Ltd Apparatus and method for measuring the vertical displacement of a floating platform and a method of determining the pitch and roll thereof
US5037172A (en) 1989-03-22 1991-08-06 Teledyne Industry, Inc. Fiber optic device with a reflective notch coupler
US5429190A (en) 1993-11-01 1995-07-04 Halliburton Company Slick line casing and tubing joint locator apparatus and associated methods
US5626192A (en) 1996-02-20 1997-05-06 Halliburton Energy Services, Inc. Coiled tubing joint locator and methods
US5943293A (en) 1996-05-20 1999-08-24 Luscombe; John Seismic streamer
US5712828A (en) 1996-08-20 1998-01-27 Syntron, Inc. Hydrophone group sensitivity tester
US5892860A (en) 1997-01-21 1999-04-06 Cidra Corporation Multi-parameter fiber optic sensor for use in harsh environments
EP1355167A3 (en) 1997-05-02 2004-05-19 Baker Hughes Incorporated An injection well with a fibre optic cable to measure fluorescence of bacteria present
US6211964B1 (en) 1997-10-09 2001-04-03 Geosensor Corporation Method and structure for incorporating fiber optic acoustic sensors in a seismic array
GB9721473D0 (en) 1997-10-09 1997-12-10 Sensor Dynamics Ltd Interferometric sensing apparatus
US6053245A (en) 1998-03-03 2000-04-25 Gas Research Institute Method for monitoring the setting of well cement
US6160762A (en) 1998-06-17 2000-12-12 Geosensor Corporation Optical sensor
US6522797B1 (en) 1998-09-01 2003-02-18 Input/Output, Inc. Seismic optical acoustic recursive sensor system
DE69923783D1 (de) 1998-12-04 2005-03-24 Weatherford Lamb Drucksensor mit bragg-gitter
US6233746B1 (en) 1999-03-22 2001-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Multiplexed fiber optic transducer for use in a well and method
US6188646B1 (en) 1999-03-29 2001-02-13 Syntron, Inc. Hydrophone carrier
US6128251A (en) 1999-04-16 2000-10-03 Syntron, Inc. Solid marine seismic cable
US6307809B1 (en) 1999-06-11 2001-10-23 Geosensor Corporation Geophone with optical fiber pressure sensor
US6256588B1 (en) 1999-06-11 2001-07-03 Geosensor Corporation Seismic sensor array with electrical to optical transformers
US6188645B1 (en) 1999-06-11 2001-02-13 Geosensor Corporation Seismic sensor array with electrical-to optical transformers
CA2406801C (en) 2000-04-26 2007-01-02 Pinnacle Technologies, Inc. Treatment well tiltmeter system
ATE337550T1 (de) 2000-04-26 2006-09-15 Resman As Überwachung eines reservoirs
US6408943B1 (en) 2000-07-17 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for placing and interrogating downhole sensors
US6789621B2 (en) 2000-08-03 2004-09-14 Schlumberger Technology Corporation Intelligent well system and method
US7095012B2 (en) 2000-12-19 2006-08-22 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for determining chemical composition of reservoir fluids
US6640900B2 (en) 2001-07-12 2003-11-04 Sensor Highway Limited Method and apparatus to monitor, control and log subsea oil and gas wells
AUPR800701A0 (en) 2001-09-28 2001-10-25 Proteome Systems Ltd Cassette for electrophoresis
US6834233B2 (en) 2002-02-08 2004-12-21 University Of Houston System and method for stress and stability related measurements in boreholes
US6853604B2 (en) 2002-04-23 2005-02-08 Sercel, Inc. Solid marine seismic cable
US6731389B2 (en) 2002-05-08 2004-05-04 Sercel, Inc. Method and apparatus for the elimination of polarization fading in interferometric sensing systems
US6847034B2 (en) 2002-09-09 2005-01-25 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole sensing with fiber in exterior annulus
US7219730B2 (en) 2002-09-27 2007-05-22 Weatherford/Lamb, Inc. Smart cementing systems
US7219729B2 (en) 2002-11-05 2007-05-22 Weatherford/Lamb, Inc. Permanent downhole deployment of optical sensors
US6931188B2 (en) 2003-02-21 2005-08-16 Weatherford/Lamb, Inc. Side-hole cane waveguide sensor
US6986389B2 (en) 2003-05-02 2006-01-17 Weatherford/Lamb, Inc. Adjustable deployment apparatus for an actively clamped tubing-conveyed in-well seismic station
US6957574B2 (en) 2003-05-19 2005-10-25 Weatherford/Lamb, Inc. Well integrity monitoring system
US7400262B2 (en) 2003-06-13 2008-07-15 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network
US6955218B2 (en) 2003-08-15 2005-10-18 Weatherford/Lamb, Inc. Placing fiber optic sensor line
US7408645B2 (en) 2003-11-10 2008-08-05 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for a downhole spectrometer based on tunable optical filters
US7216710B2 (en) 2004-02-04 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Thiol/aldehyde corrosion inhibitors
US7210856B2 (en) 2004-03-02 2007-05-01 Welldynamics, Inc. Distributed temperature sensing in deep water subsea tree completions
US20060081412A1 (en) 2004-03-16 2006-04-20 Pinnacle Technologies, Inc. System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis
US7159468B2 (en) 2004-06-15 2007-01-09 Halliburton Energy Services, Inc. Fiber optic differential pressure sensor
