NO335257B1 - Fremgangsmåte for fremstilling av et kveilerør utrustet med optisk fiber, fremgangsmåte for utføring av målinger i en brønnboring, og fremgangsmåte for kommunisering i en brønnboring - Google Patents
Fremgangsmåte for fremstilling av et kveilerør utrustet med optisk fiber, fremgangsmåte for utføring av målinger i en brønnboring, og fremgangsmåte for kommunisering i en brønnboring Download PDFInfo
- Publication number
- NO335257B1 NO335257B1 NO20065263A NO20065263A NO335257B1 NO 335257 B1 NO335257 B1 NO 335257B1 NO 20065263 A NO20065263 A NO 20065263A NO 20065263 A NO20065263 A NO 20065263A NO 335257 B1 NO335257 B1 NO 335257B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- tube
- fiber optic
- coil
- wellbore
- optical fiber
- Prior art date
Links
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 title claims abstract description 107
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 63
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 title abstract description 8
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 117
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 56
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 239000007769 metal material Substances 0.000 claims description 4
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract description 6
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 8
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 6
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- 244000000626 Daucus carota Species 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 235000005770 birds nest Nutrition 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 2
- 235000005765 wild carrot Nutrition 0.000 description 2
- 241001370313 Alepes vari Species 0.000 description 1
- 101100293261 Mus musculus Naa15 gene Proteins 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 239000011358 absorbing material Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000000452 restraining effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
- E21B17/206—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables with conductors, e.g. electrical, optical
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Light Guides In General And Applications Therefor (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Mechanical Coupling Of Light Guides (AREA)
Abstract
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en rørstreng som er utrustet med optisk fiber og fremgangsmåter for fremstilling og anvendelse av samme. Rørstrengen som er utstyrt med optisk fiber omfatter et fiberoptisk rør som er utplassert inne i et rørorgan, idet det fiberoptiske rør har minst en optisk fiber anordnet inne i en kanal, kanalen er typisk et metallisk metall som er kompatibelt med brønnboringsomgivelser. Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for fremstilling av en rørstreng som er utrustet med optisk fiber, omfattende pumping av et fluid inn i et rørorgan og plassering av et fiberoptisk rør i rørorganet ved å drive det frem i strømmen av det pumpede fluid. Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en fremgangsmåte for kommunisering i brønnboringer ved bruk av et fiberoptisk rør som er anordnet i et brønnboringsrørorgan.I visse utførelser kan denne kommunikasjonen kombineres med et trådløst kommunikasjonssystem på overflaten. I visse utførelser kan rørorganet være et kveilerør og det fiberoptiske rør kan plasseres i kveilerøret, mens kveilerøret er viklet på en spole eller mens kveilerøret er plassert i en brønnboring.
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt oljefeltoperasjoner, og mer bestemt fremgangsmåter som bruker fiberoptikk i kveilerørsoperasjoner i en brønnbo-ring.
Kveilerørsoperasjoner er i vanlig bruk innen oljefeltindustrien, for eksempel for å pumpe fluider til en ønsket lokalisering i brønnboringen eller for å håndtere oljefelt-sammenstillinger. En fordel med kveilerør er at det er anordnet på spoler, slik at kvei-lerøret spoles av når det føres inn i en brønnboring for en bestemt bruk, og deretter spoles eller vikles tilbake på spolen når det trekkes ut fra brønnboringen. Kveile-rørspoler kan passende lagres eller flyttes, og oppkveilet kveilerør kan transporteres på en tilhenger, flatvogn eller lastebil. Bruken av kveilerør som en forskjellig type av brønnboringstransport i brønnboringsapplikasjoner er økende, hvilket resulterer i et økende behov for nedihullsanordninger og fremgangsmåter som er tilpasset til bruk sammen med kveilerør. Iboende vanskeligheter med bruk av konvensjonelle nedihulls elektromekaniske anordninger med kveilerør inkluderer mangel på effekt til nedihullsanordningen og mangel på telemetri fra nedihullsanordningen til overflaten.
Det er kjent å bruke konvensjonell vaierledning i kveilerør for å tilveiebringe kommunikasjoner mellom nedihullsoperasjoner og overflaten, inkludert sending av opphullsdata som måles ved hjelp av et mangfold av brønnboringsverktøy og sending av kommandoer ned i hullet for å bevirke et mangfold av operasjoner. Bruk av vaierledningskabel i kveilerør byr imidlertid på logistiske utfordringer så som installasjon av vaierledningskabelen i kveilerøret og redusert fluidkapasitet for kveilerøret på grunn av den avstand som tas opp av vaierledningskabelen.
Tilføyelsen av vaierledning til en kveilerørsstreng øker signifikant vekten av en kveilerørsstreng. Installasjon av vaierledningen i kveilerørsstrengen er vanskelig, og vaierledningen er tilbøyelig til å bunte seg sammen til et «fuglerede» inne i kveilerø-ret. Dette, og den relativt store utvendige diameter av vaierledningen sammenlignet med den innvendige diameter i kveilerøret, kan uønsket blokkere strømmen av fluider gjennom kveilerøret, idet slik strøm gjennom kveilerøret ofte er integrert del av brønnboringsoperasjonen. Videre, enkelte fluider som rutinemessig pumpes gjennom kveilerør, så som syre, sement og proppematerialholdige fraktureringsfluider, kan ha en uheldig påvirkning på integriteten eller ytelsen til vaierledningskabel. I tillegg, pumping av fluid ned kveilerøret kan danne en motstandskraft på vaierledningskabelen på grunn av friksjonskraften mellom fluidet og overflaten av kabelen.
Installasjon av vaierledning eller annen elektrisk kabel i kveilerør er vanskelig og tungvint, etter som dens vekt og bøyestivhet kan bidra til en høy friksjonskraft mellom kabelen og det indre av kveilerøret. Fremgangsmåter for installering av vaierledning i kveilerør er omtalt i US patent 5.573.225 og US patent 5.699.996, idet hver av disse innlemmes heri som referanse. Fremgangsmåtene som er beskrevet i hvert av disse patenter krever en betydelig installasjonsanordning ved overflaten for å over-vinne den høye friksjonskraften mellom kabelen og kveilerøret, og for å transportere kabelen inn i kveilerøret. Størrelsen av en slik anordning gjør det ugjennomførbart til bruk i enkelte operasjoner, særlig i offshoreoperasjoner.
US 5.435.351 A beskriver en ledning som ligger på innsiden av rørledningen. En flerhet av ankere er plassert langs lengden av ledningen, idet ankrene er aktiver-bare mellom en "aktiv" tilstand når ankrene inngrep med innerveggen, og en "nøytral" tilstand når ankrene er frikoblet fra den innvendige veggen. US 6.009.216 A beskriver et kveilerørs-sensorsystem for levering av fordelte multipleksede sensorer. US 2002/007945 A beskriver et sammensatt kveilerør med innlemmede optiske sensorer.
