RU2612957C2 - Скважинное размещение оптического волокна для сейсмических исследований - Google Patents

Скважинное размещение оптического волокна для сейсмических исследований Download PDF

Info

Publication number
RU2612957C2
RU2612957C2 RU2014132395A RU2014132395A RU2612957C2 RU 2612957 C2 RU2612957 C2 RU 2612957C2 RU 2014132395 A RU2014132395 A RU 2014132395A RU 2014132395 A RU2014132395 A RU 2014132395A RU 2612957 C2 RU2612957 C2 RU 2612957C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
optical
seismic
well
optic cable
fiber optic
Prior art date
Application number
RU2014132395A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2014132395A (ru
Inventor
Пьер Виньо
Артур Х. ХАРТОГ
Бернар ФРИНЬЕ
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2014132395A publication Critical patent/RU2014132395A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2612957C2 publication Critical patent/RU2612957C2/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
    • G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/18—Receiving elements, e.g. seismometer, geophone or torque detectors, for localised single point measurements
    • 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
    • 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
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
    • 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
    • G01H—MEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
    • G01H9/00—Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by using radiation-sensitive means, e.g. optical means
    • G01H9/004—Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by using radiation-sensitive means, e.g. optical means using fibre optic sensors
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • 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

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)
  • Quinoline Compounds (AREA)
  • Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе сейсмических исследований. Предложено скважинное размещение оптического волокна для сейсмических исследований. Реализации данного изложения изобретения могут включать способы размещения датчика, распределенного по смотанному оптоволокну, в скважине, интегрированному в балласте или грузе для сейсмического оптического зонда для размещения легкого одноразового оптоволоконного кабеля напротив стенок скважины с помощью силы тяжести. Способ может также включать распределенный по размотанному оптоволокну датчик и использование оптоволокна в качестве распределенного сейсмического приемника. После размещения оптоволоконного распределенного датчика в соответствии со способами настоящего изобретения данные могут быть получены и обработаны различными методами. Технический результат – повышение информативности измерений с одновременным упрощением процесса исследований. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Скважинные сейсмические исследования среди прочих скважинных измерений используются в углеводородной промышленности. Изначально скважинные сейсмические исследования были ограничены корреляцией годографов сейсмических волн и основанными на глубинах моделями резервуара с целью принятия решений по бурению. Однако более новые скважинные сейсмические применения расширили сейсмические исследования далеко за пределы простых временно-глубинных корреляций в сторону создания разнообразной полезной информации о протяженности резервуаров, их геометрии и гетерогенности, а также содержании флюидов и поровом давлении, механических свойствах горных пород, повышении процесса нефтеотдачи, эластичных параметрах анизотропии, индуцированной и природной разломных геометриях и интенсивности. Также скважинные сейсмические исследования расширили свое применение за пределы добычи углеводородов и теперь включают использование в гидрологии и подземной угольной промышленности.
Независимо от применения развертывание исследовательских сейсмических инструментов в стволах скважин может быть ограничено по стоимости и соображениям физических размеров. К примеру, в углеводородной промышленности скважинный сейсмический инструмент может иметь диаметр в два или более дюйма и в результате физически быть не в состоянии пройти в ствол - как и в случае нахождения в стволе бурильной колонны или трубопровода (за исключением случая, когда датчики не расположены на бурильной колонне непосредственно перед началом бурения). В результате выполнение скважинных сейсмических исследований может повлечь за собой подъем бурильной колонны или эксплуатационного трубопровода (в зависимости от того, что из этого уже находится в ней), опускание массива исследовательских инструментов в скважину, проведение исследований, поднятие массива инструментов и затем их замену на буровую колонну или эксплуатационный трубопровод (при необходимости). По этой причине сейсмические исследования могут быть дорогостоящими и с точки зрения времени бурения, и, в некоторых случаях, с точки зрения потери продуктивности во время выполнения исследований.
Скважинные исследовательские инструменты, использованные в соответствии с описанием выше, могут содержать скважинные датчики и электронику. Суровая скважинная среда увеличивает сложность и стоимость датчиков и электроники, специально разработанных для противостояния повышенной температуре и давлению в течение длительных периодов времени. В итоге сейсмические исследовательские инструменты в целом не рассматриваются как одноразовые и не могут быть оставлены в стволе скважины после использования или оставлены в стволе без использования на длительные периоды времени (например, для покадрового исследования) из-за потери доходов, которые могли бы быть получены их развертыванием в других местах.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Приведенное выше описание сущности изобретения представляет в сокращенной форме набор идей, использованных в этом изобретении, которые будут подробнее описаны ниже в подробном описании изобретения. Данное изложение не предназначено ни для обозначения ключевых или существенных черт заявленного предмета изобретения, ни для использования в качестве средства, ограничивающего описание заявленного предмета.
В реализации изобретения описан оптический сейсмический инструмент. Оптический сейсмический инструмент может содержать катушку оптоволоконного кабеля, соединенную с грузом изменяемого размера, и средства для сообщения с наземным оборудованием, содержащим оптический источник. Катушка оптоволоконного кабеля, размотанная под ее собственной тяжестью, после помещения в скважину груза изменяемого размера разматывается, создавая при этом акустическое сообщение между оптоволоконным кабелем и стенками скважины.
