RU2644177C2 - Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном - Google Patents

Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном Download PDF

Info

Publication number
RU2644177C2
RU2644177C2 RU2016101220A RU2016101220A RU2644177C2 RU 2644177 C2 RU2644177 C2 RU 2644177C2 RU 2016101220 A RU2016101220 A RU 2016101220A RU 2016101220 A RU2016101220 A RU 2016101220A RU 2644177 C2 RU2644177 C2 RU 2644177C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sensor
drill pipe
fiber
weighted optimization
sensor fiber
Prior art date
Application number
RU2016101220A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2016101220A (ru
Inventor
Ратиш Сухас КАДАМ
Абхай БОДАКЕ
Рахул Рамчандра ГАИКВАД
Анкит ПУРОХИТ
Бхаргав ГАДЗЗИ
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 RU2016101220A publication Critical patent/RU2016101220A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2644177C2 publication Critical patent/RU2644177C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/003—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by analysing drilling variables or conditions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/006—Accessories for drilling pipes, e.g. cleaners
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/007—Measuring stresses in a pipe string or casing
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
    • E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
    • G01L1/00—Measuring force or stress, in general
    • G01L1/24—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet
    • G01L1/242—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre
    • G01L1/243—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre using means for applying force perpendicular to the fibre axis
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
    • G01L1/00—Measuring force or stress, in general
    • G01L1/24—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet
    • G01L1/242—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre
    • G01L1/246—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre using integrated gratings, e.g. Bragg gratings
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M11/00—Testing of optical apparatus; Testing structures by optical methods not otherwise provided for
    • G01M11/08—Testing mechanical properties
    • G01M11/083—Testing mechanical properties by using an optical fiber in contact with the device under test [DUT]
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V8/00—Prospecting or detecting by optical means
    • G01V8/10—Detecting, e.g. by using light barriers
    • G01V8/12—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver
    • G01V8/16—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver using optical fibres
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Optical Fibers, Optical Fiber Cores, And Optical Fiber Bundles (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Length Measuring Devices By Optical Means (AREA)
  • Working Measures On Existing Buildindgs (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к системе сбора информации из скважины и способу контроля условий эксплуатации в непосредственной близости от бурового инструмента с помощью утяжеленной оптимизационной трубы. Технический результат заключается в измерении свойств в широком диапазоне. Система сбора информации из скважины содержит контроллер поверхности, выполненный с возможностью контролирования рабочих параметров бурильной колонны. Бурильная колонна имеет буровой инструмент и утяжеленную оптимизационную бурильную трубу в непосредственной близости от бурового инструмента, а утяжеленная оптимизационная бурильная труба имеет датчик, блок управления, источник питания и источник света. Указанный датчик бурильной трубы содержит сенсорное волокно, блок управления соединён с возможностью связи с сенсорным волокном и контроллером поверхности, источник света соединён оптической связью с сенсорным волокном, источник питания электрически соединен с блоком управления и источником света. Сенсорное волокно расположено на периферии утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и имеет показатель преломления, выполненный с возможностью изменения, когда изменяется одно или более свойств ствола скважины. Блок управления содержит оптический датчик для измерения показателя преломления сенсорного волокна и обнаружения изменений показателя преломления сенсорного волокна. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 5 ил., 15 пр.