Bruk av optisk fiber i forskjellige applikasjoner og operasjoner er økende. Optisk fiber tilveiebringer mange fordeler i forhold til vaierledning når den brukes som et overføringsmedium, så som liten størrelse, lav vekt, stor båndbreddekapasitet og høy overføringshastighet. En vesentlig utfordring ved bruk av optiske fibere i underjordiske oljefeltoperasjoner er at de frie hydrogenioner vil forårsake formørking av fiberen ved de høye temperaturer man vanligvis finner i underjordiske brønner. Bruken av optisk fiber i vaierledningskabel er kjent, så som det som er beskrevet i US patent nr 6.690.866, som i sin helhet innlemmes heri som referanse. Dette patent lærer oss tilføyelse av et hydrogenabsorberende materiale eller en fjerningsgel for å omgi de optiske fibere inne i et første metallrør. Dette patent lærer oss også at vaierledningskabelen som der er beskrevet krever betydelig strekkfasthet, og lærer oss at denne fastheten kan fremskaffes ved stiv innfesting av det første metallrør til det indre av et annet metallrør. Begge disse belæringer kan signifikant øke kabelens kostnad og vekt. I US patent nr 6.557.630, som i sin helhet innlemmes heri som referanse, en fremgangsmåte for utplassering av en fjernmåleanordning i en brønnboring, idet anordningen omfatter et ledningsrør hvor en fiberoptisk sensor og en fiberoptisk kabel er anordnet, idet kabelen drives frem langs ledningsrøret ved hjelp av fluidstrøm i et ledningsrør. I GB patent 2362909, som i sin helhet innlemmes heri som referanse, foreslås en fremgangsmåte for plassering av sensorer som er avhengig av først å installere først et hult ledningsrør i kveilerøret og deretter pumping av en enkelt fiber inn i dette ledningsrøret. Ingen av disse patenter beskriver eller foreslår å drive et optisk istandsatt ledningsrør eller en kabel inn i et rørorgan ved bruk av fluidstrøm-ning.
Fremgangsmåter for installering av optiske fibere i rørorganer er ofte rettet mot installering av den optiske fiber ved pumping eller trekking av fiberen inn i rørorganet. I US patent søknads publikasjon 2003/0172752, som i sin helhet innlemmes heri som referanse, beskrives fremgangsmåter for installering av en optisk fiber gjennom et ledningsrør i en brønnboringsapplikasjon ved bruk av et fluid, hvor en tetning er anordnet mellom den optiske fiber og ledningsrøret. Å installere en optisk fiber i kveile-rør ved bruk av disse fremgangsmåter vil kreve 1) avsporing av kveilerøret, 2) ut-strekking av kveilerøret (enten i en brønnboring eller på overflaten) og 3) utplassering av den optiske fiber. En slik prosess er rettet mot installasjon av en enkelt optisk fiber i et rørorgan; dette er tidkrevende og således kostbart sett fra et operasjonelt pers-pektiv. Videre er disse fremgangsmåter rettet mot installering av en enkelt optisk fiber i et rørorgan, og fører ikke til installasjon av flere fibere i et rørorgan. I tillegg betrakter disse fremgangsmåter ikke gjenvinning eller gjenbruk av den optiske fiber.
Bruk av flere optiske fibere kan imidlertid tilveiebringe fordeler i mange situa-sjoner sammenlignet med bruk av en enkelt optisk fiber. Bruk av flere fibere tilveiebringer operasjonell redundans i tilfelle en bestemt fiber blir skadet eller brytes i styk-ker. Flere fibere tilveiebringer økt overføringskapasitet sammenlignet med en enkelt fiber, og muliggjør fleksibilitet til å segregere forskjellige typer av overføringer til forskjellige fibere. Disse fordeler kan være særlig viktige i nedihulls applikasjoner hvor adgangen er begrenset, omgivelsesbetingelser kan være ekstreme, og overføring i to retninger (opphulls og nedhulls) er påkrevet. Bruk av flere optiske fibere tillater også at en individuell optisk fiber kan brukes for en spesifikk anordning eller sensor. Denne konfigurasjonen er nyttig, etter som enkelte sensorer, så som Fabry-Perot innretninger, krever en dedikert optisk fiber. Konfigurasjonen er også nyttig for sensorer med digital telemetri som en separat fiber kan være påkrevet for. Sensorer som bruker Fiber-Bragg gitter krever for eksempel en fiber som er adskilt fra den fiber som brukes til føring av digital optisk telemetri.
For klarhets skyld, uttrykket «kanal» brukes her til å identifisere et lite rør eller en hul bærer som omfatter en eller flere optiske fibere. Uttrykket «optisk fiber» refere-rer til en fiber eller en bølgeleder som er i stand til å overføre optisk energi. Uttrykket «fiberoptisk rør» eller «fiberoptisk streng» brukes til å identifisere kombinasjonen av en optisk fiber eller flere optiske fibere som er anordnet i en kanal. Uttrykket «fiberoptisk kabel» viser til en kabel, vaier, vaierledning eller glatt vaier som omfatter én eller flere optiske fibere. «Rørorgan» og «rørstreng» viser generelt til et ledningsrør av en hvilken som helst type av en rund hul anordning, og innen området oljefeltapplikasjoner til foringsrør, borerør, metallrør eller kveilerør eller andre slike anordninger.
Forskjellige fremgangsmåter for fremstilling av fiberoptiske rør er kjent. To ek-sempler er lasersveising, så som beskrevet i US patent nr 4.852.790, som i sin helhet innlemmes heri, og wolfram inertgass-sveising (tungsten inert gas welding, TIG), så som beskrevet i US patent nr 4.366.362, som i sin helhet innlemmes heri. Ingen av disse patentene beskriver eller foreslår innsetting av slike rør i et oppkveilet rørorgan ved hjelp av fluidstrøm.
Det kan derfor sees at det eksisterer et behov for en anordning, fremgangsmåter for fremstilling, og fremgangsmåter for anvendelse av fiberoptiske rør som er anordnet i et rørorgan, og særlig et behov for en slik anordning og fremgangsmåter til anvendelse i brønnboringsapplikasjoner.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for fremstilling av et kveilerør utrustet med optisk fiber, idet fremgangsmåten omfatter trinnene: anordning av minst én optisk fiber i en kanal for å danne et fiberoptisk rør; og
plassering av det fiberoptiske rør i kveilerøret med fluid når fluidet pumpes i kveilerøret, hvor strømmen av det pumpede fluid driver det fiberoptiske rør langs kveilerøret;
kjennetegnet ved at det fiberoptiske rør anordnes på en ubundet måte i det pumpede fluid, og ved at det fiberoptiske rør tillates å lokalisere seg selv i kveilerøret uten bruk av eksterne anordninger.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for utføring av målinger i en brønnboring, idet fremgangsmåten omfatter trinnene: tilveiebringelse av et fiberoptisk rør omfattende minst én optisk fiber anordnet i en kanal;
plassering av det fiberoptiske rør i kveilerør med fluid når fluidet pumpes inn i kveilerøret, hvor det pumpede fluid driver det fiberoptiske rør langs kveilerøret, hvor det fiberoptiske rør anordnes på en ubundet måte i det pumpede fluid og tillates å lokalisere seg selv i kveilerøret uten bruk av eksterne anordninger;
plassering av kveilerøret utrustet med optisk fiber i brønnboringen;
bestemmelse av en egenskap i brønnboringen; og
sending av den bestemte egenskap via den minst ene optiske fiber eller via en av de optiske fibere.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører videre en fremgangsmåte for kommunisering i en brønnboring, idet fremgangsmåten omfatter trinnene: tilveiebringelse av et fiberoptisk rør omfattende minst én optisk fiber anordnet i en kanal;
plassering av det fiberoptiske rør i kveilerør med fluid når fluidet pumpes inn i kveilerøret, hvor det pumpede fluid driver det fiberoptiske rør langs kveilerøret, hvor det fiberoptiske rør anordnes på en ubundet måte i det pumpede fluid og tillates å lokalisere seg selv i kveilerøret uten bruk av eksterne anordninger;
plassering av kveilerøret utrustet med optisk fiber i brønnboringen;
plassering av en anordning i brønnboringen; og
sending av et signal til anordningen via den minst ene optiske fiber eller via en av de optiske fibere.
