NO345351B1 - Anordning og fremgangsmåte for å måle distribuerte miljøparametere i et brønnborehull - Google Patents
Anordning og fremgangsmåte for å måle distribuerte miljøparametere i et brønnborehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO345351B1 NO345351B1 NO20130671A NO20130671A NO345351B1 NO 345351 B1 NO345351 B1 NO 345351B1 NO 20130671 A NO20130671 A NO 20130671A NO 20130671 A NO20130671 A NO 20130671A NO 345351 B1 NO345351 B1 NO 345351B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fiber optic
- optic sensor
- length
- borehole
- section
- Prior art date
Links
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 title claims description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 95
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 43
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 40
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 230000004323 axial length Effects 0.000 claims 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 claims 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- -1 hydrogen darkening) Chemical compound 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V8/00—Prospecting or detecting by optical means
- G01V8/10—Detecting, e.g. by using light barriers
- G01V8/12—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver
- G01V8/16—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver using optical fibres
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01K—MEASURING TEMPERATURE; MEASURING QUANTITY OF HEAT; THERMALLY-SENSITIVE ELEMENTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01K11/00—Measuring temperature based upon physical or chemical changes not covered by groups G01K3/00, G01K5/00, G01K7/00 or G01K9/00
- G01K11/32—Measuring temperature based upon physical or chemical changes not covered by groups G01K3/00, G01K5/00, G01K7/00 or G01K9/00 using changes in transmittance, scattering or luminescence in optical fibres
- G01K11/3206—Measuring temperature based upon physical or chemical changes not covered by groups G01K3/00, G01K5/00, G01K7/00 or G01K9/00 using changes in transmittance, scattering or luminescence in optical fibres at discrete locations in the fibre, e.g. using Bragg scattering
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01K—MEASURING TEMPERATURE; MEASURING QUANTITY OF HEAT; THERMALLY-SENSITIVE ELEMENTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01K13/00—Thermometers specially adapted for specific purposes
- G01K13/10—Thermometers specially adapted for specific purposes for measuring temperature within piled or stacked materials
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Length Measuring Devices By Optical Means (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Description
ANORDNING OG FREMGANGSMÅTE FOR Å MÅLE DISTRIBUERTE MILJØPARAMETERE I ET BOREHULL
BAKGRUNN
[0001] Fiberoptiske sensorer kan brukes til å overvåke mange ulike parametere på strukturer eller i utvalgte miljøer. Eksempler på fiberoptiske sensorer omfatter Fiber Bragg Grating-sensorer (FBG) som kan brukes til å avdekke belastning i en optisk fiber. Distribuerte temperaturfølende systemer (DTS) benytter fiberoptiske sensorer for å generere temperaturinformasjon i borehull og andre miljøer.
[0002] For å sikre nøyaktig temperaturføling i borehull kalibreres DTS og andre fiberoptiske sensorer generelt før de anbringes. Slik kalibrering utføres typisk mens fibersensorene er på overflaten og lagret i kveiler. Etter som fibrene anbringes i borehullet, kveiles de ut og eksponeres for vesentlig annerledes miljøforhold, inkludert høy temperatur, høyt trykk og ulike kjemiske sammensetninger. Anbringelsen kan endre sensorenes egenskaper og dermed ødelegge kalibreringen som ble utført på overflaten. I tillegg gjør temperaturgradienter som typisk ses i fiberoptiske sensorer som anbringes i borehullmiljøer, oppgaven med å kalibrere borehullsensorer vanskelig.
Patentpublikasjon US 4,375,164 A beskriver et formasjonstestingsverktøy for å måle trykk eller temperatur i en brønnboring ved anvendelse av fiberoptikk.
US2003219190 A1 beskriver en fremgangsmåte og apparat for analysering og kalibrering av et distribuert temperatur-sensorsystem.
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN
[0003] En anordning for å måle miljøparametere omfatter: en fiberoptisk sensor som er konfigurert til å anbringes langs en bane i et miljø som skal måles, der den fiberoptiske sensorens bane definerer en lengdeakse; og minst én seksjon av den fiberoptiske sensoren er konfigurert slik at en hel lengde av den minst ene seksjonen eksponeres for en i det minste vesentlig homogen miljøparameter, der minst en del av den minst ene seksjonen strekker seg i en retning som har en radial komponent relativt til lengdeaksen.
