NO325106B1

NO325106B1 - Apparatus and method for determining the length of a cable in a well using optical fibers

Info

Publication number: NO325106B1
Application number: NO19983459A
Authority: NO
Inventors: Josephine Lopez; Stephen T Ha; Fritz W Reuter
Original assignee: Western Atlas Int Inc
Priority date: 1997-09-10
Filing date: 1998-07-28
Publication date: 2008-02-04
Also published as: FR2768175B1; GB2329722A; NO983459L; CA2244829A1; ID21423A; GB2329722B; GB9816971D0; FR2768175A1; NO983459D0; CA2244829C

Description

Den foreliggende oppfinnelsen henføres til området armerte kabler som benyttes til elektrisk logging av olje- og gassbrønner, til overvåking av lengden av slike kabler og til måling av temperatur og krefter som påvirker kablene. I en spesiell utførelse er den foreliggende oppfinnelsen rettet mot et overvåkingssystem med en eller flere optiske fibre med en eller flere ""Bragg fibergittere<11> (Et Bragg-gitter implementert i en optisk fiber). The present invention relates to the area of reinforced cables that are used for electric logging of oil and gas wells, for monitoring the length of such cables and for measuring temperature and forces affecting the cables. In a particular embodiment, the present invention is directed to a monitoring system with one or more optical fibers with one or more ""Bragg fiber gratings<11> (A Bragg grating implemented in an optical fiber).

Vaiere for logging med elektriske kabler bærer instrumenter, inn i borehull, som genererer signaler relatert til fysiske egenskaper til de geologiske formasjonene ved et flertall av dybder innenfor borehullet. Instrumentene blir normalt trukket ut av borehullet ved å rulle loggevaieren på en vinsj eller lignende innrullingsanordning mens det gjøres en registrering av signalene som er generert av instrumentene, og dermed blir en registrering av målingen utført. Electric cable logging cables carry instruments, into boreholes, that generate signals related to physical properties of the geological formations at a plurality of depths within the borehole. The instruments are normally pulled out of the borehole by rolling the logging wire on a winch or similar reeling device while a recording is made of the signals generated by the instruments, and thus a recording of the measurement is carried out.

I visse tidligere kjente systemer blir målinger av dybden til et instrument i et borehull gjort ved å benytte et kalibrert hjul plassert i friksjonskontakt med en kabel. Det kalibrerte hjulet går rundt samsvarende med mengden av lineær bevegelse til kabelen gjennom hjulet mens kabelen beveges inn eller ut av borehullet av vinsjen. I et aspekt er et flertall av magnetiske markører spredt i avstand av hverandre på en kabel. Hjulet kan bære koblet på en roterende måte til en mekanisk teller som er kalibrert til å indikere lengden av kabel som passerer hjulet, eller hjulet kan være koblet til en koder tilkoblet en teller eller datamaskin, for elektronisk å indikerer lengden av kabel som passerer hjulet. Slike hjul kan nøyaktig bestemme den totale lengden av kabel som har passert hjulet inn i borehullet, men den virkelige dybden til instrumentene i borehullet vil kanskje ikke samsvare eksakt med den totale lengden av kabel som passerer hjulet, da kabelen blir gjenstand for strekk når strekk-kraften varierer. In certain prior art systems, measurements of the depth of an instrument in a borehole are made using a calibrated wheel placed in frictional contact with a cable. The calibrated wheel rotates corresponding to the amount of linear movement of the cable through the wheel as the cable is moved into or out of the borehole by the winch. In one aspect, a plurality of magnetic markers are spaced apart on a cable. The wheel may carry connected in a rotating manner to a mechanical counter calibrated to indicate the length of cable passing the wheel, or the wheel may be connected to an encoder connected to a counter or computer, to electronically indicate the length of cable passing the wheel. Such wheels can accurately determine the total length of cable that has passed the wheel into the borehole, but the actual depth of the instruments in the borehole may not correspond exactly to the total length of cable passing the wheel, as the cable is subject to tension when tension- power varies.

Både temperatur og vekt påvirker strekket på kabler. Den totale vekten av en kabel som er plassert innenfor et borehull kan være så mye som 227 kg for hver 3 00 meter med kabel, og instrumentet kan selv ha en betydelig vekt når det blir plassert inn i borehullet, noe som kan variere avhengig av hvor mye av instrumentvolumet som er innelukket luftrom og tettheten til en væske i borehullet. Målingene utført av instrumentet kan ha blitt gjort ved dybder med så mye som et avvik på 6 meter eller mer fra dybden indikert av det kalibrerte hjulet på grunn av at strekkspenningen gir strekk i kabelen mens instrumentene blir trukket ut av borehullet. Both temperature and weight affect the tension of cables. The total weight of a cable placed inside a borehole can be as much as 227 kg for every 300 meters of cable, and the instrument itself can have a considerable weight when placed into the borehole, which can vary depending on where much of the instrument volume is trapped air space and the density of a fluid in the borehole. The measurements taken by the instrument may have been made at depths as much as a deviation of 6 meters or more from the depth indicated by the calibrated wheel due to the tensile stress causing tension in the cable as the instruments are pulled out of the borehole.

Den minst forutsigbare parameteren som påvirker kabel-strekket er friksjon, som kan øke strekket på kabelen mens den blir ført inn eller ut av borehullet på grunn av at veggoverflaten til borehullet har en ukjent grad av ruhet og siden de geologiske formasjonene som borehullet trenger i gjennom har ukjente friksjonskoeffisienter. Boreslam eller væske i borehullet kan ha varierende viskositet ved forskjellige dybder innenfor et spesielt borehull, noe som gjør bestemmelse av friksjonseffekter enda vanskeligere. The least predictable parameter affecting cable stretch is friction, which can increase the stretch of the cable while it is being fed into or out of the borehole due to the unknown degree of roughness of the wall surface of the borehole and since the geological formations that the borehole penetrates through have unknown coefficients of friction. Drilling mud or downhole fluid can have varying viscosities at different depths within a particular borehole, making determination of frictional effects even more difficult.

US-patent nr. 4,803,479, tilhørende Graebner m.fl. viser en dybdemålingsmetode for å kompensere for mengden av strekk i kabelen som inkluderer å gjøre en måling av et faseskift til et elektrisk signal som blir sendt gjennom hele kabelen og returnert til utstyr ved jordens overflate, hvor faseskiftmålingene blir relatert til faseskiftene til det samme elektriske signalet som blir sendt gjennom en referansekabel plassert ved jordens overflate og som har en konstant lengde. I metoden til patentet tilhørende Graebner er faseskiftet til et elektrisk signal med konstant frekvens bare avhengig av endring i overføringstiden til signalet, slik at faseskiftene samsvarer til en endring i lengden av de elektriske lederne i kabelen. En begrensing i metoden til <1>479-patentet til Graebner m.fl. er at endringene i lengdene til de elektriske lederne i kabelen ikke trenger å samsvare eksakt med endringen til lengden av kabelen. US patent no. 4,803,479, belonging to Graebner et al. shows a depth measurement method to compensate for the amount of stretch in the cable which includes making a measurement of a phase shift of an electrical signal that is transmitted throughout the cable and returned to equipment at the earth's surface, where the phase shift measurements are related to the phase shifts of the same electrical signal which is sent through a reference cable placed at the surface of the earth and which has a constant length. In the method of the patent belonging to Graebner, the phase shift of an electrical signal with a constant frequency only depends on a change in the transmission time of the signal, so that the phase shifts correspond to a change in the length of the electrical conductors in the cable. A limitation in the method of the <1>479 patent of Graebner et al. is that the changes in the lengths of the electrical conductors in the cable need not correspond exactly to the change in the length of the cable.

US-patent nr. 4.996.419 beskriver en anordning for å detektere mekaniske påkjenninger i et flertall atskilte posisjoner langs en optisk fiber. Anordningen omfatter en langstrakt optisk fiber med en bølgeleder-kjerne og et flertall separate Bragg-gitre som er atskilt i lengderetningen og har i det vesentlige identisk initiell periodisitet. Påkjenninger i lengderetningen påføres den optiske fiberen på slik måte at deres størrelse på hvert sted er avhengig av hvor meget størrelsen av vedkommende påkjenning som opptrer på vedkommende sted, avviker fra sin opprinnelige verdi, med tilhørende endring i periodisitet. Lyspulser sendes inn i kjernen for å forplante seg i lengderetningen og for retur fra hvilket som helst av gitrene som oppviser detekterbart lysekko på en sentral bølgelengde som bestemmes av den øyeblikkelige verdi av periodisiteten for vedkommende gitter, når bølgelengden av det lyset som når vedkommende gitter i det minste momentant faller sammen med den sentrale bølgelengden. US Patent No. 4,996,419 describes a device for detecting mechanical stresses at a plurality of separate positions along an optical fiber. The device comprises an elongated optical fiber with a waveguide core and a plurality of separate Bragg gratings which are separated in the longitudinal direction and have substantially identical initial periodicity. Stresses in the longitudinal direction are applied to the optical fiber in such a way that their magnitude at each location depends on how much the magnitude of the respective stress occurring at the relevant location deviates from its original value, with a corresponding change in periodicity. Light pulses are sent into the core to propagate longitudinally and for return from any of the gratings that exhibit detectable light echo at a central wavelength determined by the instantaneous value of the periodicity of that grating, when the wavelength of the light reaching that grating in the smallest instantaneous coincides with the central wavelength.

Elektriske loggekabler omfatter typisk et flertall av isolerte elektriske ledere dekket av stålarmeringstråder i spiralform. En loggekabel omfatter typisk syv ledere, der seks av lederne er viklet i spiralform rundt den syvende lederen. Når en slik kabel med flertallige ledere strekkes blir noe av strekket tatt opp gjennom en ""motvikling<1>' av de spiralviklede lederne, slik at kabellengden øker mer enn lengden av de spiralviklede lederne øker. En annen begrensing i metoden gitt i '479-patentet til Graebner m.fl. er at endringsforholdet i kabellengde til faseskiftet til det elektriske signalet, kalt skaleringsfaktoren, må være bestemt for hver spesielle kabel siden overføringsegenskapene til det elektriske signalet kan varierer noe for forskjellige kabler. Enda en begrensing i metoden gitt i '479-patentet til Graebner m.fl. er behovet for å benytte ledende midler i tillegg ved jordens overflate for å tilføre en fasereferanse med fast lengde for sammenligning av faseendringer i loggekabelen. En kabel med stor lengde som skal brukes som en referanse med fast lengde kan ' oppta en signifikant lagringsplass, noe som kan være upraktisk. Electrical logging cables typically comprise a majority of insulated electrical conductors covered by steel reinforcing wires in spiral form. A logging cable typically comprises seven conductors, where six of the conductors are wound in spiral form around the seventh conductor. When such a cable with multiple conductors is stretched, some of the stretch is taken up through a "counter-winding<1>" of the spirally wound conductors, so that the cable length increases more than the length of the spirally wound conductors increases. Another limitation in the method given in the '479 patent to Graebner et al. is that the ratio of change in cable length to the phase shift of the electrical signal, called the scaling factor, must be determined for each particular cable since the transmission characteristics of the electrical signal may vary somewhat for different cables. Another limitation in the method given in the '479 patent to Graebner et al. is the need to use conductive means in addition at the earth's surface to add a phase reference of fixed length for comparison of phase changes in the logging cable. A long-length cable to be used as a fixed-length reference can take up significant storage space, which can be inconvenient.

