RPSEA

 

LITERATURE SURVEY AND BACKGROUND STUDIES REPORT 

(TASK V) 

 

Document Number: 10121.4504.01.01

Intelligent Casing-Intelligent Formation Telemetry (ICIFT) System

Contract Number: 10121-4504-01

July 15, 2014

Harold L. Stalford Professor (PI) The University of Oklahoma

865 Asp Avenue Norman, OK 73019

Authored By

Harold L. Stalford Professor (PI) Ramadan M. Ahmed, Assistant Professor (Co-PI)

Jason Edwards, Research Assistant Victor H. Soriano, Research Assistant

Michael Nash, Research Assistant

 

2 | P a g e   

 

  

   

LEGAL NOTICE 

 This report was prepared by The University of Oklahoma as an account of work sponsored by the Research Partnership to Secure Energy for America, RPSEA. Neither RPSEA members of RPSEA, the National Energy Technology Laboratory, the U.S. Department of Energy, nor any person acting on behalf of any of the entities:  

a. MAKES ANY WARRANTY OR REPRESENTATION, EXPRESS OR IMPLIED WITH RESPECT TO ACCURACY, COMPLETENESS, OR USEFULNESS OF THE INFORMATION CONTAINED IN THIS DOCUMENT, OR THAT THE USE OF ANY INFORMATION, APPARATUS, METHOD, OR PROCESS DISCLOSED IN THIS DOCUMENT MAY NOT INFRINGE PRIVATELY OWNED RIGHTS, OR 

 b. ASSUMES ANY LIABILITY WITH RESPECT TO THE USE OF, OR FOR ANY AND ALL 

DAMAGES RESULTING FROM THE USE OF, ANY INFORMATION, APPARATUS, METHOD, OR PROCESS DISCLOSED IN THIS DOCUMENT.  

  THIS IS AN INTERIM REPORT. THEREFORE, ANY DATA, CALCULATIONS, OR CONCLUSIONS REPORTED HEREIN SHOULD BE TREATED AS PRELIMINARY.    REFERENCE TO TRADE NAMES OR SPECIFIC COMMERCIAL PRODUCTS, COMMODITIES, OR SERVICES IN THIS REPORT DOES NOT REPRESENT OR CONSTIITUTE AND ENDORSEMENT, RECOMMENDATION, OR FAVORING BY RPSEA OR ITS CONTRACTORS OF THE SPECIFIC COMMERCIAL PRODUCT, COMMODITY, OR SERVICE.  

  

3 | P a g e   

ABSTRACT

Downhole  measurement  and  telemetry  systems  are  reviewed  with  respect  to  their  measurement 

techniques  and  data  transmission  mechanisms  under  downhole  conditions.  The  review  covers,  in 

particular, the systems that relate to instrumented casing and borehole telemetry. The 1978 U.S. patent 

issued  to  the  Exxon  Production  Research  Company  on  its  cement monitoring method  is  part  of  the 

review of the historical development of instrumented casing.  The methods of borehole telemetry (e.g., 

wireline,  electromagnetic,  wired  drill  pipe,  acoustic)  are  reviewed  as  well  as  their  capabilities  and 

reliability.  RF signal transmission in rock formations is reviewed. 

 

A review of intelligent systems is presented from which eight fundamental principles and characteristics 

are  identified as drivers  in the development of  intelligent systems for downhole applications  in oil and 

gas fields.   They are suitable for providing guidance  in the development of  intelligent casing‐intelligent 

formation  telemetry  (ICIFT)  systems  that  are  deployed  in  the  casing,  on  the  external  surface  of  the 

casing, external to the casing and/or in the formation. 

 

The  review of  sensor  technologies  includes  those  that are applicable  to producing wells.   The  review 

covers,  in  particular,  sensor  technologies  that  provide measurements  of  temperature,  pressure  and 

flow.  The review of real‐time distributive sensing capabilities of fiber optic sensors covers temperature 

(DTS), pressure (DPS), strain (DSS), chemical (DCS) and acoustic (DAS)‐based measurements.  Fiber optic‐

based distributive sensors are strong candidates in the development of ICIFT systems. 

 

The  technology  of  Radio  Frequency  Identification  (RFID)  is  explored  for  its  capability  to  make 

measurements  and  transmit  data.    In  particular,  the  sensing  and  telemetry  technologies  of  Surface 

Acoustic  Wave  (SAW)  RFID  are  reviewed.    The  microelectromechanical  systems  (MEMS)‐based 

technology of SAW RFID sensing is found to be very attractive for ICIFT systems in downhole applications 

because of  it has  the  ability  to  communicate  and  act  as  sensors with no onboard power  source  (i.e. 

passive), drawing all operating power directly  from an  interrogating signal.   The power supply options 

for  SAW  RFID  based  ICIFT  system  are  assessed.    The  SAW  RFID  technology  offers  the  potential  for 

wireless  permanent,  downhole,  behind‐the‐casing  sensing  and  telemetry  networks  with  its  wireless 

passive  sensors  embedded  in  cement,  fluids,  and  rock  formations  outside  the  casing.    SAW  RFID 

technology based on piezoelectric materials has  the  robust nature of withstanding high  temperature 

and high pressure environments. As discrete  sensors,  SAW RFID‐based  sensors  are  candidates  in  the 

development of  ICIFT  systems  that are deployed  in  the  casing, on  the external  surface of  the  casing, 

external to the casing and/or in the formation. 

 

 

 

 

Signature

                          

           

________

H

e and Date P

____________

arold L. Stalfo

Page  

 

___________

ord (Signatur

___ 

e) 

 

  ____

 

July 15, 2

___________

Date

2014 

___ 

4 | P a g e  

 

5 | P a g e   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

THIS PAGE INTENTIONALLY LEFT BLANK  

 

6 | P a g e   

Table of Contents

ABSTRACT .......................................................................................................................................................... 3 

TABLE OF CONTENTS .......................................................................................................................................... 6 

LIST OF FIGURES ................................................................................................................................................. 8 

LIST OF TABLES ................................................................................................................................................... 9 

1.  INTRODUCTION AND EXECUTIVE SUMMARY ............................................................................................. 10 

2.  INTELLIGENT SYSTEMS .............................................................................................................................. 13 

2.1  CONCEPT OF INTELLIGENT SYSTEM ...................................................................................................................... 13 2.2  RECENT APPLICATIONS OF INTELLIGENT SYSTEMS .................................................................................................. 17 

2.2.1  Predicting Production Behavior ..................................................................................................... 17 2.2.2  Maximize Oil Production and Improved Operations ..................................................................... 18 2.2.3  Intelligent Chemical Tracers .......................................................................................................... 19 2.2.4  Intelligent Software and Remote Advisory Services ...................................................................... 20 2.2.5  Control and Diagnostics in Advanced Completions ....................................................................... 20 2.2.6  Optimize Waterflood ..................................................................................................................... 22 

2.3  SUMMARY ‐ CHAPTER ON INTELLIGENT SYSTEMS ................................................................................................... 22 2.4  REFERENCES ‐ CHAPTER ON INTELLIGENT SYSTEMS ................................................................................................. 22 

3.  FIBER OPTIC SENSORS AND REAL‐TIME, DISTRIBUTED SENSING ................................................................. 27 

3.1  EARLY HISTORY OF FIBER OPTIC SENSING ............................................................................................................. 27 3.2  FIBER OPTIC DISTRIBUTED TEMPERATURE SYSTEM (DTS) SENSING ........................................................................... 28 3.3  FIBER OPTIC DISTRIBUTED SENSING: DTS, DPS, DSS, DAS, AND DCS ..................................................................... 31 3.4  FIBER OPTIC DISTRIBUTED SENSING PRODUCTS ..................................................................................................... 32 3.5  U. S. PATENTS ON FIBER OPTIC SENSING TECHNOLOGY .......................................................................................... 34 3.6  REFERENCES ‐ CHAPTER ON FIBER OPTIC SENSING ................................................................................................. 34 

4.  INSTRUMENTED CASING ........................................................................................................................... 39 

4.1  BRIEF HISTORY ‐ INSTRUMENTED CASING ............................................................................................................. 39 4.2  U. S. PATENTS ‐ INSTRUMENTED CASING ............................................................................................................. 40 4.3  REFERENCES ‐ CHAPTER ON INSTRUMENTED CASING .............................................................................................. 46 

5.  BOREHOLE TELEMETRY ............................................................................................................................. 48 

5.1  WELL LOGGING METHODS ................................................................................................................................ 48 5.2  WIRELINE TELEMETRY ...................................................................................................................................... 48 5.3  RF SIGNAL TRANSMISSION IN ROCK FORMATIONS ................................................................................................. 48 5.4  ELECTROMAGNETIC TELEMETRY ......................................................................................................................... 49 5.5  WIRED DRILL PIPE TELEMETRY ........................................................................................................................... 50 5.6  ACOUSTIC METHODS ....................................................................................................................................... 51 5.7  MUD PRESSURE PULSES ................................................................................................................................... 52 5.8  REFERENCES – CHAPTER ON BOREHOLE TELEMETRY ............................................................................................... 52 

6.  BOREHOLE TELEMETRY – CAPABILITIES AND RELIABILITY .......................................................................... 54 

6.1  HARDWIRED TELEMETRY .................................................................................................................................. 54 6.2  ELECTROMAGNETIC TELEMETRY ......................................................................................................................... 55 6.3  ACOUSTIC METHODS ....................................................................................................................................... 55 

7 | P a g e   

6.4  MUD PULSE TELEMETRY ................................................................................................................................... 56 6.5  TELEMETRY DATA RATES .................................................................................................................................. 57 6.6  REFERENCES ‐ CHAPTER ON BOREHOLE TELEMETRY – CAPABILITIES AND RELIABILITY .................................................... 58 

7.  SENSOR TECHNOLOGIES APPLICABLE TO PRODUCING WELLS .................................................................... 59 

7.1  SENSOR TECHNOLOGIES.................................................................................................................................... 59 7.2  SENSOR SELECTION .......................................................................................................................................... 59 7.3  BASIC SENSING TECHNOLOGIES .......................................................................................................................... 60 

7.3.1  Temperature .................................................................................................................................. 60 7.3.1.1  Thermocouples .............................................................................................................................. 60 7.3.1.2  Resistance Temperature Detectors (RTDs), Thermistors ............................................................... 60 7.3.1.3  Distributed Temperature System (“DTS”, Fiber Optic) .................................................................. 61 

7.3.2  Pressure ......................................................................................................................................... 62 7.3.2.1  Piezoelectric Strain Gauges ........................................................................................................... 62 7.3.2.2  Piezoresistive Strain Gauges .......................................................................................................... 62 7.3.2.3  Capacitive Measurement .............................................................................................................. 63 7.3.2.4  Electromagnetic ............................................................................................................................ 64 7.3.2.5  Potentiometric .............................................................................................................................. 64 7.3.2.6  Resonant ....................................................................................................................................... 64 7.3.2.7  Optical ........................................................................................................................................... 65 

7.4  REAL‐TIME, DISTRIBUTED INSTRUMENTATION TECHNIQUES .................................................................................... 66 7.4.1  Instrumentation Techniques .......................................................................................................... 66 

7.4.1.1  Distributed Temperature Sensing, DTS (Schlumberger) ................................................................ 66 7.4.1.2  WellWatcher Sapphire Gauge (Schlumberger) .............................................................................. 66 

7.5  BRIEF SUMMARY OF SENSOR TECHNOLOGIES ........................................................................................................ 66 

8.  RFID SENSOR TECHNOLOGY, BOREHOLE TELEMETRY APPLICATIONS .......................................................... 68 

8.1  INDUCTIVE COUPLING RFID .............................................................................................................................. 68 8.1.1  Signal Modulation ......................................................................................................................... 70 8.1.2  Active Tags .................................................................................................................................... 71 

8.2  SAW RFID .................................................................................................................................................... 71 8.2.1  A Brief History of SAW Devices ...................................................................................................... 71 8.2.2  Principles of Operation .................................................................................................................. 71 

8.2.2.1  Reflective Delay Lines .................................................................................................................... 72 8.2.2.2  Resonators ..................................................................................................................................... 73 8.2.2.3  Antenna and Power ....................................................................................................................... 73 8.2.2.4  SAW Sensors .................................................................................................................................. 74 

8.3  REFERENCES – CHAPTER ON RFID SENSOR TECHNOLOGY, BOREHOLE TELEMETRY APPLICATIONS ................................... 78 

APPENDIX A: SUMMARY OF COLLECTED U. S. PATENTS ON FIBER OPTIC SENSORS ............................................. 80 

   

8 | P a g e   

List of Figures

Figure 6.1: Erratic ECD measurements are shown clearly when using wired‐pipe telemetry ................... 55 

Figure 6.2: Comparison of  the  final synchronized data  for  the  first pressure buildup of memory gauge 

7763 and ATS140.  A log‐log plot of the first pressure buildup for both gauges ........................................ 56 

Figure 7.3.1:  Resistance Temperature Detector scheme (Wikipedia, 2012b) ........................................... 61 

Figure 7.3.2: Piezoelectric Strain Gauge scheme (Ashauer and Konrad 2002) ........................................... 62 

Figure 7.3.3:  Piezoresistive Pressure Sensor (Ashauer and Konrad 2002) ................................................ 63 

Figure 7.3.4:  Capacitive Pressure Sensor (USGS, 2012) ............................................................................. 63 

Figure 7.3.5:  Electromagnetic (Inductive) Pressure Sensor (USGS, 2012) ................................................. 64 

Figure 7.3.6: Resonant Pressure Sensor (OG&E,1997) ............................................................................... 65 

Figure 7.3.7:  Optical Pressure Sensor (Wikipedia, 2012a) ......................................................................... 65 

Figure 8.1: B‐Field Produced by Current Coil (Lee 1998) ............................................................................ 69 

Figure 8.2: Operation of a SAW Tag System(Plessky and Reindl, 2010) ..................................................... 72 

Figure 8.3: SAW RDL(Kalinin 2004) ............................................................................................................. 72 

Figure 8.4: Schematic of SAW Resonator(Kalinin 2005) ............................................................................. 73 

Figure 8.5: Variation of the continuous phase difference φ3 1 between the first and third response as 

a function of temperature (Reindl et al. 2003) ........................................................................................... 74 

Figure 8.6: SAW Substrate with Pressure‐Isolated Cavity .......................................................................... 74 

Figure 8.7: Time‐delay response of SAW Pressure Sensor ......................................................................... 75 

Figure 8.8: Frequency Response of SAW Pressure Sensor ......................................................................... 75 

Figure 8.9: Schematic of SAW Measuring Pressure Driven Laminar Flow .................................................. 76 

Figure 8.10: SAW Sensor Response to Changing Flow Rate ....................................................................... 76 

Figure 8.11: SAW Communication Diagram from (Brocato et al. 2007) ..................................................... 77 

 

 

   

9 | P a g e   

List of Tables

Table 3.1 Comparison of Different DTS Technologies ................................................................................ 28 

Table 7.1: Pressure Sensor Summary ......................................................................................................... 66 

Table 7.2: Temperature Sensor Summary .................................................................................................. 66 

Table 7.3: Flow Sensor Summary ................................................................................................................ 67 

Table 8.1: SAW Detection Range and Power .............................................................................................. 73 

 

 

 

 

10 | P a g e   

1. Introduction and Executive Summary

This  report  is aimed  to describe some key  technologies  that might be used  in designing an  intelligent 

casing‐intelligent  formation  telemetry  (ICIFT)  system,  and  identify  the  state‐of‐the‐art  in  those 

technologies.    Traditional  downhole  telemetry methods  are  included  such  as Mud  Pulse  Telemetry, 

Electromagnetic  (EM)  Telemetry,  Acoustic  Telemetry,  and Wired  Pipe  Telemetry;  traditional  sensing 

technologies reviewed include MWD sensing elements and Instrumented Casing.  Real‐time distributed 

sensing  provided  by  fiber  optic  sensors  are  included  in  the  review.    Furthermore,  we  explore  two 

technologies  that  have  seen  limited  use  for  downhole  sensing  and  telemetry;  these  are  Inductive 

Coupling  Radio  Frequency  Identification  (RFID)  and  Surface  Acoustic  Wave  (SAW)  RFID.  These 

technologies are attractive because of their ability to communicate and act as sensors with no onboard 

power source (i.e. passive), drawing all operating power directly from an interrogating signal.  This offers 

the potential  for  a permanent, downhole, behind‐the‐casing wireless distributed  sensing  network.  In 

addition, the SAW RFID, due to  its robust nature, can withstand high temperatures and high pressures 

(HTHP) that exceed the specifications usually required of downhole tools; this suggests its suitability for 

HTHP and geothermal wells. 

 

The  principal  objective  of  the  literature  survey  and  background  studies  (Task  5)  is  to  provide  the 

necessary  information to assess borehole telemetry system components (Task 6), which are needed to 

develop  the  Intelligent Casing‐Intelligent Formation Telemetry  (ICIFT) System.   This  task also provides 

vital  information  to design and develop RFID  sensor and  transceiver prototypes  (Task 7).   During  the 

survey,  focus  was  given  to  the measurement  techniques  and  data  transmission mechanisms  under 

downhole conditions.  Borehole telemetry systems are addressed in Chapters 4‐9. 

 

Intelligent  systems  and  the  concept  of  an  intelligent  system  are  addressed  in  Chapter  2.  Eight 

fundamental principles and characteristics P1‐P8 were  identified as  the drivers  in  the development of 

intelligent systems for downhole applications in oil and gas fields: 

 

(P1) Provide permanent downhole components that are operable over the life of a well 

(P2) Permit wells and fields to be remotely monitored and controlled from surface 

(P3) Reduce or eliminate physical interventions, mitigate risk, allow proactive and/or reactive 

management 

(P4) Provide real‐time data (e.g., temperature, pressure, fluid flow, phase composition) 

(P5) Enable selective zonal isolation, independent modulation and multi‐zone/field‐wide 

deployments 

(P6) Optimize production and increase ultimate reservoir recovery 

(P7) Accelerate cash flow, reduce overall costs and maximize net present value (NPV) 

(P8) Provide well integrity monitoring; improve health, safety and environmental (HSE) issues 

 

In  the  overall  project,  the  fundamental  principles  and  characteristics  P1‐P8  provide  guidance  in  the 

development of  intelligent casing‐intelligent  formation  telemetry  (ICIFT)  systems  that are deployed  in 

the casing, on the external surface of the casing, external to the casing and/or in the formation.     