US7641395B2 (en) 2004-06-22 2010-01-05 Halliburton Energy Serives, Inc. Fiber optic splice housing and integral dry mate connector system
GB2416394B (en) 2004-07-17 2006-11-22 Sensor Highway Ltd Method and apparatus for measuring fluid properties
US6907170B1 (en) 2004-07-22 2005-06-14 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrogen diffusion delay barrier for fiber optic cables used in hostile environments
WO2006063094A1 (en) 2004-12-09 2006-06-15 Caleb Brett Usa Inc. In situ optical computation fluid analysis system and method
US7511823B2 (en) 2004-12-21 2009-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Fiber optic sensor
US7239578B2 (en) 2005-03-03 2007-07-03 John M. Robinson Removal of noise from seismic data using radon transformations
US7245791B2 (en) 2005-04-15 2007-07-17 Shell Oil Company Compaction monitoring system
US7461547B2 (en) 2005-04-29 2008-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus of downhole fluid analysis
US20070010404A1 (en) 2005-07-08 2007-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Corrosion inhibitor or intensifier for use in acidizing treatment fluids
DE602006011657D1 (de) 2005-11-21 2010-02-25 Shell Oil Co Verfahren zur überwachung von fluid-eigenschaften
US7373813B2 (en) 2006-02-21 2008-05-20 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for ion-selective discrimination of fluids downhole
US8104338B2 (en) 2006-02-21 2012-01-31 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for ion-selective discrimination of fluids downhole
WO2008081467A1 (en) 2007-01-03 2008-07-10 Council Of Scientific & Industrial Research A process utilizing natural carbon-13 isotope for identification of early breakthrough of injection water in oil wells
CA2619317C (en) 2007-01-31 2011-03-29 Weatherford/Lamb, Inc. Brillouin distributed temperature sensing calibrated in-situ with raman distributed temperature sensing
US20080227668A1 (en) 2007-03-12 2008-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Corrosion-inhibiting additives, treatment fluids, and associated methods
US20080227669A1 (en) 2007-03-12 2008-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Corrosion-inhibiting additives, treatment fluids, and associated methods
US8071511B2 (en) 2007-05-10 2011-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove scale from wellbore tubulars or subsurface equipment
US7864321B2 (en) 2007-06-04 2011-01-04 Institut National D'optique Evanescent wave multimode optical waveguide sensor with continuous redistribution of optical power between the modes
US8240377B2 (en) 2007-11-09 2012-08-14 Halliburton Energy Services Inc. Methods of integrating analysis, auto-sealing, and swellable-packer elements for a reliable annular seal
US8598094B2 (en) 2007-11-30 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compostions for preventing scale and diageneous reactions in subterranean formations
EP2242495A2 (en) 2008-01-16 2010-10-27 Technion Research and Development Foundation, Ltd. Use of antimicrobial polymers for re-sensitization of microorganisms upon emergence of resistance to anti-microbial agents
WO2009091413A1 (en) 2008-01-17 2009-07-23 Halliburton Energy Services Inc. Apparatus and method for detecting pressure signals
US20110109912A1 (en) 2008-03-18 2011-05-12 Halliburton Energy Services , Inc. Apparatus and method for detecting pressure signals
US8135541B2 (en) 2008-04-24 2012-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore tracking
US8315486B2 (en) 2009-02-09 2012-11-20 Shell Oil Company Distributed acoustic sensing with fiber Bragg gratings
US20100200743A1 (en) 2009-02-09 2010-08-12 Larry Dale Forster Well collision avoidance using distributed acoustic sensing
WO2011017413A2 (en) 2009-08-05 2011-02-10 Shell Oil Company Use of fiber optics to monitor cement quality
WO2011017416A2 (en) 2009-08-05 2011-02-10 5Shell Oil Company Systems and methods for monitoring a well
US9715024B2 (en) 2009-08-11 2017-07-25 Etienne M. SAMSON Near-field electromagnetic communications network for downhole telemetry
US20110090496A1 (en) 2009-10-21 2011-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole monitoring with distributed optical density, temperature and/or strain sensing
US8201630B2 (en) 2009-10-29 2012-06-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using hydrocarbon gelling agents as self-diverting scale inhibitors
US8726993B2 (en) 2010-05-27 2014-05-20 Claude E Cooke, Jr. Method and apparatus for maintaining pressure in well cementing during curing
US8636063B2 (en) 2011-02-16 2014-01-28 Halliburton Energy Services, Inc. Cement slurry monitoring
US9075155B2 (en) 2011-04-08 2015-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Optical fiber based downhole seismic sensor systems and methods
US10060250B2 (en) 2012-03-13 2018-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole systems and methods for water source determination