Ofte blir mindre lengder på 30 til 100 meter kuttet av enden til en spesiell kabel, som blir senket inn i borehullet, ved den enden av kabelen som blir slitt eller skadet. Med andre ord blir kabelen kuttet for å kunne hente et instrument.som har kjørt seg fast i borehullet og kabelen blir senere satt sammen ved spleising. Når en kabel er kuttet må kanskje skaleringsfaktoren igjen bli bestemt ved å påføre en kjent mengde strekk på kabelen og så måle faseskiftet som oppstår ved det kjente strekket. Det er vanskelig å rekalibrere skaleringsfaktoren ved plasseringen av borehullet siden utstyr som trenges for å påføre et kjent strekk på kabelen typisk bare er plassert på spesialiserte fasiliteter. Often smaller lengths of 30 to 100 meters are cut off the end of a special cable, which is lowered into the borehole, at the end of the cable that becomes worn or damaged. In other words, the cable is cut in order to retrieve an instrument that has become stuck in the borehole and the cable is later put together by splicing. When a cable is cut, the scaling factor may have to be determined again by applying a known amount of stretch to the cable and then measuring the phase shift that occurs at the known stretch. It is difficult to recalibrate the scaling factor at the location of the borehole since equipment needed to apply a known tension to the cable is typically only located at specialized facilities.

Systemet til US-patentet 4,803,479 er ikke tilstrekkelig også i det at nøyaktigheten til målingene av faseskift minsker hurtig ved økning i frekvensen av lengdeendringer i kabelen. Større frekvensendringer i mengden av kabelstrekk kan bli forårsaket av ^stick-slip'' (feste-løsne) bevegelser til loggeverktøyet, når kombinasjonen av gravitasjon og friksjon i borehullet momentant blir større enn den oppovervendte trekk-kraften til loggekabelen for så plutselig å bli frigjort i en fjærlignende bevegelse når friksjonskraften blir overgått av den oppovervendte strekk-kraften når den er oppbygd tilstrekkelig. The system of US patent 4,803,479 is also not sufficient in that the accuracy of the measurements of phase shifts decreases rapidly with an increase in the frequency of length changes in the cable. Larger frequency changes in the amount of cable pull can be caused by stick-slip movements of the logging tool, when the combination of gravity and friction in the borehole momentarily becomes greater than the upward pull force of the logging cable to then suddenly be released in a spring-like movement when the frictional force is surpassed by the upward stretching force when it is built up sufficiently.

US-patent nr. 3,490,149, tilhørende Bowers, viser en fremgangsmåte for å bestemme dybden av loggeverktøy i et borehull. Systemet omfatter et akselerometer for å måle akselerasjonen til loggeverktøy langs aksen til borehullet. Akselerasjonsmålingene til loggeverktøyene langs borehullet blir dobbeltintegrert for å bestemme endringene i aksiell posisjon til loggeverktøyene. Endringen i aksiell posisjon bestemt fra de dobbelt-integrerte akselerasjonsmålingene blir benyttet for å justere den målte posisjonen til verktøyet slik det er bestemt av målinger på mengden av kabel som har passert en anordning for måling av mengden av kabel senket inn i borehullet. En ulempe ved systemet er at de dobbelt-integrerte akselerasjonsmålingene typisk må bli bånd-begrenset av et filter for å fjerne DC-signaler og svært lavfrekvent AC-signaler fra akselerometeret for å korrigere for ^drift i nullreferansen'<1> (også kjent innen faget som biasfeil). Om akselerasjonen til verktøyet blir mindre enn en grensefrekvens til filteret kan lave frekvenser på verktøyet, som kan være forårsaket av krefter som friksjon som endrer strekk-kraften og derfor lengden av kabelen, ikke bli detektert. Systemet er derfor bare brukbart for å korrigere dybdemålinger for høyere frekvensakselerasjoner av loggeverktøyene. US Patent No. 3,490,149, to Bowers, discloses a method for determining the depth of logging tools in a borehole. The system includes an accelerometer to measure the acceleration of logging tools along the axis of the borehole. The acceleration measurements of the logging tools along the borehole are double integrated to determine the changes in axial position of the logging tools. The change in axial position determined from the double-integrated acceleration measurements is used to adjust the measured position of the tool as determined by measurements of the amount of cable that has passed a device for measuring the amount of cable sunk into the borehole. A disadvantage of the system is that the double-integrated acceleration measurements must typically be band-limited by a filter to remove DC signals and very low-frequency AC signals from the accelerometer to correct for 'drift in the zero reference'<1> (also known in the subject as bias error). If the acceleration of the tool becomes less than a limit frequency of the filter, low frequencies on the tool, which may be caused by forces such as friction that change the tensile force and therefore the length of the cable, may not be detected. The system is therefore only usable for correcting depth measurements for higher frequency accelerations of the logging tools.

US-patent nr. 4,545,242, tilhørende Chan, viser en forbedring av fremgangsmåten gitt i <1>149-patentet tilhørende Bowers. Systemet inkluderer tilbakekoblede forsterkere for å undertrykke et feilsignal generert i prosessen for å integrere akselerometermålingene, for igjen å bestemme den virkelige posisjonen til logge-verktøyene i borehullet. Dette systemet har en begrensing i at den hovedsakelig ikke har systemrespons under den nedre grensefrekvensen til et filter for utsignalet til akselerometrene. Systemene gitt i '149-patentet til Bowers og <1>242-patentet til Chan, er ikke i stand til å gi nøyaktig dybdeinformasjon i tilfellet av at den elektriske kabelen er ^"strukket<11> ved frekvenser under grensen til filteret på utgangen til akselerometeret. Fremgangsmåter som omfatter å ""lese11 magnetiske markører har flere ulemper; 1) skarpheten til de magnetiske markørene svekkes ved bruk og tid, og derfor blir også den nøyaktigheten i posisjonen til markørene også svekket; 2) Markørene trenger periodisk å bli magnetisert siden de mister magnetisk effekt ved bruk og tid; 3) Lengden av kabel mellom de magnetiske markørene, som blir antatt å være konstant, er bare omtrentlig konstant og kabelen strekkes ved bruk, og derfor vil lengden mellom markørene øke; og 4) ""Slipp" skjer ved hjul som måler friksjon (eller at hjulet glir mot kabelen), spesielt ved-våte vaiere og/eller vaiere som er dekket med boreslam mens de kommer ut av et borehull. US Patent No. 4,545,242 to Chan shows an improvement on the method given in the <1>149 patent to Bowers. The system includes feedback amplifiers to suppress an error signal generated in the process to integrate the accelerometer readings, to in turn determine the true position of the logging tools in the borehole. This system has a limitation in that it has essentially no system response below the lower cutoff frequency of a filter for the output of the accelerometers. The systems provided in the '149 patent to Bowers and the <1>242 patent to Chan are unable to provide accurate depth information in the event that the electrical cable is ^"stretched<11> at frequencies below the limit of the output filter to the accelerometer. Methods that involve "reading"11 magnetic markers have several disadvantages; 1) the sharpness of the magnetic markers deteriorates with use and time, and therefore the accuracy of the position of the markers also deteriorates; 2) the markers need to be periodically magnetized since they lose magnetic effect with use and time; 3) The length of cable between the magnetic markers, which is assumed to be constant, is only approximately constant and the cable is stretched with use, and therefore the length between the markers will increase; and 4) "" "Slip" occurs with wheels that measure friction (or the wheel sliding against the cable), especially with wet cables and/or cables that are covered with drilling mud as they come out of a borehole.

Forskjellige kjente armerte elektriske kabler har en eller flere isolerte elektriske ledere som blir benyttet for å tilføre elektrisk kraft til brønnloggeinstrumenter og for å overføre signaler fra instrumentene til utstyr ved jordens overflate for å behandle signalene. Disse kablene har stålarmeringstråder viklet i spiralform rundt de elektriske lederne for å tilføre vridningsmotstand, strekkstyrke og slitasjemotstand. Various known armored electrical cables have one or more insulated electrical conductors which are used to supply electrical power to well logging instruments and to transmit signals from the instruments to equipment at the earth's surface to process the signals. These cables have steel reinforcing wires spirally wound around the electrical conductors to add twist resistance, tensile strength and abrasion resistance.

Et flertall av tidligere kjente brønnloggingskabler har optiske fibre og bruker optisk telemetri ved høye frekvenser og ved dataoverføringsrater høyere enn tilsvarende med elektrisk signaloverføring. A majority of previously known well logging cables have optical fibers and use optical telemetry at high frequencies and at data transmission rates higher than equivalent electrical signal transmission.

Tidligere kjente kabler har optiske fibre innelukket i en ståltube. En annen tidligere kjent kombinasjon av fiberoptiske og elektriske loggekabler har en optisk fiber innelukket i en ståltube i sentrum av en brønnloggekabel og med ledere plassert på den ytre siden av en sentral tube som inneholder den optiske fiberen og som er konstruert av kobberdekket stålvaier. En annen type av tidligere kjent teknikk med kombinasjon av fiberoptisk og elektrisk brønnloggekabel har en plastdekket optisk fiber i stedet for en eller flere elektriske ledere. En tidligere kjent kombinasjon av fiberoptisk og elektrisk brønnloggekabler inkluderer en optisk fiber innelukket i en metalltube omringet av viklede kobberfibre for å lede elektrisk kraft og elektriske signaler. Previously known cables have optical fibers enclosed in a steel tube. Another previously known combination of fiber optic and electrical logging cables has an optical fiber enclosed in a steel tube in the center of a well logging cable and with conductors located on the outside of a central tube containing the optical fiber and constructed of copper-clad steel wire. Another type of prior art combination of fiber optic and electrical well logging cable has a plastic coated optical fiber instead of one or more electrical conductors. A previously known combination of fiber optic and electrical well logging cables includes an optical fiber enclosed in a metal tube surrounded by coiled copper fibers to conduct electrical power and electrical signals.

US-patent nr. 5,495,547, som tilhører oppfinneren av foreliggende oppfinnelse, viser en kombinasjon av fiberoptiske og elektrisk ledere i en brønnloggekabel. Dette patentet diskuterer problemer assosiert med tidligere kjente kabler slik diskutert over og patentet er fullt ut innkorporert heri for alle formål. Som vist i figur IA viser US-patent 5,495,547, i visse utførelser, en brønnloggekabel som inkluderer første elementer, som er en kobberkledd stålvaier omringet av kobberfibre og dekt av et elektrisk isolerende materiale, og i det minste et andre element som inkluderer i det minste en optisk fiber innelukket i en metalltube, der kobberfibre omringer tuben og er dekt av et elektrisk isolerende materiale. De første elementene og i det minste ett av de andre elementene er arrangert i en sentral bunt. Det andre elementet er plassert i bunten slik at den spiralt er viklet rundt en sentral akse av bunten. Bunten er omringet av armerte variere viklet i spiralform rundt de ytre sidene av bunten. US Patent No. 5,495,547, which belongs to the inventor of the present invention, shows a combination of fiber optic and electrical conductors in a well logging cable. This patent discusses problems associated with prior art cables as discussed above and the patent is fully incorporated herein for all purposes. As shown in Figure IA, US Patent 5,495,547 discloses, in certain embodiments, a well logging cable that includes first elements, which are a copper-clad steel wire surrounded by copper fibers and covered with an electrically insulating material, and at least one second element that includes at least an optical fiber enclosed in a metal tube, where copper fibers surround the tube and are covered by an electrically insulating material. The first elements and at least one of the other elements are arranged in a central bundle. The second element is placed in the bundle so that it is spirally wound around a central axis of the bundle. The bundle is surrounded by reinforced variegated spirally wound around the outer sides of the bundle.