Ytterligere trekk ved fremgangsmåtene i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav.
Det beskrives en rørstreng som er utrustet med optisk fiber og fremgangsmåter for fremstilling og anvendelse av den samme. I en bred forstand beskrives en rør- streng som er utrustet med optisk fiber, omfattende et fiberoptisk rør som er plassert inne i et rørorgan. I mange utførelser omfatter det fiberoptiske rør et metallisk materiale, og i enkelte utførelser omfatter det fiberoptiske rør flere enn én optisk fiber. I mange utførelser vil det fiberoptiske rør være tilvirket i en inert nitrogenomgivelse, slik at den eller de optiske fibere deri ikke utsettes for hydrogen eller vann under fremstilling. Rørorganet kan særlig være kveilerør. Det beskrives også en fremgangsmåte for fremstilling av en rørstreng som er utrustet med optisk fiber, omfattende pumping av et fluid inn i et rørorgan, plassering av et fiberoptisk rør inne i fluidet som pumpes i rørorganet, slik at strømmen av pumpet fluid driver røret langs rørorganet. Når røror-ganet er kveilerør kan det fiberoptiske rør plasseres i kveilerøret mens kveilerøret er viklet opp på en spole eller mens kveilerøret er plassert i en brønnboring. Det beskrives videre en fremgangsmåte for kommunisering i en brønnboring, omfattende plassering av en rørstreng som er utrustet med optisk fiber og som har minst én optisk fiber anordnet deri, idet det fiberoptiske rør anordnes i rørstrengen ved hjelp av fluid-strøm; bestemmelse av en egenskap i brønnboringen; og sending av den bestemte egenskap via minst én av de optiske fibere som er anordnet i det fiberoptiske rør. I enkelte utførelser sanser den minst ene optiske fiber informasjonen for sending. Fremgangsmåten kan også omfatte anordning av minst én sensor i brønnboringen, hvor sensoren bestemmer egenskapen, og den sansede informasjon sendes til overflaten via den optiske fiber i det fiberoptiske rør. I andre utførelser kan flere enn én sensor være anordnet i brønnboringen, idet hver sensor sender sin sansede egenskap over en forskjellig optiske fiber i kveilerøret. I mange utførelser vil den eller de optiske fibere være tilknyttet en trådløs kommunikasjonsinnretning via et trykkskott, slik at det optiske signal lett kan sendes til en overflatedatamaskin mens kveilerøret spoles inn i og ut av brønnboringen. Det beskrives videre en anordning som plasseres i brønnboringen og i kommunikasjon med overflaten for mottaking av signaler eller sending av sanset informasjon over det fiberoptiske rør.
Selv om en bestemt utførelse og et område for anvendelse er presentert som et eksempel, nemlig det med et fiberoptisk utrustet kveilerør som er nyttig for brønn-boringsapplikasjoner, er den foreliggende oppfinnelse ikke begrenset til denne utfø- reise, og er nyttig for enhver applikasjon hvor en fiberoptisk utrustet rørstreng er øns-kelig.
Kort beskrivelse av tegningene:
Fig. 1 viser en utførelse av anordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse. Fig. 2A er et tverrsnittsriss av en utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Fig. 2B er et tverrsnittsriss av en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse.
Fig. 3 viser en typisk konfigurasjon for kveilerørsoperasjoner.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer fremgangsmåter for fremstilling og anvendelse en rørstreng som er utrustet med optisk fiber. Rørstrengen som er utrustet med optisk fiber ifølge den foreliggende oppfinnelse omfatter én eller flere fiberoptiske rør som er anordnet i et rørorgan. En utførelse omfatter en fremgangsmåte for installering av én eller flere fiberoptiske rør i en oppspolet eller oppviklet rørstreng, så som kveilerør. En annen utførelse tilveiebringer en fremgangsmåte for installering av én eller flere fiberoptiske rør i kveilerør som er plassert i en brønnboring.
Innenfor den foreliggende oppfinnelse er den uventede erkjennelse at et fiberoptisk rør kan plasseres i et rørorgan ved pumping av det fiberoptiske rør i et fluid uten ytterligere struktur eller beskyttelse. Fremgangsmåter for pumping av kabler inn i et rørorgan anses generelt som ugjennomførlige på grunn av den iboende mangel på kompresjonsstivhet for kabler. Videre, den lære som vedrører fiberoptiske kabler foreslår at et fiberoptisk rør trenger ytterligere beskyttelse eller struktur for bruk i en brønnboringsomgivelse. Det er således det motsatte av intuitivt å vurdere plassering av et fiberoptisk rør direkte i et rørorgan uten innkapsling av røret i ytterligere lag, tilveiebringelse av et beskyttende belegg, eller å omgi det med en armering. Tilsvarende er det, det motsatte av intuitivt å vurdere plassering av et fiberoptisk rør direkte ved hjelp av fluidpumping.
En fordel ved rørstrengen som er utrustet med optisk fiber ifølge den foreliggende oppfinnelse er at det fiberoptiske rør har et visst nivå av stivhet i kompresjon, hvilket fører til at det mekanisk oppfører seg mer likt kveilerør enn kabel eller optisk fiber alene gjør. Som sådan, ved bruk av et fiberoptisk rør inne i kveilerør unngås mange av utfordringene ved håndtering av slakk som presenteres ved andre overfø- ringsmekanismer. Videre, tverrsnittet av et fiberoptisk rør er relativt lite sammenlignet med det indre areal inne i kveilerøret, hvilket begrenser den mulige fysiske innvirk-ning som det fiberoptiske rør kan ha på den mekaniske oppførsel til kveilerør under utplassering og opphenting. Den lille relative diameter av det fiberoptiske rør kombi-nert med dets lave vekt gjør det mer tolerant overfor pumpevirkning, hvilket er fordel-aktig for å unngå «fuglerededannelse» eller sammenbunting inne i kveilerøret, hvilket vanligvis skjer ved installering av vaierledning i kveilerør. Dessuten, etter som prob-lemer med håndtering av slakk unngås i den foreliggende oppfinnelse, kan kveilerør som er utrustet med optisk fiber plasseres og hentes opp fra en brønnboring ved en raskere hastighet enn kveilerør med vaierledning.