 

11 | P a g e   

Real‐time  distributed  sensing  provided  by  fiber  optic  sensors  are  reviewed  in  Chapter  3.  Fiber  optic 

sensor  technologies  offer  a  wide  range  of  subsurface  measurements  that  includes  distributed 

temperature  sensing  (DTS),  distributed  strain  sensing  (DSS),  distributed  pressure  sensing  (DPS), 

distributed acoustic sensing (DAS), and distributed chemical sensing (DCS).  A number of these are found 

to be in practice and/or under development for deployment outside the casing, particularly for on‐shore 

applications. 

 

Historical  Development  of  Instrumented  Casing  and  Borehole  Telemetry:  Instrumented  casing was 

introduced  into the  Industry  in 1983  in order to explain events related to poor cementing  jobs.   Since 

then, a number of efforts have been made  to obtain  real‐time  information  from downhole, which  is 

presented in different patents (Chapters 4 and 5).  Currently, there is not a standard procedure in the oil 

industry that could provide an integrated telemetry system using casing strings. 

 

Investigations on Borehole Telemetric Measurements, Capabilities and Reliability:  Wireline telemetry 

provides high quality information from formations (Chapter 6), but not in real drilling time.  The industry 

is  moving  towards  using  different  telemetry  techniques  (wire‐pipe,  acoustic  and  repeater‐less  EM 

telemetry),  which  provide  the  same  high  quality  data  without  going  into  the  risks  associated  with 

wireline.   However,  there  is  not  recognized  system  that  can  provide  the  same  technical/economical 

advantage compared to wire line system.  

  

The  intelligent  pipe  (wired  drill  pipe  telemetry)  provides  high  quality,  high‐speed  data  transmission, 

even  though;  it  is not applicable  to  the majority of  the drilling operations because of extremely high 

initial  cost.    On  the  other  hand,  several  attempts  have  been  made  to  develop  a  reliable  acoustic 

telemetry technology as an alternative to mud pulse telemetry in drilling application.  However, most of 

them were abandoned due  to problems  related acoustic  transmission  such as  requirement of  several 

repeaters  and  the  effect  of  drillstring  noise.    In  2006,  a  new  Acoustic  Telemetry  system  (ATS) was 

developed and showed good match with downhole sensor measurements during drill stem testing (DST) 

operations. 

 

Repeater‐less EM telemetry is a reliable means of transmission only in depths shallower than 9,000 feet, 

although, there have been some exceptions where it has been achieved to depths greater than 15,000 

feet. 

 

Mud pulse telemetry  is the most widely used technology worldwide almost  in any drilled hole. Today, 

mud pulse  tools  in  the  industry are  capable of  transmitting  close  to 15 bits per  second of data  from 

downhole to surface using high‐speed measurement while drilling tools. 

 

 

Assessment  of  Instrumentation  Techniques:  Instrumentation  techniques  that  have  the  potential  to 

provide distributed real‐time pressure, temperature, and flow measurements must require a low power‐

to‐measurement point ratio (Chapter 7).   Passive sensors are  ideal, but none are on the market today. 

Based on the investigation of temperature and pressure transducers, a resonant technology, such as the 

12 | P a g e   

synthetic sapphire pressure sensors in use by Schlumberger, with the low power to measurement point 

ratio of the distributed temperature (DTS) sensors would be ideal.  

 

Integrated  RFID  Sensor  Technology  and  Its  Application  in  Borehole  Telemetry:  SAW  RFID  sensing 

technology has been investigated.  SAW RFID has been shown to be capable of measuring temperature 

and pressure  reliably and  transmitting  that data wirelessly  from  the  sensor  to a  receiver  (Chapter 8). 

Flow measurements using SAW RFID are possible given a priori knowledge of the environment.  Finally, 

impedance  varying  sensor provide  a method of measuring  a wide  range of physical parameters,  and 

have been shown to work with SAW RFID even at high impedances. 

 

RFID Power Supply: RFID technology is divided into two categories, IC and SAW based techniques.  SAW 

based  RFID  technology  has  been  shown  to  operate  at  greater  distances  than  IC  based  RFID  with 

significantly reduced power consumption  (Chapter 8).   Furthermore,  the rugged nature of SAW based 

RFID makes  it well  suited  to  surviving harsh borehole environments.  In addition,  the ability of a SAW 

based  RIFD  to  create  a  permanent  wireless  passive  distributed  sensing  network makes  it  an  ideal 

candidate for an ICIFT system. 

 

RF  Signal  Transmission: RF  transmission  through  rock has been  studied over  the  years only  for  very 

specific purposes (Chapter 9).  While it might be possible to adapt some of this analysis for us in an ICIFT 

system, this would generally require major alterations. We can  loosely define, however, the frequency 

range of  interest based on our knowledge of other downhole systems. To summarize, EM operates  in 

the 10Hz  range  at  about 10,000  ft. while borehole  radar  in  the 100 MHz  range  at  about 100  ft.  For 

distances  less  than  those of borehole radar, a wireless sensor system might be able  to operate  in  the 

MHz or even GHz range. These frequency ranges will need to be tested experimentally to determine the 

optimum frequency. 

 

The data rates of various wired/wireless telemetry systems have approximate ranges as follows: 

Wireline System (100‐500 Kb/s) 

Wired Drill Pipe Telemetry System (50‐500 Kb/s) 

Fiber Optic System  (10‐100 Mb/s) 

Mud Pulse Telemetry (1.5‐40 b/s) 

Acoustic Telemetry (10‐30 b/s) 

Electromagnetic Telemetry (10‐100 b/s) 

 

 

 

 

13 | P a g e   

2. Intelligent Systems

This  is a report on the project “Intelligent Casing‐Intelligent Formation Telemetry (ICIFT) System.”   The 

project  addresses  the  development  of  intelligent  systems  (particularly,  sensor  and  telemetry  based 

systems) that are deployed outside the casing (e.g., on the external surface of the casing, in the cement, 

in the  formation,  in  fluids external to the casing).    Intelligent systems deployed  inside the casing have 

been  in practice for over a decade.   To get an  idea of what comprises an  intelligent system this report 

starts out in Section 2.1 by reviewing the notion of “intelligent” system and its usage as applied in the oil 

and gas  industry.       The  literature review  identifies seven fundamental principles and characteristics of 

such  intelligent systems;  these are highlighted at  the end of Section 2.1.   Some recent applications of 

intelligent systems are given as examples in Section 2.2. 

2.1 Concept of Intelligent System 

The first intelligent completion was installed in August 1997 at Saga Snorre Tension Leg Platform in the 

North  Sea  (Norway).   The  system  installed was WellDynamics’  SCRAMS  (Surface Controlled Reservoir 

Analysis  and  Management  System)  used  to  control  the  Infinitely  Variable  Interval  Control  Valve 

(IV‐ICV™)  hydraulically  with  hydraulic  force  provided  from  the  hydraulic  control  lines  from  surface, 

Bærheim  (2009).    The  literature  1998‐2013  is  reviewed  for  its  insight  into  the  use  of  the  concept 

“intelligent” system within the oil and gas industry.  

 

Jalali et al.  (1998) reports on an  Intelligent Completion Systems  (ICS)  that  integrates reservoir sensors 

and remotely controllable inflow/outflow devices deployed permanently in the wellbore and points out 

that  deployment  of  ICS  architectures  of minimal  complexity  has  a  pronounced  effect  on  production 

performance.  

 

Robinson  (2003)  refers  to  Intelligent Completions  as  the  implementation of  remotely monitored  and 

controlled well completions having benefits that include increase recovery, production acceleration and 

savings from reduced well intervention.  Furthermore, Intelligent Completions are capable of collecting, 

transmitting,  and  analyzing  wellbore  production,  reservoir,  and  completion‐integrity  data,  enabling 

remote  action  to  enhance  reservoir  control  and  well  production  performance.    A  production‐

engineering  association  steering  group developed  a  standard  communications protocol  for downhole 

monitoring and control equipment and called it Intelligent Well Instrumentation Standard (IWIS). 

 

Al‐Asimi (2003) documents the use of real‐time measurements from permanent‐monitoring sensors that 

identify,  diagnose  and  act  to  mitigate  production  problems,  improve  the  accuracy  of  production 

allocation  and  greatly  reduce  or  eliminate  intervention  costs  to  acquire  such  data.    Angel  (2003) 

emphasizes  that  advanced  intelligent  well  (IW)  system  technology  has  the  potential  to  enhance 

reservoir  characterization  and  real‐time  production management  due  to  reduction  of workover  and 

intervention  costs,  elimination  of  deferred  production,  acceleration  of  cash  flow  and  incremental 

recoverables  from producing assets.   Vachon  (2004) describes Baker Oil Tools success with all‐electric 

intelligent well system  in a subsea deepwater application and  installation of hydraulic choking valves.  

14 | P a g e   

Baker Hughes’ Intelligent Well Systems (IWS), Intelligent Production Systems (IPS) and successes in using 

them are described on its website. 

 

Glandt (2003 and 2005) remarks that a well equipped with intelligent components is considered “smart” 

only when  it maximizes  the well’s  value over  the  life of  the project  and  that  smart  completions  are 

deigned to add significant value in doing the following. 

Monitoring well operating conditions downhole, e.g., flow, pressure, temperature, phase composition, and water (pH). 

Image the distribution of reservoir attributes away from the well (e.g., resistivity and acoustic impedance) 

Control the inflow and outflow rates of segregated segments of the well.  

Potters and Kapteijn  (2005)  introduced the “Smart Field” concept as an approach to address recovery 

optimization in asset management that utilizes advanced system engineering and optimization concepts.  

It  is  an  approach  that  focuses  on  detecting  and  monitoring  subsurface  changes  (e.g.,  reservoir 

surveillance,  reservoir  monitoring).    It  is  an  approach  that  covers  workflow  process  integration, 

encapsulation  of  knowledge  in  a  shared  earth model,  advanced  3D  visualization,  increasing  detail  in 

reservoir models, and remotely controlled operation centers.  It is emphasized that individual activities 

do not necessarily add value unless they are effectively connected and integrated in closed loop. That is, 

traditional data from reservoir surveillance (e.g., well testing, wireline logging, downhole sampling) must 

be  integrated with all new data  sources  (e.g., distributed  temperature  sensing, geo‐mechanical  stress 

sensing,  surface  or  downhole  tilt  and  displacement  behavior,  4D  seismic)  in  order  to monitor  the 

dynamic state of the reservoir with increasing accuracy on a smaller scale and optimize asset recovery. 

 

Glandt (2005) describes a Smart Well or an Intelligent Completion System well as a well equipped with 

permanent downhole measurement equipment/control valves that is capable of collecting transmitting 

and  analyzing  completion,  production  and  reservoir  data  and  allowing  selective  zonal  control  to 

optimize  the  production  process,  without  physical  intervention,  and  optimize  reservoir  recovery.  

Esmaiel  (2005) emphasizes  that Smart well  technology has  incorporated downhole measurement and 

control  of  oil,  water  and  gas  flow  rates.    Going  et  al.  (2006)  defines  intelligent  well  system  as  a 

completion system that provides the ability to remotely monitor and control production or injection in a 

multitude of zones in a single well. The system emphasizes that the subsystems, which contribute to the 

intelligence must become more aware of each other to begin to implement closed loop control in order 

that the greatest value is achieved from the intelligent well system. 

 

Gao et al. (2007) notes that wells equipped with permanent downhole measurement equipment and/or 

control values are known as smart wells or  intelligent completions and points out  that:  (a) smart well 

technology  enables  operators  to  actively monitor,  remotely  choke  or  shut  selected  zones with  poor 

performance without  intervention;  (b)  intelligent well  technology  provides  the means  to manipulate 

downhole valves and acquire data required for produced fluids estimation and allocation to  individual 

zones; (c)  intelligent well completions assist  in reservoir management and production accounting; and 

(d) permanent monitoring systems must function for the life of a smart well.  Lacy et al. (2007) describes 

15 | P a g e   

the first occasion worldwide that a subsea well had been completed with expandable sand screens and 

intelligent completion systems, a forward leap in subsea well technology. The work describes how three 

control  lines  from  surface  can  independently  control up  to  four downhole  remotely operated  sliding 

sleeves. 

 

In an overview of smart well technology, Omair 2007, documented some definitions of  intelligent well 

technology  in use by Schlumberger, WellDynamics (Halliburton), Baker Hughes and the Intelligent Well 

Reliability Group (IWRG); greater details can be found on their websites.  

 

Schlumberger: A well equipped with monitoring equipment and completion components that can be adjusted to optimize production, either automatically or with some operator intervention.  WellDynamics (Halliburton): A well that combines a series of components that collect, transmit and analyze completion, production and reservoir data, and enable selective zonal control to optimize the production process without intervention.  Baker Hughes: A well with implementation of fundamental process control downhole, enabling surveillance, interpretation and actuation in a continuous feedback loop, operating at or near real‐time.   Intelligent Well Reliability Group (IWRG): A well equipped with means to monitor specific parameters (e.g., fluid flow, temperature, and pressure) and controls enabling flow from all zones to be independently modulated from a remote location. 

  Bærheim (2009) emphasizes that smart well technology yields reduced well intervention costs as well as 

improved reservoir management utilizing such elements as flow control devices; feed‐through isolation 

packers; control, communication and power cables; downhole sensors; and surface data acquisition and 

control.  Schiozer et al. (2009) compares smart and conventional wells, pointing out that (a) smart wells 

add flexibility to the operation of petroleum fields by allowing operation of valves to control production 

to  improve  field production via sensors and valves  that can be controlled  independently;  (b)  they are 

employed  in  projects  involving  different  objectives,  such  as  production  control  of  gas  and  water, 

production by different zones in stratified reservoirs, and margin fields; (c) they can maximize NPV (net 

present  value),  mitigate  risk,  improve  oil  production  as  well  as  control  water  production,  or  a 

combination  of  these  objectives;  and  (d)  the  operation  of  smart wells  can  be  proactive,  anticipating 

problems, or reactive,  in general.   Sun et al. (2009) describes how  intelligent well systems (IWS) added 

value in accelerating hydrocarbon production, managing production allocations, delaying or minimizing 

water production, increasing recovery and decreasing intervention costs.  Uchendu et al. (2013) reviews 

the  deployment  of  the  first  onshore  intelligent  well  technology  in  one  of  the  largest  fields  in  the 

Western Swamp area in Nigeria; the Halliburton Well Dynamics direct hydraulic system was used as the 

pilot intelligent completion system. 

 

16 | P a g e   

Tye  (2010)  addresses  Intelligent  Integration  and  Operation  and  Intelligent  Energy.  Conventional 

hydrocarbon deposits are hard  to  find and  limited  in volume.   Unconventional  reserves, on  the other 

hand, are  relatively easy  to  locate and often plentiful.   The word unconventional  is derived  from  the 

unusual  production  processes  required  to  develop  and  produce  commercial  viable  oil  and  gas.  

Principles  of  intelligent  energy  such  as  integration,  operation  and  technology  can mitigate  risk  and 

enable  integrated operations  for unconventional  reservoirs.   The drivers  to come  into unconventional 

assets are financial, economic and structural with an alignment of  long term strategic plans and short‐

term opportunistic risk taking.  In fact, the principles and concepts of intelligent energy have a clear role 

to play  in  identifying, evaluating,  integrating and operating unconventional business and asset targets. 

This business with a large unconventional fuels mix is clearly a challenge, particularly one built through 

acquisition. 

 

Shaw  (2011)  considers  Intelligent  Completion  as  one  that  has  instruments  to  understand  downhole 

conditions  and  improves  flow  control  based  on  those  conditions,  requiring  not  only  flow  control 

components  but  also  a  system  and methodology  to  control  such  components.    Such methodologies 

include the use of hydraulic power, electric power, or combination of the two.  Even though the control 

of  ICVs has moved  towards pure hydraulic  systems  to  reduce  cost  and  increase  reliability,  improved 

downhole electronics has led to an increased acceptance of some electronic equipment downhole. 

Van  Den  Berg  et  al.  (2012)  points  out  that  the  application  of  smart  field  elements  has  produced 

significant  field  development  with  remote  controlled  platform  and  increase  field  management.  

Furthermore, in production and operations, the smart field has provided the development of a standard 

set of  software  tools  and processes,  covering data  acquisition,  real  time well monitoring, production 

allocation  and  integrated modelling  and production optimization.   Real  time monitoring of wells  and 

facilities has  created  significant business  impact  through  faster  response  to  trips and  shutdowns and 

avoidance of mishaps. 

 

Shevchenko et al. (2012) describes how an Intelligent Field provides additional value of oil and gas asset 

by  forming a cycle of gathering of qualitative data,  treatment, modeling, decision making and prompt 

performance.   Different primary transducers are used for real‐time data receiving. Supervisory control 

and data acquisition (SCADA) is upgraded. Remote control and different real‐time expert and simulating 

systems are used.   Downhole monitoring  systems  (DMS)  serve as  the main  source of  information  for 

operation of wells equipped with ESP (Electrical submersible pump) reporting pressure and temperature 

at the ESP intake, motor temperature and loading, isolation resistance, horizontal and vertical vibration, 

along with a number of additional parameters that are available depending on setting and transducer 

specifications.  

 

Silva et  al.  (2012) discusses  intelligent well  technology  and how  remote  flow  control  and monitoring 

capabilities  can  lead  to  fewer  interventions  (i.e.,  reduced  well  count)  and  improved  reservoir 

management.  It is emphasized that an integrated intelligent well system provides the ability to manage 

the  field  effectively  while  addressing  project  objectives  even  though  complexity  of  the  downhole 

completion increases after IW installation.  An increasing variety of real‐time, downhole, monitoring and 

measurement systems are now available for deployment with other  in development.    It  is emphasized 

17 | P a g e   

that  measurement  uncertainty,  noise,  missing  data,  filtering,  time  synchronization,  limited  storage 

capacity and different sample rates need to be properly managed to avoid error propagation during the 

data analysis and assimilation phase. Applications include post‐processing and data interpretation, data 

reconciliation  and  assimilation  in  regards  to  reservoir  management,  advanced  completions,  well 

performance, flow assurance, well stimulation and condition monitoring.  