Et tverrsnitt av en slik tidligere kjent brønnloggekabel 10 er vist i figur IA og beskrevet i US-patent 5,495,547. Deler av kabelen 10 er vist i figurene IB og 1C. Kabelen A cross-section of such a previously known well logging cable 10 is shown in figure IA and described in US patent 5,495,547. Parts of the cable 10 are shown in Figures 1B and 1C. The cable

10 inkluderer syv plastisolerte lederelementer plassert i en sentral bunt 15 som har et hovedsakelig regulær sekskantet mønster, hvori seks av elementene omringer det syvende elementet. Første elementer 16 er, i en utførelse, isolerte elektriske lederelementer som inkluderer en kobberdekket stålvaier som har en diameter på rundt 0.69 mm og som er omringet av ni kobbervaiere som hver har en diameter på rundt 0,33 mm. De første elementene 16 inkluderer en ytre isolerende hylse som er sammensatt av et varme- og fuktighets-motstandsdyktig plastisk materiale, slik som polypropylen eller etylen-tetrafluoretylene koplymer (""ETFE<11>) som blir solgt under varemerket ""TEFZEL" som er et varemerke til E.I. du Pont de Nemours & Co. De andre elementene 18 inkluderer hver, blant annet, en optisk fiber plassert innenfor en tube av rustfritt stål. Kabelen 10 inkluderer to symetrisk plasserte andre elementer 18 som kan være plassert ved en eller alle av de seks ytre plasserte lokasjonene på det regulære sekskantede mønsteret formet av de syv elementene. 10 includes seven plastic insulated conductor elements located in a central bundle 15 having a substantially regular hexagonal pattern, with six of the elements surrounding the seventh element. First elements 16 are, in one embodiment, insulated electrical conductor elements that include a copper-clad steel wire having a diameter of about 0.69 mm and which is surrounded by nine copper wires each having a diameter of about 0.33 mm. The first elements 16 include an outer insulating sleeve which is composed of a heat and moisture resistant plastic material, such as polypropylene or ethylene-tetrafluoroethylene copolymers ("ETFE<11>) which are sold under the trademark "TEFZEL" which is a trademark of E. I. du Pont de Nemours & Co. The other elements 18 each include, among other things, an optical fiber housed within a stainless steel tube. The cable 10 includes two symmetrically located other elements 18 which may be located at one or all of the six outermost locations on the regular hexagonal pattern formed by the seven elements.

Tomrom innenfor den sekskantede strukturen til de syv elementene 16, 18 er, i en utførelse, fylt med et fyllmateriale 17 som er et plastikkmateriale slik som neoprene eller ETFE. Fyllet 17 sikrer den relative posisjonen til de syv elementene 16, 18, innenfor kabelen 10. Elementene 16, 18, og fyllet 17, er dekt med spiralviklede galvaniserte stålarmeringsvaiere, formet til en indre armert tube. Den indre armerte tuben 14 er selv dekket med spiralviklete galvaniserte stålarmerte vaiere formet til en ytre armeringstube. Den indre armeringstuben 14 og den ytre armeringstuben 12 er konstruert for å tilføre signifikant strekkstyrke og slitasjemotstand for kabelen 10. I en utførelse er kabelen 10 tenkt benyttet i et kjemisk fiendtlig miljø slik som i et borehull som har signifikante mengder av hydrogensulfid, og armeringsvaierne 12, 14 blir alternativt sammensatt av en koboltnikkel-legering slik som en identifisert av industrikoden MP-35N. Voids within the hexagonal structure of the seven elements 16, 18 are, in one embodiment, filled with a filler material 17 which is a plastic material such as neoprene or ETFE. The filler 17 ensures the relative position of the seven elements 16, 18, within the cable 10. The elements 16, 18, and the filler 17, are covered with spirally wound galvanized steel reinforcing wires, formed into an inner reinforced tube. The inner reinforced tube 14 is itself covered with spirally wound galvanized steel reinforced wires formed into an outer reinforcing tube. The inner reinforcing tube 14 and the outer reinforcing tube 12 are designed to add significant tensile strength and abrasion resistance to the cable 10. In one embodiment, the cable 10 is intended to be used in a chemically hostile environment such as in a borehole that has significant amounts of hydrogen sulfide, and the reinforcing wires 12 , 14 is alternatively composed of a cobalt-nickel alloy such as one identified by the industry code MP-35N.

En av de andre elementene 18 er vist i større detalj i figur lb og består av en optisk fiber 22 innelukket i en metalltube 24 sammensatt av rustfritt stål for å tilføre korrosjonsmotstand. Tuben 24 har, i en utførelse, en ytre diameter på 0,8 mm og en indre diameter på 0,56 mm. Tuben 24 tilfører slitasje- og bøyningsbeskyttelse av den optiske fiberen 22, og beskytter kabelen mot væsker i borehullet. Tuben 24 kan være kobberdekket for å redusere dens elektriske resistans og omringet av tolv kobber-vaierfiber vist ved henvisningen 26. Vaierfibrene 26 kan hver ha en diameter på 0,245 mm. Kombinasjonen av tuben 24 og fibrene 26 git en leder som har en elektrisk resistans som er mindre enn 10 Ohm per 300 meter lengde. Tuben 24 og kobberfibrene 26 er videre dekket med plastisoleringen 2 0 sammensatt av et varmeresistant plastisk materiale slik som ETFE, eller polypropylene. Den ytre diameteren til isoleringen 20 til det andre elementet 18 er hovedsakelig den samme som den ytre diameteren til isoleringen til det første elementet 16, slik at det sekskantede mønsteret til de syv elementene slik det er vist i tverrsnittet i figur IA hovedsakelig er symetrisk, til tross for den relative posisjonen til det andre elementet 18 innenfor det sekskantede mønsteret til bunten 15. De andre elementene 18 kan være plassert ved enhver eller alle av de seks ytre posisjonene til den sekskantede strukturen slik det er vist i figur IA. Det andre elementet 18, i en utførelse, kan være plassert i en ytre plassering på den sekskantede strukturen til bunten 15 på grunn av at elementene 16, 18, i de ytre plasseringene er spiralviklet rundt elementet i den sentrale posisjonen. Av grunner som lateral reduksjon i stigningsdiameter med aksiell strekk, motvikling av det spiralformede laget og lengre sammenlagt lengde til den spiralviklede ytre elementene relativt til lengden av det sentrale elementet 18, påtrykkes de ytre plasserte elementene 16, 18, redusert aksiell strekk relatert til den aksielle forlengelse av kabelen, og reduserer på den måten muligheten for aksielt strekkinduserte feil på tuben 24 og fiberen 22. De andre elementene 18, i en utførelse, blir plassert ved to ytre plasseringer motsatt av hver andre i det sekskantede mønsteret. One of the other elements 18 is shown in greater detail in Figure 1b and consists of an optical fiber 22 enclosed in a metal tube 24 composed of stainless steel to provide corrosion resistance. The tube 24 has, in one embodiment, an outer diameter of 0.8 mm and an inner diameter of 0.56 mm. The tube 24 adds abrasion and bending protection to the optical fiber 22, and protects the cable from fluids in the borehole. The tube 24 may be copper-clad to reduce its electrical resistance and surrounded by twelve copper wire fibers shown at reference 26. The wire fibers 26 may each have a diameter of 0.245 mm. The combination of the tube 24 and the fibers 26 gives a conductor which has an electrical resistance of less than 10 Ohms per 300 meters of length. The tube 24 and the copper fibers 26 are further covered with the plastic insulation 20 composed of a heat-resistant plastic material such as ETFE, or polypropylene. The outer diameter of the insulation 20 of the second element 18 is substantially the same as the outer diameter of the insulation of the first element 16, so that the hexagonal pattern of the seven elements as shown in the cross section of Figure IA is substantially symmetrical, to despite the relative position of the second element 18 within the hexagonal pattern of the bundle 15. The second elements 18 may be located at any or all of the six outer positions of the hexagonal structure as shown in Figure IA. The second element 18, in one embodiment, may be located in an outer location on the hexagonal structure of the bundle 15 due to the elements 16, 18, in the outer locations being spirally wound around the element in the central position. For reasons such as lateral reduction in pitch diameter with axial tension, counter-winding of the helical layer, and longer overall length of the helically wound outer elements relative to the length of the central element 18, the outer located elements 16, 18 are subjected to reduced axial tension relative to the axial extension of the cable, thereby reducing the possibility of axially strain-induced failure of the tube 24 and the fiber 22. The other elements 18, in one embodiment, are placed at two outer locations opposite each other in the hexagonal pattern.

Figur 1C viser et tverrsnitt av det første elementet 16 i større detalj. Det første elementet 16 har, i en utførelse, en stålvaier 28 dekket eller plattert med metallisk kobber slik at den har en ytre diameter på rundt 0,66 mm, for på den måten å redusere den elektriske resistansen til vaieren 28. Den kobberdekkede vaieren 28 er videre omringet av ni kobberfibre, vist generelt ved henvisningen 30 og har en ytre diameter på 0,31 mm. Kombinasjonen av stålvaieren 28 og kobberfibrene 3 0 har en elektrisk resistans på mindre enn 7 ohm per 300 meter lengde. Fibrene 30 er dekt med et elektrisk isolerende materiale 32 slik som polypropylen eller PTFE. De andre elementene 18 er konstruert slik at kombinasjonen av tuben 24 og vaierfibrene 26 har en ytre diameter som tillater isolasjonsmaterialet å tilføre det andre elementet 18 hovedsakelig den samme elektriske kapasitansen per enhet lengde som det første elementet 16. Den sammensatte kabelen vil hovedsakelig ha de samme elektriske kraft- og signaloverførings-egenskaper som andre kabler lagd i henhold til kjent teknikk. Figure 1C shows a cross-section of the first element 16 in greater detail. The first element 16 has, in one embodiment, a steel wire 28 covered or plated with metallic copper so that it has an outer diameter of about 0.66 mm, thereby reducing the electrical resistance of the wire 28. The copper-clad wire 28 is further surrounded by nine copper fibers, shown generally at reference numeral 30 and having an outer diameter of 0.31 mm. The combination of the steel wire 28 and the copper fibers 30 has an electrical resistance of less than 7 ohms per 300 meter length. The fibers 30 are covered with an electrically insulating material 32 such as polypropylene or PTFE. The second elements 18 are constructed so that the combination of the tube 24 and the wire fibers 26 have an outer diameter which allows the insulating material to impart to the second element 18 substantially the same electrical capacitance per unit length as the first element 16. The composite cable will have substantially the same electrical power and signal transmission properties like other cables made according to known techniques.