Description

Область изобретения
[0001] Настоящее раскрытие относится в целом к внутрискважинной, утяжеленной оптимизационной бурильной трубе, имеющий интегрированные волоконно-оптические датчики для сбора информации об условиях бурения.
Описание известного уровня техники
[0002] Скважины бурят на различных глубинах, чтобы открывать и добывать нефть, газ, полезные ископаемые и другие природные месторождения из подземных геологических формаций. Бурение скважины обычно осуществляется буровым долотом, которое вращается внутри скважины, увеличивая ее с помощью удаления верхнего слоя почвы, песка, глины, известняков, кальцитов, доломитов или других материалов. Буровое долото обычно прикреплено к бурильной колонне, которая может быть повернута для вытеснения бурового долота и буровой текучей среды, упоминаемой как “буровой раствор” или “буровая грязь”, которая может быть доставлена нисходящим шнуром. Буровой раствор используется для охлаждения и смазки бурового долота и забойного оборудования, а также используется для переноса любых фрагментов породы или другого бурового шлама на поверхность скважины.
[0003] При установке скважин часто бывает полезно получить информацию о скважине, через которую хорошо проходят геологические формации, и условиях внутренней стороны ствола скважины вблизи бурового долота, в том числе информацию о самой бурильной колонне. Сбор информации такого типа обычно выполняется с помощью инструментов, которые связаны или интегрированы с бурильной колонной. Этот метод “измерения во время бурения (MWD)” использует измерительные инструменты для определения температур и давлений пласта месторождения ствола скважины, а также траектории бурового долота. Метод “каротажа во время бурения (LWD)” использует дополнительные инструменты для определения свойства пласта месторождения, таких как проницаемость, пористость, сопротивляемость и другие свойства.
[0004] В некоторых случаях инструмент, такой как втулочный инструмент, может быть установлен в бурильной колонне примыкаюшим или вблизи бурового долота для получения данных измерения, относящихся к придолотному режиму работы. Втулочный инструмент может собирать измерения, предоставляемые рабочим на буровой установке, касающиеся, например, передачи энергии от поверхности к буровой коронке. Этот тип информации, полученной от MWD и LWD измерений, позволяет рабочим лучше понимать и контролировать текущие операции сверления.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0005] ФИГ. 1 иллюстрирует схематический вид скважины, в которой система измерения и мониторинга придолотных условий в соответствии с иллюстративным вариантом реализации изобретения, раскрытым в MWD узле;
[0006] ФИГ. 2 изображает переднюю, изометрическую проекцию утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, имеющей желобок, выступающий вокруг наружной поверхности, утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и заключенный в волоконно-оптическое сенсорное волокно;
[0007] ФИГ. 3 изображает переднюю, изометрическую проекцию утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, имеющей второй желобок, выступающий вокруг внутренней поверхности, утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и заключенный во второе волоконно-оптическое сенсорное волокно;
[0008] ФИГ. 4 изображает переднюю, изометрическую проекцию утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, имеющей второй желобок, выступающий вокруг внешней поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, который расположен с осевым смещением от первого желобка; и
[0009] ФИГ. 5 изображает схематический вид окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, включающий местоположения отдельных сенсорных элементов.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЛЛЮСТРАТИВНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ
[0010] В следующем подробном описании иллюстративных вариантов реализации необходимо ссылаться на прилагаемые чертежи, которые являются частью настоящего документа. Эти варианты описаны достаточно подробно для того, чтобы позволить специалистам в данной области практически использовать изобретение, и следует понимать, что в других вариантах реализации могут быть использованы логические, структурные, механические, электрические и химические изменения, которые могут быть сделаны без отхода от сущности и границы объема изобретения. Чтобы избежать подробные ненужные детали, которые дают возможность специалистам в данной области техники реализовать на практике варианты реализации, описанные в данном документе, описание может опускать некоторые сведения, известные специалистам в данной области техники. Дальнейшее подробное описание, следовательно, не следует воспринимать в смысле ограничения, и граница объема иллюстративных вариантов реализации определяется только прилагаемой формулой.
[0011] В дополнение к измерениям и каротажным исследованиям качества пород одного возраста в скважине, также может пользоваться спросом сбор информации об условиях работы инструмента в бурильной колонне. Например, утяжеленная оптимизационная бурильная труба может быть включена в состав бурильной колонны для измерения в режиме реального времени веса, крутящего момента и изгибающего момента, проверенного на практике или очень близко к буровому долоту. Такие измерения могут помочь оптимизировать параметры режима бурения, чтобы максимизировать производительность и минимизировать передачу непроизводительной энергии и вибрации во время бурения. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба может включать в себя несколько датчиков для обеспечения значений веса, крутящего момента и изгибающего момента и может также включать датчик вибрации, который принимает и доставляет полный набор вибрационных измерений, относящихся вибрации, проверенной на практике в бурильной колонне или локальным измерениям вибрации, проверенным на практике в конкретных местоположениях датчиков.
[0012] Иллюстративные варианты реализации, описанные в дальнейшем раскрытии, относятся к измерениям свойств ствола скважины и бурильной колонны, в непосредственной близости от бурового долота или в другом месте в бурильной колонне. Иллюстративные варианты реализации включают в себя инструменты для измерения и отбора проб, которые могут быть использованы с любым из различных способов, используемых для оценки и оптимизации режимов бурения, включая, например, измерение в процессе бурения (MWD) и каротаж в процессе бурения (LWD).
[0013] Относящаяся к ФИГ. 1 система 100 оптимизации буровых работ, имеющая бурильную колонну 120, которая включает подузел 170 оптимизации буровых работ, который согласно иллюстративному варианту реализации изобретения используется в скважине 102. Скважина 102 имеет ствол 104 скважины, который начинается с поверхности 108 скважины 102 и заканчивается или проходит через подземные формации 112. Наземная часть скважины 102 иллюстрируется на ФИГ. 1 с системой 100 оптимизации буровых работ, размещенной в скважине 102. Фиг. 1 иллюстрирует возможности использования системы 100 оптимизации буровых работ во время операции бурения. Хотя дальнейшее описание системы 100 оптимизации буровых работ в основном ориентировано на использовании системы 100 оптимизации буровых работ в подземной формации 112, система 100 оптимизации буровых работ может быть использована взамен этого в конфигурациях подводной скважины, доступной с помощью стационарного или плавающего основания, а также конфигурациях скважины 102, имеющих различные геометрические формы.
[0014] На ФИГ. 1А формируется скважина 102 в процессе бурения, в котором буровое долото 116 поворачивается с помощью бурильной колонны 120, которая начинается от бурового долота 116 и заканчивается на поверхности 108 скважины 102. Бурильная колонна 120 может состоять из одной или нескольких соединенных труб общего назначения или колонн различного или аналогичного сечения. Бурильная колонна 120 может относиться к набору нескольких соединенных труб общего назначения или колонн как дискретный компонент или в качестве альтернативы к индивидуальным колоннам и соединенным трубам общего назначения, которые содержат трубы. Термин бурильная колонна 120 не предназначен для ограничения сущности изобретения и может относиться к любому компоненту или компонентам, которые способны переносить энергию вращения от поверхности 108 скважины 102 к буровому долоту 116. В нескольких вариантах реализации бурильная колонна 120 может включать в себя центральный проход, продольно расположенный в бурильной колонне 120 и выполненный с возможностью позволять движение флюидов между поверхностью 108 скважины 102 и забойными местами.
[0015] На или вблизи поверхности 108 скважины 102 бурильная колонна 120 может включать в себя или быть соединена с ведущей трубой 128. Ведущая труба 128 может иметь квадратное, шестиугольное или восьмиугольное поперечное сечение. Ведущая труба 128 подключена к одному концу бурильной колонны 120, а на противоположном конце - к вертлюгу для обсадной колонны 132. Ведущая труба 128 проходит через роторный стол 136, способный поворачивать ведущую трубу 128 и, таким образом, остальную часть бурильной колонны 120 и буровое долото 116. Вертлюг для обсадной колонны 132 позволяет ведущей трубе 128 вращаться без вращательного движения, передаваясь вертлюгу для обсадной колонны 132. Подъемный крюк 138 кабеля 142, перемещающий блок (не показан) и лебедку (не показана), предлагается для поднимания или опускания бурового долота 116, бурильной колонны 120, ведущей трубы 128 и вертлюга для обсадной колонны 132. Ведущая труба 128 и вертлюг 132 могут быть подняты или опущены по мере необходимости добавления дополнительных секций труб в бурильную колонну 120 при вхождении бурового долота 116 или для удаления секций труб у бурильной колонны 120, если необходимо удаление бурильной колонны 120 и бурового долота 116 из скважины 102.
[0016] Как упоминается в настоящем документе, “взаимосвязанный” означает, что два (или более) элементов соединены, связаны, скреплены, присоединены, так или иначе связаны друг с другом. Настоящее раскрытие предусматривает несколько типов соединений, в том числе механические соединения, гидравлические сцепления, оптические связи, электрические связи, и соединение с возможностью связи. Два предмета могут подразумеваться механически соединенными, когда они взаимосвязаны с помощью механического соединения, например, сварки, клея или любого другого типа физического сцепления, в том числе и механических крепежей, таких как болты и фитинги. Фразы “гидравлически соединенный,” “гидравлически подключенный” и “в гидравлической связи” относятся к форме соединения, подключения или связи, относящейся к жидкости, и соответствующим потокам или давлениям, связанным с этими жидкостями. Ссылка на гидравлическое сцепление, соединение или связь между двумя компонентами описывает компоненты, которые связаны таким образом, что жидкость может течь между или среди компонентов. Аналогичным образом, два компонента являются оптически связанными, если оптическое соединение между двумя компонентами создано для передачи оптического сигнала; электрически соединены, если токопроводное соединение установлено между двумя компонентами для передачи электрического сигнала или потенциального; и соединение с возможностью связи, если канал связи устанавливается между двумя компонентами, чтобы облегчить обмен информацией через, например, проводной или беспроводной протокол связи.
[0017] Резервуар 144 располагается на поверхности 108 и удерживает буровой раствор 148 для доставки к скважине 102 в процессе бурения. Линия снабжения 152 является гидравлическим соединением между резервуаром 144 и внутренним каналом бурильной колонны 120. Насос 156 приводит в движение жидкость через линию снабжения 152 и забой скважины, смазывая буровое долото 116 в процессе бурения и выносят буровой шлам обратно на поверхность 108. После перемещения забоя скважины буровой раствор 148 возвращается на поверхность 108 посредством проезда кольцевого пространства, образованного между бурильной колонной 120 и стволом 104 скважины. На поверхности 108 буровой раствор 148 возвращается в резервуар 144 посредством возвратного клапана 164. Буровой раствор 148 может быть отфильтрован или подвержен иной обработке перед круговоротом через скважину 102.
[0018] Как показано на ФИГ. 1, подузел 114 оптимизации буровых работ может быть расположен прилегающим к буровому долоту 116 для измерения, обработки и передачи данных об условиях скважины 104 в непосредственной близости от бурового долота 116 для измерения или оценки силы и относительного прогиба, которое испытывает буровое долото 116. Как упоминается в настоящем документе, условия скважины 104 в непосредственной близости от бурового долота 116, а именно силы и относительного прогиба, которое испытывает буровое долото 116, могут совместно именоваться как “придолотные условия”. Придолотные условия могут также включать в себя осевой прогиб утяжеленной бурильной трубы, радиальную деформацию, изгиб, и деформацию при скручивании. Знание придолотных условий может предоставлять возможность буровому мастеру предотвратить разрушение элементов, связанных с буровым долотом 116 и бурильной колонной 120. Внезапные изменения придолотных условий могут указывать на ряд проблемных вопросов, которые рабочий на промысле пожелает устранить перед продолжением бурения. Например, внезапное увеличение в определенных придолотных условиях, таких как относительный прогиб в буровом долоте 116, который может указывать на высокий риск разрушения бурового долота 116 или бурильной колонны 120.