[0004] En framgangsmåte for å overvåke en miljøparametermåleanordning omfatter: å anbringe en fiberoptisk sensor langs en bane i et miljø som skal måles, der den fiberoptiske sensorens bane definerer en lengdeakse, den fiberoptiske sensoren omfatter minst én seksjon som er konfigurert slik at en hel lengde av den minst ene seksjonen eksponeres for en i det minste vesentlig homogen miljøparameter, og minst en del av den minst ene seksjonen strekker seg i en retning som har en radial komponent relativt til lengdeaksen; å sende et elektromagnetisk målesignal til den fiberoptiske sensoren og motta retursignaler fra en mengde målepunkter anbrakt i den fiberoptiske sensoren og den minst ene seksjonen; å estimere miljøparameteren ved hvert av mengden punkter og generere en profil, der profilen omfatter minst én profildel som korresponderer med den minst ene seksjonen; og å analysere den minst ene profildelen for å overvåke den fiberoptiske sensorens ytelse.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0005] Disse og andre funksjoner, aspekter og fordeler ved den foreliggende oppfinnelsen vil forstås bedre når den følgende detaljerte beskrivelsen leses med henvisning til de medfølgende tegningene, der like henvisningstall representerer like deler i alle tegningene, og der:
[0006] Fig.1 er et tverrsnittriss av et borehullplassert parametermålesystem som omfatter en fiberoptisk sensor;
[0007] Fig.2 er et tverrsnittriss av en utførelsesform av en overvåkningsseksjon av den fiberoptiske sensoren i fig.1;
[0008] Fig.3 illustrerer en eksemplarisk temperaturprofil i borehullet; og [0009] Fig.4 er et flytskjema som illustrerer en eksemplarisk framgangsmåte for å overvåke en miljøparametermåleanordning.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0010] Det tilveiebringes en anordning, et system og en framgangsmåte for å overvåke og/eller kalibrere en fiberoptisk sensor. Anordningen omfatter minst én fiberoptisk sensor som er konfigurert til å strekke seg langs en bane i et miljø som skal måles, som det indre av et borehull i en jordformasjon. Én eller flere seksjoner av den fiberoptiske sensoren konfigureres som overvåkningsseksjoner som er distribuert ved ett eller flere punkter langs veien. Hver overvåkningsseksjon er konfigurert slik at en hel lengde av seksjonen eksponeres for en vesentlig homogen temperatur eller annen miljøparameter, dvs. har en temperaturgradient (eller annen parameter) på rundt null langs seksjonens lengde. Hver seksjon kan danne en kveil eller annen aksialt fortettet konfigurasjon, som en radialvendt kveil, en aksialvendt kveil eller annen konfigurasjon der minst en del av seksjonen strekker seg i en retning med en radial komponent relativt til en lengdeakse av den fiberoptiske sensorens vei. I én utførelsesform er én eller flere overvåkningsseksjoner hver anbrakt inne i hver sitt hus, som kan definere en termisk opprettholdt region som opprettholder en vesentlig homogen temperatur langs overvåkningsseksjonens lengde. I én utførelsesform brukes anordningen, systemet og framgangsmåten til å hjelpe til med å kalibrere borehullplasserte fiberoptiske sensorer som for eksempel anvendes til distribuert temperaturføling (DTS). Annen bruk omfatter midlertidig eller permanent overvåking av endringer i fiberoptiske sensorer, som endringer i attenuasjon.
[0011] Med henvisning til fig.1 omfatter et borehullplassert målesystem 10 en fiberoptisk sensorsammenstilling. Målesystemet 10 kan brukes i forbindelse med ulike borehullsystemer og -komponenter og omfatter en fiberoptisk sensor 12 anbrakt i et borehull 14 i en jordformasjon 16. Den fiberoptiske sensoren 12 omfatter én eller flere optiske fibre med minst én kjerne og kledning, og valgfritt en kappe eller annet beskyttende dekke. I én utførelsesform anbringes én eller flere optiske fibre som én eller flere kabler. Konfigurasjonen av den ene eller de flere optiske fibrene som danner den fiberoptiske sensoren, er ikke begrenset og kan være en hvilken som helst konfigurasjon som er egnet til å sende målesignaler og motta retursignaler som indikerer en miljøparameter.
[0012] Den fiberoptiske sensoren 12 omfatter én eller flere kalibrerings-/overvåkningsseksjoner 18, der hver av dem er dannet av en valgt lengde av den fiberoptiske sensoren 12. Hver av overvåkningsseksjonene 18 er konfigurert til å opprettholdes ved en vesentlig homogen temperatur eller annen parameter (f.eks. trykk, aksialbelastning, radialbelastning og andre) langs hele lengden av seksjonen 18. For eksempel vikles hver overvåkningsseksjon 18 som en kveil eller konfigureres på annen måte, slik at hele lengden av seksjonen 18 fortettes aksialt og anbringes i en lokalisert region av borehullet 14 og/eller befinner seg ved generelt samme eller liknende dybde. I én utførelsesform huses hver kalibrerings-/overvåkningsseksjon 18 inne i et hus 20, som kan fungere som et beskyttende hus og/eller gjøre det lettere å tilveiebringe en region med en temperaturgradient som er vesentlig null. I én utførelsesform er målesystemet et distribuert temperaturfølende system (DTS). Selv om målesystemet 10 her beskrives som et borehullsystem, er det ikke begrenset på den måten, og kan brukes til å ta distribuerte temperatur- eller andre parametermålinger av et hvilket som helst ønsket miljø.
[0013] Overvåkningsseksjonene 18 danner en del av den fiberoptiske sensoren 12 som eksponeres for minst vesentlig samme temperatur langs hele lengden av overvåkningsseksjonen 18. Seksjonen 18 er dermed stabil nok, dvs. endringer i temperatur langs lengden av hver seksjon 18 er liten nok til det at for formålene å måle temperatur eller andre parametere langs den fiberoptiske sensoren 12 kan antas at temperaturverdiene som måles langs seksjonen18, har tilnærmet samme verdi.
[0014] I én utførelsesform avviker minst en del av overvåkningsseksjonen 18 fra veien til den fiberoptiske sensoren 12, dvs. at den har en retningskomponent som står vinkelrett på eller strekker seg radialt relativt til lengdeaksen av den fiberoptiske sensoren 12. I én utførelsesform er en vesentlig lengde av den fiberoptiske sensoren 12, f.eks. en lengde av sensoren 12 som har en mengde eller et minste antall målepunkter, anbrakt som en del av overvåkningsseksjonen 18. I ett eksempel er en lengde på omtrent 50-150 meter anbrakt som en del av seksjonen 14, selv om enhver egnet lengde kan brukes som tilveiebringer nok målinger til å bekrefte om det måles en generelt konstant temperatur og/eller bestemme en helning for målingene. Som beskrevet her refererer "aksial" til en retning som er minst generelt parallell med en sentral lengdeakse av veien til den fiberoptiske sensoren 12. "Radial" refererer til en retning langs en linje som er ortogonal til lengdeaksen og strekker seg fra lengdeaksen.