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5214614A (en) * 1989-10-18 1993-05-25 Wasagchemie Sythen Gesellschaft Mit Beschrankter Haftung Seismic directional sensor for solid-borne sound
WO2009007822A2 (en) * 2007-07-06 2009-01-15 Schlumberger Technology B.V. Methods and systems for processing microseismic data
WO2010090660A1 (en) * 2009-02-09 2010-08-12 Shell Oil Company Areal monitoring using distributed acoustic sensing

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2794712C1 (ru) * 2022-11-11 2023-04-24 Общество с ограниченной ответственностью "Т8 Сенсор" (ООО "Т8 Сенсор") Устройство для мониторинга виброакустической характеристики скважин

Also Published As

Publication number Publication date
AU2012238471B2 (en) 2015-04-09
US9075155B2 (en) 2015-07-07
EP2695001A2 (en) 2014-02-12
WO2012136951A3 (en) 2013-05-10
WO2012136951A2 (en) 2012-10-11
US20120257475A1 (en) 2012-10-11
BR112013025802A2 (pt) 2016-12-20
CO6781531A2 (es) 2013-10-31
AU2012238471A1 (en) 2013-09-19
CA2830141C (en) 2016-07-05
MY170862A (en) 2019-09-11
CA2830141A1 (en) 2012-10-11
RU2013149857A (ru) 2015-05-20
MX2013011661A (es) 2013-11-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2561009C2 (ru) Волоконно-оптическая скважинная сейсмическая система измерения на основе рэлеевского обратного рассеяния
RU2661747C2 (ru) Распределенное акустическое измерение для пассивной дальнометрии
US11208884B2 (en) Acoustic array signal processing for flow detection
CA2540995C (en) System and method for detection of near-wellbore alteration using acoustic data
EP2686709B1 (en) Subsurface monitoring using distributed acoustic sensors
CA2954620C (en) Distributed fiber optic monitoring of vibration to generate a noise log to determine characteristics of fluid flow
CN113484912A (zh) 页岩油气光纤智能地球物理数据采集系统及采集方法
US20220082726A1 (en) System and method of calibrating downhole fiber-optic well measurements
WO2022010507A1 (en) Method and apparatus for continuously checking casing cement quality
Soroush et al. Downhole Monitoring Using Distributed Acoustic Sensing: Fundamentals and Two Decades Deployment in Oil and Gas Industries
WO2014183187A1 (en) Method and apparatus for downhole wellbore placement
CN109804273B (zh) 使用地震波进行井眼时移监测的方法
EP3213123B1 (en) A system and method of detecting well integrity failure
US11448066B2 (en) Locating passive seismic events in a wellbore using distributed acoustic sensing

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200331