[0019] Измерение придолотных условий может также указывать на другие данные, которые обычно отслеживаются в процессе бурения, таких как осевая нагрузка на долото и момент вращения долота. Здесь измеряется осевая нагрузка на долото, приложенная вдоль бурильной колонны 120 от бурового долота 116 до нижней части ствола скважины 106. Момент вращения долота — это измерение крутящего момента, опытно прилегающего бурового долота 116, которое указывает на тангенциальное усилие, приложенное по окружности буровым долотом 116, прилегающему к скважине 106. Рабочий на буровой установке может также пожелать узнать условия в прилегающем буровом сверле 116 скважины 106, такие как давление и температура. Такие измерения могут также быть собраны с использованием подузла 114 оптимизации буровых работ. Следует отметить, что в варианте реализации на ФИГ. 1 подузел 114 оптимизации буровых работ показан как утяжеленная оптимизационная бурильная труба, установленная в непосредственной близости от бурового долота 116 для контроля придолотных условий. В другом варианте реализации, тем не менее, в подузел 114 оптимизации буровых работ может быть установлен в других местах в бурильной колонне 120 для предоставления данных в отношении указанных других мест в пределах бурильной колонны 120.
[0020] В некоторых вариантах реализации подузел 114 оптимизации буровых работ может включать в себя множество компонентов, которые соединены друг с другом с помощью резьбы, муфт, сварных соединений или другими средствами. В иллюстративном варианте реализации, изображенном на ФИГ. 1, подузел 114 оптимизации буровых работ включает в себя блок 172 приемопередатчика, блок 174 питания и блок 170 датчиков. Как описано в настоящем документе, элементы подузла 114 оптимизации буровых работ могут быть интегрированы в утяжеленную оптимизационную бурильную трубу, установленную на прилегающем буровом долоте 116 бурильной колонны 120. Каждый компонент подузла 114 оптимизации буровых работ может включать в себя электронную аппаратуру управления, такую как процессор устройств, устройства памяти, устройства хранения данных и коммуникационные устройства, или подузел 114 оптимизации буровых работ может включать в себя централизованное управление, которое взаимодействует с и контролирует один или более отдельный компонент.
[0021] Блок 172 приемопередатчика выполнен с возможностью связываться с контроллером 184 поверхности или аналогичным оборудованием на или около поверхности 108 скважины 102. Связь между блоком 172 приемопередатчика и контроллером 184 поверхности может быть по проводной связи, если в бурильной колонне 120 сделана проводка. В другом варианте блок 172 приемопередатчика и контроллер 184 поверхности могут поддерживать беспроводную связь с использованием гидроимпульсной телеметрии, электромагнитной телеметрии или любого другого подходящего способа связи. Данные передаются в блок 172 приемопередатчика, который может включать в себя, без ограничения, данные датчиков или другую информацию, измеренную с помощью подузла 114 оптимизации буровых работ, в том числе данные, показывающие придолотные условия. Контроллер 184 поверхности может включать устройства обработки, устройства памяти, устройства хранения данных, устройства связи и пользовательские устройства ввода/вывода. Контроллер 184 поверхности может передавать данные на блок 172 приемопередатчика, такие как данные управления для направления различных компонентов подузла 114 оптимизации буровых работ.
[0022] Блок 174 питания может быть с гидравлическим приводом посредством жидкости, циркулирующей через скважину 102 или по ней или жидкости под давлением в забое скважины, замкнутой системы гидропривода. В другом варианте блок 174 питания может быть силовой электроустановкой, электромеханическим блоком питания, пневматическим блоком питания или любым другим типом блока питания, который выполнен с возможностью преобразования электроэнергии для передачи питаемым устройствам. Блок 174 питания может обеспечивать питанием одну или более компоненту, связанную с подузлом 114 оптимизации буровых работ, или, в другом варианте, одно или более другое скважинное устройство. Блок 170 датчиков может также получать питание от блока 174 питания и может содержать типы датчиков, описанные ниже со ссылкой на ФИГ. 2.
[0023] Ссылаясь теперь на ФИГ. 2, показан вариант реализации подузла оптимизации буровых работ в виде утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200, которая является сегментом бурильной колонны. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба 200 может быть выполнена из участка 202 трубы или элементов участка 202 трубы, например, полуцилиндров, которые могут быть раскрывающимися или скрепленными для размещения участка 202 трубы вокруг внешней поверхности бурильной колонны в качестве модифицированной после других уже установленных элементов колонны. Участок 202 трубы, или элементы, образующие участок 202 трубы могут быть выполнены из титанового сплава, нержавеющей стали, или любого другого подходящего материала. Участок 202 трубы может быть установлен на участок бурильной колонны, прилегающий к буровому долоту, как описано выше согласно ФИГ. 1. Как показано на чертежах, корпус электронного отсека 208, заключающий в себе электронику, включает устройство 210 управления и один или более желобок 204, сформированный по окружности участка 202 трубы по, как показано на примере, колебательному или волнообразному пути. Желобки 204 могут быть механически обработаны на внешней стенке участка 202 трубы с помощью токарного станка или любого другого подходящего типа оборудования и механизма.
[0024] Следует отметить, что по показанному колебательному пути, что желобок 204 может быть сформирован любым другим подходящим способом. Например, желобок 204 может иметь прямой или линейный путь, квадратно-волновой путь, спиральный путь или разработанный с учётом конкретных особенностей путь, чтобы заключать в себя сенсорные элементы 220 на других ключевых местах вблизи бурового долота. Один или большее количество желобков 204 заключают в себе одно или более волоконно-оптическое сенсорное волокно 206, которое могжет быть использовано для того, чтобы обнаружить придолотные условия. Сенсорное волокно 206 оптически соединено с возможностью связи с блоком 210 управления, где один или более желобок 204 пересекается или иначе связан с корпусом отсека электроники 208.
[0025] Так как бурение нефтяных скважин распространяется на большие глубокие и неблагоприятные условия окружающей среды, соблюдение придолотных условий может стать еще более полезным для оптимизации буровых работ. Существующие инструменты ограничены температурным режимом работы, диапазоном кручения, на которых они работают, стоимостью изготовления и надежностью. Таким образом, в соответствии с иллюстративным вариантом реализации сенсорное волокно 206 настроено для считывания свойств, включая способность ощущать механические напряжения, а также температуру и давление в широком диапазоне температур и диапазонов кручения, а также может быть экономно изготовлено по ряду причин. Например, по сравнению с другими типами датчиков, такими как тензодатчик сопротивления и емкостный тензодатчик, образованными от сложных элементов физической линии, сенсорное волокно формируется из участков сенсорного волокна 206, причем они могут занимать меньше места и использовать меньше электрических схем, все еще предлагая большое количество местоположений измерения механических напряжений, потому что отдельные участки сенсорного волокна 206 могут образовывать отдельные волоконно-оптические сенсорные волокна или сенсорные элементы 220.
[0026] Сенсорное волокно 206 может быть оптически соединено с возможностью связи с блоком 210 управления для приема и передачи волоконно-оптического сигнала. Блок 210 управления включает датчик освещения и таким образом выполнен с возможностью измерения изменений показателя преломления сенсорного волокна 206 между точкой, где сенсорное волокно 206 соединяет блок 210 управления и светоотражающие элементы в сенсорном волокне 206. Каждый участок сенсорного волокна 206 между светоотражающими элементами может образовывать сенсорный элемент 220. Такие сенсорные элементы 220, которые могут быть, например, брэгговскими решетками, схематично показаны на ФИГ. 2. Как описано в данном документе, брэгговская решетка — это участок волоконно-оптического сенсорного волокна, такой как сенсорное волокно 206, имеющее распределенный отражатель, который отражает определенные длины волн света при передаче всех остальных. Путем построения сенсорного волокна 206, имеющего нескольких брэгговских решеток, каждая из которых соответствует различной длине волны света, сенсорное волокно 206 может одновременно передавать измеренные сигналы, которые объединены по длине волны. Сенсорные элементы 220, каждый из которых может соответствовать брэгговской решетке, может быть настроен так, чтобы быть чувствительным к изменению механического напряжения и температуры, в результате чего сенсорный элемент 220 претерпевает изменения в показателе преломления в ответ на изменения механического напряжения и температуры.
[0027] Как уже отмечалось, каждый сенсорный элемент 220 может отражать только конкретную длину волны или диапазон длин волн света, и чередовать отражающую длину волны каждого отражающего элемента, одно сенсорное волокно 206 может быть сформировано для включения нескольких волоконно-оптических сенсорных волокон, в которых каждый разнос сенсорного волокна 206 между отражающими элементами, или брэгговской решетки, и блок 210 управления могут функционировать в качестве отдельного сенсорного волокна.
[0028] Например, относительный сдвиг в длине волны в сенсорном элементе 220, имеющий брэгговскую решетку, может свидетельствовать об изменении температуры и механического напряжения, которым подвергается сенсорный элемент 220. Как таковые, сенсорные элементы 220 могут быть использованы для измерения изменений температуры и давления, и могут располагаться примерно в участке 202 трубы, подвергается минимальной деформации, пока сенсорные элементы 220 используются для измерения изменения деформации, или деформации, которая может быть расположена в месте, где известна разница в температуре по сравнению с базисной температурой.
[0029] Аналогично, давление и физическая деформация различных точек на утяжеленной оптимизационной бурильной трубе 200, может быть определено путем присоединения сенсорных элементов 220 в различных точках на утяжеленную оптимизационную бурильную трубу 200. Как только точка деформируется на утяжеленной оптимизационной бурильной трубе 200, порождается механическое напряжение на сенсорный элемент 220, расположенный в этой точке, и обнаруживается механическое напряжение, которое может быть использовано опытным путем для определения суммарного относительного прогиба утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200. Такие определения могут обеспечить оценочное или приближенное измерение аналогичных сил, воспринимаемых на буровом долоте. Далее будет отмечено, что сенсорные элементы 220, расположенные выше периферии утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, также могут быть использованы для определения изменения давления в стволе скважины или в буровом долоте. Поскольку изменения в давлении приведут к изменению сжимающей нагрузки, которая передается на буровое долото, величина деформации, которая равномерно или приблизительно равномерно проявляется по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200, может быть использована для определения давления в скважине путем уравновешивания известного давления внутри труб бурильной колонны и соответствующей силы, которая передается от бурового долота к внутренней поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200.
[0030] Расшифровка оптических сигналов, которая может включать в себя контроль изменений показателя преломления сенсорного волокна 206 между каждым сенсорным элементом 220, позволяет определять измерения, относящиеся к отклонению бурового долота и напряжению утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200, которые могут также показывать осевую нагрузку на долото и момент вращения долота.
[0031] Возможность использования одного сенсорного волокна 206 как несколько датчиков является преимуществом по сравнению с другими типами сенсорных элементов 220, таких как резисторные тензодатчики, которые должны быть сравнительно хрупкими и требуют чрезмерного количества электрических схем. Еще одно преимущество сенсорных элементов 220 по сравнению с резисторным, емкостным, или другим проводным датчиком заключается в том, что волоконно-оптические материалы могут быть более устойчивы к высоким температурам и давлению, тем самым позволяя сенсорному волокну 206 прокладывать межсоединения вместе или впритык к наружной поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200. Выставленное на поверхность сенсорное волокно 206 в стволе скважины позволяет проводить дополнительные измерения, чтобы точно снять значения, такие как давление и температура вблизи бурового долота.