[0015] Den fiberoptiske sensoren 12 omfatter ett eller flere målepunkter 22, som Bragg-gitter eller Rayleigh-fordelte fiberregioner, som er konfigurert til å returnere et signal som indikerer en miljøparameter som reaksjon på et spørresignal. Hver av den fiberoptiske sensoren 12 og overvåkningsseksjonen 18 omfatter minst ett målepunkt 22. I én utførelsesform omfatter den fiberoptiske sensoren 12 og/eller overvåkningsseksjonen 18 en mengde målepunkter 22.
[0016] Den fiberoptiske sensoren 12 kan anbringes sammen med en borehullstreng 24 som en borestreng eller produksjonsstreng, eller kan anbringes sammen med et brønnrør. Den fiberoptiske sensoren 12 kan anbringes i borehullet midlertidig, i en lengre tidsperiode (f.eks. i driftslevetiden til en komponent eller mens produksjonen varer, mens en formasjon evalueres eller mens en annen operasjon i borehullet pågår) eller permanent, f.eks. ved å feste sensoren til en borehullstreng eller et brønnrør. Det kan være én eller en mengde overvåkningsseksjoner 18, f.eks. en mengde seksjoner 18 som anbringes periodisk langs den fiberoptiske sensoren 12.
[0017] I én utførelsesform fungerer én eller flere overvåkningsseksjoner 18 som kalibreringsseksjoner ved bruk av den antakelsen at hver seksjon 18 eksponeres for en tilnærmet konstant eller homogen temperatur (eller andre parametere) langs lengden av overvåkningsseksjonen 14. For eksempel anbringes én eller flere uavhengige temperatursensorer 26 eller andre typer sensorer i miljøet (f.eks. i borehullet 14) tilstøtende til hver overvåkningsseksjon 18 eller på annen måte posisjonert et sted som opplever vesentlig samme parameter som skal måles. Parametermålingene som genereres av overvåkningsseksjonene 18, kan sammenliknes med de korresponderende uavhengige sensormålingene for å kalibrere den fiberoptiske sensoren 12. De uavhengige sensorene 26 kan være en hvilken som helst type sensor, som en fiberoptisk sensor og en temperaturog/eller trykktransduktor.
[0018] Med henvisning til fig.2 vikles i én utførelsesform en overvåkningsseksjon 18 av den fiberoptiske sensoren 12 i en kveil eller konfigureres på annen måte til å aksialt fortette eller redusere lengden av seksjonen 18 relativt til andre lengder av den fiberoptiske sensoren 12, eller på annen måte avgrense området der seksjon 18 befinner seg, til en region av miljøet som har en vesentlig homogen temperatur eller annen parameter. I eksempelet vist i fig.2, er seksjon 18 viklet i en kveil som er minst delvis radialvendt, dvs. i et plan som er minst delvis parallelt med borehullets lengdeakse. Kveilen kan vikles rundt en egnet struktur 28 inne i kammeret 16. Andre konfigurasjonseksempler omfatter en seksjon 18 som er en aksialvendt kveil og/eller strekker seg rundt omkretsen av lengdeaksen for å avgrense seksjonen 18 til i det minste vesentlig samme dybde eller aksialpunkt langs borehullet 14. Konfigurasjonene som beskrives her, er eksempler og kan være en hvilken som helst konfigurasjon som avgrenser seksjonen 18 til en med en vesentlig homogen temperatur eller annen miljøparameter.
[0019] Huset 20 kan lages av et hvilket som helst egnet materiale, som stål eller rustfritt stål som er i stand til å motstå borehulltemperaturer. I én utførelsesform er huset 20 konfigurert til å termisk opprettholde et hulrom eller en region inne i huset 20 som har en i det minste vesentlig homogen temperatur eller annen parameter. For eksempel kan huset 20 lages av ett eller flere termisk isolerende materialer, som polymermaterialer, keramiske materialer, skum og/eller definere et evakuert kammer for å lette termisk isolering. I én utførelsesform omfatter huset 20 en isotermisk ovn eller annen type isotermisk kammer.
[0020] Huset 20 og/eller overvåkningsseksjonen(e) 18 kan festes til, skjøtes til, eller på annen måte anbringes sammen med den fiberoptiske sensoren 12 og/eller andre komponenter som er anbrakt i borehullet 14 eller annet miljø. For eksempel festes eller integreres huset 20 og/eller overvåkningsseksjonen 18 til en overflate av en borehullstreng 24 eller en rørseksjon. I dette eksempelet kan huset 20 formes til å matche kurvaturen av rørseksjonen for å minimere seksjonens fotavtrykk inne i borehullet.
[0021] Igjen med henvisning til fig.1 omfatter systemet 10 én eller flere prosesseringsenheter, som en overflateprosesseringsenhet 30 eller en DTS-enhet 32. DTS-enheten 32 kan være en hvilken som helst egnet anordning for å sende spørresignaler til den fiberoptiske sensoren 12, motta retursignaler og/eller prosessere retursignalene. DTS-enheten 32 omfatter for eksempel minst én strålingskilde 34, som en pulsert laser for å sende elektromagnetiske spørresignaler til den fiberoptiske sensoren 12, en retursignalsensor 36 for å motta temperaturavhengige (eller annen parameter) retursignaler fra den fiberoptiske sensoren 12 og en prosessor 38 som er konfigurert til å motta retursignaldata og regne ut den korresponderende temperaturen eller annen parameter.
Prosesseringsenhetene, strålingskildene og sensorene som beskrives her, er ikke begrenset til overflateplasseringer, og kan anbringes ved ulike borehullpunkter eller andre punkter tilstøtende eller i avstand fra den fiberoptiske sensoren 12 og/eller overvåkningsseksjonene 18.