В реализации изобретения описана оптическая сейсморазведывательная система. Она может содержать наземный блок сбора данных и управления, содержащий контроллер и оптический источник. Также оптическая сейсморазведывательная система может содержать источник сейсмических колебаний, расположенный на поверхности возле скважины или в ее стволе, соединенный с наземным блоком сбора данных и управления, создающий после своего запуска с помощью блока сбора данных и управления сейсмический сигнал. Оптическая сейсморазведывательная система может содержать оптический сейсмический инструмент, выполненный с возможностью отсоединения и присоединенный к наземному блоку сбора данных и управления. Оптический сейсмический инструмент может содержать катушку оптоволоконного кабеля, соединенную с грузом изменяемого размера, и средства для сообщения с наземным оборудованием, содержащим оптический источник. Катушка оптоволоконного кабеля, размотанная под его собственной тяжестью, после развертывания в скважине груза изменяемого размера разматывается, создавая при этом акустическое сообщение между оптоволоконным кабелем и стенками скважины. Наземный блок получения и контроля получает через распределенный по оптоволоконному кабелю датчик множество данных оптического измерения, соответствующих характеристикам 1) скважины и 2) пласта, сквозь который скважина пробурена, при этом распределенный по оптоволоконному кабелю датчик деформируется сейсмическим сигналом.
В реализации изобретения раскрыт способ для размещения оптического сейсмоинструмента в скважине при скважинных сейсморазведывательных исследованиях. Способ может включать раздельное соединение оптического сейсмоинструмента на поверхности с наземным оборудованием, содержащим оптический источник, выдающий оптическую пульсацию в распределенный по оптоволокну датчик. Способ может включать создание акустического сообщения между оптоволоконным кабелем и стволом скважины. Оптический сейсмический инструмент может содержать катушку оптоволоконного кабеля, соединенную с грузом изменяемого размера, и средства для сообщения с наземным оборудованием.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Варианты реализации системы, устройство и способ для размещения оптоволоконного кабеля в стволе скважины для оптических сейсмических исследований описаны со ссылками на следующие чертежи.
Фиг. 1 - схематическая иллюстрация поперечного сечения межскважинной системы, содержащей оптический сейсмический инструмент и распределенный по оптоволокну датчик, вместе размещенные в необсаженной скважине в соответствии с реализацией настоящего изложения.
Фиг. 2 - схематическая иллюстрация поперечного сечения межскважинной системы, содержащей оптический сейсмический инструмент и распределенный по оптоволокну датчик, вместе размещенные в необсаженной скважине в соответствии с реализацией настоящего изложения.
Фиг. 3 иллюстрирует пусковое устройство, содержащее оптический сейсмический инструмент в положении для запуска (к примеру, в скважину без давления) в соответствии с реализацией настоящего изобретения.
Фиг. 4 иллюстрирует оптический сейсмический инструмент в соответствии с реализацией настоящего изобретения.
Фиг. 5 иллюстрирует блок-схему способа для оптического сейсмического инструмента при скважинных сейсмических исследованиях в соответствии с реализацией настоящего изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В следующем описании многочисленные детали определены четырежды для обеспечения понимания настоящего раскрытия. Однако специалистам в области техники будет понятно, что настоящее раскрытие может быть реализовано без этих деталей и что у изложенных реализаций возможны многочисленные вариации или изменения.
Раскрытие относится к разнообразным способам стоимостно эффективного размещения одноразового распределенного по оптоволокну датчика в стволе скважины как части скважинного сейсмического исследования, при этом оптоволоконный датчик действует для получения результатов измерений сейсмических сигналов с использованием когерентной оптической частотной рефлектометрии (К-ОЧР). Реализации данного изложения изобретения могут включать способы размещения датчика, распределенного по смотанному оптоволокну, в скважине, интегрированному в балласте или грузе для сейсмического оптического зонда для размещения легкого одноразового оптоволоконного кабеля напротив стенок скважины с помощью силы тяжести и/или давления потока жидкости. Способ может также включать распределенный по размотанному оптоволокну датчик и использование оптоволокна в качестве распределенного сейсмического приемника. В дополнение к этому способ может включать запуск сейсмического сигнала сейсмическим источником и запись сейсмического сигнала в скважине с использованием когерентной оптической частотной рефлектометрии (К-ОЧР). В некоторых реализациях запись может быть выполнена с помощью К-ОЧР, включая измерения фазы. После размещения оптико-волоконного распределенного датчика в соответствии со способами настоящего изобретения данные могут быть получены и обработаны различными методами, к примеру, такими как раскрыто в US 2011/10292763 Coates и др., в целом соотнесенной с настоящим раскрытием.
В разнообразных условиях исследования были проведены скважинные сейсмические исследования с записью сейсмического сигнала с использованием единственного датчика или массива датчиков, расположенных в скважине и простирающихся от дневной поверхности в подземную формацию. В зависимости от конкретного применения сейсмические сигналы могут быть созданы одним или более сейсмическим источником сигнала, расположенным на дневной поверхности, в скважине, в которой сейсмические сигналы обнаруживаются, в соседней скважине и/или в формации, окружающей скважину. Для создания сейсмических сигналов может быть использован широкий спектр сейсмических источников. К примеру, наземные сейсмические источники могут включать пневмопушки, ускоренные ударные грузы, тягачи с вибраторами и взрывы. В целом, скважинные сейсмические источники могут содержать пьезоэлетрические пульсеры, орбитальные, вертикально и радиальные вибраторы, молоты, пневмопушки, искровики, имплозивные канистры и взрывы. В некоторых случаях, таких как использование микросейсмического или гидроразрывного мониторинга, сейсмические сигналы вводятся или когда трещины создаются в окружающей породе, или когда порода на одной из сторон существующих трещин скользит относительно другой. В зависимости от конкретного применения, при котором выполняется мониторинг, сейсмический источник может быть расположен в одном месте, в ограниченном количестве мест (например, расположенных в одну линию вдоль скважины или на дневной поверхности) или же во множестве мест так, чтобы существенно покрывать дневную поверхность в окрестностях скважины, датчики в которой выявляют сейсмические сигналы (например, расположены в несколько параллельных линий, множеством линий, радиально исходящих из одного места, по спирали или же случайным образом или псевдослучайным).
В качестве альтернативы разнообразию известных типов сейсмоприемников, описанных выше, таких как гидрофоны, геофоны, акселерометры или их комбинации, соединенных с электрическими компонентами скважины с усилением, улучшением (например, полосовым фильтром) и оцифровкой электрических сигналов, созданных датчиками в ответ на обнаружение сейсмического события, в соответствии с реализациями настоящего изобретения сейсмические сигналы (включая микросейсмы), распространяющиеся в толще земли вне скважины, могут быть обнаруженными с использованием одного или более вибрационного датчика, распределенного по оптоволокну, размещенному в стволе, вместо множества датчиков, размещенных во множестве мест в стволе. Меньший диаметр оптоволокна кабеля (к примеру, внешний диаметр 125 микрон или 250 микрон с буфером, окружающим волокно, или, в другом примере, диаметр волокна в диапазоне между 80 и 200 микрон и необязательно не превышающий 500 микрон (1/50" 1/4 дюйма или менее)) позволяет распределенному по оптоволоконному кабелю датчику находиться в бурильной колонне или в открытой необсаженной скважине. Далее, оптоволоконная система обнаружения сейсмических сигналов снижает стоимость скважинной электроники. Вместо этого электроника для обнаружения сейсмических данных оптоволоконным датчиком может быть расположена на дневной поверхности. Относительно недорогой оптоволоконный датчик расположен в скважине и, вследствие своей нетоксичной природы, может быть после использования брошен в скважине или оставлен там неактивным. Другими словами, оптоволоконный датчик может рассматриваться как одноразовый элемент.