 

Muradov  and  Davies  (2012,  2013)  point  out  that  the  ambition  of  the  Digital  Oilfield  is  to  provide 

continuous optimization of field production by real‐time, well control and monitoring.  For that purpose, 

high  precision  permanent  downhole  gauges  (PDGs)  are  usually  installed  that  measure  tubing  and 

annulus  pressure  and  temperature  near  the  intelligent  completion  valves  (ICV).    The  availability  of 

reliable,  quantitative  interpretation  methods  need  to  be  developed  to  complement  the  recent 

innovations  in  the  downhole  temperature  sensing.    Such  temperature  sensors  include  discrete  or 

distributed,  both with  and without  accompanying  pressure measurements.  The  applications  of  such 

sensing technology immediately increase the added value derived from intelligent well technology.  

 

Based on the usage of intelligent systems represented in the literature, the fundamental principles and 

characteristics of such systems include the following: 

Provide permanent downhole components that are operable over the life of a well 

Permit wells and fields to be remotely monitored and controlled from surface 

Reduce or eliminate physical interventions, mitigate risk, allow proactive and/or reactive 

management 

Provide real‐time data (e.g., temperature, pressure, fluid flow, phase composition) 

Enable selective zonal isolation, independent modulation and multi‐zone/field‐wide 

deployments 

Optimize production and increase ultimate reservoir recovery 

Accelerate cash flow, reduce overall costs and maximize net present value (NPV) 

Provide well integrity monitoring; improve health, safety and environmental (HSE) issues 

 

2.2 Recent Applications of Intelligent Systems 

Some  recent applications of  intelligent systems are described  in  this section.     The examples selected 

deal with predicting production behavior, maximizing oil production, and  improving overall operations.  

Intelligent  chemical  tracers are used  to monitor  cleanup efficiency.    Intelligent  software with  its data 

mining capability is shown to have added value in the development of intelligent field’s with its accurate 

predictive capability after training and validation.  The roles that interval control valves (ICVs) and inflow 

control devices (ICDs) play in the development of intelligent wells are highlighted.  Optimized waterflood 

is mentioned in the development of smart workflows. 

 

2.2.1 Predicting Production Behavior Piovesan and Kozman  (2009) show that artificial  intelligent algorithms can deliver results that support 

decisions and  improve production performance  in offshore as well as  in remote onshore  locations.   Al‐

Jasmi  et  al.  (2013)  describe  how  smart  surveillance  is  used  to  predict  the  short‐term,  unexpected 

18 | P a g e   

production  behavior  by  coupling  statistics  and  artificial  intelligent  analysis  as  well  as  monitoring 

production  in  real  time.    Temizel  et  al.  (2013)  present  two  indices‐Well  Present  Performance  Index 

(WPPI) and Well Future Potential  Index  (WFPI)‐that are determined  from an algorithm  that processes 

data available from intelligent fields and that can be used to assist engineering judgment. 

 

2.2.2 Maximize Oil Production and Improved Operations  Loermans and Kelder (2006) introduce Borehole Gravity Measurement (BHGM) tools for applications to 

Intelligent  Energy  projects  and  describe  how  such  tools  are  beneficial  for  reservoir  and  production 

monitoring,  including  advancing  flood  fronts  identification,  saturation  determination  and  simple 

interpretation models.  Since BHGM has the capability of measuring even beyond a thousand feet from 

a well,  it provides a method  for  logging  industry  to measure deeper  into  the  formation.   BHGM  tools 

combined with other smart  technologies will enhance  Intelligent Energy projects with more complete 

understanding  of  the  reservoirs  being  produced,  leading  to  maximum  hydrocarbon  recovery  and 

business value.   

 

Anoze  and  Cunha  (2007)  introduce  a method  for  optimizing  the  production  in  intelligent wells  that 

varies  the  wells  inflow  control  valves  settings  as  determined  by  an  optimization  algorithm  that  is 

coupled  to  commercial  flow  simulators.  Results  are  presented  that  show  that  the  intelligent  wells 

scenarios  increased  the  recovery  factor  and  reduced  the  production  and  injection  of  water  when 

compared  with  the  base  case  (conventional  completion).    A  significant  increase  of  the  expected 

cumulative  oil  production  is  realized.  In  intelligent  completions,  the  ability  to  control  multiple 

production  zones  is determined by downhole  inflow  control  valves  (ICVs)  and  inflow  control devices 

(ICDs).   Such devices may be binary  (on‐off behavior), or multi‐position, choking  the production  zone 

with a discrete number of positions, or  infinity variable positions.    Intelligent completions  technology 

when combined with an optimization algorithm provides significant benefits for multiple‐zone producing 

wells.   

 

Van  der  Linden  et  al.  (2010)  presents  computational  power  modeling  that  adds  quantitative 

“intelligence” to monitoring functions involving physical knowledge and that supplements an operator’s 

insight  into  the performance of  such processes.   The modeling  is used  to  compute  key performance 

indicators  and  to  detect  unexpected  deviations  from  the  expected.    In  an  advanced  production  and 

reservoir  management  level,  such  computational  power  modeling  helps  in  the  solutions  of  severe 

production  problems  and  early  event  detections  as well  as  the  optimization  of  production  and  the 

support to operators and engineers in their daily work. 

 

Cullick and Sukkestad (2010) investigate smart‐field strategies with intelligent completions using Interval 

control valves (ICVs) and interval control devices (ICDs).  They implement and validate a methodology to 

optimize valve‐control  strategies and maximize oil production.   A numerical  flow  simulator  is used  to 

evaluate inflow and upflow performance as affected by interval control values (ICV), to assess the long‐

term  installation  of  ICV  and manage  the  risk  of  using  ICVs.    Examples  are  presented  evaluating  the 

provable  long‐term  value  in  terms  of  ultimate  recovery,  the  impact  on  long‐term  value  and  well 

19 | P a g e   

performance from valve failure, and the impact of reservoir uncertainty on long‐term value in terms of 

predicted ultimate recovery and more effective operations practices.  

 

Obarwinker  et  al.  (2013)  investigate  supervisory  control  and  data  acquisition  (SCADA)  system  that 

connects to the production facilities’ controllers and data sources and that collects measured data and 

stores them in a data base for production well information.  A method is presented that integrates high‐

frequency data for management and appropriate date visualization and tools so that operators on the 

platform, engineers and management have exactly the same view of the data at the same time.  Getting 

the high‐frequency data in time and in the appropriate format allows engineers to make advance use of 

such real‐time data in their daily work.  It has the potential to change the way operators work together 

with engineers and to substantially improve operations.  

  

Mateeva et al. (2014) investigate permanently buried seismic sources and receivers, refraction seismic, 

down‐hole seismic, and the newly developed distributed acoustic sensing (DAS) to enable low‐cost and 

non‐intrusive seismic surveillance.   Seismic monitoring  is particularly attractive for  its ability to sense a 

large volume of the subsurface,  illuminating  it between and away from existing wells. DAS allows non‐

intrusive Vertical Seismic Profiling  (VSP) measurements  in almost any well outfitted with a  fiber‐optic 

cable (economical up‐scaling of downhole seismic).  They show that the increased use of such well and 

reservoir surveillance data in intelligent well systems provide technological advances in the area of data 

acquisition and integration, leading to improved and optimized Enhanced Oil Recovery (EOR).  Such data 

are instrumental in monitoring reservoir changes induced by well treatments.   

 

2.2.3 Intelligent Chemical Tracers  Williams and Vilela (2012) addresses the high cost and risks of acquiring surveillance  information using 

conventional technology, such as production logging tools that are forcing operators to forgo acquisition 

of fluid inflow distribution information and manage fields with a blurred understanding of the reservoir.  

Without surveillance data, a reservoir engineer cannot be sure if completion equipment is performing as 

intended, if both laterals are contributing as expected or which portions of the lateral are contributing at 

what  levels,  and where water  break‐through  has  occurred  in  the well.    Intelligent  chemical  tracers 

consist of smart plastic and unique chemical compounds that are combined into a matrix that resembles 

strips  of  plastic  which  are  sensitive  to  either  oil  or  water.    They  emphasize  that  such  tracers  are 

economical,  easy  to  deploy  and  have  none  of  the  negative  effects  of  radioactive  isotope‐based 

surveillance techniques.  Williams and Nyhavn (2012) describes how intelligent chemical tracers provide 

insight  into  inflow  distribution  without  intervention  operations  or  major  alterations  to  completion 

designs.   The  tracer system are  referred  to as “intelligent” because  the  tracer material  is designed  to 

only release  their unique chemical compound when  it comes  in contact with  the  target  fluid.   Unique 

chemical  tracers  are  deployed  at  strategic  locations  in  the  completion  so  that  fluids  entering  the 

completion contact the tracers and a unique chemical fingerprint is observed and identified.  Intelligent 

tracer technology can be deployed in a variety of forms and methods that have a very minor impact on 

completion design and effectively no additional risk to the overall success of the well. 

 

20 | P a g e   

Abay  et  al.  (2013)  reported  on  the  successful  use  of  intelligent  chemical  tracers  to monitor  cleanup 

efficiency, downhole completion functionality and inflow surveillance from the deepest sections of long 

horizontal multilateral wells.   The chemical tracers supported the diagnosis of completion functionality 

and provided another measurement for understanding well performance during the cleanup and restart 

phases.    The  intelligent  chemical  tracers  successfully  gave  clear  indications of  cleanup  efficiency  and 

verified  inflow from the deepest toe‐sections, a key to determining well productivity and optimal well 

lengths for future wells.   

 

2.2.4 Intelligent Software and Remote Advisory Services Davies  et  al.  (2007)  shows  that  data mining  adds  value  to  intelligent  field’s  development  with  its 

accurate predictive capability after training and validation.  A hybrid system based on genetic algorithms 

is  developed  for  optimizing  valve  control  in  intelligent well  systems  under  technical  and  geological 

uncertainties and is shown to provide decision making support, Almeida et al. (2010).   

Saeverhagen  et  al.  (2013)  investigate  operation  key  performance  indicators  (KPI)  and  introduce 

intelligent  software  for  calculating  and  benchmarking  KPIs.    The  KPI  analytical  approach  is  shown  to 

promote  a  high  focus  level  on  continuous  improvement.  Operational  improvements  result  from 

increased operational  focus and utilization of  remote services,  including  remote advisory, KPI Service, 

monitoring, benchmarking, reporting and advice to operations. POT or “flat time” on the drilling curve 

can  be  significantly  reduced  by  critically  analyzing  certain work  tasks  at  the  rig  site,  combined with 

remote services.  In combination with remote advisory services, the KPI analytical approach provides a 

powerful solution to improve overall operational performance.  Remote centers operating 24/7 provides 

an  excellent  environment  for  immersive  training  of  engineering  and  field  personnel with  low  risk  to 

ongoing  operations.    The  KPI  analytical  approach  in  combination with  senior  subject matter  experts 

placed  in  remote  centers  help  provide  critical  advice  for  support  of  complex  well  construction 

operations. Remote advisory services enhance the overall drilling progress, reducing human judgment as 

a result.  

 

2.2.5 Control and Diagnostics in Advanced Completions Patricio et al. (1997) developed two kinds of neutral nets specialized on control, diagnostics, and process 

optimization in the development of an intelligent system for oil production. 

 

Konopcznski et al.  (2002)  investigate  improving ultimate hydrocarbon recovery through more efficient 

operation  of  downhole  electrical  submersible  pumps  (ESPs)  in  conjunction  with  intelligent  well 

completions.    They  considered  an  intelligent  well  completion  system  as  one  capable  of  collecting, 

transmitting  and  analyzing  completion,  production,  and  reservoir  data,  and  taking  action  to  better 

control  well  and  production  processes.    They  looked  at  the  value  coming  from  intelligent  well 

completions  that  provides  the  capability  to  restrict  or  exclude  production  from  specific  zones 

experiencing water or gas breakthrough permitting.   

 

Hembling et al. (2006) developed a device for zonal isolation and compartmentalization of the reservoir 

to  be  used  in  intelligent well  systems with multi‐laterals.    The  new  isolation  device  simplifies  zonal 

isolation compared with conventional methods such as cementing of the mother‐bore and/or the use of 

21 | P a g e   

complex mechanical systems and packers.  The new device uses a rubber elastomer bonded onto a base 

pipe called swell packer.   The  rubber  swells  in hydrocarbon and provides an effective seal down hole 

between  a base pipe  and  an open hole.    The  system  saves  time  and money  in  the  completions  and 

allows  for  larger  ICV’s  to be  run.  Laboratory  test verified  swelling and  sealing of  swell packer  for  the 

range of crude samples provided by this application.  The technology was successfully demonstrated in 

field applications. 

 

Olowoleru et al.  (2009) presented  their work of advanced completions  that employed  interval control 

valves  (ICVs) and  inflow  control devices  (ICDs) and  reported on how  they  improved  the well  cleanup 

process.     For a  long, horizontal well,  such advanced completions are  shown  to have greater cleanup 

efficiency over that achieved by conventional, open hole completion methods. 

 

Peringod et al. (2011) developed a downhole pressure gauge system installed on top of the packer that 

assists in fine‐tuning choke settings during auto gas lifting.  The system uses high pressure gas from a gas 

reservoir  admitted  into  the  tubing  using  an  intelligent  completion  and  special  intelligent  completion 

valves (ICV) with gas trim and straddle packers.  The system is shown to boost production significantly in 

the field as well as improving operational performance.  The  system  has  applications  in  auto  gas  lift 

scenarios where gas recycling is the strategy for reservoir pressure maintenance.  This includes scenarios 

where gas  lift  is determined  to be  the most viable artificial  lift mode  for wells  that have  the volatile 

nature of crude and high gas oil ratio (GOR).     

 

Chris et al. (2011) reported on the integration of conventional surface‐controllable downhole zonal flow 

control valves with data surveillance gauges,  intelligent sensors and  isolation packers, all  in one single 

completion joint.  The new system reduced installation time substantially in comparison to conventional 

intelligent completion  installations.   The  system was  successfully  implemented  to  complicated highly‐

dipping, multi‐layered sandstone reservoir with commingled production.   The application  included two 

of  the  fourteen  horizontal  producer  wells  for  which  the modular  integrated  intelligent  completion 

system (IICS) was used to actively control and permanently monitor zonal inflow for optimal production.  

 

Al‐Mohanna et al.  (2013) addresses  the use of  Intelligent Completions  to prevent cross  flow between 

laterals and choke back laterals with high water or gas inflow basically by balancing the drawdown and 

rates  from each  lateral.   They emphasize how  intelligent completions provide  isolation, selective  flow 

control or water shut off for each lateral, real time annulus and tubing P & T monitoring for each lateral, 

pressure  build‐up,  interference  testing  between  laterals,  real  time  position  sensor  to  confirm  choke 

position,  production  optimization  for  each  lateral,  faster  operation  time  due  to  fewer  position, 

enhanced  reserve  recovery,  extended well  life,  reduced  future  intervention,  and minimal production 

interruption.    Inflow  control devices  (ICD) were  installed along  the horizontal  laterals  to equalize  the 

production along the wellbore and prevent water conning at the heel for the case that the well is close 

to the aquifer.  The system was run on 3‐1/2” tubing string along with 9‐5/8” x 3‐1/2” multiport packers.  

 

Stolboushkin  et  al.  (2013)  designed  and  developed  an  intelligent  electro‐hydraulic  firing  head  and 

showed  that  numerous  benefits  in  safety  and  operational  flexibility  are  realized  by  combining  the 

22 | P a g e   

intelligent pulse recognition of an electronic firing head with the firing system of a hydraulic firing head; 

the tool works in an HPHT environment as well as in a broad range of environments.  

 

2.2.6 Optimize Waterflood In the development of an intelligent waterflood system, Rahman et al. (2013) implement the use of fiber 

optic distributive  sensing  for monitoring  injection profiles  in  a  large number of  injection wells  in  the 

Belridge Field in California. 

 

Yunus and Chetri (2014) investigate the use of data collected from a variety of sources within different 

wells and facilities in the field to automate real‐time monitoring for optimizing water‐flood and effective 

water  injection  for  pressure  support.    Real  time monitoring  and  short‐term  unexpected  production 

behavior are developed  into smart workflows.   Real time data are converted  into  information for swift 

action to optimize water‐flood and effective water injection processes for pressure support. 

 

2.3 Summary ‐ Chapter on Intelligent Systems 

Eight  fundamental  principles  and  characteristics  P1‐P8  are  drivers  in  the  development  of  intelligent 

systems for downhole applications in oil and gas fields: 

 

(P1) Provide permanent downhole components that are operable over the life of a well 

(P2) Permit wells and fields to be remotely monitored and controlled from surface 

(P3) Reduce or eliminate physical interventions, mitigate risk, allow proactive and/or reactive 

management 

(P4) Provide real‐time data (e.g., temperature, pressure, fluid flow, phase composition) 

(P5) Enable selective zonal isolation, independent modulation and multi‐zone/field‐wide 

deployments 

(P6) Optimize production and increase ultimate reservoir recovery 

(P7) Accelerate cash flow, reduce overall costs and maximize net present value (NPV) 

(P8) Provide well integrity monitoring; improve health, safety and environmental (HSE) issues 

 

The concept of intelligent casing‐intelligent formation is used in the following sense.  intelligent casing‐

intelligent formation systems are systems deployed in the casing, on the external surface of the casing, 

external  to  the  casing  and/or  in  the  formation  that  possess  such  fundamental  principles  and 

characteristics P1‐P8. 

  

2.4 References ‐ Chapter on Intelligent Systems 

Abay, H., Garbahan, G., Nyhavn, F. and Husebo, S. 2013.  Monitoring Multilateral Flow and Completion Integrity with Permanent  Intelligent Well  Tracers.   Paper  SPE‐166076‐MS presented  at  the  SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans, Louisiana, USA.  30 September – 2 October.  

Al‐Asimi, Mohammad et al. (2003). “Advances in Well and Reservoir Surveillance,” Oilfield Review, Winter 2002/2003, pp. 14‐35. 