[0022] Målesystemet 10 er ikke begrenset til det som beskrives her. Målesystemet 10 og/eller den fiberoptiske sensoren 12 kan anbringes og/eller plasseres i borehullet 14 via en hvilken som helst egnet bærer. En "bærer" som beskrevet her, vil si en hvilken som helst anordning, anordningskomponent, kombinasjon av anordninger, medium og/eller elementer som kan brukes til å befordre, huse, støtte eller på annen måte lette bruken av en annen anordning, anordningskomponent, kombinasjon av anordninger, medium og/eller element. Andre eksempler på bærere omfatter brønnrør, wirelines, wirelinesonder, slicklinesonder, drop shots, borehulloverganger, bunnhullsammenstillinger og borestrenger.
[0023] Fig.3 illustrerer et eksempel på en temperaturprofil 40 som er generert av den fiberoptiske sensoren 12. Temperaturprofilen 40 viser temperaturverdiene som er utregnet fra retursignalene som mottas fra ulike punkter langs den fiberoptiske sensoren 12 ved en viss tid eller over en viss tidsperiode. Disse retursignalene kan for eksempel genereres fra Bragg-gitter eller Rayleigh-fordeling. Som vist i fig.3 omfatter temperaturprofilen regionene 42 med i det minste vesentlig konstant temperatur, som korresponderer med lengdene og temperaturene i overvåkningsseksjonene 18.
[0024] Det bør merkes at regionene med vesentlig konstant temperatur ikke kan korrespondere med dybden, men korresponderer med lengden av hver seksjon 18. Dermed kan måledata som genereres fra den fiberoptiske sensoren 12 kompenseres slik at de reflekterer den faktiske dybden som er representert av seksjonene 18 og den fiberoptiske sensoren 12.
[0025] Fig.8 illustrerer en framgangsmåte 50 for å overvåke en miljøparametermåleanordning, som den fiberoptiske sensoren 12. Framgangsmåten 50 omfatter ett eller flere trinn 51-54. I én utførelsesform omfatter framgangsmåten 50 utførelsen av alle trinnene 51-54 i den rekkefølgen som er beskrevet. Visse trinn kan likevel utelates, trinn kan legges til, eller rekkefølgen av trinnene kan endres.
[0026] I det første trinnet 51 anbringes en fiberoptisk sensor 12 som en DTS-sensor i et miljø som skal måles. For eksempel anbringes den fiberoptiske sensoren 12 nede i et jordformasjonsborehull 14, slik at den fiberoptiske sensoren 12 definerer en bane som strekker seg generelt langs borehullet 14. Ved anbringelse anbringes én eller flere kalibrerings-/overvåkningsseksjoner 18. I én utførelsesform befinner en mengde overvåkningsseksjoner 18 seg langs en lengde av den fiberoptiske sensoren 12. Anbringelsen kan for eksempel påvirkes ved å senke fiberen sammen med en wireline, en borestreng (f.eks. under boring og/eller logging under en boreoperasjon), produksjonsstreng eller en hvilken som helst annen bærer. I én utførelsesform anbringes den fiberoptiske sensoren 12 og seksjonene 18 permanent eller i en lengre tidsperiode, for eksempel ved å feste den fiberoptiske sensoren 12 og/eller seksjonene 18 til en borehullstreng 24, et brønnrør eller annen komponent.
[0027] I det andre trinnet 52 genereres et målesignal, som lys med én eller flere utvalgte bølgelengder, og sendes til den fiberoptiske sensoren 12 via for eksempel DTS-enheten 32. Den fiberoptiske sensoren 12 og/eller målepunktene 22 reflekterer en del av målesignalet som et retursignal som indikerer temperatur eller en annen parameter. Retursignalet mottas av DTS-enheten, overflateprosesseringsenheten 30 eller annen egnet bruker eller prosessor.
[0028] I det tredje trinnet 53 mottas retursignalet for hvert målepunkt 22, og det beregnes en parameter. For eksempel brukes spektralendringen av et retursignal fra et målepunkt 22 i den fiberoptiske sensoren 12 til å estimere temperaturen hos den fiberoptiske sensoren 12 ved det korresponderende punktet og/eller dybden. I tillegg kan andre parametere som strekkraft, belastning og trykk også bestemmes ut fra retursignalene. I én utførelsesform er de estimerte temperaturene korrelert med korresponderende dybder og/eller punkter langs den fiberoptiske sensoren 12, for eksempel som vist i temperaturprofilen 40 i fig.3.
[0029] I det fjerde trinnet 54 analyseres de estimerte parameterne langs den fiberoptiske sensoren for å overvåke ytelsen av den fiberoptiske sensoren 12. I én utførelsesform omfatter overvåkning å kalibrere den fiberoptiske sensoren 12 ved å sammenlikne estimerte temperaturverdier i minst én overvåkningsseksjon 18 med temperaturverdiene som tas fra en korresponderende uavhengig temperatursensor(er) 26. De uavhengige temperaturmålingene tas fra sensorer 26 som befinner seg tilstøtende til korresponderende overvåkningsseksjoner 18 og/eller steder som opplever vesentlig samme temperatur eller annen parameter som de korresponderende overvåkningsseksjonene 18 (f.eks. ved samme eller liknende dybder eller punkter langs borehullet 14). Den fiberoptiske sensoren 12 kan kalibreres ved eller før oppstart av en operasjon, og kalibreringsjusteringer kan også gjøres over tid.