US-patent nr. 5,541,587, som tilhører oppfinneren av foreliggende oppfinnelse, og som fullt er inntatt som referanse for alle formål, viser et system for å bestemme dybden til et loggeverktøy festet til en kabel som strekker seg inn i et borehull som trenger gjennom geologiske formasjoner. En spesiell utførelse av systemet inkluderer en krets for generering av en måling av faseskiftet til et elektrisk sinussignal overført gjennom kabelen hvor faseskiftet i signalet samsvarer til lengden av kabelen. Systemet omfatter også et akselerometer plassert innenfor verktøyet og elektrisk tilkoblet et båndpassfilter. En dobbeltintegrator er koblet til båndpassfilteret. Den dobble integratoren beregner posisjonen til verktøyet langs borehullet. Faseskiftmålingen passerer gjennom et lavpassfilter. Lavpassfilteret og båndpassfilteret omfatter i det minste en grad av båndpassoverlapping. Utgangen fra integratoren blir benyttet for å generere en skaleringsfaktor som er tilført den filtrerte målingen av faseskiftet. Den skalerte faseskiftmålingen blir ledet til en dybde-datamaskin som et signal generert av en dybdekoder og de integrerte akselerometermålingene. Dybdekodersignalet samsvarer til mengden av kabel som befinner seg i borehullet. Dybdedatamaskinen beregner dybden av verktøyet i borehullet ved å summere de skalerte faseskiftmålingene, de integrerte akselseromterer-målingene og koder målingene. US Patent No. 5,541,587, owned by the inventor of the present invention, and fully incorporated by reference for all purposes, discloses a system for determining the depth of a logging tool attached to a cable extending into a borehole penetrating geological formations. A particular embodiment of the system includes a circuit for generating a measurement of the phase shift of an electrical sinusoidal signal transmitted through the cable where the phase shift in the signal corresponds to the length of the cable. The system also comprises an accelerometer located within the tool and electrically connected to a bandpass filter. A double integrator is connected to the bandpass filter. The double integrator calculates the position of the tool along the borehole. The phase shift measurement passes through a low-pass filter. The low-pass filter and the band-pass filter comprise at least some degree of band-pass overlap. The output from the integrator is used to generate a scaling factor which is added to the filtered measurement of the phase shift. The scaled phase shift measurement is fed to a depth computer as a signal generated by a depth encoder and the integrated accelerometer measurements. The depth decoder signal corresponds to the amount of cable located in the borehole. The depth computer calculates the depth of the tool in the borehole by summing the scaled phase shift measurements, the integrated shaft serometer measurements and codes the measurements.

Figurene 2A og 2B viser en tidligere kjent kabel vist i US patent 5,541,587. Kabelen er en typisk brønnloggekabel med flertallige ledere der dens ytre omfatter spiralviklede armeringsvaiere lagd av f.eks. stål. Elektriske ledere innen armeringsvaierne inkluderer en sentral leder og ytre spiralviklede ledere. Den sentrale lederen er hovedsakelig tilliggende med lengden av kabelen og er hovedsakelig strukket langs aksen med kabelen gjennom dens hele lengde. Figures 2A and 2B show a previously known cable shown in US patent 5,541,587. The cable is a typical well log cable with multiple conductors where its exterior comprises spiral-wound reinforcing wires made of e.g. steel. Electrical conductors within the reinforcing wires include a central conductor and outer spirally wound conductors. The central conductor is substantially adjacent to the length of the cable and is substantially axially stretched with the cable throughout its entire length.

Det har lenge vært et behov for et overvåkingssystem for brønnloggekabler som nøyaktig indikerer kabellengde, strekk på en kabel og/eller temperatur ved lokasjonen på kabelen. There has long been a need for a monitoring system for well log cables that accurately indicates cable length, tension on a cable and/or temperature at the location of the cable.

Den foreliggende oppfinnelsen går ut på løsninger for nøyaktig å bestemme lengden av en kabel eller vaier i et borehull for derigjennom å bestemme lokasjonen til et instrument på kabelen i brønnhullet og, dermed, lokasjonen der instrumentet blir aktivert for å ta opp målinger. Anordningen og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er nærmere angitt i patentkravene. Som det fremgår av disse inngår det i løsningene bruk av ett eller flere 11Bragg-fibergittere1' . The present invention focuses on solutions for accurately determining the length of a cable or wire in a borehole in order to thereby determine the location of an instrument on the cable in the wellbore and, thus, the location where the instrument is activated to take measurements. The device and method according to the invention are specified in more detail in the patent claims. As can be seen from these, the solutions include the use of one or more 11Bragg fiber gratings1'.

Flere fordeler blir oppnådd ved bruk av ""Bragg-fibergitter11 . Gitteret er en permanent del av vaieren, det vil si at det ikke er så enkelt å fjerne som magnetiske markører, og det trenger ikke å bli ""oppfrisket<1>' slik som magnetiske markører. Distansen mellom to gitter kan enkelt bestemmes i virkelig tid med passende instrumenter. Gitteret tilfører to funksjoner; måling av temperatur og strekk. Bytte mellom magnetisk måling med akustisk måling og bruk av dopplereffekt fører til mye mer nøyaktige målinger. Gitter kan bli tilført på eller formet i en optisk fiber i et svært kontrollert og nøyaktig miljø. Several advantages are achieved by using ""Bragg fiber gratings11 . The grid is a permanent part of the wire, meaning it is not as easy to remove as magnetic markers, and it does not need to be ""refreshed<1>' like magnetic markers. The distance between two grids can be easily determined in real time with suitable instruments. The grid adds two functions; measurement of temperature and tension. Switching between magnetic measurement with acoustic measurement and using the Doppler effect leads to much more accurate measurements. Gratings can be added onto or formed into an optical fiber in a highly controlled and precise environment.

I en utførelse benyttet for å separere strekkfrie temperaturmålinger, blir to optiske fibre benyttet, hver med et flertall av separerte gittre. En av fibrene er plassert løst innvendig i et metallrør (f.eks. stål eller rustfritt stål) f.eks. i stedet for en av de ytre lederne i en kabel (for eksempel i, men ikke begrenset til, en kabel slik som i figur IA eller figur 2A). De andre fibrene er plassert i stedet for kabelens sentrale leder (for eksempel i, men ikke begrenset til en kabel som i figurene IA eller 2A). In one embodiment used to separate strain-free temperature measurements, two optical fibers are used, each with a plurality of separated gratings. One of the fibers is placed loosely inside a metal tube (e.g. steel or stainless steel) e.g. instead of one of the outer conductors in a cable (for example in, but not limited to, a cable such as in Figure IA or Figure 2A). The other fibers are placed in place of the central conductor of the cable (for example in, but not limited to a cable as in Figures 1A or 2A).

Anordningen og fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen er svært nyttige i forskjellige situasjoner. Når et loggeverktøy og/eller andre nedihulls anordninger blir transportert med et borerør (borerørs-logging), eller via mekaniske nedihulls fremdrifts-systemer som brønntraktorer eller ""crawlers'1 , bidrar den foreliggende oppfinnelsens egenskaper til med å bestemme lokale linjestrekker med bestemmelsen og lokaliseringen av nøkkelseter; bestemmelsen av effektiv strekkstyrke i seksjoner med høy vinkel og/eller horisontale seksjoner ved utkjøring fra den horisontale seksjonen eller ut av hullet; og i bestemmelsen av effektiv linjematningsrate ved kjøring inn i og/eller gjennom horisontale seksjoner for å forhindre fastkjøring og/eller ""bird nesting<1>'. Kontroll av forankringslinjer blir muliggjort hvor lokal strekkbestemmelse hjelper i bestemmelsen av den effektive lengden og forankringskarakteristikken til, i sjøbunnen begravde, forankringskabler/-kjettinger eller kombina-sjoner; i bestemmelsen av netto drakraft på kombinasjonen anker og kjetting; og den nøyaktige bestemmelse og lokaliseringen av strekkeffekter for tilbakekobling for et strekkmålingssystem. For strekkben- og sjøbunns-applikasjoner med strekkfortøyning, tilfører den foreliggende oppfinnelsen mulighet å separere last og strekkeffekter som er indusert av bevegelser fra overflatebølger fra last og strekkeffekter indusert av strømmer ved havbunnen. The device and method according to the present invention are very useful in various situations. When a logging tool and/or other downhole devices are transported with a drill pipe (drill pipe logging), or via mechanical downhole propulsion systems such as well tractors or "crawlers'1, the properties of the present invention contribute to determining local line stretches with the determination and the location of key seats; the determination of effective tensile strength in high angle sections and/or horizontal sections when exiting the horizontal section or out of the hole; and in the determination of effective line feed rate when driving into and/or through horizontal sections to prevent jamming and/or ""bird nesting<1>'. Control of anchoring lines is made possible where local tension determination helps in determining the effective length and anchoring characteristics of anchoring cables/chains or combinations buried in the seabed; in the determination of the net pulling force on the anchor and chain combination; and the accurate determination and localization of feedback strain effects for a strain measurement system. For tension leg and seabed applications with tension mooring, the present invention adds the ability to separate load and tension effects induced by movements of surface waves from load and tension effects induced by currents at the seabed.

En av hensiktene til i det minste visse foretrukne utførelser av den foreliggende oppfinnelsen er derfor å tilføre nye, unike, nyttige, ikke-innlysende og effektive løsninger for brønnloggekabler som har optiske fibre med ett eller flere Bragg-fibergittere for å bestemme lengden til en kabel i et brønnhull, lokal temperatur i et borehull, og strekk på et element i et borehull. One of the purposes of at least certain preferred embodiments of the present invention is therefore to provide new, unique, useful, non-obvious and effective solutions for well logging cables having optical fibers with one or more Bragg fiber gratings for determining the length of a cable in a wellbore, local temperature in a borehole, and strain on an element in a borehole.

I det følgende blir det gitt en mer detaljert beskrivelse og forklaring av oppfinnelsen under henvisning til tegningene, som viser: Figur IA er et tverrsnitt av en tidligere velkjent In the following, a more detailed description and explanation of the invention is given with reference to the drawings, which show: Figure IA is a cross-section of a previously well-known

loggekabel. logging cable.

Figur IB og 1C er tverrsnitt av deler til kabelen i figur Figures IB and 1C are cross-sections of parts of the cable in figure

IA. IA.

Figur 2A er et tverrsnitt av en tidligere kjent Figure 2A is a cross-section of a previously known one

brønnloggekabel. well log cable.

Figur 2B er et delvis sideriss av kabelen i figur 2A. Figur 3A er et skjematisk sideriss av et system i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Figur 3B er en skjematisk figur av en fremgangsmåte for signalbehandling som er nyttig med systemet i figur 3A. Figur 3C er en skjematisk figur av en fremgangsmåte for signalbehandling som er nyttig med systemet i figur 3A. Figur 3D er et skjematisk sideriss av et system med optisk fiber i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Figur 4 er et tverrsnitt av en brønnloggekabel i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Figur 5 er et tverrsnitt av en del av en brønnloggekabel i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Figur 6 er en grafisk representasjon av et utsignal fra et filter som er benyttet i et system og en fremgangsmåte i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Figur 3A illustrerer et system S i henhold til den foreliggende oppfinnelsen som har en vaierlinje W med en optisk fiber 0 men innebygde Bragg-fibergittere (""FBG's - fra eng: Figer Bragg Gratings) ved spesifiserte intervaller (f.eks. mellom rundt 1 og rundt 20 eller flere meter fra hverandre) innkapslet i et tett silicon/teflon ""Tefzel -buffer og med et ytre lag av stålarmeringsvaiere lik ""steel-light'<1->kablene lagd av Rochester Co. Et enslig fiberelement er, i en utførelse, plassert i senteret av vaieren (f.eks. i stede for senterledere til vaierene vist i figurene IA og 2A). Vaieren strekker seg fra jordens overflate E inn i et forsterket sementert brønnhull L. Figure 2B is a partial side view of the cable in Figure 2A. Figure 3A is a schematic side view of a system i according to the present invention. Figure 3B is a schematic diagram of a signal processing method useful with the system of Figure 3A. Figure 3C is a schematic diagram of a signal processing method useful with the system of Figure 3A. Figure 3D is a schematic side view of an optical fiber system according to the present invention. Figure 4 is a cross section of a well log cable i according to the present invention. Figure 5 is a cross section of a part of a well logging cable according to the present invention. Figure 6 is a graphical representation of an output signal from a filter that is used in a system and a method according to the present invention. Figure 3A illustrates a system S according to the present invention having a wire line W with an optical fiber 0 but embedded fiber Bragg gratings (""FBG's - from eng: Figer Bragg Gratings) at specified intervals (e.g. between around 1 and about 20 or more meters apart) encased in a dense silicon/teflon ""Tefzel" buffer and with an outer layer of steel reinforcing wires similar to the ""steel-light"<1->cables made by the Rochester Co. A single fiber element is, in one embodiment, located in the center of the wire (eg, in place of center conductors of the wires shown in Figures 1A and 2A). The wire extends from the earth's surface E into a reinforced cemented wellbore L.