В порядке измерения сейсмических сигналов с использованием распределенного по оптоволокну вибрационного датчика в распределенный по оптоволокну датчик может быть запущена оптическая пульсация, и отраженный или рассеянный свет, созданный в ответ на пульсацию, может быть обнаружен за протяженный период времени. Рассеянный свет, созданный во время возникающих вне скважины событий вдоль распределенного по оптоволокну датчика, может обеспечивать информацию о характеристиках пластов, окружающих скважину, включая изменения в этих характеристиках в период времени. Такие характеристики могут содержать протяженность резервуара, его геометрию и гетерогенность, а также такие, как содержание флюидов и поровое давление, механические свойства пород, увеличение нефтеотдачи, увеличение захоронения CO2, эластичные параметры анизотропии, индуцированную геометрию трещиноватости и природной ориентации и интенсивности трещиноватости. В некоторых реализациях распределенный по оптоволокну датчик может быть отделяемо сообщен с наземной электроникой для опроса и получения сейсмических или микросейсмических данных о событиях, выявленных распределенным по оптоволокну датчиком.
В некоторых реализациях оптоволоконный кабель заходит на устройство хранения, такое как катушка, создавая смотанный распределенный по оптоволокну датчик. Хотя катушка описана в данной упрощенной реализации, другие реализации могут быть не ограничены этим примером. Распределенный по оптоволокну датчик может находиться во внешнем окружающем отделе, в котором центральная ось отдела параллельна оси инструмента или ствола. Дополнительно, распределенный по оптоволокну датчик может охватывать свободный шкив, вал двигателя или любое количество механизмов, используемых для возможности хранения или размещения кабеля и/или линии.
В любых реализациях, раскрытых здесь, распределенный по оптоволокну датчик может быть однорежимным либо же многорежимным волокном, в зависимости от конкретного применения, как и от конкретного наземного оборудования, содержащего наземный блок опроса и получения данных (НБОПД) 110, используемый для сбора данных от оптоволоконного датчика.
Независимо от местоположения и используемой техники сейсмические сигналы (создаваемые во время сейсмического исследования, к примеру) могут быть обнаружены любым одним или более распределенным по оптоволокну датчиком, как проиллюстрировано на фиг. 1. В качестве примера могут быть выполнены любые из следующих видов сейсмических исследований с одним или более распределенным по оптоволокну сейсмоприемником, использующимся вместо традиционных сейсмоприемников: сейсмокаротаж, метод обращенного годографа, продольное вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), ВСП методом вертикально падающих волн, непродольное ВСП, многопрофильное ВСП, уровневое ВСП, круговое ВСП, мультиазимутальное круговое ВСП, 3D ВСП, межскважинная сейсмотомография, мониторинг гидроразрыва (МГР), микросейсмический мониторинг (МСМ) и частотная скважинная сейсмика. Следующие исследования приведены только в качестве примеров, и изложенные здесь техники и системы сейсмического мониторинга могут использоваться для мониторинга сейсмосигнала, созданного по другим сценариям, искусственного и обнаруженного естественного.
Фиг. 1 - схематическая иллюстрация поперечного сечения межскважинной системы 100, содержащей оптический сейсмический инструмент 102 и распределенный по оптоволокну датчик, вместе размещенные в необсаженной скважине 103 в соответствии с реализацией настоящего изложения. Оптический оптоволоконный кабель 104 навит (например, на устройство хранения, такое как катушка 106), представляя смотанную оптоволоконную бобину. Хотя катушка 106 описана в данной упрощенной реализации, другие реализации могут быть не ограничены этим примером.
Как иллюстрирует фиг. 1, в данной реализации оптоволоконный кабель 104 намотан на катушку 106 и соединен с грузом 108 для размещения на заданной глубине с помощью силы тяжести. Вес груза 108 может быть настраиваемым, а его форма - изменяема для содействия размещению силой тяжести. Использование передачи силы тяжести может быть соответствующим для небольшого наклона скважин, при котором угол скважины 103 позволяет силе тяжести преодолевать силы трения, тем самым вовлекая оптический сейсмический инструмент 102 на полную глубину (ПГ).
В других реализациях привлекаются наклонные скважины (те, что хотя бы частично отклоняются от вертикали), для погружения оптического сейсмического инструмента 102 может использоваться тяговый двигатель или близлежащий сжатый флюид в скважине 103. В реализации изобретения возможна также замена груза, используемого для развертывания волокна с помощью силы тяжести, на активный транспортер, содержащий тягач, пропеллер или любую похожую систему, для замены на него в отклоняющейся (например, горизонтальной) скважине в ситуации, когда сила тяжести неприменима для погружения волокна. Такие устройства действуют на носитель, на груз или на любой другой механический узел, содержащий бобину с оптоволокном, но не само оптоволокно, такое как оптоволоконный кабель, пассивно развернутый перемещением носителя. Длина волокна, извлеченного из катушки, в результате напрямую соотносится с размещением носителя, даже если оптоволоконный кабель скручен для достижения винтовой формы после размещения в стволе.
В некоторых случаях в своих реализациях оптоволоконный кабель 104 заранее намотан на катушку, которая обычно стоит свободно. Другими словами, после того как катушка была смотана, для хранения оптоволоконного кабеля 104 никакого каркаса катушки не требуется. Пример подготовленной и смотанной катушки описан в US 6561488. В таком варианте, как только оптоволоконный кабель 104 размещен с такой катушки, обратная смотка на катушку может представлять сложность. В результате для реализаций настоящего описания возможно, чтобы такие части инструмента, как оптоволоконный кабель 104 и груз 108, предназначенные для разового использования, могли иметь относительно низкую стоимость, в то время как более дорогая электроника, предназначенная для длительного использования, оставалась в наземном оборудовании. Может быть встроено слабое соединение, отделяемое соединение или же удаленно приводимое в действие отрубающее устройство или катушка (среди прочих примеров).