[0030] I én utførelsesform omfatter overvåkning å overvåke de estimerte temperaturverdiene i minst én overvåkningsseksjon 18 for å bestemme om det finnes noen temperaturgradient eller om den utvikler seg over tid og/eller for å overvåke eventuelle endringer i de estimerte temperaturverdiene. Slik overvåkning kan brukes til å spore eventuelle attenuasjonsendringer i den optiske fiberen. For eksempel overvåkes temperaturverdier inkludert attenuasjon og helning (f.eks. som sett i fig.3) fra den isolerte seksjonen over tid og analyseres for å studere eventuelle attenuasjonsendringer og andre ytelseseffekter, som effekter på grunn av hydrogen (f.eks. hydrogenmørkning), fuktighet, mikrobøyninger, makrobøyninger og annet. En endring i den estimerte temperaturen og/eller en helning (f.eks. en temperaturlinje som region 42 som ikke er i det minste vesentlig vertikal) i dataene som genereres for en overvåkningsseksjon 18, kan indikere attenuasjon eller andre degraderende effekter på den fiberoptiske sensoren.
[0031] Anordningene og framgangsmåtene som beskrives her, tilveiebringer ulike fordeler framfor eksisterende framgangsmåter og anordninger. For eksempel gjør systemet en bruker og/eller prosessor i stand til å enkelt kalibrere eller omkalibrere fiberoptiske sensorer mens de anbringes nede i et borehull eller anbringes i et miljø som skal måles, i tillegg til å overvåke ytelsen og forholdene hos fiberoptiske sensorer.
[0032] I forbindelse med den foreliggende lærdommen kan det anvendes ulike analyser og/eller analytiske komponenter, inkludert digitale og/eller analoge systemer. Anordningen kan ha komponenter som en prosessor, lagringsmedium, minne, inngang, utgang, kommunikasjonslenk (tråd, trådløs, slampuls, optisk eller annet), brukergrensesnitt, programvare, signalprosessorer (digitale eller analoge) og andre slike komponenter (som resistorer, kapasitorer, induktorer og andre) for å tilveiebringe drift og analyse av anordningen og framgangsmåten som er beskrevet her på en hvilken som helst av flere måter, som er velkjent teknikk. Det er tatt med i betraktning at denne lærdommen kan bli, men ikke trenger å bli implementert i forbindelse med et sett av datamaskineksekverbare instruksjoner som lagres på et datamaskinlesbart medium, inkludert minne (ROM, RAM), optisk (CD-ROM), magnetisk (disker, harddisker), eller en hvilken som helst annen type som når den eksekveres, får en datamaskin til å implementere framgangsmåten i den foreliggende oppfinnelsen. Disse instruksjonene kan tilveiebringe utstyrsdrift, kontroll, datainnsamling og -analyse samt andre funksjoner som betraktes som relevante av en systemdesigner, eier, bruker eller annet slikt personell, i tillegg til funksjonene som er beskrevet i denne beskrivelsen.
[0033] Selv om oppfinnelsen er beskrevet med henvisning til eksemplariske utførelsesformer, vil fagpersoner forstå at ulike endringer kan gjøres og ekvivalenter kan byttes ut for elementer i disse uten at det avviker fra oppfinnelsens omfang. I tillegg vil fagpersoner anerkjenne mange modifikasjoner som kan tilpasse et spesifikt instrument, en spesifikk situasjon eller et spesifikt materiale til oppfinnelsens lærdom uten at det avviker fra dens grunnleggende omfang. Det er derfor meningen at oppfinnelsen ikke skal begrenses til de spesifikke utførelsesformene som er beskrevet som den best uttenkte måten å gjennomføre denne oppfinnelsen på.
Claims (20)
1. Anordning for å måle miljøparametere i et borehull (14), som omfatter en fiberoptisk sensor (12) anbrakt på en bærer,
k a r a k t e r i s e r t v e d at
den fiberoptiske sensoren omfatter en optisk fiber med en lengde konfigurert til å anbringes langs en bane i et miljø som skal måles og omfatter minst ett målepunkt anbrakt deri, der banen til den fiberoptiske sensoren definerer en lengdeakse; og minst én seksjon (18) av den fiberoptiske sensoren omfatter en del av lengden av den optiske fiberen med en mengde målepunkter (22) som strekker seg langs delen og konfigurert til å gi miljøparametermålinger, der mengden målepunkter i delen av lengden er anbrakt ved vesentlig samme punkt på lengdeaksen for å opprettholde mengden målepunkter ved en i det minste vesentlig homogen miljøparameter, og
en prosessor (30) konfigurert til å motta miljøparametermålingene fra mengden målepunkter og kalibrere den fiberoptiske sensoren basert på miljøparametermålingene.
2. Anordning i henhold til krav 1, der miljøparameteren omfatter temperatur.
3. Anordning i henhold til krav 1, der delen av lengden omfatter en kveilet lengde av den fiberoptiske sensoren.
4. Anordning i henhold til krav 3, der den kveilede lengden definerer et plan valgt fra i det minste vesentlig parallelt med og i det minste vesentlig vinkelrett på lengdeaksen.
5. Anordning i henhold til krav 1, der delen av lengden er anbrakt i et hus (20) som danner en termisk opprettholdt region med en vesentlig homogen temperatur deri.
6. Anordning i henhold til krav 5, der huset (20) er laget av minst ett av et termisk isoleringsmateriale og et isotermisk materiale.
7. Anordning i henhold til krav 1, der den minst ene seksjonen (18) omfatter en mengde seksjoner (18) anbrakt aksialt langs banen.
8. Anordning i henhold til krav 1, der den fiberoptiske sensoren er en distribuert temperaturfølende (DTS) anordning.
9. Anordning i henhold til krav 1, der miljøet er et borehullmiljø og lengdeaksen tilsvarer borehullets akse.
10. Anordning i henhold til krav 1, der prosessoren (30) er konfigurert til å kalibrere den fiberoptiske sensoren når den fiberoptiske sensoren er anbrakt i borehullet.