23 | P a g e   

Al‐Jasmi,  A.,  Goel,  H.  K.,  Nasr,  H.,  et  al.  (2013).    A  Surveillance  “Smart  Flow”  for  Intelligent  Digital Production Operations.   Paper  SPE‐163697‐MS presented at  SPE Digital Energy Conference and Exhibition held in the Woodlands, Texas, USA.  5‐7 March. 

Al‐Mohanna, K., Jacob, S., Ma, L. and Shafiq, M.  2013.  New Generation Intelligent Completion System Integrates  DownHole  Control  with  Monitoring  in  Multilateral  Wells.    Paper  SPE‐164147‐MS presented at the SPE Middle East Oil and Gas Show and Exhibition held in Manama, Bahrain.  10‐13 March.  

Al Omair, Abdullatif A. (2007). Economic Evaluation of Smart Well Technology, Thesis, Master of Science, Petroleum Engineering, Texas A&M University, May 2007. 

Almeida, Luciana Faletti, Vellasco, Marley M.B.R. and Pacheco, Marco A.C. (2010). “Optimization system for valve control in intelligent wells under uncertainties,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 73, Issues 1–2, August 2010, Pages 129–140. 

Angel, Jack (2003). “Intelligent well systems‐Where we’ve been and where we’re going,” World Oil, March 2003, vol. 224 (No. 3). 

Anoze, A. and Cunha, R. 2007.   Production Optimization with  Intelligent Wells.   Paper SPE‐107261‐MS presented  at  the  SPE  Latin American  and Caribbean Petroleum  Engineering Conference held  in Buenos Aires, Argentina.  15‐18 April.  

BakerHughes website (2014). (www.bakerhughes.com) Chris, J., Azrul, N., Farris, B., NurHazrina, K., Aminuddin, M., Saiful, M., Gordon, K., Premjit, K., Darren, T. 

and Eddep, A. 2011.  Implementation of Next Generation Intelligent Downhole Production Control in  Multiple‐dipping  Sandstone  Reservoirs,  Offshore  East  Malaysia.    Paper  SPE‐145854‐MS presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Jakarta, Indonesia.  20‐22 September.  

Cullick, A. and Sukkestad, T.  2010.  Smart Operations with Intelligent Well Systems.  Paper SPE‐126246‐MS  presented  at  the  SPE  Intelligent  Energy  Conference  and  Exhibition  held  in  Utrecht,  The Netherlands.  23‐25 March. 

Davies, David R. and Aggrey, George Hayford (2007). “Tracking the State and Diagnosing Downhole Permanent Sensors in Intelligent‐Well Completions with Artificial Neural Network,” 107198‐MS SPE Conference Paper. 

Esmaiel, Talal Ebraheem (2005). “Applications of Experimental Design in Reservoir Management of Smart Wells,” 94838‐MS SPE Conference Paper. 

Gao, Chang Hong, Rajeswaran, Raj Thanabalasingam, and Nakagawa, Edson Yoshihito (2007). “A Literature Review on Smart‐Well Technology,” 106011‐MS SPE Conference Paper. 

Glandt, Carlos A. (2003). “Reservoir Aspects of Smart Wells,” 81107‐MS SPE Conference Paper. Glandt, Carlos A. (2005). “Reservoir Management Employing Smart Wells: A Review,” SPE Drilling & 

Completion Journal, December 2005. 20(4): p. 281‐288. Going, W.S., Anderson, A.B., Vachon, G.P. ( 2006). ” Intelligent Well Technology—The Evolution to 

Closed‐Loop Control ” 17796‐MS OTC Conference Paper. Halliburton website (2014). (www.halliburton.com) Hembling, D., Salamy, S., Qatani, A., Carter, N. and Jacob, S.   2006.   Swell Packers: Enabling Openhole 

Intelligent and Multilateral Well Completions  for Enhanced Oil Recovery.   Paper SPE‐100824‐MS presented  at  the  IADC/SPE  Asia  Pacific  Drilling  Technology  Conference  and  Exhibition  held  in Bangkok, Thailand.  13‐15 November.  

Jalali, Y., Bussear, T.,  Sharma, S. (1998). “Intelligent Completion Systems‐‐The Reservoir Rationale,” 50587‐MS Conference Paper. 

Khan, Mohd. Yunus and Chetri, H. 2014.  Waterflood Optimization and its Impact Using Intelligent Digital Oil Field (iDOF) Smart Workflow Process: A Pilot Study in Sabriyah Maudoud, North Kuwait.  Paper 

24 | P a g e   

IPTC 17315 presented at the International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar. 20‐22 January. 

Konopczynski, M., Moore, W.  and Hailstone,  J.  2002.    ESPs  and  Intelligent  Completions.    Paper  SPE‐77656‐MS presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas, USA.  29 September – 2 October.  

Lacy, Rodger, Neumann, Juergen, and Tough, Gary (2007). “A Combination of Expandable Sand Screens and Intelligent Control Systems in the Okwori Completions Offshore Nigeria,” 18484‐MS OTC Conference Paper. 

Loermans, T. and Kelder, O. 2006.    Intelligent Monitoring?   ….   Add Borehole Gravity Measurements!  Paper SPE‐99554‐MS presented at  the SPE  Intelligent Energy Conference and Exhibition held  in Amsterdam, The Netherlands.  11‐13 April.  

Mateeva, A.,  Lopez,  J., Hornman, K., Wills, P., Cox, B., Kiyashchenko, D., Berlang, W., Potters, H. and Detomo, R. 2014.   Recent Advances  in  Seismic Monitoring of Thermal EOR.   Paper  IPTC 17407 presented  at  the  International  Petroleum  Technology  Conference  held  in  Doha,  Qatar.  20‐22 January.  

Muradov, K. and Davies, D. 2012.  Temperature Transient Analysis in a Horizontal, Multi‐zone, Intelligent Well.    Paper  presented  at  the  SPE  Intelligent  Energy  International  held  in  Utrecht,  The Netherlands.  27‐29 March.  

Muradov, K. and Davies, D.  2013.  Some Case Studies of Temperature and Pressure Transient Analysis in Horizontal, Multi‐zone,  Intelligent Wells.   Paper  SPE‐164868‐MS presented  at  the  EAGE Annual Conference  and  Exhibition  incorporating  SPE  Europec  held  in  London, United  Kingdom.    10‐13 June.   

Oberwinker, C., Mayfield, D., Dixon, D. and Holland, J. 2006.  Automated Production Surveillance.  Paper SPE‐96645‐PA presented to SPE Projects, Facilities and Construction Journal.  June.  

Olowoleru, D., Muradov, K., Al‐Khelaiwi, F. and Davies, D. 2009.  Efficient Intelligent Well Cleanup using Downhole Monitoring.  Paper SPE‐122231‐MS presented at the SPE European Formation Damage Conference held in Scheveningen, The Netherlands.  27‐29 May. 

Patricio,  A.,  Morooka,  C.  and  Rocha,  A.  1997.    An  Intelligent  System  for  Process  Plant  and  Well Production  Control with  Problem  Diagnosis.  Paper  SPE‐38992‐MS  presented  at  the  Fifth  Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference and Exhibition held in Rio de Janeiro, Brazil. 30 August – 3 September. 

Peringod, C., Al‐Ruheili, S., Kerecin, Z., Sonti, K. and Sukkestad, T.   2011.   Successful Auto Gaslift using Intelligent  Completion  Boosted Oil  Production  –  A  Case  History  from  Petroleum  Development Oman.    Paper  SPE‐148474‐MS  presented  at  the  SPE/IADC  Middle  East  Drilling  Technology Conference and Exhibition held in Muscat, Oman.  24‐26 October.  

Piovesan, O.  and  Kozman,  J.  2009.   An  Intelligent  Platform  to Manage Offshore Assets.    Paper  SPE‐124514‐MS  presented  at  the  SPE  Annual  Technical  Conference  and  Exhibition  held  in  New Orleans, Louisiana, USA. 4‐7 October.  

Potters,  H.  and  Kapteijn,  P.    2005.    Reservoir  Surveillance  and  Smart  Fields.    Paper  IPTC‐11039‐MS presented  at  the  International  Petroleum  Technology  Conference  held  in  Doha, Qatar.    21‐23 November.  

Rahman, Mahmood, Reed, Daniel A., and Allan, Malcoln E., “The Challenges of Full‐Field Implementation of Fiber Optic DTS for Monitoring Injection Profiles in Belridge Field, California,”  SPE 163694, Aera Energy,  2013  SPE Digital  Energy  Conference  and  Exhibition,  The Woodlands,  Texas,  5‐7 March 2013. 

Robinson,  M.  2003.    Intelligent  Well  Completions.    Paper  SPE‐80993‐JPT,  Journal  of  Petroleum Technology.  Technology Today Series.  August. 

25 | P a g e   

Saeverhagen,  E.,  Bouillouta,  F.,  Baksh,  N.,  Vettical,  C.  and  Dagestad,  V.    2013.    Utilization  of  Key Performance  Indicators and Benchmarking  Improves Drilling Performance  for Several Operators.  Paper SPE‐166742‐MS presented at the SPE/IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition held in Dubai, UAE.  7‐9 October.  

Schiozer, Denis Jose  and Silva, Joao Paulo Quinteiro G. (2009). “Methodology to Compare Smart and Conventional Wells,”  124949‐MS SPE Conference Paper. 

Schlumberger website (2014). (www.slb.com) Shaw, J. 2011.  Comparison of Downhole Control System Technologies for Intelligent Completion.  Paper 

CSUG/SPE‐147547  presented  at  the  Canadian  Unconventional  Resources  Conference  held  in Calgary, Alberta, Canada. 15‐17 November. 

Shevchenko, S., Navozov, V., Mironov, D., Pchelnikov, E. and Muslimov, Y. 2012.  Oil Production Process Optimization Resultant from Intelligent Field Technologies Implementation in Samotlorskoe Field.  Paper  SPE‐161978‐MS  presented  at  the  SPE  Russian  Oil  and  Gas  Exploration  and  Production Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia.  16‐18 October.  

Silva,  M.,  Muradov,  K.  and  Davies,  D.  2012.    Review,  Analysis  and  Comparison  of  Intelligent  Well Monitoring Systems.  Paper SPE‐150195‐MS presented at the SPE Intelligent Energy International held in Utrecht, The Netherlands.  27‐29 March.   

Stian Bærheim (2009). “Use of Expandable Pipe Technology to Improve Well Completions,” Master Thesis, Petroleum Technology, Universitetet I Stavanger, Spring 2009. 

Stolboushkin, Eugene, Zuklic, Steve N., Peterson, Rick Elmer, Stretton, John (2013). “Novel Electro‐Hydraulic Intelligent Firing Head for Tubing Conveyed Perforating,” 166248‐MS SPE Conference Paper. 

Sun, K., Constantine, J., Tirado, R., Eriksen, F. and Costa, L. 2009.    Intelligent Well Systems – Providing Value or Just another Completion?  Paper SPE‐124916‐MS presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans, Louisiana, USA.  4‐7 October.   

Temizel, C., Dursun, S., Purwar, S. and Hancioglu, B. 2013.   A system of Key Performance  Indicators  in Intelligent  Fields.    Paper  SPE‐166019‐MS  presented  at  the  SPE  Reservoir  Characterization  and Simulation Conference and Exhibition held in Abu Dhabi, UAE.  16‐18 September.  

Tye, B.  2010.  Unconventional Hydrocarbons: Intelligent Integration and Operation.  Paper SPE‐129112‐MS  presented  at  the  SPE  Intelligent  Energy  Conference  and  Exhibition  held  in  Utrecht,  The Netherlands.  23‐25 March.  

Uchendu, Chinwe Caroline, Erumwunse, Courage Osasuyi, Agbonaye, Cardinal Friday, Okpokpor, Obaro Amos, Otutu, Friday, Nnanna, Erasmus John, Ibrahim, Yahaya Usman (2013). “A Milestone in Production Optimization in the Niger Delta Using Intelligent Completions,” 166800‐MS SPE Conference Paper. 

Vachon, Guy (2004). “Intelligent well systems advance toward maturity,” Drilling Contractor, March/April 2004, pp. 34‐35. 

Van Den Berg, Frans G., Mabian, Andrew Francis, Knoppe, Ronald, Van Donkelaar, Edwin, Terlaan, Frans, Koldunov, Valentin, and Lameda, Rufina L.   2012. Managing Fields Using  Intelligent Surveillance, Production Optimisation and Collaboration. Paper SPE‐150079‐MS presented at the SPE Intelligent Energy International, Utrecht, The Netherlands. 27‐29 March. 

Van der  Linden, R., Reijn, H., Noordzee, W., Muñoz, E., De Wolff, F. and Renes, W. 2010.   Real‐Time Intelligent Production Monitoring of a North Sea Asset.   Paper SPE 128300‐MS presented at the SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition held in Utrecht, The Netherlands. 23‐25 March.  

WellDynamics website (2014). (www.welldynamics.com or http://www.halliburton.com/en‐US/ps/well‐dynamics/well‐completions/intelligent‐completions/default.page?node‐id=hfqel9vs&nav=en‐US_completions_public) 

26 | P a g e   

Williams, B. and Nyhavn, F. 2012.  Wireless Reservoir Surveillance Using Intelligent Tracers.  Paper OTC 23282‐MS presented  at  the Offshore  Technology Conference  held  in Houston,  Texas, USA.    30 April – 3 May. 

Williams, B. and Vilela, A.   2012.   Wireless Reservoir Surveillance Using  Intelligent Tracers.   Paper SPE‐152660‐MS  presented  at  the  SPE  Latin  American  and  Caribbean  Petroleum  Engineering Conference held in Mexico City, Mexico.  16‐18 April.  

    

27 | P a g e   

3. Fiber Optic Sensors and Real-Time, Distributed Sensing

Clowes, McInnes et al. (1998) reported on the effects of high‐temperature and pressure on Silica Optical 

Fiber Sensors.  Clowes, Syngellakis et al. (1998) reported on the pressure sensitivity of side‐hole optical 

fiber  sensors.   Clowes et  al.  (1999)  reported on  the  low drift  fibre‐optic pressure  sensor  for oil  field 

downhole monitoring. Eck et al.  (2000) reported on the  initial downhole monitoring capability of fiber 

optic sensing.  Qi et al. (2002) described the use of fiber optic pressure and temperature sensors for oil 

downhole applications.  De Costa (2004) describes how the next‐generation fiber optic sensors capture 

vital  information  to guide  intelligent decision making.   Fryer et al.  (2005)  report on using permanent 

fiber‐optic  distributed  temperature  systems  in  monitoring  of  real‐time  temperature  profiles  across 

multizone reservoirs during production and shut‐In periods.  Xu (2005) presents research conducted on 

high temperature high bandwidth fiber optic pressure sensors. 

3.1 Early History of Fiber Optic Sensing 

Fiber optic communication and Fiber optic sensing have a history going back  to  the 1960s and 1970s, 

(Culshaw, 2000).   The seminal papers of (Kao et al. 1966) and  (Simon et al. 1963) showed that optical 

signals could be transmitted along glass or silica fibers with a loss potentially below that experienced in 

coaxial  copper  cables.    In  the  late 1960s and early 1970s,    fiber optic  sensing  concepts and products 

emerged and patents were filed on using optical fibers to make sensor measurements, (Menadier et al. 

1967), (Dyott et al. 1970) and (Snitzer, 1971).  Distributed optical fiber Raman temperature sensing was 

reported on as early as 1985,  (Dakin et al. 1985) and  (Hartog, 1985).      In  the back‐scattered  light of 

Raman  scattering,  the  ratio  of  the  Anti‐Stokes  and  the  Stokes  light  intensities  provides  the  local 

temperature  measurement  for  single  mode  distributed  temperature  sensors  (Shiota  et  al.  1991).  

Brillouin scattering,  the scattering of a  light wave by an acoustic wave due  to a nonelastic  interaction 

with the acoustic phonons of the medium, provides a method for sensing both distributed temperature 

and  strain,  but  not  both  simultaneously,  (Culverhouse  et  al.  1989).   Other  early  Brillouin  scattering 

treatments include a number of studies (Horiguch et al. 1990; Bao et al. 1993; Bao et al. 1994; Bao et al. 

1995; Niklès et al. 1995; Shimizuet et al. 1995; Garus et al. 1997; Parker et al. 1998).      John Dakin and 

Brian  Culshaw  documented  the  basic  theory,  concepts,  components,  systems,  subsystems,  and 

applications of  fiber optic  sensors  in  their  four volumes of Optical Fiber Sensors:  (Dakin and Culshaw 

1988, 1989, 1996, and 1997). 

 

Fiber  Bragg  grating‐based  sensing  utilizing  Fiber  Bragg  gratings  (FBGs)  for  use  in  fiber  laser  sensors 

configurations  has  been  developed  for  ultrahigh  strain  sensitivity  applications,  especially  distributed 

strain sensor systems for monitoring application in smart structures systems.  Fiber Bragg grating (FBG) 

is a periodic perturbation of the refractive index along the fiber length which  is formed by exposure of 

the core to an  intense optical  interference pattern.   The formation of permanent gratings  in an optical 

fiber  was  first  demonstrated  in  1978,  (Hill  et  al.  1978)  and  (Kawasaki  et  al.  1978).    Fiber  grating 

technology and its broad range of applications are briefly reviewed in (Hill et al. 1997) and (Kersey et al. 

1997). 

 

28 | P a g e   

3.2 Fiber Optic Distributed Temperature System (DTS) Sensing 

In oil and gas wells, DTS  is used  to monitor  the  temperature  log of a well where  it has wide  spread 

applications that include, in particular, the effects of liquid and gas flows, (Ukil et al. 2012).  Distributed 

fiber optic sensing has the ability to measure temperature and strain at about 1 meter intervals along a 

single fiber.   As such,  it has a manifold of applications for the monitoring of temperature and strain  in 

large structures such as bridges, pipelines, flow lines, oil wells, dams and dikes.  A comparison of the two 

different DTS technologies Raman and Brillouin scattering are given below in Table 3.1; this comparison 

is taken from Table  I  in (Ukil et al. 2012). The results due to Rayleigh scattering are not  included since 

the range is limited to 170 m. 