[0032] В соответствии с иллюстративным вариантом реализации несколько сенсорных элементов 220 в составе одного сенсорного волокна 206 используются для измерения придолотных условий, таких как момент вращения долота, осевая нагрузка на долото и другие условия. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба 200 может быть выполнена с высокой степенью точности, так что желобки 204 вдоль траектории заключают в себе и ориентируют сенсорное волокно 206, чем позволяет измерять момент вращения долота и осевую нагрузку на долото одновременно. Чтобы обнаружить другие придолотные условия, могут быть использованы специально обработанные волокна, имеющие чувствительность к определенным изменениям окружающей среды, таким как температура и давление. Далее будет отмечено, что сенсорные элементы 220 могут быть разнесены по утяжеленной оптимизационной бурильной трубе 200, чтобы обеспечить несколько точек измерения, тем самым предоставляя избыточные измерения и повышая достоверности измеряемых данных.
[0033] В соответствии с иллюстративным вариантом реализации блок 210 управления поставляет оптический сигнал в волоконно-оптическое сенсорное волокно 206, который проходит через желобок 204 на периферии участка 202 трубы. В варианте реализации блок 210 управления соединен с возможностью связи с контроллером поверхности или другой позицией на поверхности скважины с возможностью передачи измеренных данных рабочему на буровой установке. Сенсорные элементы 220, заключенные в сенсорные волокна 206, могут генерировать сигналы, касающиеся придолотных условий. Сигналы могут быть мультиплексированы вместе с сенсорным волокном 206, используя техники мультиплексирования, такие как разделение длин волн каналов или мультиплексирование с разделением по времени. Как показано на ФИГ. 2, сенсорные элементы 220 образуются в пределах одного сенсорного волокна 206 так, что каждый сенсорный элемент 220 соединен с другими последовательно. В других вариантах реализации, несколько сенсорных волокон 206, могут применяться для участка 202 трубы параллельно, и каждое сенсорное волокно 206 может содержать только один сенсорный элемент 220.
[0034] В варианте реализации, измерения, взятые из блока 210 управления, передаются на контроллер поверхности для оптимизации процесса бурения. Как описано в настоящем документе, блок 210 управления и сенсорное волокно 206 могут работать как множество сенсорных элементов 220, или множество датчиков, которые определяют придолотные условия, относящиеся к напряжению и силам, с которыми сталкивается буровое долото, и условий ствола скважины в непосредственной близости от бурового долота. Блок 210 управления может передавать результаты измерений на контроллер поверхности с помощью проводной связи, гидроимпульсной телеметрии, электромагнитной телеметрии или любому другому способу связи. Контроллер поверхности может анализировать измерения, полученные от блока 210 управления для обоснования решений об эксплуатации бурильной колонны. Например, измерения могут быть использованы для оптимизации работы бурильной колонны в скважине. Такие методы оптимизации могут включать в себя изменения скорости работы бурового долота, изменения направления или пути бурового долота, подачи бурового раствора на долото для быстрого охлаждения бурового долота, подвода бурового раствора к буровому долоту с меньшей скоростью для экономии бурового раствора или временного прекращения буровых работ.
[0035] На ФИГ. 3-5 показаны дополнительные варианты реализации утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, похожие на те, что описаны в отношении ФИГ. 2. В варианте реализации утяжеленная оптимизационная бурильная труба желательно включает в себя первое сенсорное волокно 306 и второе сенсорное волокно 307, как показано на ФИГ. 3. В таком варианте первый желобок 304 может заключать в себе первое сенсорное волокно 306 на наружной поверхности участка 302 трубы и второе сенсорное волокно 307, которое может быть встроено в канавку, такую как второй желобок 305, который формируется по окружности участка 302 трубы утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 300 вдоль внутренней поверхности участка 302 трубы. В таком варианте реализации второе сенсорное волокно 307, находящееся во втором желобке 305 может быть лучше расположено для измерения механического напряжения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 300, потому что она может быть изолирована от изменяющихся внешних условий ствола скважины, при этом первое сенсорное волокно 306 поэтому может быть лучше расположено вблизи долота для выполнения измерений, относящихся к условиям скважины.
[0036] ФИГ. 4 показывает вариант реализации утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 400, имеющей первый желобок 404 и второй желобок 405, которые формируются внутри внешней стенки участка 402 трубы. Первый желобок 404 и второй желобок 405 по направлению оси смещены один от другого вдоль оси участка 402 трубы. В таком варианте реализации первое волокно 406 и второе волокно 407 аналогично смещены один от другого. В результате измерений, сделанных с использованием первого сенсорного волокна 406 и второго сенсорного волокна 407, можно предоставить второй ориентир, который может обеспечить определенный уровень резервирования в отношении измерений, которые свидетельствуют о механическом напряжении, с которым сталкивается утяжеленная оптимизационная бурильная труба 400. Отмечается, что как первый желобок 404, второй желобок 405, первое сенсорное волокно 406 и второе сенсорное волокно 407 показаны как следующие колебательным путем по окружности бурильной колонны, другие подходящие пути могут также быть реализованы вместо колебательного пути, включая, например, прямой путь, круговой путь, или путь, который сосредотачивает сенсорное волокно в части оптимизационной бурильной трубы 400, которую рабочий желает измерить. В каждом конкретном случае путь может быть настроен путем включения первого сенсорного волокна 406 и второго сенсорного волокна для обеспечения измерения вытягивающего, скручивающего и других механических напряжений утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 400 и скважинной трубы.
[0037] ФИГ. 5 показывает схематическое изображение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 400, имеющей множество сенсорных элементов, включенных в сенсорное волокно 506, которое устанавливается в желобок 504 по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 500. Здесь первый сенсорный элемент 532 включает в себя первую часть сенсорного волокна 506 и первый брэгговский отражатель 520; второй сенсорный элемент 534 включает в себя вторую часть сенсорного волокна 506 и второй брэгговский отражатель 522; третий сенсорный элемент 536 включает в себя третью часть сенсорного волокна 506 и третий брэгговский отражатель 524; четвертый сенсорный элемент 538 включает в себя четвертую часть сенсорного волокна 506 и четвертый брэгговский отражатель 526; пятый сенсорный элемент 540 включает в себя пятую часть сенсорного волокна 506 и пятый брэгговский отражатель 528; и шестой сенсорный элемент 542 включает в себя шестую часть сенсорного волокна 506 и шестой брэгговский отражатель 530. В варианте реализации 24 сенсорных элемента могут быть включены в сенсорное волокно 506. Отмечается, что при начальной и конечной точки каждого сенсорного элемента, согласно определению брэгговских отражателей 520-530, показанных расположенными с регулярными интервалами, места расположения брэгговских отражателей являются только иллюстративными и брэгговские отражатели могут вместо того, чтобы быть расположенными через неравные промежутки или в местах, которые обеспечивают наибольшую эффективность способности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 500, для обеспечения точности измерений, связанных с механическим напряжением утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 500 и в условиях забоя. Например, первое сенсорное волокно 532 и второй брэгговский отражатель 520 могут быть расположены на противоположной стороне утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 500 с четвертым сенсорным элементом 538 и четвертым брэгговским отражателем 526 для обеспечения избыточности измерений, относящихся к вытягивающему или скручивающему механическому напряжению, с которыми сталкивается буровое долото. Аналогично, второй сенсорный элемент 534 и второй брэгговский отражатель 522 могут быть расположены как можно ближе к буровому долоту для обеспечения как можно более точного измерения непосредственно около долота в условиях забоя. Каждый сенсорный элемент может быть расположен для предоставления отдельного измерения, касающегося придолотных условий. Например, сенсорные элементы могут быть предусмотрены и оптимизированы для измерения осевого прогиба, изгибающего момента, радиального прогиба, деформации при скручивании, давления и/или температуры.
[0038] В варианте реализации материал и процесс производства, используемый для формирования сенсорного волокна и брэгговских решеток, может зависеть от степени сложности оптического волокна, и могут быть выбраны для обеспечения сенсорного волокна, что позволяет проводить измерения с любым оптическим волокном на основе системы, в которой одна нить оптического волокна используется для проведения измерений в нескольких местах.
[0039] Исходя из вышеизложенного подробного описания, следует отметить, что согласно иллюстративному варианту реализации утяжеленной оптимизационной бурильной трубы для использования в непосредственной близости от бурильного инструмента в стволе скважины, включает в себя фрагмент трубы, который выполнен имеющим такие размеры и таким образом, что это обеспечивает возможность его установки в бурильной колонне в непосредственной близости от бурильного инструмента. Желобок формируется внутри наружной поверхности участка трубы и может образовывать колебательные пути по окружности участка трубы. Утяжеленная бурильная труба также включает сенсорное волокно, которое выполнено имеющим такие размеры и таким образом, что это обеспечивает возможность соответствовать в пределах желобка для заключения в нем. Сенсорное волокно включает в себя множество сенсорных элементов, каждый из которых включает участок оптического волокна нити. Сенсорное волокно настроено таким образом, чтобы считывать состояние ствола скважины и нагрузки на утяжеленную оптимизационную бурильную трубу. Сенсорные элементы могут быть расположены последовательно или параллельно и могут быть разделены отражателем или светоотражающим элементом. Далее, каждый сенсорный элемент может быть брэгговской решеткой, которая включает обе воспринимающие и отражающие способности. В одном варианте реализации сенсорные элементы включают в себя датчик осевого прогиба, датчик изгибающего момента, датчик радиального отклонения, датчик деформации при скручивании, датчик давления и датчик температуры. Прилегающий желобок участка трубы может также включать отсек шасси электронной аппаратуры, и сенсорный блок управления, который может находиться внутри отсека шасси электронной аппаратуры и быть соединенным с возможностью связи с сенсорным волокном.
[0040] Согласно другому иллюстративному варианту реализации система сбора информации из ствола скважины включает в себя контроллер поверхности, выполненный с возможностью контроля эксплуатационных параметров бурильной колонны. Бурильная колонна имеет буровой инструмент и утяжеленную оптимизационную бурильную трубу в непосредственной близости от бурового инструмента. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба также включает в себя датчик, который включает сенсорное волокно, и блок управления. Блок управления, соединенный с возможностью связи с сенсорным элементом и контроллером поверхности, включает в себя приемопередатчик и источник света, оптически соединенный с сенсорным волокном. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба также включает в себя источник питания, которые электрически соединен с блоком управления и элементом источника света. Сенсорное волокно расположено на утяжеленной оптимизационной бурильной трубе, и показатель преломления сенсорного волокна настроен на изменения, когда изменяется одно или более условие скважины. Блок управления выполнен с возможностью измерения показателя преломления сенсорного волокна для обнаружения изменения показателя преломления сенсорного волокна. В варианте реализации сенсорное волокно расположено внутри желобка, охватывающего по окружности утяжеленную оптимизационную бурильную трубу, и сенсорное волокно включает в себя множество сенсорных элементов, расположенных по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы для принятия сенсорных параметров. Каждый из множества сенсорных элементов может быть расположен последовательно и отделен от прилегающих сенсорных элементов промежуточным отражателем, таким как брэгговская решетка. Первый сенсорный элемент может быть настроен для измерения ориентировочного ствола скважины, и второй сенсорный элемент может быть настроен для измерения, указывающего на отклонения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы. Следует отметить, что в одном варианте реализации первый участок желобка может быть выполнен в пределах внутренней поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и вторая часть желобка может быть выполнена на наружной поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы. В таком варианте реализации первый сенсорный элемент может быть расположен внутри первой части желобка, второй сенсорный элемент может быть расположен в пределах второй части желобка и брэгговская решетка может быть расположена между первым сенсорным элементом и вторым сенсорным элементом.