11. Anordning i henhold til krav 1, der målepunktene (22) er valgt fra minst én av Bragg-gitter og Rayleigh-fordelte punkter.
12. Anordning i henhold til krav 1, som ytterligere omfatter en uavhengig miljøparametersensor (26) som befinner seg tilstøtende den minst ene seksjonen (18).
13. Fremgangsmåte for å overvåke en miljøparametermåleanordning i et borehull (14), som omfatter:
å anbringe en fiberoptisk sensor (12) langs en bane i et miljø som skal måles, k a r a k t e r i s e r t v e d at den fiberoptiske sensoren (12) omfatter en optisk fiber med en lengde anbrakt langs en bane som definerer en lengdeakse og omfatter minst ett målepunkt anbrakt deri, hvor den fiberoptiske sensoren (12) omfatter minst én seksjon (18) som omfatter en del av lengden av den optiske fiberen med en mengde målepunkter (22) anbrakt langs delen, der mengden målepunkter i delen av lengden er anbrakt ved vesentlig samme punkt på lengdeaksen for å opprettholde mengden målepunkter ved en i det minste vesentlig homogen miljøparameter,
å sende et elektromagnetisk målesignal til den fiberoptiske sensoren (22) og motta retursignaler fra det minst ene målepunktet anbrakt i den aksiale lengden av den optiske fiberen og mengden målepunkter anbrakt i delen av lengden;
å estimere miljøparameteren ved hvert av målepunkt og generere en profil, der profilen omfatter minst én profildel som tilsvarer delen av lengden; og
å kalibrere den fiberoptiske sensoren basert på den i det minste ene profildelen.
14. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, der miljøparameteren omfatter temperatur.
15. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, der delen av lengden omfatter en kveilet lengde av den fiberoptiske sensoren.
16. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, hvori delen av lengden er anbrakt i et hus (22) som er laget av et materiale som er i stand til å tåle et borehullmiljø.
17. Fremgangsmåte i henhold til krav 16, der huset (22) danner en termisk opprettholdt region med en vesentlig homogen temperatur deri.
18. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, der å kalibrere den fiberoptiske sensoren omfatter å sammenlikne den minst ene profildelen med en uavhengig miljøparametermåling tatt ved et punkt tilstøtende den minst ene seksjonen (18).
19. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, der å kalibrere omfatter å overvåke miljøpåvirkninger på den fiberoptiske sensoren ved å analysere endringer i den minst ene profildelen.
20. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, der miljøet er et borehullmiljø og lengdeaksen tilsvarer en borehullakse.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/962,786 US8740455B2 (en) | 2010-12-08 | 2010-12-08 | System and method for distributed environmental parameter measurement |
| PCT/US2011/059765 WO2012078287A1 (en) | 2010-12-08 | 2011-11-08 | System and method for distributed environmental parameter measurement |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20130671A1 NO20130671A1 (no) | 2013-06-04 |
| NO345351B1 true NO345351B1 (no) | 2020-12-21 |
Family
ID=46199358
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20130671A NO345351B1 (no) | 2010-12-08 | 2013-05-13 | Anordning og fremgangsmåte for å måle distribuerte miljøparametere i et brønnborehull |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8740455B2 (no) |
| AU (1) | AU2011338909B2 (no) |
| BR (1) | BR112013013920B1 (no) |
| CA (1) | CA2820555C (no) |
| DK (1) | DK178095B1 (no) |
| GB (1) | GB2498494B (no) |
| NO (1) | NO345351B1 (no) |
| WO (1) | WO2012078287A1 (no) |
Families Citing this family (43)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2680013A1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-09-25 | Baker Hugues Incorporated | Location dependent calibration for distributed temperature sensor measurements |
| GB2490086B (en) * | 2010-11-08 | 2015-04-08 | Silixa Ltd | Fibre optic monitoring installation, apparatus and method |
| GB201101075D0 (en) | 2011-01-21 | 2011-03-09 | Labminds Ltd | Automated solution dispenser |
| FR2979990B1 (fr) * | 2011-09-09 | 2013-12-27 | Andra | Dispositif d'etalonnage en temperature et procedes d'etalonnage en temperature et positionnement d'un capteur de temperature a fibre optique |
| US9574949B2 (en) * | 2012-02-17 | 2017-02-21 | Roctest Ltd | Automated system and method for testing the efficacy and reliability of distributed temperature sensing systems |
| JP6363597B2 (ja) * | 2012-07-18 | 2018-07-25 | ラブマインズ リミテッド | 自動化溶液ディスペンサー |
| CN103107842B (zh) * | 2012-09-05 | 2015-11-25 | 华为技术有限公司 | 分光器端口识别*** |
| US9116055B2 (en) * | 2012-09-05 | 2015-08-25 | Siemens Energy, Inc | Combustion turbine flashback sensing system employing fiber Bragg grating sensors |
| US9575209B2 (en) | 2012-12-22 | 2017-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote sensing methods and systems using nonlinear light conversion and sense signal transformation |
| US9091785B2 (en) | 2013-01-08 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiberoptic systems and methods for formation monitoring |
| US10241229B2 (en) | 2013-02-01 | 2019-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributed feedback fiber laser strain sensor systems and methods for subsurface EM field monitoring |
| US10808521B2 (en) | 2013-05-31 | 2020-10-20 | Conocophillips Company | Hydraulic fracture analysis |