Det skal nå vises til fig. 1, hvor rørstrengen 200 som er utrustet med optisk fiber er vist idet den har et rørorgan 105 innenfor hvilket det er anordnet et fiberoptisk rør 211. På fig. 1 er det fiberoptiske rør 211 vist omfattende en kanal 203 hvor en enkelt optisk fiber 201 er anordnet. I andre utførelser kan flere enn én optiske fiber 201 være anordnet innenfor den fiberoptiske kanal 203. Overflateavslutning 301 eller nedihullsavslutning 207 kan være anordnet for både fysiske og optiske forbindelser mellom den optiske fiber 201 og én eller flere borehullsanordninger eller -sensorer 209. De optiske fibere kan være multimodus eller singelmodus. Typer av borehullsanordninger eller -sensorer 209 kan for eksempel inkludere målere, ventiler, prøveta-kingsinnretninger, temperatursensorer, trykksensorer, distribuerte temperatursensorer, distribuerte trykksensorer, strømningsreguleringsinnretninger, strømningsmeng-demåleinnretninger, måleinnretninger for olje/vann/gass forhold, avleiringsdetektorer, aktuatorer, låser, utløsningsmekanismer, utstyrssensorer (eksempelvis vibrasjons-sensorer), sanddeteksjonssensorer, vanndeteksjonssensorer, dataregistratorer, vis-kositetssensorer, tetthetssensorer, boblepunktsensorer, sammensetningssensorer, resistivitetsgruppeinnretninger og sensorer, akustiske innretninger og sensorer, andre telemetriinnretninger, næringfrarørsensorer, gammastråledetektorer, H2S dektorer, CO2detektorer, nedihullsminneenheter, nedihullskontrollere, perforeringsinnretning-er, rettede sprengladninger, avfyringshoder, lokaliseringsinnretninger og andre innretninger.
Det vises til fig. 2A, hvor et tverrsnittsriss av den fiberoptisk utrustede rørstreng 200 på fig. 1 er vist. Innenfor rørstrengen 105 er det vist et fiberoptisk rør 211 som omfatter optisk fiber 201 lokalisert inne i kanalen 203. Med henvisning til fig. 2B vises en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse i tverrsnittsriss, hvor den fiberoptisk utrustede rørstreng 200 har flere enn et fiberoptisk rør 211 som er anordnet i rø-rorganet 105, og hvor flere enn én optisk fiber 201 er anordnet inne i kanalen 203 i minst ett av de fiberoptiske rør 211.
I det fiberoptiske rør 211, kan en inert gass, så som nitrogen, brukes til å fylle rommet mellom den eller de optiske fiber 201 og det indre av kanalen 203. Fluidet kan i enkelte utførelser trykksettes for å redusere den tilbøyelighet det fiberoptiske rør har til lokalisert knekking. I en ytterligere utførelse utføres denne lasersveiseteknikken i en innelukket omgivelse som er fylt med en inert gass, så som et nitrogen, for å unngå eksponering overfor vann eller hydrogen under fremstilling, hvilket minimerer enhver hydrogenfremkalt formørking av de optiske fibere under oljefeltoperasjoner. Bruk av nitrogen for å fylle rommet gir fordeler med lavere kostnad og at det er mer praktisk i forhold til andre teknikker som kan kreve et buffermateriale, en gel, eller et tetningsmiddel i rommet. I en utførelse tilvirkes kanalen 203 ved bøying av en metall-strimmel rundt den eller de optiske fibere 201 og deretter sveising av strimmelen for å danne en omgivende kanal ved bruk av lasersveisingsteknikker, så som beskrevet i US patent nr 4.852.790. Dette gir en vesentlig reduksjon i kostnad og vekt for det re-sulterende fiberoptiske rør 211 sammenlignet med andre optiske kabler som tidligere er kjent innen teknikken. En liten mengde av gel som inneholder palladium eller tann-tal kan valgfritt innføres i hver ende av det fiberoptiske rør, for å holde hydrogenioner bort fra den eller de optiske fibere 201 under transport av den optisk istandsatte rør-streng 200.
Materialer som er egnet til bruk i kanalen 203 i det fiberoptiske rør 211 ifølge den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer stivhet til røret, er bestandige mot fluider som påtreffes i oljefeltapplikasjoner, og er ment for å motstå betingelsene med høy temperatur og høyt trykk som man finner i enkelte brønnboringsomgivelser. Kanalen 203 i et fiberoptisk rør 211 er typisk av et metallisk materiale, og i enkelte utførelser omfatter kanalen 203 metallmaterialer så som Inconel™, rustfritt stål eller Hasetloy™. Selv om fiberoptiske rør som fremstilles ved hjelp av en hvilken som helst metode kan brukes i den foreliggende oppfinnelse, er lasersveisede fiberoptiske rør foretrukket, etter som den varmepåvirkede sone som dannes ved lasersveising normalt er mindre enn den som dannes ved andre metoder, så som TIG, hvilket reduserer mu-ligheten for skade på den optiske fiber under sveising.
Selv om dimensjonene ved slike fiberoptiske rør er små (for eksempel varierer diameteren av slike produkter som er kommersielt tilgjengelige fra K-Tube, Inc. Cali-fornia, U.S.A. fra 0,5 mm til 3,5 mm), har de tilstrekkelig indre hulrom til å romme flere optiske fibere. Den lille størrelse av slike fiberoptiske rør er særlig nyttig ved den foreliggende oppfinnelse, etter som de ikke vesentlig grad reduserer den kapasitet et rørorgan har til å romme fluider eller danner hindringer for andre innretninger eller utstyr som skal utplasseres i eller gjennom rørorganet.
I enkelte utførelser omfatter det fiberoptiske rør 211 en kanal 203 med en utvendig diameter på 0.071 tommer (1,803 mm) til 0,125 tommer (3.175 mm) dannet rundt én eller flere optiske fibere 201.1 en foretrukket utførelse brukes standard optiske fibere, og kanalen 203 er ikke mer enn 0,020 tommer (0,508 mm) tykk. Selv om diameteren av de optiske fibere, det beskyttende rør og tykkelsen av det beskyttende rør som her er gitt er eksemplifiserende, er det verdt å legge merke til at den innvendige diameter av det beskyttende rør kan være større enn det som er nødvendig for en tett pakking av de optiske fibere.
I enkelte utførelser av den foreliggende oppfinnelse kan det fiberoptiske rør 211 omfatte flere optiske fibere som kan være anordnet i en kanal. I enkelte applikasjoner kan en bestemt nedihullsanordning ha sin egen tilordnede optiske fiber, eller hver anordning i en gruppe av anordninger kan ha sin egen tilordnede optiske fiber innenfor det fiberoptiske rør. I andre applikasjoner kan en serie av anordninger bruke en enkelt optiske fiber.