Смотанное оптоволокно, размещенное описанным в данном документе образом, может лежать на стенках ствола после достижения оптическим сейсмическим инструментом глубины в несколько сотен метров. Однако оптоволокно может содержать необязательное покрытие, позволяющее акустическому сообщению иметь большее подобие, т.е. что оптоволокно может лежать на стенках ствола с помощью, к примеру, поверхностного натяжения или магнетизма. В реализации изобретения размещение оптоволокна может включать намотку скрученного оптоволокна на катушку для достижения того, чтобы оптоволокно легло на стенку скважины. Во время размещения в скважине оптоволокно может приобрести винтовую форму пружины, которая, после размещения в скважине, отпускается, расслабляясь, для контактирования со стенками скважины. Достижение того, чтобы оптоволокно легло на стенки скважины, может быть желательным в некоторых обстоятельствах или приложениях. Относительно небольшая масса оптоволокна и небольшие силы, требуемые для распространения оптоволокна в ответ на сейсмические волны, означают, что контакт небольшой силы между оптоволокном и стенками скважины достаточен для обеспечения соответствующего сообщения с сейсмическими волнами в пласте.
Межскважинная сейсмическая система 100, проиллюстрированная на фиг. 1, также содержит наземное оборудование, содержащее наземный блок опроса и получения данных (НБОПД) 110. Наземное оборудование может дополнительно содержать хотя бы наземный сейсмический источник 112-1 (или множество источников). Межскважинная сейсмическая система 100 также содержит сейсмический источник 112-2 в смежной скважине 113. В соответствии с фиг. 1, показывающей наземные источники или в одной соседней скважине, сейсмические сигналы могут быть созданы одним или более сейсмическим источником сигнала, расположенным на дневной поверхности, в скважине, в которой сейсмические сигналы обнаруживаются, в соседней скважине и/или в формации, окружающей скважину.
Реализации оптического сейсмического инструмента 102 могут также использоваться в скважинах под давлением. Фиг. 2 - схематическая иллюстрация поперечного сечения межскважинной сейсмической системы 200, содержащей оптический сейсмический инструмент 102 и распределенный по оптоволокну датчик, вместе размещенные в бурильной колонне 205 во флюиде под давлением в соответствии с реализацией настоящего изложения. В таких реализациях оптический сейсмический инструмент 102 может быть вставлен в скважину 103 с барьером давления 209 (такой как устьевой выход, изолирующий клапан или временная пробка) и может свободно падать до заданной глубины в скважине 103 (в некоторых случаях до забоя или до конкретной исследуемой глубины). Смотанное оптоволокно 104 может быть присоединено на поверхности к НБОПД 110 и выполнено с возможностью размотки из оптического сейсмического инструмента 102 по мере того, как оптический сейсмический инструмент 102 перемещается вниз во флюиде по скважине 103. Скорость перемещения может быть управляема сочетанием веса груза 108, расхода флюида в скважине (если есть), сопротивления флюида, основанного на форме и поперечном сечении оптического сейсмического инструмента 102, а также вязкости флюида в скважине 103 (также называемой стволом). В зависимости от применения оптический сейсмический инструмент 102 может содержать такое устройство, как выступающие ребра, для увеличения сопротивления и в результате уменьшения скорости спуска оптического сейсмического инструмента 102.
Для получения сейсмических данных НБОПД 110 переводит минутные динамические напряжения оптоволоконного кабеля 104 в оптический сигнал и затем в электрический сигнал, который может быть оцифрован и записан или подвергнут дальнейшей обработке для получения сигнала в одном из принятых в сейсмической промышленности форматов, таком как LDF-формат или SEG-Y-формат. Одно примерное приближение для обработки в НБОПД 110 основано на принципе когерентного обратного рассеяния Рэлея (иногда называемого когерентным шумом Рэлея). В этом случае один или более короткий пробный импульс когерентного света пускается в оптоволоконный кабель 104, имея результатом рассеяние на приблизительной той же оптической частоте, что и анализируемые пробные импульсы. Техники опроса чувствительного волокна описаны, к примеру, в следующих патентах или патентных публикациях: US2012/0067118 A1, GB2 222 247 A, WO2010/136810 A2, GB2 401 738A, WO2006/048647 A2, US 5 194 847. В некоторых реализациях НБОПД 110 может быть выполнен с возможностью, в своей реализации, измерения других параметров, таких как температура или профили напряжения.
В несколько другой реализации оптоволоконный кабель 104 может содержать слабые рефлекторы, такие как волоконные брэгговские решетки (ВБР), которые могут быть опрошены с использованием разнообразных техник, не являющихся основным предметом настоящего изобретения. Также ВБР могут быть использованы с техникой скрученных волокон для определения шагов спирали оптоволокна и, теоретически, для корреляции истинных глубины и длины волокна, заданных тем, что натяжение, оказываемое на оптоволокно, может его растягивать. ВБР могут быть вписаны во время процесса вытягивания оптоволокна и сформировать массив датчиков, а не непрерывный, полностью распределенный датчик. Похожие на это средства опрашиваемого отражающего массива были описаны ранее, к примеру, в GB 2 126 820 или в WO2010/045286.
Как показано на фиг. 2, более длинный оптический сейсмический инструмент 102 меньшего диаметра может быть присоединен к грузу 108, имеющему форму торпеды или дротика. Установка насоса 214 может быть запущена для закачки оптического сейсмического инструмента 102 в буровую колонну 205. В этом случае оптический сейсмический инструмент 102 размещен при помощи флюидного давления скорее, чем при помощи силы тяжести (как это было в случае на фиг. 1). Подход с использованием флюида под давлением для закачки оптического сейсмического инструмента 102 может быть применен, к примеру, однако не ограничиваясь им, для наклонных скважин, восходящих и субгоризонтальных. Другие аспекты размещения оптоволоконного кабеля 104 с помощью оптического сейсмического инструмента 102, перемещающегося вниз по бурильной колонне, могут быть похожими на уже описанные в контексте фиг. 1.
Фиг. 3 иллюстрирует пусковое устройство 300, содержащее оптический сейсмический инструмент 102 в положении для запуска (к примеру, в скважину без давления) в соответствии с реализацией настоящего изобретения. В некоторых приложениях или реализациях, где недопустимо оставлять детали, такие как груз 108, в скважине, оптический сейсмический инструмент 102 может быть опущен, к примеру, с треноги 316, в соответствии с иллюстрацией, на пригодном конвейере 320, таком как канат, трос или колтюбинг, к примеру. Для размещения оптического сейсмического инструмента 102 на устье скважины может быть использована централизованная стрела 318. Оптический сейсмический инструмент 102 может быть необязательно возвращен сматыванием конвейера 320. Оптоволоконный кабель 104 (не показанный на фиг. 3, поскольку оптоволоконный кабель 104 не размотан до тех пор, пока не размещен в скважине) сам по себе может быть оторван и оставлен в стволе, но вполне может быть и возвращен.
Фиг. 4 иллюстрирует оптический сейсмический инструмент 102 более детально, нежели предыдущие чертежи, в соответствии с реализацией настоящего изобретения, который может быть использован в любых вариантах реализации, проиллюстрированных на фиг. 1-3. Оптический сейсмический инструмент 102 может содержать груз 108 на нижнем конце инструмента 102. Груз 108 может быть изменяем по весу, длине или и тому, и другому в модульной форме, где вес и длина могут быть добавлены или сняты. Вес и длина груза 108 могут быть выбраны из отклонения скважины, в которой он используется, плотности бурового раствора или других скважинных флюидов, планируемого флюидного расхода и скорости опускающегося оптического сейсмического инструмента 102.