 

Table 3.1 Comparison of Different DTS Technologies 

Scattering  Raman Brillouin

Temp. Sensitivity (%/ºC)  0.8 0.01

Temp. range (ºC)  0 to 70 -30 to 60

Accuracy (ºC)  10 1

Spatial resolution (m)  3 3-5

Fiber length range (m)  1000 51,000

Measurement time (s)  40 4

Strain (μm)  - 100 

 

The above results show that scattering Brillouin provides best  length range, with highest temperature 

sensitivity and relatively good measurement time.  Brillouin scattering can also detect distributed strain. 

However,  it cannot possibly measure the distributed temperature and strain simultaneously. Typically, 

the applications of the Brillouin scattering are either for distributed temperature measurement or strain, 

but not both simultaneously. Therefore, Brillouin scattering would likely be a preferred choice in future 

developments, as a replacement for the Raman scattering as already seen  in the commercial systems, 

(Lecoeuche et al. 2000).   But, more recent efforts based on spontaneous Raman scattering and coded 

OTDR  (optical  time  domain  reflectometry)  have  improved  the  ranges  for  Raman‐based  distributed 

temperature measurements.   

 

(Skinner et al. 2004) reviews what sensing technologies are being adopted downhole and the drivers for 

such  deployment.    In  particular,  the  extensive  review  covers  various  aspects  of  performance 

expectations including accuracy, resolution, stability and operational lifetime that the oil companies and 

the  oil  service  companies  have  for  fiber‐optic  sensing  systems.    The  environmental  conditions  (high 

hydrostatic  pressures,  high  temperatures,  shock,  vibration,  crush,  and  chemical  attack)  are  also 

discussed  that  these  systems must  tolerate  in  order  to  provide  reliable  and  economically  attractive 

reservoir‐performance monitoring solutions. 

 

29 | P a g e   

Bolognini et al. (2007) implemented a high performance scheme using amplitude modulation according 

to Simplex coding, direct detection and additional use of lumped Raman amplification to further extend 

the  sensing  range  of  Raman‐based  distributed  temperature  sensing.  An  efficient  and  cost‐effective 

distributed  temperature  sensing  system was  developed  operating  along  30  km  of  dispersion‐shifted 

fibre with 17 m spatial resolution and 5 K temperature resolution. It was achieved using 255 bit Simplex 

coding  and  low‐power  commercially  available  laser  diodes  (80 mW  CW  power).  The  use  of  lumped 

Raman amplification to produce high‐power coded pulses allows further 10 km distance enhancement, 

resulting in a total measurement range of 40 km. 

Another new Raman‐based distributed measure technique allows for temperature sensing over nearly 

40‐km graded  index multimode optical  fiber,  (Signorini et al. 2010).     The novel  technique employs a 

hybrid scheme with two different peak power values and operates in non‐linear regime, achieving about 

a 9 dB improvement with respects to standard techniques and attaining a temperature accuracy better 

than 3ºC with an acquisition time shorter than 5 min and a meter‐scale spatial resolution. 

 

Fiber  optic  sensors  for  temperature  and  pressure measurements were  tested  in  a  steamflood  area, 

(Karaman  et  al.  1996).    Fiber  optic  sensors were  used  to  determine  accurate  reservoir  temperature 

profiles  in  a  permanent  installation  on  the  outside  of  casing  in  temperature  observation  wells, 

(Carnahan et al. 1999).    In order to provide real time reservoir surveillance and monitoring about well 

and  reservoir  performance,  fiber  optic  distributed  temperature  systems  (DTS) were  installed  on  two 

extended reach drilling wells, (Brown et al. 2000).  A fiber optic DTS system, installed in a horizontal well 

bore located within a 2 degree Celsius geothermal temperature range, provided real‐time measurement 

of  the  temperature  profile  along  the well  bore  and  open  hole  producing  section  for  the  purpose  of 

inferring  the  inflow  production  profile  of  the  well,  (Lanier  et  al.  2003).    Fiber  optic  distributed 

temperature  sensing  (DTS) was  used  to  provide  useful  real  time  information  for  thermal  analysis  of 

distributed temperature data in water injection and gas lift optimization wells, (Brown et al. June 2005).  

In offshore wells in the Caspian Sea, fiber‐optic distributed temperature systems, installed from surface 

to  total depth, were used  to  analyze  the producing well  temperature profiles  and  calculate  the  flow 

contribution  from each of  the producing zones,  (Brown et al. October 2005);  the  results  showed  that 

permanently  installed  fiber‐optic  distributed  temperature monitoring  is  cost  effective  compared  to 

conventional production logging.  

 

Fiber  optic  distributed  temperature  sensing  technology  is  deployed  behind  the  casing  providing  full‐

access  to  the  interior  of  the  borehole  under  a  wide  range  of  conditions,  (Henninges  et  al.  2005); 

continuous  temperature  profiles  were  registered  with  high  spatial  and  temporal  resolution  (0.3ºC 

accuracy).  With a permanent DTS installation behind the casing, even abandoned and sealed wells can 

be  monitored,  which  makes  the  cased‐hole  method  especially  suitable  for  long‐term  thermal 

monitoring.    It  is emphasized that the cladding of the sensor cables has to be designed to protect the 

delicate optical  fiber  and  to withstand high  temperature  and pressures,  strongly  corrosive  formation 

fluids, as well as high mechanical stress during  installation. For  the well completion, custom designed 

fastenings, lead‐throughs and optical connectors are required.  

 

30 | P a g e   

The designs and test results of distributed strain and temperature sensors from the embedding of fiber 

optic  sensors  in  composite  tubing  is  presented  in  (Inaudi  et  al. March  2006);  the  results  show  that 

sensing  systems  based  on  Brillouin  scattering  are  an  effective  method  to  monitor  integrity  and 

operational parameter of a composite coiled‐tubing.   The optical fiber sensors were pre‐packaged  in a 

novel sensing cable design, combining strain‐ and temperature‐sensing fibers  in a single profile, called 

SMARTProfile.  (Inaudi et al. July 2006)   presents different cable designs for high‐temperature sensing, 

strain  sensing  and  combined  strain  and  temperature  monitoring,  as  well  as  relevant  application 

examples to the monitoring of civil and oil & gas structures. 

 

Transient  temperature  analysis  of  DTS  profiles  provide  added  value  for  oil  and  gas  wells  under 

production,  injection, and  treatment conditions,  (Johnson et al. 2006).   DTS  technology was shown  to 

improve  analytical  capabilities  relative  to  production/injection  layer  contributions,  reservoir  flow 

properties,  tubular  leaks,  and  steam  breakthrough  locations;  and  it was  shown  that  cost  and  safety 

advantages were gained by using DTS transient analysis techniques.   Permanent fiber‐optic distributed 

temperature monitoring  systems were  installed  in  gravel‐packed  sand‐screen  completions  producing 

from multilayered reservoirs to monitor production rates and changes over time, providing flow profile 

and reservoir layer pressures, (Pinzon et al. 2007).  

 

Used  during  matrix  treatments  to  monitor  temperature  profiles  along  the  wellbore  in  real  time, 

distributed temperature sensing (DTS) showed that fluid distribution can be quantified both before and 

after a diverter stage so that the diversion effect can be evaluated, (Glasbergen et al. 2007). 

 

A fiber optic distributed temperature sensor system based on spontaneous Raman scattering with Golay 

coding  is  developed,  (Soto  et  al.  2007),  for  applications  up  to  8  km  sensing  distance.  CC‐coding 

techniques and  the use of multimode  fibers  in a single  receiver scheme provided  for high spatial and 

temperature  resolution  sensing with  high  repeatable measurement  using  low  power  semiconductor 

lasers. 

 

(Sierra et al. 2008) presents experiences in the analysis of transient DTS data acquired during high‐rate, 

multi‐stage hydraulic fracturing  in vertical, deviated, and horizontal oil and gas wells; the results show 

that the location of fiber, conveyed with coiled tubing inside the flow path or cemented behind casing, 

has  a major  impact  in  the  temperature  response.   Where  the  fiber  was  placed  inside  the  casing, 

determination of  the  fluid distribution was  found  to be challenging.    In  locations where  the  fiber was 

cemented behind  the casing,  results based on  the  temperature value provided well‐defined patterns, 

and  gave  discrimination  between  flow  inside  and  behind  casing,  allowing  out‐of‐zone  fracture 

assessment.   

 

(Yamate, 2008) reviews fiber‐optic sensors for exploration for oil and gas including Schlumberger’s fiber 

optic pressure sensor which provides  low temperature sensitivity with a Bragg grating pressure sensor 

using a  single mode  side‐hole  fiber.     Other  fiber optic  sensors  include optical probes  for multiphase 

flows  and  distributed  dynamic  strain  measurement  with  Fiber  Bragg  gratings  (FBGs)  for  integrity 

monitoring of risers. 

31 | P a g e   

 

(Huckabee,  2009)  summarizes  applications  of  optic  fiber  distributed  temperature  sensing  (DTS) 

technology  for  hydraulic  fracturing  stimulation  diagnostics  and  well  performance  evaluation  in 

unconventional gas well completions.   The DTS installations included temporary “call‐out” deployments, 

velocity  string  installations,  and  permanent  "behind  casing"  installations  in  vertical  and  horizontal 

wellbores;  results  provided  quantitative  inflow  distribution  measurement  for  well  performance 

evaluations  in commingled multiple  interval completions.   The results also validated hydraulic fracture 

containment in disposal well injection applications.  The many uses for a well’s temperature profile are 

taking  fiber‐optic  technology  (e.g., DTS)  into  the  forefront of production monitoring  and diagnostics, 

(Brown, 2009). 

 

DTS analysis helps determine what acidizing procedure should be made, (Reyes et al. 2010). 

 

(Rahman et al. 2011) is a case study of the application of DTS technology in solving surveillance issues in 

an  old  field,  presenting many  examples  of  injection  profiles  derived  from DTS measurements  and  a 

comparative evaluation of different interpretation techniques. (Rahman et al. 2013) presents results of 

field tests with Fiber‐Optic Distributed Temperature Sensing (DTS)  in a five‐well permanent  installation 

pilot  followed  by  a  30‐well  survey  acquisition  program  in which  the  injection  profiles  from  over  70 

injection strings with DTS fibers are being routinely surveyed and the interpreted results are being pro‐

actively  used  for  waterflood  surveillance  and  optimization.  The  field  tests  confirmed  that  the  DTS 

technology  has  the  potential  to  replace  conventional  Radio‐Active  Tracer  (RAT)  technology  for 

continuous  monitoring  of  injection  profile;  RAT  had  faced  limitations  and/or  challenges  due  to  its 

inability to access wellbores for logging because of scale build‐ups and casing deformations.  DTS surveys 

provided  temperature  measurements  spaced  equally  along  the  length  of  an  optical  fiber  at 

approximately  1  meter  intervals.    The  DTS  technical  issues  resolved  successfully  in  the  field  tests 

included the following:  The fiber optic cable contained inside a ¼ inch stainless steel tube was deployed 

outside the casing and cemented  in place. The fiber optic cable and  its control  line were  installed  in a 

way that permitted perforation for completion without damaging the fiber.   The control  line and fiber 

was  pulled  through  the wellhead mandrel  and was  secured  from  damage  during  rig move‐out,  and 

installation of the well‐head and injection manifold.  The whole installation procedure was made simple 

and  fast enough to be  integrated  into  lean manufacturing style of drilling process that takes  less than 

three  days  to  complete  a well  from  spud  to  rig  release.    The  acquisition  and  interpretation  of  DTS 

technology  for monitoring of  injection profile was made  cheap enough  to be  incorporated  in a  “low‐

cost” environment where a producer makes  less than 20 BOPD.    In achieving a “low‐cost”  installation, 

own surveys were made and own software was developed for processing and interpreting the data for 

hundreds of injectors surveyed and analyzed yearly. 

 

3.3 Fiber Optic Distributed Sensing: DTS, DPS, DSS, DAS, and DCS 

Fiber‐optic  technology  which  provides  for  distributed  temperature  sensing  (DTS)  is  a  means  for 

measuring temperature along the length of an optical fiber in a well, (Al‐Asimi et al. 2002).  (Wang, et al, 

2003) successfully developed optical fiber sensors for measurement of pressure, temperature, flow and 

32 | P a g e   

acoustic  waves  and  show  successful  demonstrations  in  three  field  tests  in  the  oil  fields  of 

Chevron/Texaco in Coalinga, California and at the world class oil flow loop facilities at the University of 

Tulsa, in Tulsa, Oklahoma.  Successful demonstrations showed the following results. 

 

(a)  Deployability of fiber optic sensors; no sensors failed in any of the three field tests during 

deployment; 

(b) Pressure sensor resolution of 0.03psi, repeatability of 0.15% full scale and stability of 0.01%; 

(c) Flow sensor resolution of 0.26% and stability better than 1.56%; 

(d) Developed sensor and hermetic packaging that can be deployed through 0.25inch O.D., 

0.125 inch I.D. high pressure steel tubing; packaged sensor is less than 1mm in diameter; 

(e) Developed remote monitoring and control systems so that all the computers in the field site 

at Coalinga, Ca could be monitored and controlled from virtually anywhere in the world through 

remote internet access; 

(f) Successfully developed and tested acoustic sensors. 

 

Hybrid  fiber‐optic  cable  is  used  in  permanent  monitoring  (e.g.,  pressure  and  temperature)  in  the 

sandface,  (Algeroy  et  al.  2010).    Fiber  optic  sensor  technologies  offer  a  wide  range  of  subsurface 

measurements  that  includes  distributed  temperature  sensing  (DTS),  distributed  strain  sensing  (DSS), 

distributed pressure sensing (DPS), distributed acoustic sensing (DAS), and distributed chemical sensing 

(DCS), (Koelman, 2011).  Field tests have demonstrated that fiber optic distributed temperature sensing 

systems  have  potential  for  continuous monitoring  of  the  reservoir.    Full‐field  implementations  have 

been  able  to  overcome  both  technical  and  economic  challenges.    For  example,  a  full‐field 

implementation showed that (a) perforating a well for completion could be managed without damaging 

the DTS fiber and (b) that DTS could be deployed successfully outside the casing without any damage, 

(Dennis,  2013)  and  (Rahman  et  al.  2013).    These  latter  references  point  out  that  approximately  70 

permanent  and  semipermanent  DTS  installations  have  been  run  and  no  fiber  has  failed  because  of 

temperature  or  hydrogen  degradation  or  because  of  formation  shear.    Furthermore,  four wells with 

external  fiber  optic  cable  have  been  hydraulically  fractured  with  a  large  volume  of  sand  proppant 

without any harm done to the fiber. 

 

Many  environmental  applications  of  DTS  demand  very  accurate  temperature  measurements,  with 

typical RMSE<0.1K,  (van de Giesen, et al. 2012).   A number of DTS application  issues are described  in 

(Tyler  et  al.  2009)  including  repeatability,  resolution,  cable  options,  instrument  operations,  and 

performance. 

 

3.4 Fiber Optic Distributed Sensing Products 

The following list of manufacturers of DTS systems is taken from (Ukil et al. 2012); it is not an exhaustive 

list, and the order does not signify any relative measure. 

 

• Sensa® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://sensa.org.): DTS systems like SUT‐® family, 

DTS‐® family for applications like power T&D, leakage detection in oil and gas, fire detection, etc. 

33 | P a g e   

• omnisens® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://www.omnisens.ch.): distributed 

monitoring systems for temperature, strain, fatigue, etc., like DITEST‐® LTM®, AIM®, SHM®, DSM®, 

STA‐R®, DLIGHT series®, etc. 

• es&s® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://www.esands.com.): DTS system like DiTeSt® 

for distributed temperature and strain measurement. 

• LIOS TECHNOLOGY® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://www.lios‐technology.com.): 

stand alone DTS systems, integrated Real Time Thermal Rating (RTTR) package. 

• sensornet® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://www.sensornet.co.uk.): fiber optic 

sensors and digital monitoring systems. 

• SensorTran® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://www.sensortran.com.): DTS product 

families like ASTRA®, CENTUARUS®, GEMINI®, NEPTUNE®, CABLES®. 

• Weatherford® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://www.ep‐solutions.com.): optical DTS, 

optical pass‐thru pressure/temperature gauge. 

• AP SENSING® (Manuals. (Online). Available: http://www.apsensing.com.): DTS system like EN54‐5®. 

• Promore Engineering Inc.® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://www.promore.com.): 

reservoir monitoring systems. 

• sabeus® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://www.sabeus.com.): Field Sense™ MPT 

temperature sensing systems, BHPt pressure sensing systems. 

• LUNA Technologies® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://www.lunatechnologies.com.): 

Distributed Sensing System™ (DSS) 4300 for making distributed measurements of temperature and 

strain. 

• HALLIBURTON® (Manuals, whitepapers. (Online). Available: http://www.halliburton.com.). 

• MAXIM® (Application Note 687. (Online). Available: http://www.maxim‐ic.com/an687.). 

 

The list included the following nonprofit professional societies as well. 

 

• The Fiber Optic Association Inc. (The Fiber Optic Association, Inc., Tech. information, 

whitepapers.(Online). Available: http://www.thefoa.org.). 

• Subsea Fiber Optic Monitoring Group (Subsea Fiber Optic Monitoring Group, Publications, 

whitepapers. (Online).Available: http://www.seafom.com.). 

• IEEE Photonics Society (IEEE Photonics Society, Journals, Conf. Publications. (Online). Available: 

http://www.photonicssociety.org.).  

 

Hottinger Baldwin Messtechnik GmbH, Germany developed products based on photonic Bragg sensors, 

(Haase, 2007),  including fiber optical Bragg sensors for strain measurements.   Products  include special 

software modules and hardware components for signal processing of photonic sensors linking electrical 

and optical systems as well as high strain level applications. 