Det skal nå vises til fig. 3, hvor en typisk konfigurasjon fro brønnboringsopera-sjoner er vist, hvor et kveilerør 15 er egnet til bruk som et rørorgan 105 ifølge den foreliggende oppfinnelse. Overflatehåndteringsutstyr inkluderer et injektorsystem 20 på understøttelser 29 og en kveilerørsspolesammenstilling 10 på et spolestativ 12, flatvogn, tilhenger, lastebil eller annen slik innretning. Kveilerøret utplasseres i eller trekkes ut av brønnen ved bruk av et injektorhode 19. Utstyret inkluderer videre en viklingsstyringsmekanisme 13 for styring av kveilerøret 15 på og av spolen 10. Kveile-røret 15 passerer over en kveilerørføringsbue 18, som tilveiebringer en bøyeradius for bevegelse av kveilerøret inn i en vertikal orientering for injeksjon gjennom brønn-hodeinnretninger, inn i brønnboringen. Kveilerøret passerer fra kveilerørføringsbuen 18, inn i injektorhodet 19, som griper kveilerøret og skyver det inn i brønnen. En strippersammenstilling 21 under injektoren opprettholder en dynamisk og statisk tetning rundt kveilerøret, for å holde brønntrykk innenfor brønnen når kveilerøret passerer inn i brønnhodeinnretningene under brønntrykk. Kveilerøret beveger seg deretter gjennom en utblåsingssikring (blow out preventer, BOP) stakk 23, et strømnings-T-rør 25 og en brønnhodehovedventil eller treventil 27. Når kveilerøret 15 som er anordnet på kveilerørsspolen 10 utplasseres i eller hentes opp fra et borehull 8, roterer kveile-rørspolen 10.
Det fiberoptiske rør 211 kan innsettes i kveilerøret 15, ved hjelp av et mangfold av midler. En utførelse omfatter tilknytting av en slange til spolen 10, og til den andre enden av denne slangen er det tilknyttet en Y-forbindelse. I denne konfigurasjonen kan det fiberoptiske rør 211 innføres i et ben av Y'en, og fluid kan pumpes inn i det andre benet. Motstandskraften til fluidet på det fiberoptiske rør 211 driver da røret ned slangen og inn i spolen 10. Det har blitt funnet at i foretrukne utførelser hvor den utvendige diameter av strengen er mindre enn 0,125 tommer (3,175 mm), er en pumpemengde så lav som 1-5 barrel pr minutt (2,65 -13,25 liter pr sekund) tilstrekkelig til å drive strengen i den fulle lengde av kveilerøret, selv når det er viklet opp på spolen.
I fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse, kan et fluid, så som gass eller vann, brukes til å drive et fiberoptisk rør 211 inn i et rørorgan 105. Det fiberoptiske rør 211 er typisk anordnet på en ubundet måte i det pumpede fluid. Når fluidet pumpes inn i rørorganet, tillates det fiberoptiske rør å lokalisere seg selv i rø-rorganet uten bruk av eksterne anordninger, så som pigger, for transport eller plassering, eller begrensende ankere. I bestemte utførelser pumpes fluidet og det eller de fiberoptiske rør plasseres i kveilerøret, mens kveilerøret er konfigurert i en oppviklet tilstand på en spole. Disse utførelser tilveiebringer logistiske fordeler, etter som det eller de fiberoptiske rør kan plasseres i kveilerøret på et produksjonsanlegg eller en annen lokalisering som er fjernt fra brønnstedet. Rørstrengen som er utrustet med optisk fiber ifølge den foreliggende oppfinnelse kan således transporteres og utplasseres på feltet som en enkelt anordning, hvilket reduserer kostnader og forenkler operasjoner.
Rørstrengen 200 som er utrustet med optisk fiber ifølge den foreliggende oppfinnelse kan brukes i konvensjonelle brønnboringsoperasjoner, så som tilveiebringelse av et stimuleringsfluid til en undergrunnsformasjon gjennom kveilerør. En fordel ved den foreliggende oppfinnelse er at det fiberoptiske rør 211 tolererer at det utsettes for forskjellige brønnbehandlingsfluider som kan pumpes inn i kveilerøret; særlig kan det eller de fiberoptiske rør ifølge den foreliggende oppfinnelse motstå abrasjon på grunn av proppematerialet eller sand og at det utsettes for korrosive fluider, så som syrer. Det fiberoptiske rør er fortrinnsvis konfigurert som et rundt rør som har en jevn utvendig diameter, idet denne konfigurasjonen tilveiebringer mindre sjanse for forringelse og således enn lengre levetid for det fiberoptiske rør.
Rørstrengen som er utrustet med optisk fiber ifølge den foreliggende oppfinnelse er nyttig for å utføre et mangfold av brønnboringsoperasjoner, inkludert bestemmelse av en brønnboringsegenskap og sending av informasjon fra brønnboring-en. Bestemmelsen inkluderer, som et eksempel og ikke som begrensning, sansing ved bruk av den optiske fiber, sansing ved bruk av en separat sensor, lokalisering ved hjelp av en nedihullsanordning og bekreftelse av en konfigurasjon ved hjelp av en nedihullsanordning. Rørstrengen som er utrustet med optisk fiber ifølge den foreliggende oppfinnelse kan videre omfatte sensorer, så som fiberoptiske temperatur-og trykksensorer eller elektriske sensorer som er koplet sammen med elektrooptiske konvertere, anordnet i en brønnboring og linket til overflaten via et fiberoptisk rør 211. Brønnboringsbetingelser som sanses kan sendes via det fiberoptiske rør 211. Data som sanses av elektriske sensorer kan konverteres til analoge eller digitale optiske signaler ved bruk av ren digital modulasjon eller bølgelengdemodulasjon, intensitets-modulasjon eller polarisasjonsmodulasjon, og deretter tilveiebringes til den eller de optiske fibere i det fiberoptiske rør 211. Alternativt kan den optiske fiber 201 sanse enkelte egenskaper direkte, for eksempel når den optiske fiber 201 virker som en distribuert temperatursensor, eller når den optiske fiber 201 omfatter Fiber-Bragg gitter og direkte sanser tøyning, spenning, strekk eller trykk.
Informasjonen fra sensorene eller egenskapsinformasjonen som sanses av den optiske fiber 201 kan kommuniseres til overflaten via det fiberoptiske rør 211. Tilsvarende kan signaler eller kommandoer sendes fra overflaten til en nedihulls-sensor eller anordning via det fiberoptiske rør 201.1 en utførelse av oppfinnelsen inkluderer overflatekommunikasjon en trådløs telemetrilink, så som beskrevet i US patent søknad nr 10/926.522, som i sin helhet innlemmes heri som referanse. I en ytterligere utførelse kan den trådløse telemetrianordning være montert på spolen, slik at de optiske signaler kan sendes mens spolen roterer, uten behov for en komplisert optisk kollektoranordning. I enda en ytterligere utførelse kan den trådløse anordning som er montert på spolen inkludere ytterligere optiske konnektorer, slik at de optiske kabler på overflaten kan være tilknyttet når spolen ikke roterer.
Claims (18)
1. Fremgangsmåte for fremstilling av et kveilerør utrustet med optisk fiber, idet fremgangsmåten omfatter trinnene: anordning av minst én optisk fiber (201) i en kanal (203) for å danne et fiberoptisk rør (211); og plassering av det fiberoptiske rør (211) i kveilerøret (15) med fluid når fluidet pumpes i kveilerøret, hvor strømmen av det pumpede fluid driver det fiberoptiske rør (211) langs kveilerøret;
karakterisert vedat det fiberoptiske rør (211) anordnes på en ubundet måte i det pumpede fluid, og ved at det fiberoptiske rør (211) tillates å lokalisere seg selv i kveilerøret (15) uten bruk av eksterne anordninger.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor fluidet pumpes inn i kveilerøret (15) mens kveilerøret er i det minste delvis viklet på en spole (10).