Груз 108 может быть выполнен из натурального материала, в варианте реализации, допускающей оставление груза 108 в скважине после выполнения исследований, такого как песчаник, простые металлы, такие как алюминий и подобные. В варианте реализации материал груза 108 может быть цементом. В еще одном варианте реализации груз 108 может быть выполнен из материала, растворяемого или абсорбирующегося флюидом или буровым раствором - к примеру, из каменной соли или мелких зерен свинца, склеенных растворимым клеем, или из другого материала, разбиваемого или истаиваемого в скважинных условиях после заданного периода времени.
Груз 108 сообщается с помощью замкового механизма 422, к примеру паза, с катушкой 106. Катушка 106 для оптоволокна содержит намотанное оптоволокно в соответствии с описанием выше, намотанное на катушку или смотанное с приданием витков на катушке 106. Во время своего размещения оптоволоконный кабель 104 разматывается с верхней части оптического сейсмического инструмента 102 сквозь сопло 424 (т.е. ловильную головку или сопло). Как отмечено выше, оптоволоконный кабель может иметь покрытие, могущее быть защитным, адгезивным и/или магнитным.
В соответствии с фиг. 5 на блок-схеме показано изложение способа 500 размещения оптического сейсмического инструмента в скважине при скважинных сейсмических исследованиях. Способ может включать отделяемое соединение 526 оптического сейсмоинструмента на поверхности с наземным оборудованием. Наземное оборудование может содержать оптический источник (отдельно не показанный), выдающий оптическую пульсацию в распределенный по оптоволококну датчик, так же, как НБОПД 110. Оптический сейсмический инструмент содержит катушку оптоволоконного кабеля, соединенную с грузом изменяемого размера и механизмом, сообщающим его с наземным оборудованием, таким как защелка, ловильная головка, сопло и другие подобные.
Способ продолжается размещением 528 оптического сейсмического инструмента с помощью силы тяжести или силы давления жидкости, разматывая тем самым катушку с оптоволоконным кабелем в скважину. Способ продолжается созданием 530 акустического сообщения между оптоволоконным кабелем и скважиной, такого как сейсмические волны, проходящие сквозь формацию вокруг скважины, могущие быть измеренными оптоволоконным кабелем. Создание акустического контакта между оптоволоконным кабелем и стенками скважины может включать присоединение оптоволокна к стенкам скважины с помощью адгезивного покрытия, магнитного покрытия и/или наружной винтовой силы, вызванной отпусканием смотанного оптоволокна.
Способ может необязательно включать отсоединение оптического сейсмоинструмента от наземного блока сбора встроенным рассоединителем, могущим обрезать, откручивать или иными способами отделять оптоволоконный кабель от НБОПД 110.
Способ может необязательно дополнительно включать размещение оптического сейсмического инструмента на первую глубину на скорости, основанной по меньшей мере частично на изменяемости размера груза, присоединенного к распределенному по оптоволокну датчику.
Способ может необязательно дополнительно включать размещение оптического сейсмического инструмента на первую глубину на скорости, зависящей от скорости потока флюида в скважине и/или сопротивления флюида, основанного по меньшей мере частично на изменяемости формы груза или площади оптического сейсмического инструмента, и на вязкости флюида в скважине.
Варианты реализации настоящего раскрытия могут быть направлены на продуктивные скважины углеводородов, нагнетательные скважины для улучшения углеводородной отдачи, геотермальные скважины для извлечения или хранения энергии, скважины для изоляции CO2 и скважины, пробуренные специально с целью сейсмического мониторинга. В дополнение, распределенные по оптоволокну вибрационные датчики могут быть размещены во множестве скважин в окрестностях скважины, содержащей сейсмический источник, поэтому может быть одновременно выполнено множество межскважинных исследований. Похожим образом может быть оборудовано множество расположенных поблизости скважин при проведении почти любых из описанных здесь скважинных сейсмических исследований. Далее, множество окружающих скважин, участвующих в ГРП-стимуляции, может содержать оптоволоконные вибрационные датчики для обнаружения сейсмических сигналов в результате процесса ГРП.
В то время как описание было раскрыто в соответствии с ограниченным количеством вариантов реализаций, специалист в области техники, получающий выгоду от данного раскрытия, оценит многочисленные его модификации и изменения. В то время как раскрытие было описано в контексте использования скважинных инструментов, устройство из данного раскрытия может быть использовано в разнообразных приложениях.
В спецификациях и присоединенных заявлениях термины "соединение", "соединенный", "в соединении с" используется в значении "в прямом соединении с" или "в соединении с помощью другого элемента"; при этом термин "набор" используется в значении "один элемент" или "более чем один элемент". Как использовано в данном описании, термины "верх" и "низ", "выше" и "ниже" и другие подобные термины показывают относительное местоположение выше или ниже от данной точки или элемента, используемого в пояснении для более четкого описания некоторых вариантов реализации настоящего изобретения.
Хотя выше детально описаны некоторые примеры реализаций, специалист в области техники, получающий выгоду от данного раскрытия, поймет, что у примерных вариантов реализаций возможно множество модификаций без значимого отклонения от сути раскрытия. Соответственно, такие модификации предназначены для включения в обзор данного раскрытия, как указано в формуле. В формуле изобретения положения значение-плюс-функция предназначены для покрытия структур, описанных в данном документе, выполняющих описанную функцию, и не просто структурные эквиваленты, однако также эквивалентные структуры. Следовательно, хотя гвоздь и винт могут не быть структурными эквивалентами, поскольку гвоздь представляет цилиндрическую поверхность для надежного сколачивания деревянных частей вместе, в то время как винт представляет спиральную поверхность в среде скрепления деревянных частей вместе, гвоздь и винт могут быть эквивалентными структурами. С явным намерением заявителя не ссылаться на 35 U.S.C. § 112, параграф 6 для любых ограничений любых пунктов данной формулы, исключая те случаи, когда формула явно использует слова "предназначено для" вместе с соответствующей функцией.
Предпочтительные аспекты и варианты реализации были выбраны и описаны для наилучшего разъяснения принципов настоящего раскрытия и их практического приложения. Предшествующее описание предназначено для того, чтобы специалисты в области техники наилучшим образом использовали настоящее раскрытие в разных аспектах и вариантах реализации с разнообразием модификаций, пригодных к конкретному предположительному использованию. В дополнение, способы могут быть запрограммированы и сохранены как набор инструкций, при исполнении выполняющих способы, описанные в данном документе.