[0041] Согласно другому иллюстративному варианту реализации способа контроля условий эксплуатации в непосредственной близости от бурового инструмента с помощью утяжеленной оптимизационной бурильной трубы включает установку утяжеленной оптимизационной бурильной трубы в непосредственной близости от бурового инструмента. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба имеет сенсорный элемент и блок управления, и сенсорный элемент утяжеленной оптимизационной бурильной трубы включает сенсорное волокно и отражатель. Блок управления, соединенный с возможностью связи с сенсорным элементом, включает в себя приемопередатчик и источник света. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба также включает легкий измерительный прибор и источник света, причем световые измерительные устройства являются оптически сопряженными с сенсорным волокном. Блок управления выполнен с возможностью измерения показателя преломления сенсорного волокна и для обнаружения изменения показателя преломления сенсорного волокна. Способ также включает соединение источника питания с блоком управления, питание энергией источника света, используя блок управления, и определение показателя преломления сенсорного волокна с помощью оптического датчика. Кроме того, способ включает определение состояния ствола скважины, основанное на показателе преломления сенсорного волокна. Согласно способу, сенсорное волокно может быть установлено в желобок утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и может включать множество сенсорных элементов, расположенных по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и разделенных брэгговскими решетками. Предлагаемый способ может также включать определение показателя преломления каждого из множества сенсорных элементов, определяющих механическое напряжение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы на основе показателя преломления по меньшей мере одного из множества сенсорных элементов, и определения одного или более условия ствола скважины на основе показателя преломления по меньшей мере одного из множества сенсорных элементов. В варианте реализации первый из множества сенсорных элементов может быть настроен для измерения, указывающего на состояние ствола скважины и в котором второй из множества сенсорных элементов может быть настроен для измерения, указывающего на отклонения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы. Типом измеряемого прогиба утяжеленной оптимизационной бурильной трубы могут быть отклонения при кручении, изгибе, осевом смещении или радиальном отклонении. Кроме того, измерения, указывающие на состояние ствола скважины, могут быть измерениями температуры или измерениями давления. Предлагаемый способ может также включать в себя корректировки параметров бурения в ответ на определенное состояние скважины и механические напряжения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы.
[0042] Хотя только несколько конкретных примеров предназначены для систем, которые могут быть использованы для измерения механического напряжения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы или буровому долоту, прилегающему к утяжеленной оптимизационной бурильной трубе, следует отметить, что любая комбинация вариантов реализации, проиллюстрированных выше утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, и конфигурации датчиков предназначены для использования с системами и способами, описанными в настоящем документе.
[0043] Утяжеленная оптимизационная бурильная труба и связанные с ней системы и способы, могут быть описаны с помощью следующих примеров:
Пример 1. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба для использования в непосредственной близости от бурового инструмента внутри ствола скважины, содержащая:
участок трубы, который выполнен имеющим такие размеры и таким образом, что это обеспечивает возможность его установки в бурильной колонне в непосредственной близости от бурового инструмента;
желобок, образованный в наружной стенке участка трубы; и
волоконно-оптическое сенсорное волокно, которое выполнено имеющим такие размеры и таким образом, что это обеспечивает возможность его соответствия в пределах желобка, и которое имеет множество сенсорных элементов, причем каждый из множества сенсорных элементов содержит часть сенсорного волокна;
в которой сенсорное волокно выполнено с возможностью считывания состояния ствола скважины и механического напряжения на утяжеленную оптимизационную бурильную трубу.
Пример 2. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по примеру 1, в которой множество сенсорных элементов расположены последовательно.
Пример 3. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по примеру 1 или 2, в которой каждый из множества сенсорных элементов включает в себя отражатель.
Пример 4. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по примеру 1 или 2, в которой каждый из множества сенсорных элементов включает в себя брэгговскую решётку.
Пример 5. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по любому из примеров 1 или 4, в которой каждый из множества сенсорных элементов содержит:
датчик осевого прогиба;
датчик изгибающего момента;
датчик радиального отклонения;
датчик деформации при скручивании;
датчик давления; и
датчик температуры.
Пример 6. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по примеру 1 или 5, в которой желобок образует колебательный путь по окружности участка трубы.
Пример 7. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба по примеру 1 или 6, в которой участок трубы дополнительно содержит отсек шасси электронной аппаратуры, и в котором утяжеленная оптимизационная бурильная труба дополнительно содержит сенсорный блок управления, размещенный внутри отсека шасси электронной аппаратуры и соединенный с сенсорным волокном.
Пример 8. Система сбора информации из скважины, причем система содержит:
контроллер поверхности, выполненный с возможностью контролировать рабочие параметры бурильной колонны,
бурильную колонну, имеющую буровой инструмент и утяжеленную оптимизационную бурильную трубу в непосредственной близости от бурового инструмента,
утяжеленную оптимизационную бурильную трубу, имеющую датчик,
блок управления,
источник питания,
и источник света, в котором:
датчик утяжеленной оптимизационной бурильной трубы содержит сенсорное волокно,
блок управления соединён с возможностью связи с сенсорным волокном и контроллером поверхности,
источник света соединён с возможностью связи с источником света и оптической связью с сенсорным волокном,
источник питания электрически соединен с блоком управления и источником света,
сенсорное волокно расположено на периферии утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, содержащей показатель преломления сенсорного волокна, выполненный с возможностью изменения, когда изменяется одно или более свойство ствола скважины и
блок управления, содержащий оптический датчик для измерения показателя преломления сенсорного волокна и обнаружения изменений показателя преломления сенсорного волокна.
Пример 9. Система по примеру 8, в которой сенсорное волокно расположено внутри желобка, который образован в наружной поверхности, утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, и при этом сенсорное волокно содержит множество сенсорных элементов, расположенных по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и считывающих множество измеренных параметров.
Пример 10. Система по примеру 8 или 9, в которой каждый из множества сенсорных элементов расположен последовательно и отделен от прилегающих сенсорных элементов с помощью вспомогательного отражателя.
Пример 11. Система по примеру 8 или 9, в которой каждый из множества сенсорных элементов расположен последовательно и отделен от прилегающих сенсорных элементов с помощью вспомогательной брэгговской решетки, и в которой первый сенсорный элемент выполнен с возможностью измерения ориентировочного ствола скважины и в которой второй сенсорный элемент выполнен с возможностью измерения, показывающего отклонения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы.
Пример 12. Система по примеру 8 или 11, в которой блок управления выполнен с возможностью сообщать измерения, показывающие отклонения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, контроллеру поверхности, и в котором контроллер поверхности выполнен с возможностью регулирования работы буровой колонны в ответ на полученные измерения.
Пример 13. Система по примеру 8 или 12, в которой утяжеленная оптимизационная бурильная труба содержит первый желобок, образовавшийся внутри утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, и при этом внутри первого желобка размещено сенсорное волокно.
Пример 14. Система по примеру 13, в которой первый желобок формируется во внутренней поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, а второй желобок формируется в наружной поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, и второе сенсорное волокно размещено внутри второго желобка.
Пример 15. Способ контроля условий эксплуатации в непосредственной близости от бурового инструмента с помощью утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем утяжеленная оптимизационная бурильная труба имеет датчик бурильной трубы и блок управления, в котором датчик бурильной трубы содержит сенсорное волокно и отражатель, причем блок управления соединён с возможностью связи с сенсорным волокном и включает в себя приемопередатчик, источник света и оптический датчик, причем источник света и оптический датчик оптически связаны с сенсорным волокном, и блок управления выполнен с возможностью измерения показателя преломления нити и обнаружения изменений в показателях преломления сенсорного волокна; способ, содержащий:
устанавливают утяжеленную оптимизационную бурильную трубу на бурильную колонну в непосредственной близости от бурильного инструмента;
соединяют источник питания с блоком управления;
питают энергией источник света, используя блок управления, и определяют показатель преломления сенсорного волокна с помощью оптического датчика;
определяют состояние ствола скважины, основанный на изменении показателя преломления сенсорного волокна; и
передают предварительную оценку определенного состояния ствола скважины контроллеру поверхности.
Пример 16. Способ по примеру 15, в котором сенсорное волокно, расположенное внутри желобка утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, в которой сенсорное волокно содержит множество сенсорных элементов, расположенных по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и разделенных брэгговскими решетками, причем способ дополнительно содержит:
определяют показатель преломления каждого из множества сенсорных элементов;
определяют механическое напряжение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы на основе показателя преломления сенсорного волокна или на основе показателя преломления по меньшей мере одного из множества сенсорного элемента; и
определяют одно или более состояние ствола скважины на основе показателя преломления по меньшей мере одного из множества сенсорного элемента.
Пример 17. Способ по примеру 16, в котором первый из множества сенсорный элемент настроен для измерения состояния ствола скважины и в котором второй из множества сенсорной элемент настроен для измерения, указывающего на отклонение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы.
Пример 18. Способ по примеру 17, в котором измерение, указывающее на отклонение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, выбрано из группы, состоящей из измерения деформации при скручивании, измерения изгибающего момента, измерения осевого отклонения и измерения радиального отклонения.
Пример 19. Способ по примеру 16 или 17, в котором измерение, отражающее состояние ствола скважины, выбирают из группы, состоящей из измерения температуры и измерения давления.
Пример 20. Способ по п. 19, дополнительно содержащий настройки параметров режима бурения в соответствии измерением, указывающим на состояние ствола скважины и измерением, указывающим на отклонение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы.
[0044] Как следует из наглядного вышесказанного, изобретение имеет значительные преимущества. Хотя изобретение показано только в нескольких из его форм, оно не ограничивается только этими вариантами реализации, но подвержено различным изменениям и модификациям без отхода от его сущности.