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor fluidet pumpes inn i kveilerøret (15), mens kveilerøret er plassert i en brønnboring (8).
4. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, hvor anordningstrinnet utføres ved dannelse av en strimmel av materiale rundt minst én optisk fiber (201) til å danne nevnte fiberoptiske rør (211).
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 4, hvor nevnte materiale er et metallisk materiale.
6. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, hvor anordningstrinnet omfatter anordning av flere optiske fibere (201) i nevnte kanal (203) for å danne nevnte fiberoptiske rør (211).
7. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, hvor den eller de optiske fibere (201) anordnes i det fiberoptiske rør (211) i en inert omgivelse.
8. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 1 til 6, hvor den eller de optiske fibere (201) anordnes i det fiberoptiske rør (211) i en gel.
9. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, videre omfattende trinnet med innvendig trykksetting av det fiberoptiske rør (211).
10. Fremgangsmåte for utføring av målinger i en brønnboring, idet fremgangsmåten omfatter trinnene: tilveiebringelse av et fiberoptisk rør (211) omfattende minst én optisk fiber (201) anordnet i en kanal (203); plassering av det fiberoptiske rør (211) i kveilerør (15) med fluid når fluidet pumpes inn i kveilerøret, hvor det pumpede fluid driver det fiberoptiske rør (211) langs kveilerøret, hvor det fiberoptiske rør (211) anordnes på en ubundet måte i det pumpede fluid og tillates å lokalisere seg selv i kveilerøret (15) uten bruk av eksterne anordninger; plassering av kveilerøret (15) utrustet med optisk fiber i brønnboringen (8); bestemmelse av en egenskap i brønnboringen; og sending av den bestemte egenskap via den minst ene optiske fiber (201) eller via en av de optiske fibere (201).
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, hvor egenskapen bestemmes av den minst ene optiske fiber (201) eller via en av de optiske fibere (201).
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, videre omfattende anordning av minst én sensor (209) i brønnboringen (8), hvor minst én sensor (209) bestemmer egenskapen.
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, videre omfattende anordning av flere enn én sensor (209) i brønnboringen (8), hvor minst to av sensorene (209) bestemmer en respektiv egenskap, idet hver bestemte egenskap sendes på forskjellige optiske fibere (201).
14. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 10 til 13, hvor den bestemte egenskap sendes fra brønnboringen (8) til overflaten via den minst ene optiske fiber (201) eller via en av de optiske fibere (201).
15. Fremgangsmåte som angitt i et av kravene 10 til 14, hvor trinnet med plassering av rørstrengen (15) er kveilerør og trinnet med plassering av rørstrengen omfatter avvikling av kveilerøret fra en spole (10), inn i brønnboringen (8).
16. Fremgangsmåte som angitt i krav 15, videre omfattende et trinn med opphenting av kveilerøret (15) fra brønnboringen (8) ved vikling av kveilerøret på spolen (10).
17. Fremgangsmåte for kommunisering i en brønnboring, idet fremgangsmåten omfatter trinnene: tilveiebringelse av et fiberoptisk rør (211) omfattende minst én optisk fiber (201) anordnet i en kanal (203); plassering av det fiberoptiske rør (211) i kveilerør (15) med fluid når fluidet pumpes inn i kveilerøret, hvor det pumpede fluid driver det fiberoptiske rør (211) langs kveilerøret, hvor det fiberoptiske rør (211) anordnes på en ubundet måte i det pumpede fluid og tillates å lokalisere seg selv i kveilerøret (15) uten bruk av eksterne anordninger; plassering av kveilerøret (15) utrustet med optisk fiber i brønnboringen (8); plassering av en anordning (209) i brønnboringen (8); og sending av et signal til anordningen (209) via den minst ene optiske fiber (201) eller via en av de optiske fibere (201).
18. Fremgangsmåte som angitt i krav 17, hvor anordningen (209) transporteres inn i brønnboringen (8) på kveilerøret (15).
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US56493404P | 2004-04-23 | 2004-04-23 | |
US11/111,230 US20050236161A1 (en) | 2004-04-23 | 2005-04-21 | Optical fiber equipped tubing and methods of making and using |
PCT/IB2005/051329 WO2005103437A1 (en) | 2004-04-23 | 2005-04-22 | Optical fiber equipped tubing and methods of making and using |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20065263L NO20065263L (no) | 2006-11-15 |
NO335257B1 true NO335257B1 (no) | 2014-10-27 |
Family
ID=34965977
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20065263A NO335257B1 (no) | 2004-04-23 | 2006-11-15 | Fremgangsmåte for fremstilling av et kveilerør utrustet med optisk fiber, fremgangsmåte for utføring av målinger i en brønnboring, og fremgangsmåte for kommunisering i en brønnboring |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20050236161A1 (no) |
EP (1) | EP1743081B1 (no) |
JP (1) | JP4712797B2 (no) |
AT (1) | ATE471434T1 (no) |
BR (1) | BRPI0509995B1 (no) |
CA (1) | CA2562019C (no) |
DE (1) | DE602005021874D1 (no) |
DK (1) | DK1743081T3 (no) |
EA (1) | EA010141B1 (no) |
MX (1) | MXPA06011981A (no) |
NO (1) | NO335257B1 (no) |
WO (1) | WO2005103437A1 (no) |
Families Citing this family (60)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
MXPA05001618A (es) | 2002-08-15 | 2005-04-25 | Schlumberger Technology Bv | Uso de sensores de temperatura distribuidos durante los tratamientos de pozos de sondeo. |
US9377598B2 (en) | 2003-04-24 | 2016-06-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Fiber optic cable systems and methods to prevent hydrogen ingress |
US7646953B2 (en) | 2003-04-24 | 2010-01-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Fiber optic cable systems and methods to prevent hydrogen ingress |
US7617873B2 (en) | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
US9540889B2 (en) * | 2004-05-28 | 2017-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Coiled tubing gamma ray detector |
US7420475B2 (en) * | 2004-08-26 | 2008-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Well site communication system |
KR100638613B1 (ko) * | 2004-09-02 | 2006-10-26 | 삼성전기주식회사 | 레이저 조사를 이용한 웨이퍼 레벨 패키지 제작 방법 |
CN100568035C (zh) * | 2005-03-29 | 2009-12-09 | 普雷斯曼电缆及系统能源有限公司 | 制造光缆的方法和设备以及这样制出的光缆 |
US7980306B2 (en) | 2005-09-01 | 2011-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, systems and apparatus for coiled tubing testing |
US7561776B2 (en) * | 2005-11-29 | 2009-07-14 | Petrospec Engineering Ltd. | Method of preventing hydrogen darkening of optic fibre |
US7628214B2 (en) | 2006-02-06 | 2009-12-08 | Baker Hughes Incorporated | Automatic control line insertion tools and system |
US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