Claims (32)

1. Оптический сейсмический инструмент, содержащий
катушку с оптоволоконным кабелем, соединенную с грузом изменяемого размера, и средство для соединения с наземным оборудованием, содержащим оптический источник;
причем катушка оптоволоконного кабеля разматывается силой тяжести с помощью помещения груза изменяемого размера в скважину, а разматывание создает акустическое сообщение между оптоволоконным кабелем и скважиной.
2. Оптический сейсмический инструмент по п. 1, отличающийся тем, что груз изменяемого размера содержит изменяемый вес или изменяемую длину.
3. Оптический сейсмический инструмент по п. 2, отличающийся тем, что изменяемость груза основана на плотности бурового раствора, наклоне скважины и заданной скорости спуска оптического сейсмического инструмента.
4. Оптический сейсмический инструмент по п. 1, отличающийся тем, что катушка с оптоволоконным кабелем соединена с верхней частью груза изменяемого размера.
5. Оптический сейсмический инструмент по п. 1, отличающийся тем, что оптоволоконный кабель содержит магнитное покрытие, адгезивное покрытие или защитное покрытие.
6. Оптический сейсмический инструмент по п. 1, отличающийся тем, что акустическое сообщение создается адгезивным покрытием, магнитным покрытием, наружной винтовой силой, вызванной отпусканием смотанного оптоволокна, или любым их сочетанием.
7. Оптический сейсмический инструмент по п. 1, отличающийся тем, что катушка с оптоволоконным кабелем разматывается силой тяжести, а также силой, приложенной флюидом под давлением во время опускания груза изменяемого размера в скважину.
8. Оптический сейсмический инструмент по п. 1, отличающийся тем, что груз изменяемого размера содержит природный материал, растворимый в растворе, выбранный из группы, содержащей алюминий, цемент, соль и металл.
9. Оптическая сейсморазведывательная система, содержащая
наземный блок сбора данных и управления, содержащий контроллер и оптический источник;
источник сейсмических колебаний, расположенный на поверхности возле или в стволе скважины, соединенный с наземным блоком сбора данных и управления, создающий после своего запуска с помощью блока сбора данных и управления сейсмический сигнал; и
оптический сейсмический инструмент, выполненный с возможностью отсоединения и присоединенный к наземному блоку сбора данных и управления, содержащий
катушку оптоволоконного кабеля, соединенную с грузом изменяемого размера, и средство для соединения с наземным оборудованием, содержащим оптический источник;
причем катушка оптоволоконного кабеля разматывается силой тяжести с помощью помещения груза изменяемого размера в скважину; разматывание создает акустическое сообщение между оптоволоконным кабелем и скважиной,
при этом наземный блок получения и контроля после размещения в скважине оптического сейсмического инструмента получает через распределенный по оптоволоконному кабелю датчик множество данных оптических измерений, соответствующих характеристикам 1) скважины и 2) пласта, сквозь который скважина пробурена; при этом распределенный по оптоволоконному кабелю датчик деформируется сейсмическими сигналами.
10. Оптическая сейсморазведывательная система по п. 9, отличающаяся тем, что груз изменяемого размера содержит изменяемый вес или изменяемую длину.
11. Оптическая сейсморазведывательная система по п. 10, отличающаяся тем, что изменяемость размера груза задана плотностью бурового раствора и заданной скоростью спуска оптического сейсмического инструмента.
12. Оптическая сейсморазведывательная система по п. 9, отличающаяся тем, что катушка с оптоволоконным кабелем соединена с верхней частью груза изменяемого размера.
13. Оптическая сейсморазведывательная система по п. 9, отличающаяся тем, что оптоволоконный кабель также содержит магнитное покрытие, адгезивное покрытие или защитное покрытие.
14. Оптическая сейсморазведывательная система по п. 9, отличающаяся тем, что акустическое сообщение создается адгезивным покрытием, магнитным покрытием, наружной винтовой силой, вызванной отпусканием смотанного оптоволокна, или любым их сочетанием.
15. Оптическая сейсморазведывательная система по п. 9, отличающаяся тем, что катушка с оптоволоконным кабелем разматывается силой тяжести, а также силой, приложенной флюидом под давлением во время опускания груза изменяемого размера в скважину.
16. Способ для размещения оптического сейсмического инструмента в скважине при скважинных сейсмических исследованиях, включающий:
раздельное соединение оптического сейсмического инструмента на поверхности с наземным оборудованием, содержащим оптический источник, выдающий оптическую пульсацию в распределенный по оптоволокну датчик;
при этом оптический сейсмический инструмент может содержать катушку оптоволоконного кабеля, соединенную с грузом изменяемого размера, и средства для сообщения с наземным оборудованием;
размещение оптического сейсмического инструмента с помощью силы тяжести или силы давления жидкости, вследствие чего катушка с оптоволоконным кабелем разматывается; и
создание акустического сообщения между оптоволоконным кабелем и стволом скважины.
17. Способ по п. 16, дополнительно включающий оптический сейcмоинструмент, выполненный с возможностью отсоединения и присоединенный к блоку сбора данных и управления на поверхности.
18. Способ по п. 16, дополнительно включающий размещение оптического сейсмического инструмента на первую глубину на скорости, основанной по меньшей мере частично на изменяемости размера груза, присоединенного к распределенному по оптоволокну датчику.
19. Способ по п. 16, дополнительно включающий размещение оптического сейсмического инструмента на первую глубину со скоростью, основанной на скорости потока в скважине и/или сопротивлении флюида, основанного по меньшей мере частично на изменяемости формы груза или площади сейсмического оптического инструмента, и на вязкости флюида в скважине.
20. Способ по п. 16, отличающийся тем, что создание акустического контакта между оптоволоконным кабелем и стенками скважины может включать присоединение оптоволокна к стенкам скважины с помощью адгезивного покрытия, магнитного покрытия и/или наружной винтовой силы, вызванной отпусканием смотанного оптоволокна.
RU2014132395A 2012-01-06 2013-01-04 Скважинное размещение оптического волокна для сейсмических исследований RU2612957C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP12250004.4 2012-01-06
EP12250004 2012-01-06
PCT/US2013/020406 WO2013103908A1 (en) 2012-01-06 2013-01-04 Optical fiber well deployment for seismic surveying