Hver FBG i fiberen har en unik Bragg-bølgelengde (f.eks. enhver passende bølgelengde og som, i visse foretrukne utførelser, strekker seg fra 780 til 1650 nanometer) som har verdier som er tilstrekkelig separert fra bølge-lengdene til de andre FBG'ene for å muliggjøre deteksjon. Den fiberoptiske fiberen er tilkoblet en signalkopler, f.eks. en 2:l-kopler C (f.eks. en 50/50 FO 3662 anordning fra Litton Polyscientific Co.). Signalkopleren er sammenkoblet via en isolator I til en bredbåndskilde f.eks. som, men ikke begrenset til, en lyskilde eller en justerbar laser B som kan sende signaler i et relativt stort spektrum av bølgelengder, f.eks. enhver passende bølgelengde, og i visse foretrukne utførelser, men ikke begrenset til, mellom 780 nanometer og 1650 nanometer. Each FBG in the fiber has a unique Bragg wavelength (eg, any suitable wavelength and, in certain preferred embodiments, ranging from 780 to 1650 nanometers) that has values sufficiently separated from the wavelengths of the other FBGs' one to enable detection. The fiber optic fiber is connected to a signal coupler, e.g. a 2:1 coupler C (eg, a 50/50 FO 3662 device from Litton Polyscientific Co.). The signal coupler is connected via an isolator I to a broadband source, e.g. such as, but not limited to, a light source or a tunable laser B which can transmit signals in a relatively large spectrum of wavelengths, e.g. any suitable wavelength, and in certain preferred embodiments, but not limited to, between 780 nanometers and 1650 nanometers.

Et detektorsystem D i kommunikasjon med fiberoptikken O, via kopleren C, detekterer; signaler reflektert fra FBG'en; og måler bølgelengdeawiket fra en FBG's Bragg-bølgelengde . A detector system D in communication with the fiber optics O, via the coupler C, detects; signals reflected from the FBG; and measures the wavelength deviation from an FBG's Bragg wavelength.

For å muliggjøre en separat strekkfri måling av To enable a separate strain-free measurement of

temperatur ved lokasjonen til en FBG, blir optiske fibre (eller i det minste en optisk fiber) med FBG'er plassert løst på innsiden av en tube T av rustfritt stål i stedet for en annen ytre leder i vaieren (Se f.eks. figur 3D). temperature at the location of an FBG, optical fibers (or at least one optical fiber) with FBGs are placed loosely inside a stainless steel tube T instead of another outer conductor in the wire (See e.g. Figure 3D).

Tuben T av rustfritt stål er viklet med kobberfibre D slik at den også kan bli benyttet som en leder. Flere ledere kan bli byttet ut på samme måte. The stainless steel tube T is wrapped with copper fibers D so that it can also be used as a conductor. Several managers can be replaced in the same way.

Figur 3C viser et system 2 00 som måler strekk og temperatur på et flertall av måter med en kabel eller kabler i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Systemet 2 00 har en datamaskin 210 sammenkoblet med de forskjellige undersystemer og som, via linje 212, styrer en optisk svitsj 202, f.eks. en 3x1 modell SR 1212 fra JDS-Fitel Co. De reflekterte returnerte signalene fra fiberoptikken med FBG's i borehullet blir sendt gjennom en fiber 250 til svitsjen 202. For måling av avviket, på grunn av kabelstrekk, i Bragg-bølgelengden til et Bragg-gitter på en optisk fiber, inkluderer det underordnede systemet bruken av et Fabry-Perot filter 204. Dette underordnede systemet er spesielt tilpasset for å håndtere en konstant skift i Bragg-bølgelengde. Det underordnede systemet med et interferometer 206 måler dynamiske skift i Bragg-bølgelengde og er spesielt tilpasset for å måle slike skift som blir indusert av et akustisk signal, f.eks. som overført av en akustisk sender A i figur 3A. Det underordnede systemet med en signaltopp-detektor 254 måler ankomsttiden til signalet og er derfor spesielt tilpasset for å måle kabellengden, altså lengden fra overflaten til en spesiell FBG på kabelen. Slik det er vist i figur 3B kan signaltopp-detektoren 254 bli plassert mellom Fabry-Perot filteret og signalblånderen. Via en linje 214 styrer datamaskinen 210 en bølgeformsgenerator 216 som produserer et Figure 3C shows a system 200 that measures strain and temperature in a plurality of ways with a cable or cables according to the present invention. The system 200 has a computer 210 interconnected with the various subsystems and which, via line 212, controls an optical switch 202, e.g. a 3x1 model SR 1212 from JDS-Fitel Co. The reflected return signals from the fiber optics with FBG's in the borehole are sent through a fiber 250 to the switch 202. For measuring the deviation, due to cable stretch, in the Bragg wavelength of a Bragg grating on an optical fiber, the subsystem includes the use of a Fabry-Perot filter 204. This sub-system is specially adapted to handle a constant shift in Bragg wavelength. The secondary system of an interferometer 206 measures dynamic shifts in Bragg wavelength and is particularly adapted to measure such shifts induced by an acoustic signal, e.g. as transmitted by an acoustic transmitter A in Figure 3A. The subordinate system with a signal peak detector 254 measures the arrival time of the signal and is therefore specially adapted to measure the cable length, i.e. the length from the surface of a particular FBG on the cable. As shown in Figure 3B, the signal peak detector 254 can be placed between the Fabry-Perot filter and the signal mixer. Via a line 214, the computer 210 controls a waveform generator 216 which produces a

rampesignal som skal blandes med et signal fra et Fabry-Perot filter 204 med en signalblander 218 for overføring til Fabry-Perot filteret 204 etter summasjon med et blandesignal (oscillerende signal) av en summasjons- ramp signal to be mixed with a signal from a Fabry-Perot filter 204 with a signal mixer 218 for transmission to the Fabry-Perot filter 204 after summation with a mixing signal (oscillating signal) of a summation

anordning 224. Et høyfrekvent blandesignal blir produsert av en anordning 226. En optisk fiber 228 sammenkobler Fabry-Perot filteret 204 og en mottaker (eller detektor) 230 som konverterer det optiske signalet til et elektrisk signal. En linje 232 sammenkobler mottakeren 230 med signalblanderen 218. Ved å summere blandesignalet med skannebølgens rampeform blir deteksjon av endringen i bølgelengde i FGB'en muliggjort. Et blandet elektrisk signal fra blanderen 218 blir overført til et lavpassfilter 234 som skiller signalene og sender et derivat-signal i en linje 236 til en nullpunktsdetektor 240 som behandler derivatsignalet fra filteret 234. Nullpunktsdetektoren definerer signalets bølgelengde og bestemmer, ved hjelp av den kjente Bragg-bølgelengden, avviket fra Bragg-bølgelengden. Et elektrisk signal fra nullpunktsdetektoren som er representativt for et avvik fra en Bragg-bølgelengde av en FBG, og indikerende på f.eks. forlengelse av en brønnkabel, blir sendt til datamaskinen 210 gjennom linjen 242. En signalblander 218 multipliser-er signalet. device 224. A high frequency mixing signal is produced by a device 226. An optical fiber 228 connects the Fabry-Perot filter 204 and a receiver (or detector) 230 which converts the optical signal into an electrical signal. A line 232 connects the receiver 230 with the signal mixer 218. By summing the mixing signal with the scan wave's ramp shape, detection of the change in wavelength in the FGB is made possible. A mixed electrical signal from the mixer 218 is transmitted to a low-pass filter 234 which separates the signals and sends a derivative signal in a line 236 to a zero-point detector 240 which processes the derivative signal from the filter 234. The zero-point detector defines the wavelength of the signal and determines, with the help of the known Bragg -wavelength, the deviation from the Bragg wavelength. An electrical signal from the null detector which is representative of a deviation from a Bragg wavelength of an FBG, and indicative of e.g. extension of a well cable, is sent to computer 210 through line 242. A signal mixer 218 multiplies the signal.

Med svitsjen 2 02 i den passende posisjonen blir reflekterte retursignaler fra FGB'ene i brønnen matet gjennom fiberen 222 til en mottaker 252 (slik som mottakeren 230), som igjen endrer signalet fra optisk til elektrisk og så sender et elektrisk signal til en signaltoppdetektor 254 gjennom linjen 256. With switch 202 in the appropriate position, reflected return signals from the FGBs in the well are fed through fiber 222 to a receiver 252 (such as receiver 230), which in turn changes the signal from optical to electrical and then sends an electrical signal to a signal peak detector 254 through line 256.

Signaltoppdetektoren 254 bestemmer om nok lysenergi blir reflektert tilbake. Om så er tilfelle sender signaltoppdetektoren 254 et signal til datamaskinen 210 som indikerer at en refleksjon er tilstede. Datamaskinen benytter signalet til å beregne ankomsttiden, f.eks. en tid t som et signal bruker for å gå til en FBG og så komme tilbake til en sensor, altså en dekning av en kjent enveisdistanse d hvor d=t/2c, der t er den toveis reisetiden. The signal peak detector 254 determines whether enough light energy is reflected back. If so, the signal peak detector 254 sends a signal to the computer 210 indicating that a reflection is present. The computer uses the signal to calculate the arrival time, e.g. a time t that a signal takes to go to an FBG and then return to a sensor, i.e. a coverage of a known one-way distance d where d=t/2c, where t is the two-way travel time.

Fiberen 223 leder reflektert lys fra brønnhullets FBG'er, når svitsjen 2 02 er i den riktige posisjonen, til et interferometer 206 via en optisk kobler 260. Interferometeret overfører innkommende lys gjennom filteret 223 til et utsendt lys i en optisk fiber 264. Det utsendte lyset har en fase som indikerer bølgelengden til det innkommende lyset. En kopler 262 tilkobler interferometeret til den optiske fiberen 264, som selv er tilkoblet en fasedetektor 266 som transformerer fasen til det utsendte lyssignalet om til et elektrisk signal som indikerer det innkommende lysets bølgelengde. Dette signalet blir så sendt til datamaskinen 210 i linjen 268 og datamaskinen 210 beregner det dynamiske skiftet i bølgelengde. Et tidsportsignal fra datamaskinen 210 blir sendt gjennom en linje 270 til fasedetektoren 266. Tidsportsignalet kommanderer fasedetektoren 266 til å arbeide på signaler fra et valgt sett av FBG'er. Dette begrenser antallet av FBG'er slik at tilstrekkelig tid er tilgjengelig for beregning og deteksjon. The fiber 223 directs reflected light from the wellbore FBGs, when the switch 202 is in the correct position, to an interferometer 206 via an optical coupler 260. The interferometer transfers incoming light through the filter 223 to an emitted light in an optical fiber 264. The emitted the light has a phase that indicates the wavelength of the incoming light. A coupler 262 connects the interferometer to the optical fiber 264, which itself is connected to a phase detector 266 which transforms the phase of the emitted light signal into an electrical signal indicating the wavelength of the incoming light. This signal is then sent to computer 210 in line 268 and computer 210 calculates the dynamic shift in wavelength. A time gating signal from the computer 210 is sent through a line 270 to the phase detector 266. The time gating signal commands the phase detector 266 to operate on signals from a selected set of FBGs. This limits the number of FBGs so that sufficient time is available for calculation and detection.