 

The Distributed Temperature Sensing technology  in use by Schlumberger uses fiber optic temperature 

sensors to determine the temperature distribution down the well at resolutions near 1 meter. By pulsing 

laser  lights  down  an  optic  cable  and  reflecting  the  light  scattered  due  to  Raman  scattering,  a  log  is 

produced that accurately depicts the thermal conditions (Brown 2008).   Schlumberger uses a resonant 

34 | P a g e   

pressure transducer in its WellWatcher tool that uses microchips cast on synthetic sapphire plates. The 

result  is  a  pressure  transducer  that  can withstand  the  high  temperatures  expected  in most  drilling 

scenarios (Culurciello 2010).  These gauges are rated to withstand pressures over 10,000kPa and 110°C 

(Schlumberger 2008).  Schlumberger reports on the development of its permanent fiber‐optic pressure 

gauge,  (Algeroy  et  al.  2010).    As  an  example  of  what  oil  and  gas  service  companies  provide, 

Weatherford’s “Downhole Optical Cable” is a standard cable that consists of two single‐mode fibers for 

pressure gauges, flowmeters, and seismic systems and one multimode fiber for DTS systems. Pressure 

gauges and  seismic  stations are multiplexed on a  single  fiber, while a downhole cable  splitter can be 

used  to  further enable multi‐zone  sensing architectures  that deliver enhanced production monitoring 

capabilities. 

 

Yokogawa has developed  the DTSX200 distributive  temperature sensor  (DTS)  to  facilitate  the efficient 

recovery of unconventional resources by monitoring temperature distribution underground, (Fukuzawa, 

2012). 

 

Future  systems  and  products must  be  capable  of withstanding  higher  and  higher  temperatures  and 

operate on  less and  less dependency of a “down‐the‐hole” power  source,  (Avant et al. 2012).   Many 

applications  of  fiber  optic  distributive  sensing  do  not  require  a  power  source  except  at  the  surface.  

Optical fibers for DTS applications are under development for withstanding temperatures in geothermal 

wells where  temperatures  can  range  from 350‐380°C wells  to 550‐600°C wells producing  geothermal 

fluids, (Reinsch et al. 2010). 

 

3.5 U. S. Patents on Fiber Optic Sensing Technology 

The abstracts of 57 collected U.S. patents on fiber optic sensing technology are summarized in Appendix 

A. The issue dates of the patents range over a 24 year period from 1990 to 2014.  The sampling of 

patents shows the potential breadth and depth of fiber optic sensing applications and the recent 

exponential growth of patents in the area of fiber optic sensing technology. 

3.6 References ‐ Chapter on Fiber Optic Sensing 

Al‐Asimi, Mohammad et al. “Advances in Well and Reservoir Surveillance,” Oilfield Review, Winter 2002/2003, pp. 14‐35. 

Algeroy, John, Lovell, John, Tirado, Gabriel, Meyyappan, Ramaswamy, Brown, George, Greenaway, Robert, Carney, Michael, Meyer, Joerg H., Davies, John E., and Pinzon, Ivan D., 2010. “Permanent Monitoring: Taking it to the Reservoir,” Oilfield Review, Spring 2010, 22, no. 1, pp. 34‐41. 

Avant, Chris, Behera, Bijaya K., Danpanich, Supamitta, Laprabang, Waranon, De Santo, IIaria, Heath, Greg, Osman, Kamal, Khan, Zuber A., Russell, Jay, Sims, Paul, Slapal, Miroslav, Tevis, Chris, 2012. “Testing the limits in Extreme Well Conditions,” Oilfield Review Autumn 2012, 24, no. 3. 

Bao, X., Webb, D. J., and Jackson, D. A., 1993. “32‐km Distributed temperature sensor using Brillouin loss in optical fibre”, Optics Lett., Vol. 18, No. 7, pp. 1561‐1563, (1993). 

Bao, X., Webb, D. J., and Jackson, D. A., 1994. “Combined distributed temperature and strain sensor based on Brillouin loss in an optical fiber,”Opt. Lett., vol. 19, no. 2, pp. 141–143, 1994. 

35 | P a g e   

Bao, X., Dhliwayo, J., Heron, N., Webb, D. J., and Jackson, D. A., 1995. “Experimental and theoretical studies on a distributed temperature sensor based on Brillouin scattering,” J. Lightwave Technol., vol. 13, no. 7, pp. 1340–1348, 1995. 

Bolognini, Gabriele, Park, Jonghan, Soto, Marcelo A., Park, Namkyoo and Di Pasquale, Fabrizio, 2007. “Analysis of distributed temperature sensing based on Raman scattering using OTDR coding and discrete Raman amplification,” Measurement Science and Technology, vol. 18, no. 1, 2007, pp. 3211‐3218. 

Brown, G.A., Kennedy, B., and Meling, T., ‘Using Fibre‐Optic Distributed Temperature Measurements to Provide Real‐Time Reservoir Surveillance Data on Wytch Farm Field Horizontal Extended‐Reach Wells,” SPE paper 62952, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1‐4 October 2000, Dallas, Texas. 

Brown, G., Carvalho, V., Wray, A., Sanchez, A., and Gutierrez, G., 2005. “Slickline With Fiber‐Optic Distributed Temperature Monitoring for Water‐Injection and Gas Lift Systems Optimization in Mexico,” SPE paper 94989, SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, 20‐23 June 2005, Rio de Janeiro, Brazil. 

Brown, G., Field, D., Davies, J., Collins, P., and Garayeva, N., 2005. “Production Monitoring Through Openhole Gravel‐Pack Completions Using Permanently installed Fiber‐Optic Distributed Temperature Systems in the BP‐Operated Azeri Field in Azerbaijan,” SPE paper 95419, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 9‐12 October 2005, Dallas, Texas. 

Brown, George, 2009. “Downhole Temperatures from Optical Fiber,” Oilfield Review Winter 2008/2009:20, no. 4, 2009, pp. 34‐39. 

Carnahan, B.D., Clanton, R.W., Koehler, K.D., Harkins, G.O., and Williams, G.R., 1999. “Fiber Optic Temperature Monitoring Technology,” SPE paper 54599, SPE Western Regional Meeting, 26‐27 May 1999, Anchorage, Alaska. 

Clowes, J. R, McInnes, J, Zervas, M. N, Payne, D. N, 1998. “Effects of High‐Temperature and Pressure on Silica Optical Fiber Sensors,” IEEE Photonics Technology Letters, Vol. 10, No. 3, pp. 403‐405. 

Clowes, J. R, Syngellakis, S, Zervas, M. N, 1998. “Pressure Sensitivity of Side‐Hole Optical Fiber Sensors,” IEEE Photonics Technology Letters, Vol. 10, No. 6, pp. 857‐859. 

Clowes, J. R, Edwards, J, Grudini, I, Kluth, E. L. E, Varnham, M. P, Zervas, M. N, Crawley, C. M, Kutlik, R. L, 1999. “Low Drift Fibre‐Optic Pressure Sensor for Oil Field Downhole Monitoring,” Electronics Letters, Vol. 35, No. 11, pp. 926‐927. 

Culshaw, Brian, 2000. “Fiber Optics in Sensing and Measurement,” IEEE Journal of Selected Topics in Quantum Electronics, Vol. 6, No. 6, November/December 2000, pp. 1014‐1021. 

Culverhouse, D., Farahi, F., Pannel, C. N., and Jackson, D. A., 1989. “Potential of stimulated Brillouin scattering as sensing mechanism of distributed temperature sensors,” Electron. Lett., vol. 25, pp. 913–914, 1989. 

Dakin, J. P., Pratt, D. J., Bibby, G. W., and Ross, J. N., 1985. “Distributed optical fiber Raman temperature sensor using a semiconductor light source and detector,” Electron. Lett., vol. 21, pp. 569‐570, 1985. 

Dakin, John and Culshaw, Brian, 1988. Optical Fiber Sensors: Principles and Components, Artech House, Boston, 1988. 

Dakin, John and Culshaw, Brian, 1989. Optical Fiber Sensors II: Systems and Applications, Artech House, Boston, 1989. 

Dakin, John and Culshaw, Brian, 1996. Optical Fiber Sensors III: Components and Subsystems, Artech House, Boston, 1996. 

Dakin, John and Culshaw, Brian, 1997. Optical Fiber Sensors IV: Applications, Analysis, and Future Trends, Artech House, Boston, 1997. 

36 | P a g e   

De Costa, William J. 2004.“Next‐Generation Fiber Optic Sensors Capture Vital Information To Guide Decision Making,” The American Oil & Gas Reporter, January 2004. 

Denney, Dennis, 2013 (written by senior editor Dennis Denney based on paper SPE 163694 authored by Rahman, Mahmood, Reed, Daniel A., and Allan, Malcoln E.,) , “Implementation Challenges: DTS Injection Profiles in the Belridge Field, California,” JPT, June 2013, pp. 120‐123. 

Dyott, R. B. and Stern, J. R., 1970. “Group delay in glass fiber waveguides,” in IEE Conf. Trunk Telecommunications by Guided Waves, London, U.K., Sept.‐Oct. 1970, pp. 176–181. 

Eck, Joseph et al. 2000. “Downhole Monitoring: The Story So Far,” Oilfield Review, Winter 1999/2000, pp. 20‐33. 

Fryer V, Shuxing D, Otsubo Y, Brown G and Guilfoyle P, 2005. “Monitoring of Real‐Time Temperature Profiles Across Multizone Reservoirs During Production and Shut‐In Periods Using Permanent Fiber‐Optic Distributed Temperature Systems,” SPE 92962, SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Jakarta, April 5‐7. 

Fukuzawa, Toru, 2012. “DTSX200 Distributed Temperature Sensor for Oil and Gas Production, Yokogawa Technical Report, Vol. 55, No. 2, 2012. 

Garus, D., Gogolla, T., Krebber, K., and Schliep, F., 1997. “Brillouin optical fiber frequency‐domain analysis for distributed temperature and strain measurements,” J. Lightwave Technol., vol. 15, no. 4, pp. 654–662, 1997. 

Glasbergen, Gerard, Gualtieri, Dan, Trehan, Rakesh, Van Domelen, Mary, and Nelson, Micky, 2007. “Real‐Time Diversion Quantification and Optimization Using DTS,” SPE paper 110707, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 11‐14 November 2007, Anaheim, California. 

Haase, K., 2007. “Strain sensors based on Bragg gratings,” Joint IMEKO TC3, TC16 and TC22 International Conference, November 27‐30, 2007, Merida, Mexico. 

Hartog, A. H., 1985. “Distributed temperature sensing in solid‐core fibers,” Electron. Lett., vol. 21, pp. 1061–1062, 1985. 

Henninges, Jan, Zimmermann, Günter, Büttner, Grit, Schrötter, Jörg, Erbas, Kemal, and Huenges, Ernst, 2005. “Wireline distributed temperature measurements and permanent installations behind casing,” Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, 24‐29 April 2005. 

Hill, K. O., Fujii, Y., Johnson, D. C., and Kawasaki, B. S., 1978. “Photosensitivity in optical fiber waveguides: Application to reflection filter fabrication,” Appl. Phys. Lett., vol. 32, pp. 647–649. 

Hill, Ken and Meltz, Gerry, 1997. “Fiber Grating Technology Fundamentals and Overview,” Journal of Lightwave Technology, 15, 8, August, 1263‐1276, 1997. 

Horiguch, T., Kurashima, T., and Tateda, M., 1990. “Distributed‐temperature sensing using stimulated Brillouin scattering in optical silica fibers”, Opt. Lett., 15, N°8, pp.1038‐10‐140, (1990). 

Huckabee, Paul, 2009. “Optic Fiber Distributed Temperature for Fracture Stimulation Diagnostics and Well Performance Evaluation,”  SPE paper 118831, SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 19‐21 January 2009, The Woodlands, Texas. 

Inaudi, Daniele and Glisic, Branko, 2006. “Integration of distributed strain and temperature sensors in composite coiled tubing,” SPIE Smart Structures and Materials Conference in San Diego. 2006 February 27, March 2, 2006. 

Inaudi, Daniele and Glisic, Branko, 2006. “Distributed Fiber optic Strain and Temperature Sensing for Structural Health Monitoring,” IABMAS'06 The Third Int'l Conference on Bridge Maintenance, Safety and Management, 16 ‐ 19 July 2006, Porto, Portugal. 

Johnson, D., Sierra, J., Gualtieri, D., and Kaura, J., 2006. “DTS Transient Analysis: A New Tool To Assess Well Flow Dynamics,” SPE paper 103093, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24‐27 September 2006, San Antonio, Texas. 

Kao, C. K.  and Hockham, G., 1966. “Dielectric fiber surface waveguides for optical frequencies,” Proc. IEE, vol. 113, pp. 1151–1158, July 1966. 

37 | P a g e   

Karaman, Osama S., Kutlik, Roy L., and Kluth, Ed L., 1996. “A Field Trial to test Fiber Optic Sensors for Downhole Temperature and Pressure Measurements, West Coalinga Field, California,”  SPE paper 35685, SPE Western Regional Meeting, 22‐24 May 1996, Anchorage, Alaska. 

Kawasaki, B. S., Hill, K. O., Johnson, D. C., and Fujii, Y., 1978. “Narrow‐band Bragg reflectors in optical fibers,” Opt. Lett., vol. 3, pp. 66–68, 1978. 

Kersey, Alan D., Davis, Michael A., Patrick, Heather J., LeBlanc, Michel, Koo, K. P., Askins, C. G., Putnam, M. A., and Friebele, E. Joseph, 1997. “Fiber Grating Sensors,” Journal of Lightwave Technology, 15, 8, August, 1442‐1463, 1997. 

Koelman, J. Vianney, 2011. “Fiber‐Optic Sensing Technology Providing Well, Reservoir Information‐‐Anyplace, Anytime,” JPT, July 2011, pp. 22‐24. 

Lanier, G.H., Brown, G., and Adams, L., 2003. “Brunei Field Trial of a Fibre Optic Distributed Temperature Sensor (DTS) System in a 1,000m Open Hole Horizontal Oil Producer,” SPE paper 84324, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 5‐8 October 2003, Denver, Colorado. 

Lecoeuche, V., Hathaway, M. W., Webb, D. J., Pannell, C. N., and Jackson, D. A., 2000. “20‐km distributed temperature sensor based on spontaneous Brillouin scattering,” IEEE Photon. Technol. Lett., vol. 12, no. 10, pp. 1367–1369, 2000. 

Menadier, C., Kissinger, C., and Adkins, H., 1967. “The fotonic sensor,” Instruments and Control Systems, vol. 40, p. 114, 1967. 

Niklès, M., Thévenaz, L., Robert, Philippe A., 1995. “Simple distributed fiber sensor based on Brillouin gain spectrum analysis", Optics Lett., 21, pp. 758‐760, (1995). 

Parker, T. R., Farhadiroushan, M., Feced, R., Handerek, V. A., and Rogers, A. J., 1998. “Simultaneous distributed measurement of strain and temperature from noise‐initiated Brillouin scattering in optical fibers,” IEEE J. Quantum Electron., vol. 34, no. 4, pp. 645–659, 1998. 

Pinzon, I.D., Davies, J.E., Mammadkhan, F., and Brown, G.A., 2007. “Monitoring Production from Gravel‐Packed Sand‐Screen Completions on BP's Azeri Field Wells Using Permanently installed Distributed Temperature Sensors,” SPE paper 110064, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 11‐14 November 2007, Anaheim, California. 

Qi, Bing et al. 2002. “Fiber Optic Pressure and Temperature Sensors for Oil Down Hole Application,” Fiber Optic Sensor Technology and Applications, Proceedings of SPIE, Vol. 4578, pp. 182‐190. 

Rahman, Mahmood, Zannitto, Peter J., Reed, Daniel A., and Allan, Malcolm E., 2011. “application of Fiber‐Optic Distributed Temperature Sensing Technology for Monitoring Injection Profile in Belridge Field, Diatomite Reservoir,” SPE paper 144116, SPE Digital Energy Conference and Exhibition, 19‐21 April 2011, The Woodlands, Texas. 

Rahman, Mahmood, Reed, Daniel A., and Allan, Malcolm E., 2013. “The Challenges of Full Field Implementation of Fiber‐Optic DTS for Monitoring Injection Profile in Belridge Field, California,” SPE paper 163694, 2013 SPE Digital Energy Conference and Exhibition, Mar 05 ‐ 07, 2013, The Woodlands, TX. 

Reinsch, Thomas and Henninges, Jan, 2012. “Temperature dependent characterization of optical fibres for distributed temperature sensing in hot geothermal wells,” Measurement Science and Technology, 21 (2010) 094022 (http://dx.doi.org/10.1088/0957‐0233/21/9/094022), arXiv:1206.1853 (physics.geo‐ph), 8 June 2012. 

Reyes, Robert, Glasbergen, Gerard, Yeager, Valerie, and Parrish, Joseph, 2010. “Distributed temperature sensing yields lessons for acid treatment,” World Oil, July 2010, pp. 91‐100. 

Shimizu, K., Horiguchi, T., and Koyamada, Y., 1995. “Measurement of distributed strain and temperature in a branched optical fiber network by use of Brillouin optical time‐domain reflectrometry,” Opt. Lett., vol. 20, no. 5, pp. 507–509, 1995. 

Shiota, T.  and Wada, T., 1991. “Distributed temperature sensors for single mode fibers,” Proc. SPIE, vol. 1586, pp. 13–18, 1991. 

38 | P a g e   

Sierra, Jose, Kaura, Jiten, Gualtieri, Dan, Glasbergen, Gerard, Sarkar, Diptabhas, and Johnson, David, 2008. “DTS Monitoring of Hydraulic Fracturing: Experiences and Lessons Learned,”  SPE paper 116182, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 21‐24 September 2008, Denver, Colorado. 

Signorini, A., Faralli, S., Soto, M.A., Sacchi, G., Baronti, F., Barsacchi, R., Lazzeri, A., Roncella, R., Bolognini, G., and Di Pasquale, F., 2010.  “40 km long‐range Raman‐based distributed temperature sensor with meter‐scale spatial resolution,” IEEE 2010 Optical Society of America, Optical Fiber Communication, National Fiber Optic Engineers Conference, 21‐25 March 2010, San Diego, CA. 

Simon, J. C.  and Spitz, E., 1963. “Propagation guidée de lumière coherente,” Commun. à la Societé Française de Physique, vol. 24, no. 2, pp. 149–169, 1963. 

Skinner, Neal G.   and Maida, Jr., John L. , 2004. “Downhole Fiber‐optic Sensing: The Oilfield Service Provider’s Perspective,” Fiber Optic Sensor Technology and Applications III edited by Michael A. Marcus, Brian Culshaw, John P. Dakin, Proc. of SPIE Vol. 5589, SPIE, Bellingham, WA, 2004, pp. 206‐220. 

Snitzer, E., 971. “Apparatus for controlling the propagation characteristics of coherent light within an optical fiber,” U.S. Patent 3 625 589, Dec. 7, 1971. 