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014132395A RU2014132395A (ru) 2016-02-27
RU2612957C2 true RU2612957C2 (ru) 2017-03-14

Family

ID=48745461

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014132395A RU2612957C2 (ru) 2012-01-06 2013-01-04 Скважинное размещение оптического волокна для сейсмических исследований

Country Status (7)

Country Link
US (1) US9798023B2 (ru)
EP (1) EP2800985A4 (ru)
CN (1) CN104094137A (ru)
BR (1) BR112014016769B1 (ru)
CA (1) CA2860566C (ru)
RU (1) RU2612957C2 (ru)
WO (1) WO2013103908A1 (ru)

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9377551B2 (en) * 2013-05-22 2016-06-28 Schlumberger Technology Corporation Method of borehole seismic surveying using an optical fiber
GB201413802D0 (en) * 2014-08-04 2014-09-17 Optasense Holdings Ltd Monitoring of reservoirs
US10120094B2 (en) 2014-08-25 2018-11-06 Halliburton Energy Services, Inc. Seismic monitoring below source tool
WO2016138205A1 (en) * 2015-02-27 2016-09-01 Schlumberger Technology Corporation Seismic investigations using seismic sensor
US10502799B2 (en) 2015-03-31 2019-12-10 Halliburton Energy Services, Inc. Fiber optic nuclear magnetic resonance sensor
GB201512479D0 (en) * 2015-07-16 2015-08-19 Well Sense Technology Ltd Wellbore device
WO2017019076A1 (en) * 2015-07-30 2017-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Imaging subterranean anomalies using acoustic doppler arrays and distributed acoustic sensing fibers
KR101779362B1 (ko) 2016-01-18 2017-09-18 (주)해양공간정보기술 음속측정기 보호대
CN105507883B (zh) * 2016-01-29 2019-01-01 明晓峰 综合录井传感器安装动调架
CN109339695A (zh) * 2016-02-23 2019-02-15 合肥智慧龙图腾知识产权股份有限公司 一种光纤检测地震用途的钻井装置
CN105869359B (zh) * 2016-06-01 2018-02-27 漳浦县圆周率工业设计有限公司 一种分辨震级的光纤激光地震报警方法
CN105844861B (zh) * 2016-06-01 2018-01-23 漳浦县圆周率工业设计有限公司 一种利用超长光纤光路监控的地震报警装置
CN105844860B (zh) * 2016-06-01 2018-02-27 漳浦县圆周率工业设计有限公司 一种运用激光和多通路超长光纤地震报警方法
CN105869358B (zh) * 2016-06-01 2018-01-23 漳浦县圆周率工业设计有限公司 一种超长光纤激光激发式地震报警装置
GB2571211A (en) * 2016-12-21 2019-08-21 Halliburton Energy Services Inc Downhole sensing cable system for improved seismic energy coupling to the cable system
CN106772566B (zh) * 2017-01-13 2019-04-12 重庆科技学院 地震检波器支架及其地震信号采集方法
CN107479098B (zh) * 2017-07-14 2020-04-28 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种水力压裂过程中同井微地震监测工艺
US11066906B2 (en) 2017-10-26 2021-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Submersible vehicle with optical fiber
CN107941249B (zh) * 2017-10-31 2020-03-17 江苏省地质调查研究院 一种将光纤埋入深钻竖孔的装置及安装方法
US10955264B2 (en) * 2018-01-24 2021-03-23 Saudi Arabian Oil Company Fiber optic line for monitoring of well operations
US11243321B2 (en) 2018-05-04 2022-02-08 Chevron U.S.A. Inc. Correcting a digital seismic image using a function of speed of sound in water derived from fiber optic sensing
US11467308B2 (en) * 2018-05-21 2022-10-11 West Virginia University Fibro: a fiber optic data processing software for unconventional reservoirs
US11002093B2 (en) 2019-02-04 2021-05-11 Saudi Arabian Oil Company Semi-autonomous downhole taxi with fiber optic communication
US11365958B2 (en) 2019-04-24 2022-06-21 Saudi Arabian Oil Company Subterranean well torpedo distributed acoustic sensing system and method
US10883810B2 (en) 2019-04-24 2021-01-05 Saudi Arabian Oil Company Subterranean well torpedo system
US10995574B2 (en) 2019-04-24 2021-05-04 Saudi Arabian Oil Company Subterranean well thrust-propelled torpedo deployment system and method
CN110095809B (zh) * 2019-06-13 2024-06-04 中油奥博(成都)科技有限公司 井中光纤时频电磁和四分量地震数据采集装置及方法
CN110965984A (zh) * 2019-10-23 2020-04-07 电子科技大学 一种下井测试光缆及其下井测试方法
CN110794453A (zh) * 2019-11-08 2020-02-14 深圳市深创谷技术服务有限公司 检测构件、感测装置和地震检测系统
US11346177B2 (en) 2019-12-04 2022-05-31 Saudi Arabian Oil Company Repairable seal assemblies for oil and gas applications
CN112764179B (zh) * 2020-12-31 2022-08-16 中油奥博(成都)科技有限公司 一种下井光缆及下井方法
CN114578412B (zh) * 2022-05-05 2022-08-09 华中科技大学 一种光纤微振动检波测量系统

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1007056A1 (ru) * 1981-04-28 1983-03-23 Предприятие П/Я М-5703 Устройство дл азимутальной ориентации сейсмоприемников в скважине
US20070165487A1 (en) * 2002-03-22 2007-07-19 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for borehole sensing including downhole tension sensing
US7567485B2 (en) * 2002-03-22 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for borehole sensing
US20090326826A1 (en) * 2007-02-15 2009-12-31 Hifi Engineering Inc Method and apparatus for fluid migration profiling
US20110188346A1 (en) * 2010-02-01 2011-08-04 Hifi Engineering Inc. Method for detecting and locating fluid ingress in a wellbore