Tre forskjellige målinger blir derfor multiplekset i tid av den fiberoptiske svitsjen 202 (f.eks. en Dicon Co. Optisk svitsj) slik som mellom de optiske fibrene 221, 222 og 223. Alternativt kan svitsjen bli eliminert og alle tre fibrene tilkoblet fiberen 250 samtidig. Det første målingsskjemaet bruker det justerbare Fabry-Perot fiberfilteret 2 04 og det passer til måling av strekk og temperatur i hver FBG i en optisk fiber i henhold til den foreliggende oppfinnelsen (beskrevet i detalj under). Det andre måleskjemaet benytter det ubalanserte asymmetriske interferometeret 2 06 og passer til måling av et dynamisk skift i bølgelengde, slik det er beskrevet under. Det tredje målingsskjemaet, beskrevet i detalj under, benytter signaltidsinformasjonen for å måle lengden fra begynnelsen av vaieren ved overflaten av brønnhullet til hver FBG. Dermed kan den totale lengden av vaier som er plassert inn i brønnhullet bli beregnet ved å kombinere disse målingene. Three different measurements are therefore multiplexed in time by the fiber optic switch 202 (eg, a Dicon Co. Optical switch) such as between the optical fibers 221, 222 and 223. Alternatively, the switch can be eliminated and all three fibers connected to the fiber 250 simultaneously . The first measurement scheme uses the adjustable Fabry-Perot fiber filter 2 04 and it is suitable for measuring strain and temperature in each FBG in an optical fiber according to the present invention (described in detail below). The second measurement scheme uses the unbalanced asymmetric interferometer 2 06 and is suitable for measuring a dynamic shift in wavelength, as described below. The third measurement scheme, described in detail below, uses the signal timing information to measure the length from the beginning of the wire at the surface of the wellbore to each FBG. Thus, the total length of wire that is placed into the wellbore can be calculated by combining these measurements.

Lokal temperatur- og strekkmåling Local temperature and strain measurement

En fremgangsmåte for måling av lokal temperatur og strekk i henhold til den foreliggende oppfinnelsen benytter de genererte data beslektete til avviket fra Bragg-bølgelengden for hver av de forskjellige FBG'ene og gir både statiske og dynamiske stress som blir påtrykt hver FBG. Målingene inkluderer strekk og temperatur. Over-flatedetektorsystemet (figurene 3A og 3B) benytter reflekterte returer fra FBG'ene overført via linjen 250 og Fabry-Perot-filteret 202. Utgangen til filteret 202 blir differensiert av lavpassfilteret 234 for å gi en bølgeform slik det er vist i figur 6. Dette differensi-erte signalet blir matet inn i nullpunktsdetektoren 246, som beregner avviket fra de individuelle bragg-bølgelengdene for hver FBG, som igjen indikerer strekk på et spesielt Bragg-fibergitter. En utvidelse av dette systemet til også å benytte tidsdelt multipleksing for et stort antall av FBG'er er også innen formålet for denne oppfinnelsen. A method for measuring local temperature and strain according to the present invention uses the generated data related to the deviation from the Bragg wavelength for each of the different FBGs and provides both static and dynamic stresses that are applied to each FBG. The measurements include tension and temperature. The surface detector system (Figures 3A and 3B) utilizes reflected returns from the FBGs transmitted via line 250 and Fabry-Perot filter 202. The output of filter 202 is differentiated by low-pass filter 234 to produce a waveform as shown in Figure 6. This differentiated signal is fed into the null detector 246, which calculates the deviation from the individual Bragg wavelengths for each FBG, which in turn indicates strain on a particular Bragg fiber grating. An extension of this system to also use time division multiplexing for a large number of FBGs is also within the scope of this invention.

Siden temperatur og strekk påvirker en FBG på omtrentlig samme måte, og for å skille mellom disse to målinger, er en tilleggsmåling nødvendig. En tilleggsfiber med innebygde FBG'er viklet i spiralform og innkapslet løst (altså last- og strekkfritt og isolert fra strekk på kabelen) i en tube av rustfritt stål (se figur 3D) erstatter en av en kabels ytre ledere (f.eks. se de ytre ledere i kablene i figurene IA, 2A og 4). Since temperature and strain affect an FBG in approximately the same way, and to distinguish between these two measurements, an additional measurement is necessary. An additional fiber with embedded FBGs wound spirally and encapsulated loosely (i.e. load- and stretch-free and isolated from cable tension) in a stainless steel tube (see figure 3D) replaces one of a cable's outer conductors (e.g. see the outer conductors in the cables in figures IA, 2A and 4).

Som vist i figur 4 har en vaier 100 et flertall av stålarmerte vaiere 104, et indre dekke 106 (f.eks. men ikke begrenset til ledende høytemperatur-tape); et flertall av stålarmerte vaiere 108; et indre materiale 110 (f.eks. et Tefzel-materiale) som inneholder kobberledere 112; en rustfri ståltube 118 omringet av kobberledere 113 og optiske fibre 12 0 med FBG'er plassert adskilt fra hverandre langs fiberens lengde. For å muliggjøre nøyaktig sammenligning mellom temperaturen til to fibre 12 0 og 12 6 blir vaieren 100 konstruert, i en utførelse, slik at FBG'en 127 til den sentrale fiberen 126 og FBG'en 129 i den ytre fiberen 120 er plassert hovedsakelig i den samme aksielle posisjon i forhold til vaieren (se f.eks. figur 3D). Avstanden 130 kan bli fylt med bomullsribber med isolering rundt. As shown in Figure 4, a wire 100 has a plurality of steel reinforced wires 104, an inner cover 106 (eg, but not limited to conductive high temperature tape); a plurality of steel-reinforced wires 108; an inner material 110 (eg, a Tefzel material) containing copper conductors 112; a stainless steel tube 118 surrounded by copper conductors 113 and optical fibers 120 with FBGs spaced apart along the length of the fiber. To enable accurate comparison between the temperature of two fibers 12 0 and 12 6 , the wire 100 is constructed, in one embodiment, so that the FBG 127 of the central fiber 126 and the FBG 129 of the outer fiber 120 are located mainly in the same axial position in relation to the wire (see e.g. Figure 3D). The distance 130 can be filled with cotton ribs with insulation around.

Overflatesystemet til figur 3A kan bli benyttet for den sentrale fiberen. Et overflatesystem i tillegg for den ytre fiberen er det samme, men bare Fabry-Perot-filteret blir benyttet. Liggevinkelen til den ytre lederen er stor nok, og den indre diameteren til den rustfrie ståltuben er stor nok, slik at fibrene 120 holdes løst innenfor tubene, altså at fibrene påvirkes av lite eller ikke noe strekk. For eksempel, når liggevinkelen til den ytre lederen er 2 0°; den indre diameteren til den rustfrie ståltuben er 0,58 mm, den ytre diameteren av fiberen er 0.075 mm, ligger senteret av den rustfrie ståltuben med en radius (distanse) av 2,53 mm fra senteret til vaieren 100. Vaieren 100 er foretrukket gitt et tillatt strekk på opptil 0,95% uten å strekke fibrene 120 (antar da at fibrene 12 0 effektivt holdes ved senter av ståltuben når den rustfrie ståltuben er under strekkfrie forhold ved romtemperatur). I den løse tilstanden er målingene fra FBG'ene på fiberen 120 benyttet til å måle temperatur alene. Disse temperaturmålingene blir så benyttet i lag med målinger fra FBG'ene i den sentrale fiberen for å finne lokalt strekk i vaieren, beregnet gjennom kjente metoder (f.eks. som i ""Fiber optic Bragg grating sensors," Morey m.fl, SPIE Vol. 1169, Fiber Optic Laser Sensors VII, 1989, sidene 98-107, og ""3M Fiber Bragg Gratings Application Note, " Februar 1996) . Denne metoden gir den lokale strekken på vaierkabelen og temperaturen som påvirker vaieren. Slike målinger har ikke vært mulig med kabler med magnetiske markører. The surface system of Figure 3A can be used for the central fiber. An additional surface system for the outer fiber is the same, but only the Fabry-Perot filter is used. The lying angle of the outer conductor is large enough, and the inner diameter of the stainless steel tube is large enough, so that the fibers 120 are held loosely within the tubes, i.e. that the fibers are affected by little or no tension. For example, when the lie angle of the outer conductor is 2 0°; the inner diameter of the stainless steel tube is 0.58 mm, the outer diameter of the fiber is 0.075 mm, the center of the stainless steel tube is at a radius (distance) of 2.53 mm from the center of the wire 100. The wire 100 is preferably given an allowable stretch of up to 0.95% without stretching the fibers 120 (assuming then that the fibers 120 are effectively held at the center of the steel tube when the stainless steel tube is under stretch-free conditions at room temperature). In the loose state, the measurements from the FBGs on the fiber 120 are used to measure temperature alone. These temperature measurements are then used in layers with measurements from the FBGs in the central fiber to find local tension in the wire, calculated through known methods (e.g. as in ""Fiber optic Bragg grating sensors," Morey et al, SPIE Vol. 1169, Fiber Optic Laser Sensors VII, 1989, pages 98-107, and ""3M Fiber Bragg Gratings Application Note, " February 1996). This method gives the local strain on the wire rope and the temperature affecting the wire. Such measurements have not been possible with cables with magnetic markers.

Figur 5 viser en tidligere kjent sentral fiberkomponent 150 lignende det sentrale elementfiberen 126 i figur 4, men med en ytre hylse av Kynar-material 152 som omringer glass/epoxy 154 som selv omringer en indre hylse 156. Den indre hylsen 156 inneholder tre fiberoptiske fibrer 160 hver med et flertall av adskilte FBG'er. Fibrene 160 er plassert i en mengde på en plate, f.eks. silicon RTV 164. Når hylsen 152 består av et fast materiale, f.eks. fast Kynar-materiale, blir den sentrale fiberen vernet fra borehullstrykk. Figure 5 shows a previously known central fiber component 150 similar to the central element fiber 126 in Figure 4, but with an outer sleeve of Kynar material 152 surrounding glass/epoxy 154 which itself surrounds an inner sleeve 156. The inner sleeve 156 contains three fiber optic fibers 160 each with a plurality of separated FBGs. The fibers 160 are placed in a quantity on a plate, e.g. silicon RTV 164. When the sleeve 152 consists of a solid material, e.g. solid Kynar material, the central fiber is protected from borehole pressure.

Eksempel: Strekk og temperaturmålinger Example: Stretch and temperature measurements

Effekten av temperatur og strekk på Bragg-bølgelengdeskiftet er modellert i notatet; vv3m Fiber Bragg Gratings Application Note" (sitert over) gjennom en ligning på dens side 2. The effect of temperature and strain on the Bragg wavelength shift is modeled in the note; vv3m Fiber Bragg Gratings Application Note" (cited above) through an equation on its page 2.