US7896070B2 (en) * | 2006-03-30 | 2011-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Providing an expandable sealing element having a slot to receive a sensor array |
US8573313B2 (en) * | 2006-04-03 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Well servicing methods and systems |
US7934556B2 (en) | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
US7603011B2 (en) * | 2006-11-20 | 2009-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | High strength-to-weight-ratio slickline and multiline cables |
US7548681B2 (en) | 2006-11-30 | 2009-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Prevention of optical fiber darkening |
US7708078B2 (en) | 2007-04-05 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for delivering a conductor downhole |
US8090227B2 (en) * | 2007-12-28 | 2012-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Purging of fiber optic conduits in subterranean wells |
US7946350B2 (en) * | 2008-04-23 | 2011-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for deploying optical fiber |
US20090266537A1 (en) * | 2008-04-25 | 2009-10-29 | Henning Hansen | Combination injection string and distributed sensing string for well evaluation and treatment control |
US20100013663A1 (en) | 2008-07-16 | 2010-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Telemetry System Using an Optically Transmissive Fluid Media and Method for Use of Same |
GB0814095D0 (en) * | 2008-08-01 | 2008-09-10 | Saber Ofs Ltd | Downhole communication |
US9593573B2 (en) * | 2008-12-22 | 2017-03-14 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber optic slickline and tools |
NL2002366C2 (en) * | 2008-12-23 | 2010-06-24 | Draka Comteq Bv | Optical waveguide assembly, storage device, and method for installing an optical waveguide. |
US8903243B2 (en) | 2009-09-17 | 2014-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield optical data transmission assembly joint |
US8406590B2 (en) | 2009-10-06 | 2013-03-26 | Prysmian Cavi E Sistemi Energia S.R.L. | Apparatus for manufacturing an optical cable and cable so manufactured |
US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
WO2011043768A1 (en) * | 2009-10-07 | 2011-04-14 | Ziebel, As | Combination injection string and distributed sensing string |
US8924158B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic acquisition system including a distributed sensor having an optical fiber |
US20120211235A1 (en) * | 2011-02-16 | 2012-08-23 | Smith David R | Conduit assembly and method of making and using same |
US8942527B2 (en) * | 2011-03-22 | 2015-01-27 | Baker Hughes Incorporated | Extended temperature fiber optic cable design |
US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
BR112014016769B1 (pt) * | 2012-01-06 | 2020-11-10 | Prad Research And Development Limited | ferramenta sísmica óptica, sistema óptico de levantamento sísmico, e método de instalação de ferramenta sísmica óptica em um poço em um levantamento sísmico do poço |
US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
CN104160109B (zh) * | 2012-03-08 | 2017-03-29 | 国际壳牌研究有限公司 | 小轮廓磁取向保护器 |
US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
AU2013277920A1 (en) * | 2012-06-22 | 2014-11-13 | Eda Kopa (Solwara) Limited | An apparatus, system and method for actuating downhole tools in subsea drilling operations |
US20140219056A1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. ("HESI") | Fiberoptic systems and methods for acoustic telemetry |
WO2015038150A1 (en) * | 2013-09-13 | 2015-03-19 | Schlumberger Canada Limited | Electrically conductive fiber optic slickline for coiled tubing operations |
GB2519376B (en) | 2013-10-21 | 2018-11-14 | Schlumberger Holdings | Observation of vibration of rotary apparatus |
US10023789B2 (en) * | 2014-09-02 | 2018-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
WO2016122446A1 (en) * | 2015-01-26 | 2016-08-04 | Schlumberger Canada Limited | Electrically conductive fiber optic slickline for coiled tubing operations |
US20160215578A1 (en) * | 2015-01-27 | 2016-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface Deployment for Monitoring Along a Borehole |
US9988893B2 (en) | 2015-03-05 | 2018-06-05 | TouchRock, Inc. | Instrumented wellbore cable and sensor deployment system and method |
US10718202B2 (en) | 2015-03-05 | 2020-07-21 | TouchRock, Inc. | Instrumented wellbore cable and sensor deployment system and method |
US10049789B2 (en) | 2016-06-09 | 2018-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Compression and stretch resistant components and cables for oilfield applications |
GB2566209B (en) * | 2016-09-30 | 2022-04-06 | Halliburton Energy Services Inc | Optical wireless rotary joint |
RU2661674C1 (ru) * | 2017-04-27 | 2018-07-18 | Валерий Николаевич Земеров | Способ контроля состояния длинномерного объекта и устройство для его осуществления |
CN107240459A (zh) * | 2017-07-12 | 2017-10-10 | 中天电力光缆有限公司 | 一种光电复合缆及其制造方法 |
US10955264B2 (en) * | 2018-01-24 | 2021-03-23 | Saudi Arabian Oil Company | Fiber optic line for monitoring of well operations |
US10995574B2 (en) | 2019-04-24 | 2021-05-04 | Saudi Arabian Oil Company | Subterranean well thrust-propelled torpedo deployment system and method |
US10883810B2 (en) | 2019-04-24 | 2021-01-05 | Saudi Arabian Oil Company | Subterranean well torpedo system |
US11365958B2 (en) | 2019-04-24 | 2022-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Subterranean well torpedo distributed acoustic sensing system and method |
ES2826623A1 (es) * | 2019-11-18 | 2021-05-18 | Equipos Nucleares Sa | Transductor distribuido y/o cuasi-distribuido de fibra óptica para altas temperaturas |
CA3101392A1 (en) | 2019-12-03 | 2021-06-03 | Precise Downhole Services Ltd. | High density thermistor cable |
Family Cites Families (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2265684B (en) * | 1992-03-31 | 1996-01-24 | Philip Fredrick Head | An anchoring device for a conduit in coiled tubing |
JPS56131071A (en) * | 1980-03-18 | 1981-10-14 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | All position tig welding method |
DE3382801T2 (de) * | 1982-11-08 | 1996-08-14 | British Telecomm | Optisches Kabel |
GB8321229D0 (en) * | 1983-08-05 | 1983-09-07 | Bicc Plc | Optical cables |
US4759487A (en) * | 1987-03-09 | 1988-07-26 | K-Tube Corporation | Apparatus for continuous manufacture of armored optical fiber cable |
JPH0247611A (ja) * | 1988-08-09 | 1990-02-16 | Yoichi Yabuki | 管への光ファイバ挿通装置 |
JPH0774849B2 (ja) * | 1989-08-07 | 1995-08-09 | 住友電気工業株式会社 | 線材の布設・回収装置および布設・回収方法 |
JPH04295810A (ja) * | 1991-03-25 | 1992-10-20 | Hitachi Cable Ltd | 高温用光ファイバ心線 |
JP3174594B2 (ja) * | 1991-05-29 | 2001-06-11 | 株式会社オーシーシー | 金属管被覆光ファイバの製造方法及び製造装置 |
JPH05142455A (ja) * | 1991-07-26 | 1993-06-11 | Fuji Xerox Co Ltd | 耐熱性通信ケーブル |