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2126820B (en) 1982-07-17 1986-03-26 Plessey Co Plc An optical sensing system
US4722603A (en) * 1986-06-27 1988-02-02 Chevron Research Company Interferometric means and method for accurate determination of fiber-optic well logging cable length
GB2222247A (en) 1988-08-23 1990-02-28 Plessey Co Plc Distributed fibre optic sensor system
US4923011A (en) * 1989-08-21 1990-05-08 Uvon Skipper Drill stem mud wiping apparatus
US5194847A (en) 1991-07-29 1993-03-16 Texas A & M University System Apparatus and method for fiber optic intrusion sensing
US5285204A (en) * 1992-07-23 1994-02-08 Conoco Inc. Coil tubing string and downhole generator
US5435395A (en) * 1994-03-22 1995-07-25 Halliburton Company Method for running downhole tools and devices with coiled tubing
US6041872A (en) * 1998-11-04 2000-03-28 Gas Research Institute Disposable telemetry cable deployment system
GB9908480D0 (en) 1999-04-15 1999-06-09 Sensor Highway Ltd Pipeline cable deployment apparatus and method
US20040117119A1 (en) * 2002-12-17 2004-06-17 West Phillip B. Method, apparatus and system for detecting seismic waves in a borehole
GB2401738A (en) 2003-05-16 2004-11-17 Radiodetection Ltd Optical fibre sensor
US20050236161A1 (en) * 2004-04-23 2005-10-27 Michael Gay Optical fiber equipped tubing and methods of making and using
US7730967B2 (en) * 2004-06-22 2010-06-08 Baker Hughes Incorporated Drilling wellbores with optimal physical drill string conditions
GB0424305D0 (en) 2004-11-03 2004-12-01 Polarmetrix Ltd Phase-disturbance location and measurement in optical-fibre interferometric reflectometry
CN1979221B (zh) 2005-11-30 2010-09-29 Kjt企业公司 用于通过导电井眼套管测量地球地层电阻率的系统
ATE403064T1 (de) 2006-05-12 2008-08-15 Prad Res & Dev Nv Verfahren und vorrichtung zum lokalisieren eines stopfens im bohrloch
US7954560B2 (en) 2006-09-15 2011-06-07 Baker Hughes Incorporated Fiber optic sensors in MWD Applications
GB2442746B (en) 2006-10-13 2011-04-06 At & T Corp Method and apparatus for acoustic sensing using multiple optical pulses
WO2010045286A1 (en) 2008-10-14 2010-04-22 Schlumberger Canada Limited Polarization-diverse, heterodyne optical receiving system
US20100200743A1 (en) 2009-02-09 2010-08-12 Larry Dale Forster Well collision avoidance using distributed acoustic sensing
CA3175365A1 (en) 2009-05-27 2010-12-02 Silixa Ltd Method and apparatus for optical sensing
GB0919902D0 (en) * 2009-11-13 2009-12-30 Qinetiq Ltd Improvements in fibre optic cables for distributed sensing
US8605542B2 (en) 2010-05-26 2013-12-10 Schlumberger Technology Corporation Detection of seismic signals using fiber optic distributed sensors
CA2809660C (en) 2010-09-01 2016-11-15 Schlumberger Canada Limited Distributed fiber optic sensor system with improved linearity

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1007056A1 (ru) * 1981-04-28 1983-03-23 Предприятие П/Я М-5703 Устройство дл азимутальной ориентации сейсмоприемников в скважине
US20070165487A1 (en) * 2002-03-22 2007-07-19 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for borehole sensing including downhole tension sensing
US7567485B2 (en) * 2002-03-22 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for borehole sensing
US20090326826A1 (en) * 2007-02-15 2009-12-31 Hifi Engineering Inc Method and apparatus for fluid migration profiling
US20110188346A1 (en) * 2010-02-01 2011-08-04 Hifi Engineering Inc. Method for detecting and locating fluid ingress in a wellbore

Also Published As

Publication number Publication date
US20140376332A1 (en) 2014-12-25
CA2860566C (en) 2020-07-14
BR112014016769A8 (pt) 2017-07-04
CA2860566A1 (en) 2013-07-11
CN104094137A (zh) 2014-10-08
BR112014016769A2 (pt) 2017-06-13
BR112014016769B1 (pt) 2020-11-10
US9798023B2 (en) 2017-10-24
RU2014132395A (ru) 2016-02-27
EP2800985A1 (en) 2014-11-12
WO2013103908A1 (en) 2013-07-11
EP2800985A4 (en) 2016-01-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2612957C2 (ru) Скважинное размещение оптического волокна для сейсмических исследований
US10113902B2 (en) Detection of seismic signals using fiber optic distributed sensors
US20210131276A1 (en) System and Method to Obtain Vertical Seismic Profiles in Boreholes Using Distributed Acoustic Sensing on Optical Fiber Deployed Using Coiled Tubing
US20170276815A1 (en) Microseismic monitoring with fiber-optic noise mapping
CN101460703B (zh) 水力压裂和监测的方法及装置
US8069913B2 (en) Method and apparatus for detecting acoustic activity in a subsurface formation
CA2845671A1 (en) Determining perforation orientation
WO2012123760A2 (en) Subsurface monitoring using distributed acoustic sensors
US8681588B2 (en) Memory seismic device and method
WO2005094431A2 (en) Seismic acquisition system
CA3100699C (en) Simultaneous seismic refraction and tomography
Paulsson et al. A fiber optic borehole seismic vector sensor system for high resolution CCUS site characterization and monitoring
CN106401572B (zh) 一种随钻vsp测量传感器推靠装置及测量工具
CN105974478B (zh) 一种随钻vsp测量传感器安装设备及测量工具
Paulsson et al. A fiber-optic borehole seismic vector sensor system for geothermal site characterization and monitoring
WO2014064618A1 (en) Downhole sensor and method of coupling same to a borehole wall
Paulsson et al. Development and Test of a 300 C Fiber Optic Borehole Seismic System
Paulsson Development and Test of a 1,000 Level 3C Fiber Optic Borehole Seismic Receiver Array Applied to Carbon Sequestration
Hornby et al. Reservoir monitoring using permanent in-well seismic
WO2016010447A1 (en) A borehole sensing seismic fiber optic tool