En 3M fiber har de følgende typiske verdier: A 3M fiber has the following typical values:

hvor AT er i °C. Disse verdiene kunne også bli bestemt eksperimentelt for en vilkårlig fiber med en FBG. where AT is in °C. These values could also be determined experimentally for an arbitrary fiber with an FBG.

Antar at første FBG i ytre lag (lik fiberen 120 fra figur 4) måler en AXb=1.22 nm ved A,b=1552 nm (A,b er målt ved overflatetemperatur på 25°) . Siden 8=0, er det for denne fiberen: Assume that the first FBG in the outer layer (similar to fiber 120 from figure 4) measures an AXb=1.22 nm at A,b=1552 nm (A,b is measured at a surface temperature of 25°). Since 8=0, for this fiber it is:

For en andre FBG i sentral del (f.eks. fiber 126 i figur 4) ved den samme posisjon som den ovennevnte FBG, måles en AA,b=4 . 9 nm, For a second FBG in the central part (e.g. fiber 126 in Figure 4) at the same position as the above-mentioned FBG, an AA,b=4 is measured. 9nm,

De ovennevnte målinger indikerer derfor, ved posisjonen til FBG' en, en borehullstemperatur på 2 5°C + 125°C = 150 °C, og et vaierstrekk på 0.3 %. The above measurements therefore indicate, at the position of the FBG' one, a borehole temperature of 25°C + 125°C = 150°C, and a wire tension of 0.3%.

Va i e r1engdemå1ing Va i e r1engdem1ing

En akustisk sender A (se figur 3A) er plassert ved jordens overflate E over brønnhullet L. Mens vaieren W passerer denne senderen blir det akustiske signalet fra den akustiske senderen A målt av en passerende FBG. Ved å benytte dopplereffekten blir det eksakte tidspunktet når en FBG passerer over senderen beregnet. Når FBG'en er over senderen, men beveger seg mot senderen, blir den målte akustiske frekvensen litt høyere enn den sendte. Når FBG'en er lavere enn senderen, men beveger seg vekk fra senderen, blir den målte frekvensen litt lavere enn den sendte. I en utførelse, for å øke effektiv akustisk energioverføring fra den akustiske senderen til FBG'en, blir et medium mellom den akustiske senderen A og vaieren W erstattet med et fast materiale med et hull for brønnhullet gjennom hvilket vaieren glir mens den går inn i brønnhullet L. An acoustic transmitter A (see Figure 3A) is located at the earth's surface E above the wellbore L. While the wire W passes this transmitter, the acoustic signal from the acoustic transmitter A is measured by a passing FBG. By using the Doppler effect, the exact time when an FBG passes over the transmitter is calculated. When the FBG is above the transmitter but moving towards the transmitter, the measured acoustic frequency is slightly higher than the transmitted one. When the FBG is lower than the transmitter, but moves away from the transmitter, the measured frequency will be slightly lower than the transmitted one. In one embodiment, to increase efficient acoustic energy transfer from the acoustic transmitter to the FBG, a medium between the acoustic transmitter A and the wire W is replaced by a solid material with a hole for the wellbore through which the wire slides as it enters the wellbore L.

En FBG er i stand til å måle trykkforandringer i brønnhullet gjennom akselerasjonen avgitt av den akustiske senderen A. Denne endringen i trykk oversettes til en dynamisk endring i avviket til Fabry-Perot-lysbølgelengden i den reflekterte returen fra en FBG. Selv om målingsskjemaet, som bruker det som er beskrevet over, også gir en dynamisk endring i bølgelengde er skjemaet som blir beskrevet under også passende for å måle det dynamiske skiftet i bølgelengde. Dette måleskjemaet bruker det asymmetriske interferometeret 2 06 som oversetter det dynamiske skiftet i bølgelengde til faseendringer som, i sin tur, oversettes til et akustisk signal som identifiserer den spesifikke FBG'en som går inn i eller forlater brønnhullet L. Et tids-portsignal fra datamaskinen 210 blir videre benyttet for å begrense målingene til en FBG ad gangen. En tidligere kjent posisjon av vaieren sammen med retningen til dens bevegelse gjør det mulig for datamaskinen 210 å vite hvilken FBG som neste gang går inn i brønnhullet 1, og muliggjør dermed at tidsportsignalet kan bli beregnet. Alternativt velger datamaskinen en søkemodus hvor målinger blir gjort på et undersett av sannsynlige FBG'er som går inn i eller forlater borehullet. Undersettet av FBG'er inneholder fra en til alle av FBG'ene i vaieren W. I visse utførelser blir søkemodusen benyttet bare av og til siden det tar relativt mer tid å hente inn mer enn en måling. I en utførelse i hvilken en sentral fiber ikke er plassert inn i en løs tube vil dens FBG plukke opp mer akustisk energi og blir derfor benyttet i dette måleskjemaet. Igjen involverer denne målingen også å sende en puls fra en bredbåndskilde B inn i den sentrale fiberen. Etter identifiseringen av den spesielle FBG'en som har passert over det akustiske bølgefeltet blir reisetiden fra FBG'en beregnet, f.eks. av en høyhastig-hetsklokke, ikke vist, i datamaskinen 210. Denne reisetiden sammen med kjennskap om den totale lengden til vaieren gir lengden av vaieren på innsiden av brønnhullet etter den riktige temperaturkorreksjonen. Denne reisetiden blir målt av et annet måleskjema. I dette skjemaet blir pulser sendt fra en bredbåndskilde B. Pulsbredden er tilstrekkelig smal til å skille de reflekterte returnerende signalene fra andre FBG'er. For eksempel, med et 25 meters skille mellom tilliggende FBG'er, er den maksimale pulsbredden (25)(2)(n)/c = 250 ns, hvor n er brytningsindeks og er lik 1.5 (for illustrasjonsformål) og c er hastigheten av lys i tomrom. I praksis blir en puls med en bredde mye smalere enn den maksimale verdien på 250 nanosekunder sendt. An FBG is able to measure pressure changes in the wellbore through the acceleration emitted by the acoustic transmitter A. This change in pressure translates into a dynamic change in the deviation of the Fabry-Perot light wavelength in the reflected return from an FBG. Although the measurement scheme using that described above also provides a dynamic change in wavelength, the scheme described below is also suitable for measuring the dynamic shift in wavelength. This measurement scheme uses the asymmetric interferometer 2 06 which translates the dynamic shift in wavelength into phase changes which, in turn, is translated into an acoustic signal that identifies the specific FBG entering or leaving the wellbore L. A time-gated signal from the computer 210 is further used to limit the measurements to one FBG at a time. A previously known position of the wire together with the direction of its movement enables the computer 210 to know which FBG will next enter the wellbore 1, thus enabling the time gating signal to be calculated. Alternatively, the computer selects a search mode where measurements are made on a subset of likely FBGs entering or leaving the borehole. The subset of FBGs contains from one to all of the FBGs in the wire W. In certain embodiments, the search mode is used only occasionally since it takes relatively more time to acquire more than one measurement. In an embodiment in which a central fiber is not placed into a loose tube, its FBG will pick up more acoustic energy and is therefore used in this measurement scheme. Again, this measurement also involves sending a pulse from a broadband source B into the central fiber. After the identification of the particular FBG that has passed over the acoustic wave field, the travel time from the FBG is calculated, e.g. by a high speed clock, not shown, in the computer 210. This travel time together with knowledge of the total length of the wire gives the length of the wire inside the wellbore after the proper temperature correction. This travel time is measured by another measurement form. In this scheme, pulses are sent from a broadband source B. The pulse width is sufficiently narrow to separate the reflected return signals from other FBGs. For example, with a 25 meter separation between adjacent FBGs, the maximum pulse width is (25)(2)(n)/c = 250 ns, where n is the refractive index and is equal to 1.5 (for illustration purposes) and c is the speed of light in void. In practice, a pulse with a width much narrower than the maximum value of 250 nanoseconds is sent.

For å måle den totale lengden av vaieren W blir en FBG plassert ved enden av vaieren eller innen et torpedo-/kabel-hode. Signaltiden for denne siste FBG'en gir den totale lengden av vaieren. Alternativt blir den tidligere kjente metoden OTDR (^Optical Time Domain Reflecto-meter" , Optisk Tidsplan Reflektometer) for å måle refleksjonen fra brutt terminering (f.eks. brudd i en fiber) ved torpedo-/kabel-hodet benyttet for å finne den totale lengden av vaieren. To measure the total length of the wire W, an FBG is placed at the end of the wire or within a torpedo/cable head. The signal time of this last FBG gives the total length of the wire. Alternatively, the previously known method OTDR (^Optical Time Domain Reflecto-meter", Optical Time Domain Reflectometer) to measure the reflection from a broken termination (e.g. a break in a fiber) at the torpedo/cable head is used to find the total length of the wire.

Eksempel: Måling av vaierlengde Example: Measuring wire length

En tid t2 er den toveis reisetiden fra overflate-enden av en fiber (f.eks. fiberen 126 i figur 4) til borehulls-enden av fiberen. La tiden ti være den toveis reisetiden fra overflateenden av fiberen til en FBG som akkurat beveges over en akustisk signalgenerator (som i systemet i figur 3A). Anta at t2 blir målt til å være 32.08 us og ti blir målt til å være 2.90 us. Derfor blir den totale reisetiden for den delen av vaieren som er plassert inn i brønnhullet t2 - ti = 29.18 us. La L være denne lengden av vaieren som er plassert inn i borehullet. La LO være den totale lengden av vaieren (som inkluderer overflate-delen). A time t2 is the two-way travel time from the surface end of a fiber (eg, fiber 126 in Figure 4) to the borehole end of the fiber. Let the time ten be the two-way travel time from the surface end of the fiber to an FBG just moving over an acoustic signal generator (as in the system of Figure 3A). Suppose t2 is measured to be 32.08 us and ti is measured to be 2.90 us. Therefore, the total travel time for the part of the wire that is placed into the wellbore is t2 - ti = 29.18 us. Let L be this length of wire placed into the borehole. Let LO be the total length of the wire (which includes the surface part).

Siden temperaturen påvirker brytningsindeksen blir denne temperatureffekten korrigert ved beregningen av vaierlengde ved å bruke den målte toveis reisetiden. La T2 = 150°C være temperaturen som er målt av FBG ved borehulIsenden, og Tl = 25°C være overflatetemperaturen. Brytningsindeksen ved borehullets ende er Since temperature affects the refractive index, this temperature effect is corrected for in the calculation of wire length by using the measured two-way travel time. Let T2 = 150°C be the temperature measured by the FBG at the borehole end, and Tl = 25°C be the surface temperature. The refractive index at the end of the borehole is

hvor n0 = 1.45 er brytningsindeksen ved Tl = 25°C ved overflaten. for fiberen er 1.0-10"<5> °C-1. Derfor, For å forenkle for illustrasjonsformål, er det videre antatt at den geotermiske temperaturgradienten variere lineært med dybden, og at brønnhullet er vertikalt. Nå kan det bli vist at hvor c = 2.9979-10<8> m/s er hastigheten til lys i tomrom og na er gjennomsnittsbrytningsindeksen til fiberen innenfor borehullet. Gjennomsnittet blir derfor, fra ligningen for t2 - ti ; where n0 = 1.45 is the refractive index at Tl = 25°C at the surface. for the fiber is 1.0-10"<5> °C-1. Therefore, To simplify for illustration purposes, it is further assumed that the geothermal temperature gradient varies linearly with depth, and that the wellbore is vertical. Now it can be shown that where c = 2.9979-10<8> m/s is the speed of light in vacuum and na is the average refractive index of the fiber within the borehole.The average therefore becomes, from the equation for t2 - ti ;

Derfor er enden av vaieren ved en dybde på 3014.6 meter målt fra overflateposisjonen til den akustiske generatoren. Therefore, the end of the wire is at a depth of 3014.6 meters measured from the surface position of the acoustic generator.