US5121872A (en) * | 1991-08-30 | 1992-06-16 | Hydrolex, Inc. | Method and apparatus for installing electrical logging cable inside coiled tubing |
JPH06309943A (ja) * | 1993-04-22 | 1994-11-04 | Furukawa Electric Co Ltd:The | 光ファイバ入りケーブル |
US5573225A (en) * | 1994-05-06 | 1996-11-12 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Means for placing cable within coiled tubing |
US5503370A (en) * | 1994-07-08 | 1996-04-02 | Ctes, Inc. | Method and apparatus for the injection of cable into coiled tubing |
US5599004A (en) * | 1994-07-08 | 1997-02-04 | Coiled Tubing Engineering Services, Inc. | Apparatus for the injection of cable into coiled tubing |
GB9419006D0 (en) * | 1994-09-21 | 1994-11-09 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for sensor installation |
EP0839255B1 (en) * | 1995-07-25 | 2003-09-10 | Nowsco Well Service, Inc. | Safeguarded method and apparatus for fluid communication using coiled tubing, with application to drill stem testing |
US5566706A (en) * | 1995-10-20 | 1996-10-22 | Harpenau; Richard J. | Siphoning device to attain desired water level in pools and the like |
GB9606673D0 (en) * | 1996-03-29 | 1996-06-05 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
US6532839B1 (en) * | 1996-03-29 | 2003-03-18 | Sensor Dynamics Ltd. | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
US5667706A (en) * | 1996-05-03 | 1997-09-16 | Westinghouse Electric Corporation | Apparatus and method for laser welding the inner surface of a tube |
US5892176A (en) * | 1996-11-05 | 1999-04-06 | Phillip E. Pruett | Smooth surfaced fiber optic logging cable for well bores |
DE69707301T2 (de) * | 1996-12-11 | 2002-06-27 | Koninklijke Kpn N.V., Groningen | Verfahren zum einführen eines kabelartigen elements in eine aufgerollte röhre auf einem halter |
GB2364382A (en) * | 1997-05-02 | 2002-01-23 | Baker Hughes Inc | Optimising hydrocarbon production by controlling injection according to an injection parameter sensed downhole |
US6281489B1 (en) * | 1997-05-02 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics |
US6009216A (en) * | 1997-11-05 | 1999-12-28 | Cidra Corporation | Coiled tubing sensor system for delivery of distributed multiplexed sensors |
US6496624B1 (en) * | 1998-04-14 | 2002-12-17 | Nippon Telegraph And Telephone Corporation | Optical waveguide device for optical wiring and manufacturing method therefor |
US6404961B1 (en) * | 1998-07-23 | 2002-06-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Optical fiber cable having fiber in metal tube core with outer protective layer |
US6496625B1 (en) * | 1998-08-26 | 2002-12-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Transmission cable optical fiber protector and method |
AU2197900A (en) * | 1998-12-17 | 2000-07-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and method for protecting devices, especially fibre optic devices, in hostile environments |
GB2362909B (en) * | 1999-02-16 | 2003-05-28 | Schlumberger Holdings | Method of installing a sensor in a well |
US20020007945A1 (en) * | 2000-04-06 | 2002-01-24 | David Neuroth | Composite coiled tubing with embedded fiber optic sensors |
US6789621B2 (en) * | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
US6557630B2 (en) * | 2001-08-29 | 2003-05-06 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus for determining the temperature of subterranean wells using fiber optic cable |
US6978832B2 (en) * | 2002-09-09 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in the formation |
US6847034B2 (en) * | 2002-09-09 | 2005-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in exterior annulus |
US6997256B2 (en) * | 2002-12-17 | 2006-02-14 | Sensor Highway Limited | Use of fiber optics in deviated flows |
US7420475B2 (en) * | 2004-08-26 | 2008-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Well site communication system |
-
2005
- 2005-04-21 US US11/111,230 patent/US20050236161A1/en not_active Abandoned
- 2005-04-22 AT AT05732292T patent/ATE471434T1/de not_active IP Right Cessation
- 2005-04-22 DK DK05732292.7T patent/DK1743081T3/da active
- 2005-04-22 DE DE602005021874T patent/DE602005021874D1/de active Active
- 2005-04-22 MX MXPA06011981A patent/MXPA06011981A/es active IP Right Grant
- 2005-04-22 EP EP05732292A patent/EP1743081B1/en active Active
- 2005-04-22 BR BRPI0509995A patent/BRPI0509995B1/pt active IP Right Grant
- 2005-04-22 WO PCT/IB2005/051329 patent/WO2005103437A1/en active Application Filing
- 2005-04-22 CA CA2562019A patent/CA2562019C/en active Active
- 2005-04-22 JP JP2007509053A patent/JP4712797B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2005-04-22 EA EA200601962A patent/EA010141B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-11-15 NO NO20065263A patent/NO335257B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2007534862A (ja) | 2007-11-29 |
NO20065263L (no) | 2006-11-15 |
MXPA06011981A (es) | 2007-01-25 |
CA2562019A1 (en) | 2005-11-03 |
ATE471434T1 (de) | 2010-07-15 |
JP4712797B2 (ja) | 2011-06-29 |
CA2562019C (en) | 2016-02-16 |
EP1743081B1 (en) | 2010-06-16 |
EA200601962A1 (ru) | 2007-02-27 |
WO2005103437A1 (en) | 2005-11-03 |
BRPI0509995B1 (pt) | 2017-01-31 |
US20050236161A1 (en) | 2005-10-27 |
EA010141B1 (ru) | 2008-06-30 |
EP1743081A1 (en) | 2007-01-17 |
DE602005021874D1 (de) | 2010-07-29 |
DK1743081T3 (da) | 2010-10-18 |
BRPI0509995A (pt) | 2007-10-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO335257B1 (no) | Fremgangsmåte for fremstilling av et kveilerør utrustet med optisk fiber, fremgangsmåte for utføring av målinger i en brønnboring, og fremgangsmåte for kommunisering i en brønnboring | |
US20230407711A1 (en) | Electrically conductive fiber optic slickline for coiled tubing operations | |
US8985154B2 (en) | Heated pipe and methods of transporting viscous fluid | |
US11828121B2 (en) | Downhole fiber installation equipment and method | |
EP1766180B1 (en) | Intervention rod | |
US20080041596A1 (en) | Coiled tubing well tool and method of assembly | |
US6532839B1 (en) | Apparatus for the remote measurement of physical parameters | |
US6065540A (en) | Composite coiled tubing apparatus and methods | |
US8875791B2 (en) | Segmented fiber optic coiled tubing assembly | |
EA013991B1 (ru) | Способ введения линии связи в ствол скважины, близкий к коллектору | |
WO2002025057A1 (en) | Apparatus comprising bistable structures for use in oil and gas wells | |
NO20121431A1 (no) | Sammenkoblingsenhet som mulliggjor utplasseringen av en elektrisk dreven modulinnretning i en bronn | |
US20130308894A1 (en) | Deployment of fibre optic cables and joining of tubing for use in boreholes | |
NO312854B1 (no) | Kveilrör med kanal for signaloverförende innretninger | |
US20110315804A1 (en) | Tube/pipe spooling device | |
US10711591B2 (en) | Sensing umbilical | |
US20240209731A1 (en) | Nested Splice Tubes for Integrating Spoolable Gauges with Downhole Cables |