Claims (28)

1. Система сбора информации из скважины, содержащая:
контроллер поверхности, выполненный с возможностью контролирования рабочих параметров бурильной колонны, причем бурильная колонна имеет буровой инструмент и утяжеленную оптимизационную бурильную трубу в непосредственной близости от бурового инструмента, а утяжеленная оптимизационная бурильная труба имеет датчик, блок управления, источник питания и источник света, причем
указанный датчик бурильной трубы содержит сенсорное волокно,
блок управления соединён с возможностью связи с сенсорным волокном и контроллером поверхности,
источник света соединён оптической связью с сенсорным волокном,
источник питания электрически соединен с блоком управления и источником света,
сенсорное волокно расположено на периферии утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и имеет показатель преломления, выполненный с возможностью изменения, когда изменяется одно или более свойств ствола скважины, и
блок управления содержит оптический датчик для измерения показателя преломления сенсорного волокна и обнаружения изменений показателя преломления сенсорного волокна.
2. Система по п. 1, в которой сенсорное волокно расположено внутри желобка, который образован в наружной поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем сенсорное волокно содержит множество сенсорных элементов, расположенных по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы для считывания множества измеренных параметров.
3. Система по п. 1 или 2, в которой каждый из множества сенсорных элементов расположен последовательно и отделен от прилегающих сенсорных элементов с помощью вспомогательного отражателя.
4. Система по п. 1 или 2, в которой каждый из множества сенсорных элементов расположен последовательно и отделен от прилегающих сенсорных элементов с помощью вспомогательной брэгговской решетки, причем первый сенсорный элемент выполнен с возможностью измерения ориентировочного ствола скважины, а второй сенсорный элемент выполнен с возможностью измерения, показывающего отклонения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы.
5. Система по п. 1 или 2, в которой блок управления выполнен с возможностью сообщения измерений, показывающих отклонения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, контроллеру поверхности, причем контроллер поверхности выполнен с возможностью регулирования работы буровой колонны в ответ на полученные измерения.
6. Система по п. 1 или 2, в которой утяжеленная оптимизационная бурильная труба содержит первый желобок, образовавшийся внутри утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем внутри первого желобка размещено сенсорное волокно.
7. Система по п. 6, в которой первый желобок сформирован во внутренней поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, а второй желобок сформирован в наружной поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем вторая элементарная нить размещена внутри второго желобка.
8. Способ контроля условий эксплуатации в непосредственной близости от бурового инструмента с помощью утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем утяжеленная оптимизационная бурильная труба имеет датчик бурильной трубы и блок управления, причем датчик бурильной трубы содержит сенсорное волокно и отражатель, а блок управления соединён с возможностью связи с сенсорным волокном и включает в себя приемопередатчик, источник света и оптический датчик, при этом источник света и оптический датчик оптически связаны с сенсорным волокном, а блок управления выполнен с возможностью измерения показателя преломления нити и обнаружения изменений в показателе преломления сенсорного волокна, содержащий:
установку утяжеленной оптимизационной бурильной трубы на бурильной колонне в непосредственной близости от бурового инструмента;
соединение источника питания с блоком управления;
питание энергией источника света, используя блок управления, и определение показателя преломления сенсорного волокна с помощью оптического датчика;
определение состояния ствола скважины на основе изменения показателя преломления сенсорного волокна; и
передача предварительной оценки определенного состояния ствола скважины контроллеру поверхности.
9. Способ по п. 8, в котором датчик одиночной нити расположен внутри желобка утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, причем сенсорное волокно содержит множество сенсорных элементов, расположенных по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и разделенных брэгговскими решетками, причем способ дополнительно содержит:
определение показателя преломления каждого из множества сенсорных элементов;
определение деформации утяжеленной оптимизационной бурильной трубы на основе показателя преломления сенсорного волокна на основе показателя преломления по меньшей мере одного из множества сенсорных элементов; и
определение одного или более состояний ствола скважины на основе показателя преломления по меньшей мере одного из множества сенсорных элементов.
10. Способ по п. 9, в котором первый из множества сенсорных элементов выполнен с возможностью измерения состояния ствола скважины, причем второй из множества сенсорных элементов выполнен с возможностью измерения, указывающего на отклонение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы.
11. Способ по п. 10, в котором измерение, указывающее на отклонение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, выбрано из группы, состоящей из измерения деформации при скручивании, измерения изгибающего момента, измерения осевого отклонения и измерения радиального отклонения.
12. Способ по п. 9 или 10, в котором измерение, отражающее состояние ствола скважины, выбрано из группы, состоящей из измерения температуры и измерения давления.
13. Способ по п. 12, дополнительно содержащий настройку параметров режима бурения в соответствии с измерением, указывающим на состояние ствола скважины и измерением, указывающим на отклонение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы.
RU2016101220A 2013-08-20 2013-08-20 Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном RU2644177C2 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2013/055825 WO2015026332A1 (en) 2013-08-20 2013-08-20 Downhole drilling optimization collar with fiber optics