| US9488531B2 (en) * | 2013-08-27 | 2016-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Loss compensation for distributed sensing in downhole environments |
| US9422806B2 (en) | 2013-10-04 | 2016-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Downhole monitoring using magnetostrictive probe |
| US9598642B2 (en) * | 2013-10-04 | 2017-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Distributive temperature monitoring using magnetostrictive probe technology |
| WO2015069214A1 (en) | 2013-11-05 | 2015-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole position sensor |
| US9650889B2 (en) | 2013-12-23 | 2017-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole signal repeater |
| GB2536817B (en) | 2013-12-30 | 2021-02-17 | Halliburton Energy Services Inc | Position indicator through acoustics |
| GB2538865B (en) | 2014-01-22 | 2020-12-16 | Halliburton Energy Services Inc | Remote tool position and tool status indication |
| CA2939361A1 (en) * | 2014-02-28 | 2015-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical electric field sensors having passivated electrodes |
| US9683435B2 (en) | 2014-03-04 | 2017-06-20 | General Electric Company | Sensor deployment system for a wellbore and methods of assembling the same |
| WO2016085511A1 (en) | 2014-11-26 | 2016-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Onshore electromagnetic reservoir monitoring |
| WO2016125027A1 (en) | 2015-02-06 | 2016-08-11 | Labminds, Ltd. | Automated solution dispenser |
| CA2978701A1 (en) * | 2015-03-09 | 2016-09-15 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Distributed strain monitoring for downhole tools |
| US9651706B2 (en) | 2015-05-14 | 2017-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiberoptic tuned-induction sensors for downhole use |
| CA2989533C (en) * | 2015-06-17 | 2024-01-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Filter and method and distributed temperature sensor system |
| WO2017014773A1 (en) | 2015-07-22 | 2017-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic monitoring with formation-matched resonant induction sensors |
| WO2017131822A1 (en) | 2016-01-25 | 2017-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic telemetry using a transceiver in an adjacent wellbore |
| US10458228B2 (en) | 2016-03-09 | 2019-10-29 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing |
| US10890058B2 (en) | 2016-03-09 | 2021-01-12 | Conocophillips Company | Low-frequency DAS SNR improvement |
| US10095828B2 (en) * | 2016-03-09 | 2018-10-09 | Conocophillips Company | Production logs from distributed acoustic sensors |
| KR102414892B1 (ko) * | 2016-04-19 | 2022-07-01 | 도쿄엘렉트론가부시키가이샤 | 온도 측정용 기판 및 온도 측정 시스템 |
| WO2018031039A1 (en) * | 2016-08-12 | 2018-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Auditory monitoring of downhole conditions through a fiber optic cable |
| EP3619560B1 (en) | 2017-05-05 | 2022-06-29 | ConocoPhillips Company | Stimulated rock volume analysis |
| US11255997B2 (en) | 2017-06-14 | 2022-02-22 | Conocophillips Company | Stimulated rock volume analysis |
| KR101944897B1 (ko) * | 2017-08-03 | 2019-02-07 | (주)에프비지코리아 | 관입 깊이 측정장치 및 그가 적용된 파일 |
| AU2018352983B2 (en) | 2017-10-17 | 2024-02-22 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry |
| US11193367B2 (en) | 2018-03-28 | 2021-12-07 | Conocophillips Company | Low frequency DAS well interference evaluation |
| EP3788515A4 (en) | 2018-05-02 | 2022-01-26 | ConocoPhillips Company | DAS/DTS BASED PRODUCTION LOG INVERSION |
| WO2020059899A1 (ko) * | 2018-09-18 | 2020-03-26 | (주)에프비지코리아 | 관입 깊이 측정장치 및 그가 적용된 파일 |
| CA3134912A1 (en) | 2019-03-25 | 2020-10-01 | Conocophillips Company | Machine-learning based fracture-hit detection using low-frequency das signal |
| EP3929548A1 (en) * | 2020-06-22 | 2021-12-29 | Heraeus Electro-Nite International N.V. | Device and method for measuring a temperature of a molten metal |
| CA3225345A1 (en) | 2021-07-16 | 2023-01-19 | Conocophillips Company | Passive production logging instrument using heat and distributed acoustic sensing |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4375164A (en) * | 1981-04-22 | 1983-03-01 | Halliburton Company | Formation tester |
| US20030219190A1 (en) * | 2002-05-21 | 2003-11-27 | Pruett Phillip E. | Method and apparatus for calibrating a distributed temperature sensing system |
| WO2006097671A1 (en) * | 2005-03-18 | 2006-09-21 | Schlumberger Holdings Limited | Optical pulse generator for distributed temperature sensing |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS6166134A (ja) * | 1984-09-10 | 1986-04-04 | Agency Of Ind Science & Technol | 光フアイバセンサ |
| US4848906A (en) * | 1987-02-02 | 1989-07-18 | Litton Systems, Inc. | Multiplexed fiber optic sensor |
| JPH04318432A (ja) | 1991-04-17 | 1992-11-10 | Sumitomo Electric Ind Ltd | 光ファイバセンサによる分布温度測定方法 |
| JPH05241030A (ja) | 1992-02-27 | 1993-09-21 | Sumitomo Electric Ind Ltd | 分布型光ファイバセンサ |
| GB9606673D0 (en) * | 1996-03-29 | 1996-06-05 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
| EP0984254A1 (fr) * | 1998-09-04 | 2000-03-08 | Talltec Technologies Holdings S.A. | Capteur de température à fibre optique |
| US6782150B2 (en) * | 2000-11-29 | 2004-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for sensing fluid in a pipe |