Den totale lengden av vaieren, ved denne tilstanden under last, er The total length of the wire, at this condition under load, is

Den geotermiske temperaturgradienten bidrar til en forskjell på 0.0625% i L. Denne forskjellen er ekvivalent med en lengde på 1.9 meter. The geothermal temperature gradient contributes to a difference of 0.0625% in L. This difference is equivalent to a length of 1.9 meters.

Claims

1. Kabelanordning med en kabel (W) for brønnoperasjoner, med en første og en annen ende som er adskilt fra hverandre, karakterisert ved at kabelanordningen (S) omfatter: en første optisk fiber (0) anbrakt i et første metallrør (T) som strekker seg fra den første enden til den andre enden av kabelen (W), i det minste et Bragg-gitter (FBG) koblet til den første optiske fiberen (0) nær den andre enden av kabelen (W), en lyskilde (B) ved overflaten for å sende lys ved valgte bølgelengder inn i den første optiske fiberen (0), en detektor for å detektere lys reflektert fra den nevnte i det minste ene Bragg-gitteret, og en prosessor for på grunnlag av det reflekterte lyset å bestemme en gangtid for lyset mellom detektoren og det nevnte i det minste ene Bragg-gitteret og dermed bestemme lengden av kabelen i brønnen.1. Cable device with a cable (W) for well operations, with a first and a second end which are separated from each other, characterized in that the cable device (S) comprises: a first optical fiber (0) placed in a first metal tube (T) which extending from the first end to the second end of the cable (W), at least one Bragg grating (FBG) connected to the first optical fiber (0) near the second end of the cable (W), a light source (B) at the surface for transmitting light at selected wavelengths into the first optical fiber (0), a detector for detecting light reflected from said at least one Bragg grating, and a processor for, on the basis of the reflected light, determining a travel time for the light between the detector and the mentioned at least one Bragg grating and thus determine the length of the cable in the well.

2. Anordning ifølge krav 1, der nevnte Bragg-gitter omfatter et flertall adskilte Bragg-gittere i den minst ene optiske fiber (0).2. Device according to claim 1, wherein said Bragg grating comprises a plurality of separate Bragg gratings in the at least one optical fiber (0).

3. Anordning ifølge krav 2 videre omfattende en akustisk sender (A) innrettet til å påtrykke akustiske bølger på hvert Bragg-gitter som passerer forbi en valgt posisjon ved overflaten, for å bestemme lengden av kabelen som føres ned i brønnen.3. Device according to claim 2 further comprising an acoustic transmitter (A) arranged to impress acoustic waves on each Bragg grating which passes past a selected position at the surface, in order to determine the length of the cable which is led down into the well.

4. Anordning ifølge krav 1 videre omfattende en annen optisk fiber (126) med et flertall Bragg-gittere (127,129), der den andre optiske fiberen er løst anbrakt i et annet metallrør (T) slik at den er fri for strekk fra kabelen (W), og der en detektor er innrettet til å detektere lysrefleksjoner fra Bragg-gitterne i den andre optiske fiberen som respons på lys innført i den andre optiske fiberen, for å bestemme en bølgelengde-forskyvning i lyset som følge av endringer i temperatur.4. Device according to claim 1 further comprising another optical fiber (126) with a plurality of Bragg gratings (127,129), where the second optical fiber is loosely placed in another metal tube (T) so that it is free from tension from the cable ( W), and wherein a detector is arranged to detect light reflections from the Bragg gratings in the second optical fiber in response to light introduced into the second optical fiber, to determine a wavelength shift in the light as a result of changes in temperature.

5. Anordning ifølge krav 1 videre omfattende et flertall armeringsvaiere eller -tråder (104) omkring kabelen (W).5. Device according to claim 1 further comprising a plurality of reinforcing wires or wires (104) around the cable (W).

6. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende et flertall kobbertråder (113) omkring metallrøret (T) som strekker seg fra den første enden til den andre enden av kabelen.6. Device according to claim 1, further comprising a plurality of copper wires (113) around the metal tube (T) extending from the first end to the second end of the cable.

7. Anordning ifølge krav 1, der den første optiske fiberen er innrettet til å strekkes sammen med kabelen.7. Device according to claim 1, where the first optical fiber is arranged to be stretched together with the cable.

8. Anordning ifølge krav 4, videre omfattende et isolasjonsmateriale mellom den første optiske fiberen og den andre optiske fiberen.8. Device according to claim 4, further comprising an insulating material between the first optical fiber and the second optical fiber.

9. Anordning ifølge krav 1, videre omfattende i det minste en ledertråd (112,113) i kabelen (W) og forløpende fra den første enden til den andre enden av kabelen.9. Device according to claim 1, further comprising at least one conductor wire (112,113) in the cable (W) and extending from the first end to the second end of the cable.

10. Fremgangsmåte for å bestemme lengden av en kabel i en brønn, omfattende følgende trinn: å kjøre en kabel (W) inn i brønnen (L) som strekker seg inn i jorden fra en posisjon ved overflaten, der kabelen (W) har adskilte første og andre ender, et hult metallrør (T), en første optisk fiber (0) anbrakt i metallrøret (T) og forløpende i dette fra den første enden til den andre enden av kabelen (W), hvilken første optiske fiber (0) omfatter i det minste et Bragg-gitter, å sende et signal med akustiske signalsendemidler (A) til det minst ene Bragg-gitter, å motta et reflektert signal fra det minst ene Bragg-gitter med en mottakerinnretning (200), og å prosessere det mottatte signal for å bestemme en gangtid for de reflekterte signalene og på det grunnlag å bestemme lengden av kabelen i brønnen.10. Method for determining the length of a cable in a well, comprising the following steps: running a cable (W) into the well (L) extending into the earth from a position at the surface, where the cable (W) has separate first and second ends, a hollow metal tube (T), a first optical fiber (0) placed in the metal tube (T) and extending therein from the first end to the second end of the cable (W), which first optical fiber (0) comprises at least one Bragg grating, sending a signal with acoustic signal transmitting means (A) to the at least one Bragg grating, receiving a reflected signal from the at least one Bragg grating with a receiver device (200), and processing it received signal to determine a travel time for the reflected signals and on that basis to determine the length of the cable in the well.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, der det nevnte Bragg-gitteret (127,129) er i det minste to Bragg-gittere som omfatter et første Bragg-gitter og et andre Bragg-gitter nedenfor og adskilt med en distanse d fra det første Bragg-gitteret og der en akustisk sender (A) er plassert i nær kabelen, idet et akustisk signal sendes til og avføles av et Bragg-gitter som passerer den akustiske senderen (A), og hvert gitter har en identifiserende Bragg-fiberbølgelengde, hvor fremgangsmåten videre omfatter følgende trinn: å sende et akustisk signal til det første Bragg-gitteret ved en kjent lokasjon med hensyn på den akustiske senderen og å måle eller avføle Bragg-fiberbølgelengden for på den måten å identifisere det første Bragg-gitteret, og å beregne distansen fra den akustiske senderen til det andre Bragg-gitteret basert på distansen d og den kjente lokasjonen av det første Bragg-gitteret.11. Method according to claim 10, wherein said Bragg grating (127,129) is at least two Bragg gratings comprising a first Bragg grating and a second Bragg grating below and separated by a distance d from the first Bragg grating and where an acoustic transmitter (A) is placed in close proximity to the cable, an acoustic signal being sent to and sensed by a Bragg grating that passes the acoustic transmitter (A), and each grating having an identifying Bragg fiber wavelength, the method further comprising the following steps: transmitting an acoustic signal to the first Bragg grating at a known location with respect to the acoustic transmitter and measuring or sensing the Bragg fiber wavelength to thereby identify the first Bragg grating and to calculate the distance from it acoustic transmitter to the second Bragg grating based on the distance d and the known location of the first Bragg grating.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 10, der det nevnte gitteret er et flertall adskilte Bragg-gittere og der et siste Bragg-gitter i den minst ene optiske fiberen er plassert ved en laveste ende i kabelen, og hvor fremgangsmåten videre omfatter følgende trinn: å sende et signal fra en bredbåndskilde (B) ned inn i den minst ene optiske fiberen til det siste Bragg-gitteret, med en sensor ved en kjent distanse fra det siste Bragg-gitteret å måle eller avføle et retursignal fra det siste Bragg-gitteret til sensoren og en gangtid for retursignalet fra det siste Bragg-gitteret til sensoren, og å beregne lengden av kabelen fra sensoren til det siste Bragg-gitteret.12. Method according to claim 10, wherein said grating is a plurality of separate Bragg gratings and wherein a last Bragg grating in the at least one optical fiber is placed at a lowest end in the cable, and wherein the method further comprises the following steps: sending a signal from a broadband source (B) down the at least one optical fiber to the last Bragg grating, with a sensor at a known distance from the last Bragg grating to measure or sense a return signal from the last Bragg grating to the sensor and a travel time for the return signal from the last Bragg grating to the sensor, and to calculate the length of the cable from the sensor to the last Bragg grating.

13. Fremgangsmåte følge krav 10, hvor det minst ene Bragg-gitteret har en identifiserende Bragg-fiberbølgelengde, og hvor fremgangsmåten videre omfatter følgende trinn: å sende et spørresignal fra en signalsender ned til det minst ene Bragg-gitteret, å motta med en mottagerinnretning et reflektert signal fra det minst ene Bragg-gitteret, og å beregne en forskjell mellom bølgelengden til det reflekterte signalet og Bragg-fiberbølgelengden for å bestemme et avvik fra Bragg-fiberbølgelengden som indikerer en strekkpåkjenning på det minst ene Bragg-gitteret.13. Method according to claim 10, where the at least one Bragg grating has an identifying Bragg fiber wavelength, and where the method further comprises the following steps: sending an interrogation signal from a signal transmitter down to the at least one Bragg grating, receiving with a receiver device a reflected signal from the at least one Bragg grating, and calculating a difference between the wavelength of the reflected signal and the Bragg fiber wavelength to determine a deviation from the Bragg fiber wavelength indicative of a tensile stress on the at least one Bragg grating.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor det minst ene Bragg-gitteret har en unik bølgelengde, og hvor fremgangsmåten videre omfatter følgende trinn: å kjøre kabelen og Bragg-gitterne til en kjent lokasjon ned i brønnhullet, ved den kjente lokasjonen, å måle bølgelengden til Bragg-gitteret, å beregne en endring i bølgelengde mellom den unike bølgelengden til Bragg-fibergitteret og bølgelengden målt ved den kjente lokasjonen nede i brønnhullet, og å benytte den beregnede endringen i bølgelengde for å bestemme temperaturen ved den kjente lokasjonen nede i brønnhullet.14. Method according to claim 10, where the at least one Bragg grating has a unique wavelength, and where the method further comprises the following steps: running the cable and the Bragg gratings to a known location down the wellbore, at the known location, measuring the wavelength to the Bragg grating, to calculate a change in wavelength between the unique wavelength of the Bragg fiber grating and the wavelength measured at the known downhole location, and to use the calculated change in wavelength to determine the temperature at the known downhole location.