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2016101220A RU2016101220A (ru) 2017-09-26
RU2644177C2 true RU2644177C2 (ru) 2018-02-08

Family

ID=52483991

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016101220A RU2644177C2 (ru) 2013-08-20 2013-08-20 Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном

Country Status (11)

Country Link
US (2) US9458714B2 (ru)
CN (1) CN105264172B (ru)
AU (3) AU2013398382A1 (ru)
BR (1) BR112015030727A2 (ru)
CA (1) CA2912434C (ru)
DE (1) DE112013007353T5 (ru)
GB (1) GB2532604B (ru)
MX (1) MX369861B (ru)
NO (2) NO20151732A1 (ru)
RU (1) RU2644177C2 (ru)
WO (1) WO2015026332A1 (ru)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2532604B (en) 2013-08-20 2020-03-25 Halliburton Energy Services Inc System for collecting wellbore information and method for monitoring environmental conditions proximate a drilling tool
US9512682B2 (en) * 2013-11-22 2016-12-06 Baker Hughes Incorporated Wired pipe and method of manufacturing wired pipe
FI127617B (en) * 2014-06-30 2018-10-31 Commw Scient Ind Res Org Method and apparatus for measuring shape change
US20180045559A1 (en) * 2015-02-27 2018-02-15 Schlumberger Technology Corporation Seismic investigations using seismic sensor
CN107465483B (zh) 2016-06-03 2020-11-27 华为技术有限公司 免授权传输方法和装置
DE102017118853A1 (de) * 2017-08-18 2019-02-21 Tracto-Technik Gmbh & Co. Kg Verfahren zum Bestimmen eines Verschleißes eines Gestänges einer Erdbohrvorrichtung
CN107478368A (zh) * 2017-09-26 2017-12-15 中国科学院武汉岩土力学研究所 岩体工程地应力计及应力检测系统
US11619123B2 (en) 2019-10-30 2023-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Dual synchronized measurement puck for downhole forces
US11162350B2 (en) * 2019-10-30 2021-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Earth-boring drill bit with mechanically attached strain puck
CN112729796B (zh) * 2020-12-24 2021-11-09 中国石油大学(北京) Pdc钻头造斜率影响因素测试系统及其测试方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080066960A1 (en) * 2006-09-15 2008-03-20 Baker Hughes Incorporated Fiber Optic Sensors in MWD Applications
US20090038848A1 (en) * 2007-08-09 2009-02-12 Schlumberger Technology Corporation Peizoelectric generator particularly for use with wellbore drilling equipment
RU2359120C2 (ru) * 2003-06-02 2009-06-20 Шлюмбергер Текнолоджи, Б.В. Способы, устройство и системы для получения информации о геологической формации с помощью датчиков, установленных на обсадной трубе в стволе скважины
EA011899B1 (ru) * 2004-04-23 2009-06-30 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Скважинные системы генерации света и способы применения
US20100219334A1 (en) * 2009-02-27 2010-09-02 Baker Hughes Incorporated System and method for wellbore monitoring