| US20030234921A1 (en) * | 2002-06-21 | 2003-12-25 | Tsutomu Yamate | Method for measuring and calibrating measurements using optical fiber distributed sensor |
| US20060146909A1 (en) * | 2002-11-21 | 2006-07-06 | Morse Theodore F | Fiber optic temperature sensor |
| CA2518033C (en) * | 2003-03-05 | 2012-10-23 | Shell Canada Limited | Coiled optical fiber assembly for measuring pressure and/or other physical data |
| JP2004318432A (ja) * | 2003-04-15 | 2004-11-11 | Canon Inc | 画像形成装置および画像形成制御方法およびコンピュータが読み取り可能なプログラムを格納した記憶媒体およびプログラム |
| GB2401430B (en) * | 2003-04-23 | 2005-09-21 | Sensor Highway Ltd | Fluid flow measurement |
| JP4116935B2 (ja) * | 2003-07-01 | 2008-07-09 | 日立電線株式会社 | 光ファイバカールコード |
| CN100516460C (zh) * | 2003-08-11 | 2009-07-22 | 国际壳牌研究有限公司 | 在导管内安装双端分布式传感光纤组件的方法 |
| JP2005241030A (ja) * | 2004-02-24 | 2005-09-08 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | 空気調和機 |
| US7561276B2 (en) * | 2006-01-13 | 2009-07-14 | Luna Innovations Incorporated | Demodulation method and apparatus for fiber optic sensors |
| US7551517B2 (en) * | 2006-05-05 | 2009-06-23 | Optoplan As | Seabed seismic station packaging |
| US7401530B2 (en) * | 2006-05-11 | 2008-07-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sonar based multiphase flowmeter |
| CA2619317C (en) * | 2007-01-31 | 2011-03-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Brillouin distributed temperature sensing calibrated in-situ with raman distributed temperature sensing |
| CA2680013A1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-09-25 | Baker Hugues Incorporated | Location dependent calibration for distributed temperature sensor measurements |
| US7598485B2 (en) * | 2007-11-01 | 2009-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Temperature and pressure sensor using four wave mixing technique |
| US8672539B2 (en) * | 2008-06-12 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple sensor fiber optic sensing system |
| CN201314849Y (zh) * | 2008-10-31 | 2009-09-23 | 上海市电力公司 | 光纤测温***的现场标定装置 |
| EP2361393B1 (en) * | 2008-11-06 | 2020-12-23 | Services Petroliers Schlumberger | Distributed acoustic wave detection |
| GB2467177A (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-28 | Sensornet Ltd | Sensing inside and outside tubing |
| US8356935B2 (en) * | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
| US9476760B2 (en) * | 2010-06-25 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Precision measurements in a fiber optic distributed sensor system |
-
2010
- 2010-12-08 US US12/962,786 patent/US8740455B2/en active Active
-
2011
- 2011-11-08 BR BR112013013920-0A patent/BR112013013920B1/pt active IP Right Grant
- 2011-11-08 GB GB1308418.1A patent/GB2498494B/en active Active
- 2011-11-08 CA CA2820555A patent/CA2820555C/en active Active
- 2011-11-08 AU AU2011338909A patent/AU2011338909B2/en active Active
- 2011-11-08 WO PCT/US2011/059765 patent/WO2012078287A1/en active Application Filing
-
2013
- 2013-05-13 NO NO20130671A patent/NO345351B1/no unknown
- 2013-05-30 DK DK201300331A patent/DK178095B1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4375164A (en) * | 1981-04-22 | 1983-03-01 | Halliburton Company | Formation tester |
| US20030219190A1 (en) * | 2002-05-21 | 2003-11-27 | Pruett Phillip E. | Method and apparatus for calibrating a distributed temperature sensing system |
| WO2006097671A1 (en) * | 2005-03-18 | 2006-09-21 | Schlumberger Holdings Limited | Optical pulse generator for distributed temperature sensing |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB201308418D0 (en) | 2013-06-19 |
| NO20130671A1 (no) | 2013-06-04 |
| BR112013013920A2 (pt) | 2016-09-13 |
| DK178095B1 (en) | 2015-05-11 |
| WO2012078287A1 (en) | 2012-06-14 |
| US20120147924A1 (en) | 2012-06-14 |
| CA2820555C (en) | 2016-01-05 |
| AU2011338909B2 (en) | 2015-05-14 |
| GB2498494A (en) | 2013-07-17 |
| GB2498494B (en) | 2017-11-15 |
| AU2011338909A1 (en) | 2013-05-30 |
| DK201300331A (en) | 2013-05-30 |
| BR112013013920B1 (pt) | 2020-11-10 |
| US8740455B2 (en) | 2014-06-03 |
| CA2820555A1 (en) | 2012-06-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO345351B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for å måle distribuerte miljøparametere i et brønnborehull | |
| US20160168980A1 (en) | Dual-ended distributed temperature sensor with temperature sensor array | |
| CA2753420C (en) | System and method for wellbore monitoring | |
| US8757870B2 (en) | Location dependent calibration for distributed temperature sensor measurements | |
| US8989527B2 (en) | Method and system for determining the location of a fiber optic channel along the length of a fiber optic cable | |
| CA3055290C (en) | Measurement of temperature using combination of rayleigh and raman backscatter interferometry | |
| CA2916745C (en) | Loss compensation for distributed sensing in downhole environments | |
| US20110090496A1 (en) | Downhole monitoring with distributed optical density, temperature and/or strain sensing | |
| CA2874446C (en) | Depth correction based on optical path measurements | |
| US20110110620A1 (en) | Rotated single or multicore optical fiber | |
| EP3102785B1 (en) | Fiber optic shape sensing system using anchoring points | |
| CA2894562C (en) | Downhole multiple core optical sensing system | |
| US20230184597A1 (en) | Coil of reference fiber for downhole fiber sensing measurement |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES HOLDINGS LLC, US |