Soto, M.A., Sahu, P.K., Faralli, S., Bolognini, G., Di Pasquale, F., Nebendahl, B.  and Rueck, C., 2007. “Distributed temperature sensor system based on Raman scattering using correlation‐codes,” Electronics Letters, August 2, 2007, vol. 43, no. 16. 

Tyler, Scott W., Selker, John S., Hausner, Mark B., Hatch, Christine E., Torgersen, Thomas, Thodal, Carl E., and Schladow, S. Geoffrey,  2009. “Environmental temperature sensing using Raman spectra DTS fiber‐optic methods,” Water Resources Research, vol. 45, Issue 4, April 2009. 

Ukil, Hisek, Braendle, Hubert, and Krippner, Peter, 2012. “Distributed Temperature Sensing: Review of Technology and Applications,” IEEE Sensors Journal, Vol. 12, No. 5, May 2012, pp. 885‐892. 

van de Giesen, Nick, Steele‐Dunne, Susan C., Jansen, Jop, Hoes, Olivier, Hausner, Mark B., Tyler, Scott and Selker, John, 2012. “Double‐Ended Calibration of Fiber‐Optic Raman Spectra Distributed Temperature Sensing Data,” Sensors 2012, 12, 5471‐5485. 

Wang, Anbo, 2003. “Optical Fiber Sensor Technologies for Efficient and Economical Oil Recovery,” Final Technical Report, DOE Award Number DE‐FT26‐98BC15167, Center for Photonics Technology, June, 2003. 

Xu, Juncheng, 2005. “High Temperature High Bandwidth Fiber Optic Pressure Sensors,”, Ph.D. dissertation, Viriginia Polytechnic Institute and State University. 

Yamate,  Tsutomu,  2008.  “Fiber‐Optic  Sensors  for  the  Exploration  of Oil  and Gas,”  19th  International Conference on Optical Fibre Sensors, Proc. of SPIE, vol. 7004, 700438 (2008). 

 

   

39 | P a g e   

4. Instrumented Casing

Instrumented casing is defined as a casing containing sensors or possessing the ability to communicate 

with or interrogate remote sensors.  The sensed data may be communicated to the surface by means of 

a casing telemetry system, or stored for later retrieval by another tool. This section gives a brief history of instrumented casing technologies, and describes several attempts to create such a system. 

4.1 Brief History ‐ Instrumented Casing 

Cooke et al. (1984) introduced instrumented casing.  The main objective of their investigation was real‐

time measurement of downhole  temperature and pressure during cementing  in order  to monitor and 

predict mud losses, mud displacement efficiency, mud setting time, cementing operations, cross flow in 

the annulus, gas migration, forecast well behavior, and reduce remedial costs.  They proposed attaching 

temperature and pressure sensors externally to the production casing and connecting them by a cable 

that extended to the surface in order to transmit the valuable data to the surface. 

 

In  2000,  other  inventors  (Ciglenec  and  Tabanou  2000)  proposed  a  system  that measures  formation 

pressure with remote sensors in cased boreholes.  They presented a system that takes information from 

sensors placed in the formation during drilling operations. To achieve this, sensors will be placed in the 

formation by means of gunfire, drilling, or hydraulically forcing them prior to  installation of the casing.  

The system would communicate with these sensors using an antenna installed on the casing.  Given the 

uncertainty  in  sensor  location,  they  proposed  attaching  pip‐tags  to  these  sensors  that  would  emit 

gamma radiation. A wireline tool could then detect the pip‐tag depth and azimuth. This tool would then 

create a hole  in the casing, and  insert an antenna  in the casing wall to allow communication with and 

data  collection  from  the  sensors.    Although  this  patent  focuses  specifically  on  detecting  formation 

pressure,  it  is  obvious  that  other  types  of  sensors  could  as  easily  be  employed  by  this  or  a  similar 

system;  the  focus  on  formation  pressure  is  understandable  considering  its  vital  role  in  formation 

monitoring, production  lifetime,  and  ensuring  continuous production. The  casing  antenna  could  then 

either  communicate  this  information  to  the  surface  or  store  it  in memory  for  later  collection.  The 

greatest disadvantage of this system appears to be the time required to detect and mount antennas on 

the casing. A preferable embodiment, assuming all other  factors are equal, would be a casing system 

with preinstalled antennas, thereby eliminating the non‐productive time (NPT). 

 

During 2002 and 2004, Beique and Morris  (2004) proposed  the  idea of placing pressure sensor  in  the 

casing for future measurements and monitoring.  Sensors should be attached to transmitters that send 

the measurements  to  receivers, which  collect  and  transmit  the  sensor  information  to  the  surface or 

MWD/LWD and/or wireline tools. 

 

Recently, Vinegar et al. (2006) developed wireless communication system using well casing.  The system 

uses well casing as a power and communication path between the surface and downhole modules, and 

the  formation  as  the  ground  (return  path  to  complete  the  electrical  circuit).    Communications  are 

implemented  using  spread‐spectrum  transceivers  at  the  wellhead  and  downhole  modules.    The 

40 | P a g e   

communication  enables  transmission  of  measurements  from  downhole  sensors  placed  outside  the 

casing to the surface, and control of downhole devices. 

 

More  recently,  Liang et  al.  (2009) presented  a method  that utilizes downhole  sensor networks using 

wireless communication.  The goal of this invention would be to create a denser sensing structure near 

the  borehole  to  provide  information  vital  to  drilling,  completions,  and  production  operations.    It 

recognizes  that  elastodynamic  waves  can  be  employed  for  both  subterranean  power  transfer  and 

communication with  the  sensor.    Those  sensors  are  located  in  the  vicinity  of  a  producing wellbore 

receive power and communicate with one or more hubs located in the well or at the outer surface of a 

casing by means of elastodynamic waves. These hubs could  then  log  the  sensor  information  for  later 

retrieval by a wireline type tool, or communicated directly to the surface by means of a cable attached 

to  the  casing.  The  interrogating  hubs  could  either  harvest  energy  from  the  surrounds  (such  as  from 

downhole  vibration  or  fluid  flow)  or  could  draw  power  directly  from  a  casing  cable.  Given  the 

uncertainty in the relative hub and senor locations, they propose a type of searching function that would 

allow the hub to locate a sensor (or sensor cluster) by steering the elastodynamic beam until a response 

is detected; sensor locations could then be stored in memory. Furthermore, these sensor clusters could 

increase  communication  range  and  signal  strength by  acting  together  to  create  a  stronger  combined 

signal, so called beam forming. It is interesting to note that they disdain the use of RFID for the sensors 

because of the short communication distance and power transfer problems. 

 

In  summary,  a  number  of  attempts  have  been made  to  create  instrumented  casing  systems.    The 

commercial  success  of  these  systems,  however,  has  been  limited.  Presently,  instrumented  casing 

systems have a  limited number of sensing elements at only a few discrete  locations  in the wellbore. A 

number of  the  systems discussed here would  satisfy  a  loose definition of  an  ICIFT  system; however, 

there are significant gaps  in the  intellectual property  in this area, specifically there exist not patents at 

present known to the authors that would prohibit the creation and commercialization of the system and 

methods considered in this project.  

4.2 U. S. Patents ‐ Instrumented Casing 

The  review  of  instrumented  casing  technology  highlights  the  developments  that  have  been made  in 

intelligent property as well as the review of articles published in journals and other resources. 

U.S.  Patent  4120166  (October  17,  1978)  [Cement  monitoring  method;  Exxon  Production  Research 

Company] proposes a method for monitoring the  location and set of a cement slurry within a support 

member of an offshore structure. The location and setting properties of the cement are determined by 

monitoring  the electrical  resistivity of  the  fluid within  the  support member. Preferably,  a plurality of 

electrical  probes  mounted  along  the  length  of  the  support  member  can  be  used  to  measure  the 

electrical resistivity of fluid within the member. Normally, the presence of cement would be indicated by 

an abrupt change of resistivity as the cement displaces the original fluid (air or sea water) present in the 

support member. Resistivity of the cement slurry will also change gradually as the cement sets. 

Cooke et al. (1984) investigated real‐time measurement of downhole temperature and pressure during 

cementing in order to monitor and predict mud losses, mud displacement efficiency, mud setting time, 

41 | P a g e   

cementing  operations,  cross  flow  in  the  annulus,  gas migration,  forecast well  behavior,  and  reduce 

remedial  costs.    They  proposed  attaching  temperature  and  pressure  sensors  externally  to  the 

production casing and connecting them by a cable that extended to the surface in order to transmit the 

valuable data  to  the  surface.   Even  though  little experimental work on  instrumented casing has been 

published  since  Cooke’s  work  in1984,  a  number  of  U.S.  patents  have  been  issued  related  to 

instrumented casing since that time.  These are reviewed next.  

U.S. Patent 4839644 (June13, 1989) [System and method for communicating signals in a cased borehole 

having tubing; Schlumberger Technology Corporation] proposes a system and method are  for wireless 

two‐way  communication  in  a  cased  borehole  having  tubing  extending  there  through.  A  downhole 

communications subsystem  is mounted on  the  tubing. The downhole subsystem  includes a downhole 

antenna for coupling electromagnetic energy  in a TEM mode to and/or from the annulus between the 

casing  and  the  tubing.  The  downhole  subsystem  further  includes  a  downhole  transmitter/receiver 

coupled  to  the  downhole  antenna,  for  coupling  signals  to  and/or  from  the  antenna.  An  uphole 

communications  subsystem  is  located  at  the  earth's  surface,  and  includes  an  uphole  antenna  for 

coupling  electromagnetic  energy  in  a  TEM  mode  to  and/or  from  the  annulus,  and  an  uphole 

receiver/transmitter coupled to the uphole antenna, for coupling the signals to and/or from the uphole 

antenna.  In  accordance  with  a  feature  of  the  invention,  the  annulus  contains  a  substantially  non‐

conductive  fluid  (such as diesel, crude oil, or air)  in at  least  the  region of  the downhole antenna and 

above. 

U.S. Patent 4845493 (July 4, 1989) [Well bore data transmission system with battery preserving switch; 

Hughes Tool Company] proposes an improved method and apparatus of transmitting data signals within 

a well bore having a string of tubular members suspended within it, employing an electromagnetic field 

producing  means  to  transmit  the  signal  to  a  magnetic  field  sensor,  which  is  capable  of  detecting 

constant and time‐varying fields, the signal then being conditioned so as to regenerate the data signals 

before  transmission  across  the  subsequent  threaded  junction  by  another  electromagnetic  field 

producing means  and magnetic  sensor  pair;  the method  and  apparatus  also  having  a  battery  saving 

switch that extends the life of the battery carried by the tubular member in a compartment that shields 

the battery from the well bore environment. 

U.S. Patent 6028534 (February 22, 2000) [Formation data sensing with deployed remote sensors during 

well  drilling;  Schlumberger  Technology  Corporation]  proposes  a method  and  apparatus  for  acquiring 

data representing formation parameters while drilling a wellbore is disclosed. A well is drilled with a drill 

string having a drill collar that is located above a drill bit. The drill collar includes a sonde section having 

transmitter/receiver electronics for transmitting a controlling signal having a frequency F and receiving 

data signals at a frequency 2F. The drill collar is adapted to embed one or more intelligent sensors into 

the  formation  laterally  beyond  the wall  of  the wellbore.  The  intelligent  sensors  have  electronically 

dormant and active modes as commanded by the transmitter/receiver circuitry of the sonde and in the 

active mode  have  the  capability  for  acquiring  and  storing  selected  formation  data  such  as  pressure, 

temperature,  rock  permeability,  and  the  capability  to  transmit  the  stored  data  to  the 

transmitter/receiver  of  the  sonde  for  transmission  thereby  to  surface  equipment  for  processing  and 

display  to  drilling  personnel.  As  the well  is  being  drilled  the  sonde  electronics  can  be  positioned  in 

selected proximity with a  remote  sensor and, without  tripping  the drill  string,  formation data  can be 

acquired and transmitted to the surface to enable drilling decisions based thereon.  

42 | P a g e   

In 2000, Ciglenec and Tabanou were issued the U.S. patent 6070662 (June 6, 2000) [Formation pressure 

measurement with  remote  sensors  in  cased  boreholes;  Schlumberger  Technology  Corporation]  that 

proposes  the  following:  The  present  invention  relates  to  a method  and  apparatus  for  establishing 

communication  in a cased wellbore with a data sensor  that has been remotely deployed, prior  to  the 

installation  of  casing  in  the  wellbore,  into  a  subsurface  formation  penetrated  by  the  wellbore. 

Communication  is  established by  installing  an  antenna  in  an opening  in  the  casing wall.  The present 

invention  further  relates  to  a method  and  apparatus  for  creating  the  casing wall  opening,  and  then 

inserting the antenna  in the opening  in sealed relation with the casing wall. A data receiver  is  inserted 

into the cased wellbore for communicating with the data sensor via the antenna to receive formation 

data signals sensed and transmitted by the data sensor. Preferably, the location of the data sensor in the 

subsurface  formation  is  identified prior  to  the  installation of  the antenna,  so  that  the opening  in  the 

casing can be created proximate the data sensor. The antenna can then be  installed  in the casing wall 

opening for optimum communication with the data sensor. It  is also preferred that the data sensor be 

equipped with means for transmitting a signature signal, permitting the location of the data sensor to be 

identified  by  sensing  the  signature  signal.  The  location  of  the  data  sensor  is  identified  by  first 

determining the depth of the data sensor, and then determining the azimuth of the data sensor relative 

to the wellbore.  

U.S.  Patent  6429784  (August  6,  2002)  [Casing mounted  sensors,  actuators  and  generators;  Dresser 

Industries,  Inc.] proposes a casing sensor and methods for sensing using a casing sensor are disclosed. 

The casing sensor  includes a casing shoe and a sensor coupled to the casing shoe. A casing data relay 

includes a downhole  receiver coupled  to a well casing and a  transmitter coupled  to  the  receiver. The 

casing sensor may be coupled to the transmitter. A drill string actuator may be controllable through the 

downhole receiver. 

In 2004, Beique and Morris were  issued the U.S. patent 6693554 (February 17, 2004) [Casing mounted 

sensors,  actuators  and  generators;  Halliburton  Energy  Services,  Inc.]  wherein  they  proposed  the 

following:  A  casing  sensor  and methods  for  sensing  using  a  casing  sensor  are  disclosed.  The  casing 

sensor  includes a casing shoe and a sensor coupled  to  the casing shoe. A casing data  relay  includes a 

downhole receiver coupled to a well casing and a transmitter coupled to the receiver. The casing sensor 

may be coupled  to  the  transmitter. A drill  string actuator may be controllable  through  the downhole 

receiver. 

In 2006, Vinegar et al. were issued the U.S. patent 7114561 (October 3, 2006) [Wireless communication 

using well casing; Shell Oil Company]; they proposed the following: A petroleum well having a borehole 

extending  into  a  formation  is provided. A piping  structure  is positioned within  the borehole,  and  an 

induction  choke  is  positioned  around  the  piping  structure  downhole.  A  communication  system  is 

provided along the piping structure between a surface of the well and the induction choke. A downhole 

module  is  positioned  on  an  exterior  surface  of  the  piping  structure  and  is  configured  to measure 

characteristics  of  the  formation.  The  formation  characteristics,  such  as  pressure  and  resistivity,  are 

communicated to the surface of the well along the piping structure. 

U.S.  Patent  7380597  (June  3,  2008)  [Deployment  of  underground  sensors;  Schlumberger  Technology 

Corporation] proposes a method of installing a sensor located in a chamber on the out‐side of a casing, 

comprising the steps of positioning the casing  in a well, cementing the casing  in position, positioning a 

drilling tool  inside the casing  level with the chamber, drilling through the casing, chamber and cement 

43 | P a g e   

into the formation surrounding the well so as to create a fluid communication path, and sealing the hole 

drilled in the casing. 

U.S. Patent 7477162  (January 13, 2009)  [Wireless  electromagnetic  telemetry  system  and method  for 

bottomhole  assembly;  Schlumberger  Technology  Corporation]  proposes  a  wireless  electromagnetic 

telemetry system for broadcasting signals across a bottomhole assembly disposed in a borehole drilled 

through a subterranean formation includes an insulated gap at a first point in the bottomhole assembly, 

at  least  one magnetic  field  sensor  at  a  second  point  in  the  bottomhole  assembly which measures  a 

magnetic field, and a circuitry which modulates a voltage across the insulated gap, wherein the voltage 

creates an axial current along the bottomhole assembly that results in the magnetic field. 

U.S. Patent 7518528 (April 14, 2009) [Electric field communication for short range data transmission in a 

borehole; Scientific Drilling International, Inc.] proposes an application of a unique conductive electrode 

geometry used to form an efficient wideband, one‐ or two‐way wireless data link between autonomous 

systems separated by some distance along a bore hole drill string. One objective is the establishment of 

an  efficient,  high  bandwidth  communication  link  between  such  separated  systems,  using  a  unique 

electrode configuration that also aids in maintaining a physically robust drill string. Insulated or floating 

electrodes of various selected geometries provide a means  for sustaining or maintaining a modulated 

electric potential  adapted  for  injecting modulated  electrical  current  into  the  surrounding  sub‐surface 

medium. Such modulated current conveys  information to the systems  located along the drill string by 

establishing a potential across a receiving insulated or floating electrode. 