Family Cites Families (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5193628A (en) * 1991-06-03 1993-03-16 Utd Incorporated Method and apparatus for determining path orientation of a passageway
US5157331A (en) * 1991-10-04 1992-10-20 Western Atlas International, Inc. Enhanced wide aperture groove for antenna of downhole resistivity tool
US5358059A (en) * 1993-09-27 1994-10-25 Ho Hwa Shan Apparatus and method for the dynamic measurement of a drill string employed in drilling
US5517024A (en) * 1994-05-26 1996-05-14 Schlumberger Technology Corporation Logging-while-drilling optical apparatus
US6710600B1 (en) 1994-08-01 2004-03-23 Baker Hughes Incorporated Drillpipe structures to accommodate downhole testing
US5898517A (en) * 1995-08-24 1999-04-27 Weis; R. Stephen Optical fiber modulation and demodulation system
WO1999000575A2 (en) * 1997-06-27 1999-01-07 Baker Hughes Incorporated Drilling system with sensors for determining properties of drilling fluid downhole
CN1140785C (zh) 1998-06-26 2004-03-03 塞德拉公司 用于测量管道内的不稳定压力的非插入式纤维光学压力传感器
US6550342B2 (en) 2000-11-29 2003-04-22 Weatherford/Lamb, Inc. Circumferential strain attenuator
US6666285B2 (en) 2002-02-15 2003-12-23 Precision Drilling Technology Services Group Inc. Logging-while-drilling apparatus and methods for measuring density
US6705406B2 (en) 2002-03-26 2004-03-16 Baker Hughes Incorporated Replaceable electrical device for a downhole tool and method thereof
US7303022B2 (en) * 2002-10-11 2007-12-04 Weatherford/Lamb, Inc. Wired casing
US6942043B2 (en) 2003-06-16 2005-09-13 Baker Hughes Incorporated Modular design for LWD/MWD collars
US7775099B2 (en) 2003-11-20 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool sensor system and method
BRPI0517922A (pt) 2004-11-03 2008-10-21 Shell Int Research sistema para retroativamente equipar um sensor e sistema de comunicação de sensor para monitorar um elemento estrutural instalado, e, método para monitorar mudanças fìsicas em um elemento submarino
US7103982B2 (en) 2004-11-09 2006-09-12 Pathfinder Energy Services, Inc. Determination of borehole azimuth and the azimuthal dependence of borehole parameters
NO325435B1 (no) * 2005-06-27 2008-05-05 Ntnu Technology Transfer As Ror med kanal i rorveggen og fremgangsmate for fremstilling av slike ror
EP2038513B1 (en) * 2006-07-11 2014-05-14 Halliburton Energy Services, Inc. Modular geosteering tool assembly
US7597142B2 (en) * 2006-12-18 2009-10-06 Schlumberger Technology Corporation System and method for sensing a parameter in a wellbore
BRPI0719573B1 (pt) 2007-04-10 2017-12-12 Halliburton Energy Services, Inc System and method for measuring a well, and, melt-legable environment
US8087477B2 (en) * 2009-05-05 2012-01-03 Baker Hughes Incorporated Methods and apparatuses for measuring drill bit conditions
US9097100B2 (en) 2009-05-20 2015-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole sensor tool with a sealed sensor outsert
US9019508B2 (en) * 2009-05-21 2015-04-28 David Blacklaw Fiber optic gyroscope arrangements and methods
US8265431B2 (en) * 2009-11-06 2012-09-11 Baker Hughes Incorporated Rotated single or multicore optical fiber
US20140083177A1 (en) 2011-02-28 2014-03-27 Schlumberger Technology Corporation System For Logging While Running Casing
US8357896B2 (en) * 2011-03-09 2013-01-22 Humboldt-Universitat Zu Berlin Method of analyzing a substance
US9410903B2 (en) * 2011-10-12 2016-08-09 Baker Hughes Incorporated Incoherent reflectometry utilizing chaotic excitation of light sources
US9372124B2 (en) * 2012-01-20 2016-06-21 Baker Hughes Incorporated Apparatus including strain gauges for estimating downhole string parameters
GB2532604B (en) 2013-08-20 2020-03-25 Halliburton Energy Services Inc System for collecting wellbore information and method for monitoring environmental conditions proximate a drilling tool
AU2013406228B2 (en) * 2013-11-27 2017-05-25 Halliburton Energy Services, Inc. Bottom hole assembly fiber optic shape sensing

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2359120C2 (ru) * 2003-06-02 2009-06-20 Шлюмбергер Текнолоджи, Б.В. Способы, устройство и системы для получения информации о геологической формации с помощью датчиков, установленных на обсадной трубе в стволе скважины
EA011899B1 (ru) * 2004-04-23 2009-06-30 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Скважинные системы генерации света и способы применения
US20080066960A1 (en) * 2006-09-15 2008-03-20 Baker Hughes Incorporated Fiber Optic Sensors in MWD Applications
US20090038848A1 (en) * 2007-08-09 2009-02-12 Schlumberger Technology Corporation Peizoelectric generator particularly for use with wellbore drilling equipment
US20100219334A1 (en) * 2009-02-27 2010-09-02 Baker Hughes Incorporated System and method for wellbore monitoring

Also Published As

Publication number Publication date
US9771794B2 (en) 2017-09-26
NO20151732A1 (en) 2015-12-16
US9458714B2 (en) 2016-10-04
CA2912434C (en) 2018-06-19
BR112015030727A2 (pt) 2017-07-25
RU2016101220A (ru) 2017-09-26
CA2912434A1 (en) 2015-02-26
AU2019202354A1 (en) 2019-05-02
US20150218933A1 (en) 2015-08-06
US20150260037A1 (en) 2015-09-17
MX369861B (es) 2019-11-25
CN105264172A (zh) 2016-01-20
NO20201306A1 (en) 2015-12-16
DE112013007353T5 (de) 2016-04-28
GB2532604A (en) 2016-05-25
NO348151B1 (en) 2024-09-09
CN105264172B (zh) 2018-12-21
AU2013398382A1 (en) 2016-01-28
WO2015026332A1 (en) 2015-02-26
GB2532604B (en) 2020-03-25
GB201519525D0 (en) 2015-12-23
AU2017202881A1 (en) 2017-05-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2644177C2 (ru) Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном
US7219729B2 (en) Permanent downhole deployment of optical sensors
CA2493518C (en) System and method for sensing load on a downhole tool
NO319432B1 (no) Fôringsrorsensorsystem for bruk i et bronnborehull for a samle inn og overfore data til overflaten
CA3110164C (en) Time division multiplexing of distributed downhole sensing systems
US20160265905A1 (en) Distributed strain monitoring for downhole tools
WO2014194051A1 (en) Wellbore survey using optical fibers
CA2938526C (en) Well tools with vibratory telemetry to optical line therein
NO20211056A1 (en) Integrated collar sensor for measuring mechanical impedance of the downhole tool
US11572752B2 (en) Downhole cable deployment
US11680478B2 (en) Integrated collar sensor for measuring performance characteristics of a drill motor
CA2482487C (en) Permanent downhole deployment of optical sensors
CN116398120A (zh) 基于光纤传感技术的井下套管质量监测系统及监测方法
NO20211057A1 (en) Integrated collar sensor for measuring health of a downhole tool

Legal Events

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

Effective date: 20200821