In  2009,  Liang  et  al.  were  issued  the  U.S.  patent  7602668  (October  13,  2009)  [Downhole  sensor networks using wireless communication; Schlumberger] wherein they proposed the  following: Sensors located  in  the vicinity of a hydrocarbon‐producing well  receive power and  communicate with one or more hubs located in the well or at the outer surface of a casing by means of elastodynamic waves. Each hub incorporates a plurality of transducers which permit focusing of the emitted elastodynamic waves. In order to concentrate the energy on a single sensor, or a group of sensors arranged in a cluster. Hubs and  sensors  communicate  by  exchanging, modulated  elastodynamic  waves.  Sensors  belonging  to  a cluster may  transmit,  properly  time‐shifted  elastodynamic waves,  in  order  to  collectively  focus  their energy  in  the direction of a hub. Time  synchronization between  the  sensors within a  cluster may be accomplished by means of electromagnetic fields which travel much faster than elastodynamic waves, but can only propagate over short distances in typical formations.  U.S.  Patent  7880640  (February  1,  2011)  [Wellbore  communication  system;  Schlumberger  Technology 

Corporation]  proposes  a  gap  collar  for  an  electromagnetic  communication  unit  of  a  downhole  tool 

positioned  in a wellbore. The downhole tool communicates with a surface unit via an electromagnetic 

field generated by the electromagnetic communication unit. The gap collar includes a first collar having 

a  first end connector and a second collar having a second end connector matingly connectable  to the 

first end connector. The gap collar further includes a non‐conductive insulation coating disposed on the 

first and/or second end connectors, and a non‐conductive insulation molding positioned about an inner 

and/or outer surface of the collars. The insulation molding moldingly conforms to the shape collars. The 

connectors are provided with mated threads modified to receive the insulation coating. Measurements 

taken  by  the  downhole  tool may  be  stored  in memory,  and  transmitted  to  the  surface  unit  via  the 

electromagnetic field 

44 | P a g e   

U.S. Patent 8141631  (March 27, 2012)  [Deployment of underground  sensors  in  casing;  Schlumberger 

Technology  Corporation]  proposes  a  subsurface  formation  fluids monitoring  system,  and  a method 

thereof,  integrated  on  a  casing  or  tubing  sub  having  an  inner  and  an  outer  surface  and  defining  an 

internal  cavity.  The  system  also  includes  a  sensor mounted  on  the  outer  surface  and wireless  data 

communication between an interrogating tool located in the internal cavity and the sensor. The system 

also able to provide fluid communication between the sensor and fluids of the formation with a tool that 

can be moved through the well to a number of locations. 

U.S. Patent 8164475  (April 24, 2012) [Downhole communication; Expro North Sea Limited] proposes a 

downhole signal receiving system where a pair of setting devices are used to electrically connect with 

downhole  structure and are  connected  to one another by a bulk  conductor. Signals are extracted by 

using  a  detecting means  (53)  that  does  not  interrupt  the  conduction  path.  The  tool  provides  a  low 

impedance  conduction path along which  signals  from  the  surrounding  structure  can  flow  to  facilitate 

detection. 

U.S. Patent 8215164 (July 10, 2012) [Systems and methods for monitoring groundwater, rock, and casing 

for  production  flow  and  leakage  of  hydrocarbon  fluids;  HydroConfidence  Inc.]  proposes  a  system 

comprising one or more subsystems, which can be practiced alone or  in combination, which  together 

allow for monitoring of groundwater, rock, and casing for production flow and  leakage of hydrocarbon 

fluids. A flow measurement subsystem measures flow of hydrocarbons in the horizontal casing string. A 

well mechanical  integrity monitoring  subsystem monitors  the mechanical  integrity of  the natural  gas 

production well,  including the junctures of a completed well. An aquifer monitoring subsystem directly 

monitors water aquifer(s) underneath and surrounding a natural gas production well or pad,  including 

monitoring  wells  or  existing  water  wells.  A  communication  subsystem  is  used  to  communicate 

measurements  taken  downhole  to  the  surface.  The  present  invention may  be  used  to  enhance  the 

production from a gas bearing shale formation, mitigate liability associated with hydrocarbon migration, 

and monitor for a loss of mechanical integrity of a well. 

U.S.  Patent  8237585  (August  7,  2012)  [Wireless  communication  system  and method;  Schlumberger 

Technology Corporation] proposes a wireless communication system for use in well, subsea, and oilfield‐

related  environments  employs one or more wireless network devices  that offer  short‐range wireless 

communication between devices without the need for a central network which may have a device using 

a BLUETOOTH protocol. The  system may be used  for  telemetry, depth correlation, guidance  systems, 

actuating tools, among other uses. 

U.S. Patent 8269648 (September 18, 2012) [System and method to remotely interact with nano devices 

in an oil well and/or water reservoir using electromagnetic transmission; Lockheed Martin Corporation] 

proposes electromagnetic transmission and reception used in detecting relative changes associated with 

nano devices existing within an oil reservoir. The system enables monitoring of the relative movement 

of  the  nano  devices  in  the  oil  and/or water  over  a  given  area  based  on  the  incremental  or  relative 

changes of the  intensity of the reflections over time.  In one embodiment, a source of electromagnetic 

energy  from an array of antennae  transmitting  immediately  in  the  far  field  recharges a power source 

embedded in the nano devices. In another embodiment, the return signals from the nano devices maps 

the morphology of ensembles of nano devices.  In yet another embodiment  the  transmission controls 

the movement of the nano devices and controls the function performed by the nano devices relative to 

effecting changes in the well to improve production of oil. 

45 | P a g e   

U.S. Patent 8305229  (November 6, 2012)  [System  for wireless communication along a drill string; The 

Charles Machine Works,  Inc.]  proposes  a  system  of wireless  communication  along  a  drill  string  for 

communication  between  a  boring  tool  and  boring  machine.  The  method  of  communication  is  an 

insulated  gap  placed  in  the  drill  string with  a  soil‐engaging  electrode.  This would  allow  for wireless 

communication between different elements of a drilling string. 

U.S. Patent 8312320  (November 13, 2012)  [Intelligent  field oil  and  gas  field data  acquisition delivery 

control  and  retention  based  apparatus  program  product  and  related  methods;  Saudi  Arabian  Oil 

Company] proposes an apparatus, program product, and methods for data management. An exemplary 

apparatus  includes  one  or  more  PDHMS  surface  units  each  having  a  serial  interface  to  provide  a 

continuous  real‐time  data  stream  of  captured  data,  a  data  storage  medium  for  storing  collected 

downhole  process  data  during  a  downstream  communication  link  failure,  a  controller  configured  to 

cause  the PDHMS  surface unit  to  store  recovery data during  the downstream communication  failure, 

and  a  broadband  interface  to  provide  recovery  file  transmission  of  recovery  data  stored  during  the 

downstream communication link failure. The apparatus can also include a RTU configured to collect the 

continuous real‐time data collected by the PDHMS surface unit and to transmit the collected data to a 

SCADA  system, which can  function as a  time  synchronization master  for  the RTU and PDHMS  surface 

units, and which can forward the collected data to other systems. 

U.S. Patent 8327932  (December 11, 2012)  [Recovering energy  from a  subsurface  formation; Shell Oil 

Company]  proposes  a  method  of  recovering  energy  from  a  subsurface  hydrocarbon  containing 

formation that  includes  introducing an oxidizing fluid  in a wellbore positioned  in at  least a first portion 

of the formation. At least a portion of the first portion of the formation has been subjected to an in situ 

heat  treatment  process.  The  portion  includes  a  treatment  area  having  elevated  levels  of  coke 

substantially  adjacent  the  wellbore.  The  pressure  in  the  wellbore  is  increased  by  introducing  the 

oxidizing  fluid under pressure  such  that  the oxidizing  fluid  substantially permeates  a majority of  the 

treatment  area  and  initiates  a  combustion process. Heat  from  the  combustion process  is  allowed  to 

transfer to fluids in the treatment area. Pressure decreases in the wellbore such that heated fluids from 

the portion of the formation are conveyed into the wellbore. The heated fluids are transferred to a heat 

exchanger configured to collect thermal energy. 

U.S.  Patent  8330617  (December  11,  2012)  [Wireless  power  and  telemetry  transmission  between 

connections of well  completions;  Schlumberger  Technology Corporation] proposes  an  intelligent well 

system  that may  include a  first main bore  transmission assembly disposed  in a main bore and a  first 

lateral bore transmission assembly disposed in a lateral bore. The first main bore transmission assembly 

may  include a  first main bore  transmission unit, and  the  first  lateral bore  transmission assembly may 

include a first  lateral bore transmission unit. The first main bore transmission unit and the first  lateral 

bore transmission unit may be configured to establish a wireless connection there between, such that at 

least  one  of  power  or  telemetry  can  be  wirelessly  transmitted.  The  first  main  bore  transmission 

assembly may be configured to be communicatively connected to a surface communication device. 

U.S.  Patent  8342242  (January  1,  2013)  [Use  of  micro‐electro‐mechanical  systems  MEMS  in  well 

treatments; Halliburton Energy Services,  Inc.] proposes a method  comprising placing a Micro‐Electro‐

Mechanical System (MEMS) sensor  in a subterranean formation, placing a wellbore composition  in the 

subterranean formation, and using the MEMS sensor to detect a location of the wellbore composition. A 

method  comprising  placing  a  Micro‐Electro‐Mechanical  System  (MEMS)  sensor  in  a  subterranean 

46 | P a g e   

formation, placing a wellbore composition  in the subterranean formation, and using the MEMS sensor 

to monitor a condition of the wellbore composition. A method comprising placing one or more Micro‐

Electro‐Mechanical  System  (MEMS)  sensors  in  a  subterranean  formation,  placing  a  wellbore 

composition in the subterranean formation, using the one or more MEMS sensors to detect a location of 

at least a portion of the wellbore composition, and using the one or more MEMS sensors to monitor at 

least a portion of the wellbore composition. A method comprising placing one or more Micro‐Electro‐

Mechanical  System  (MEMS)  sensors  in  a  subterranean  formation  using  a wellbore  composition,  and 

monitoring a condition using the one or more MEMS sensors. 

U.S. Patent 8358220  (January 22, 2013)  [Wellbore communication downhole module and method  for 

communicating; Shell Oil Company] proposes a wellbore communications system comprising a surface 

computing  unit.  The  surface  computing  unit  comprises  a  processing module  and  a  communications 

module, one or more downhole modules arranged within the wellbore, and a wireless communications 

channel communicatively coupling one or more the downhole modules and the surface computing unit. 

The surface computer unit and one or more of  the downhole modules are configured  to encode data 

with an iterative code prior to transmission on the wireless communications channel. 

U.S.  Patent  8390471  (March  5,  2013)  [Telemetry  apparatus  and method  for monitoring  a  borehole; Chevron U.S.A.,  Inc.] proposes a  system, method and device may be used  to monitor  conditions  in a borehole. Energy  is  transmitted  to a pulse generator  located proximate a position  to be  interrogated with a sensor. The pulse generator stores the energy, and then releases it in a pulse of electromagnetic energy, providing  the  energy  to  resonant  circuits  that  incorporate  the  sensors.  The  resonant  circuits modulate  the electromagnetic energy and  transmit  the modulated energy  so  that  it may be  received and processed in order to obtain the desired measurements.  

4.3 References ‐ Chapter on Instrumented Casing 

Beique,  J. M. and Morris, B. R. 2004.   Casing Mounted Sensors, Actuators and Generators, US Patent number: 6693554. 

Ciglenec, R. and Tabanou,  J.R.   2000.Formation pressure measurement with  remote  sensors  in  cased boreholes, US Patent # 6070662. 

Cooke, C.E. Jr., Kluck, M. P. and Medrano, R. 1984. "Annular Pressure and Temperature Measurements Diagnose Cementing Operations."  SPE  Journal of Petroleum Technology no. 36  (12):2181‐2186. doi: 10.2118/11416‐pa. 

Liang, K. K., Jacques, J., and Philippe, S. 2009.  Downhole sensor networks using wireless communication. Schlumberger Technology Corporation. 

Vinegar, H.,  Robert,  R. B., William M.  S.,  Frederic, G.C.  and  Ilya,  E.B.  2006. Wireless  Communication Using Well Casing. Shell Oil Company. 

 The U.S. Patents referenced in this section are listed below in chronological order.  U.S. Patent 4120166: Cement monitoring method Exxon Production Research Company Issued October 

17, 1978, Filed March 25, 1977.  U.S. Patent 4845493: Well bore data transmission system with battery preserving switch Hughes Tool 

Company Issued July 4, 1989, Filed November 4, 1987.  U.S. Patent 4839644: System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing 

Schlumberger Technology Corporation Issued June 13, 1989, Filed June 10, 1987.  

47 | P a g e   

U.S. Patent 6028534: Formation data sensing with deployed remote sensors during well drilling Schlumberger Technology Corporation Issued February 22, 2000, Filed November 5, 1998.  

U.S. Patent 6070662: Ciglenec, R. and Tabanou, J.R., Formation pressure measurement with remote sensors in cased boreholes Schlumberger Technology Corporation Issued June 6, 2000, Filed August 18, 1998.  

U.S. Patent 6429784: Casing mounted sensors, actuators and generators Dresser Industries, Inc. Issued August 6, 2002, Filed February 19, 1999.  

U.S. Patent 6693554: Beique, J. M. and Morris, B. R., Casing mounted sensors, actuators and generators Halliburton Energy Services, Inc. Issued February 17, 2004, Filed June 11, 2002.  

U.S. Patent 7114561: Vinegar, H., Robert, R. B., William M. S., Frederic, G.C. and Ilya, E.B. 2006, Wireless communication using well casing Shell Oil Company Issued October 3, 2006, Filed March 2, 2001;  

U.S. Patent 7380597: Deployment of underground sensors Schlumberger Technology Corporation Issued June 3, 2008, Filed April 10, 2003.  

U.S. Patent 7477162 & 7477162 B2: Wireless electromagnetic telemetry system and method for bottomhole assembly Schlumberger Technology Corporation Issued January 13, 2009, Filed October 11, 2005.  

U.S. Patent 7518528: Electric field communication for short range data transmission in a borehole Scientific Drilling International, Inc. Issued April 14, 2009, Filed February 13, 2006.  

U.S. Patent 7602668: Liang, K. K., Jacques, J., and Philippe, S., Downhole sensor networks using wireless communication Schlumberger Issued October 13, 2009, Filed November 3, 2006.  

U.S. Patent 7880640: Wellbore communication system Schlumberger Technology Corporation Issued February 1, 2011, Filed May 24, 2006.  

U.S. Patent 8141631: Deployment of underground sensors in casing Schlumberger Technology Corporation Issued March 27, 2012, Filed June 21, 2005.  

U.S. Patent 8164475: Downhole communication Expro North Sea Limited Issued April 24, 2012, Filed November 28, 2005.  

U.S. Patent 8215164: Systems and methods for monitoring groundwater, rock, and casing for production flow and leakage of hydrocarbon fluids HydroConfidence Inc. Issued July 10, 2012, Filed January 2, 2012. 

U.S. Patent 8237585: Wireless communication system and method Schlumberger Technology Corporation Issued August 7, 2012, Filed October 17, 2007. 

U.S. Patent 8269648: System and method to remotely interact with nano devices in an oil well and/or water reservoir using electromagnetic transmission Lockheed Martin Corporation Issued September 18, 2012, Filed October 22, 2009.  

U.S. Patent 8305229: System for wireless communication along a drill string The Charles Machine Works, Inc. Issued November 6, 2012, Filed January 18, 2010.  

U.S. Patent 8312320: Intelligent field oil and gas field data acquisition delivery control and retention based apparatus program product and related methods Saudi Arabian Oil Company Issued November 13, 2012, Filed August 25, 2009.  

U.S. Patent 8327932: Recovering energy from a subsurface formation Shell Oil Company Issued December 11, 2012, Filed April 9, 2010.  

U.S. Patent 8330617: Wireless power and telemetry transmission between connections of well completions Schlumberger Technology Corporation Issued December 11, 2012, Filed September 11, 2009.  

U.S. Patent 8342242: Use of micro‐electro‐mechanical systems MEMS in well treatments Halliburton Energy Services, Inc.  Issued January 1, 2013, Filed November 13, 2009.  

U.S. Patent 8358220: Wellbore communication downhole module and method for communicating Shell Oil Company Issued January 22, 2013, Filed March 26, 2008.  

48 | P a g e   

U.S. Patent 8390471: Telemetry apparatus and method for monitoring a borehole Chevron U.S.A.,  Inc. Issued March 5, 2013, Filed September 7, 2007. 

5. Borehole Telemetry

5.1 Well Logging Methods 

In  their 2008 2nd edition of  the book “Well Logging  for Earth Scientists,” Ellis and Singer describe well 

logging methods in great detail.    For the most part, measurement techniques for well logging methods 

are developed from the three broad disciplines  ‐ electrical, nuclear, and acoustic. Such measurements 

are  sensitive  to  the  properties  of  the  rock  and/or  to  the  pore‐filling  fluid.    Wireline  logging, 

measurement  while  drilling  (MWD)  and  logging  while  drilling  (LWD)  methods  are  used  in  making 

formation evaluations and completion evaluations.   A  formation evaluation determines  the  following: 

(1)  location of oil‐bearing and gas‐bearing formations, (2) an estimate of their producibility, and (3) an 

assessment of the quantity of hydrocarbon in place in the reservoir.  Completion evaluation focuses on 

critical  things  such  as  cement  quality,  pipe  and  tubing  corrosion,  pressure,  temperature  and  flow 

measurements, etc. as well as a whole host of production logging services.  For an in depth treatment of 

the well logging methods that are used in making formation evaluations and completion evaluations, the 

reader is referred to Ellis and Singer’s book. 

 

5.2 Wireline Telemetry 

In  1927,  the  Schlumberger  brothers  developed  the  first  electrical  log  in  France.    The  instrument 

measures  the electrical  resistivity of  the  formation at different depths.   This  information  can give an 

indication of what  is  in the ground. Oil soaked rock generally has a high resistivity; while water soaked 

rock has lower resistivity.  This information was useful to people looking for oil at that time (SEED 2012). 

In addition, wireline  telemetry provides an enormous  improvement  in studying subsurface geology.  It 

uses a single‐ or multi‐strand cable in order to send information from downhole tools to the surface at 

high speed and quality. 

 

Since  the  Schlumberger  brothers,  wireline  telemetry  has  provided  high  quality  information  from 

formations, but not in real‐time while drilling. Drilling assemblies must be pulled out of the borehole in 

order  to give wireline  tools  room  to be  lowered down  into  the  formation.   Reservoir, geological and 

petro‐physical  analyses  are  performed  using  wireline  logs  because  it  provides  high  confidence  to 

reservoir engineers and geologist.  

5.3 RF Signal Transmission in Rock Formations 

The  communications  potential  of  radio wave  propagation  through  rock  strata  in  the  earth's  crust  is 

treated  by Ames,  et  al.  (1963).    Included  are  geological  and  geophysical  considerations  pertinent  to 

communications.    The work  addresses  electrical  properties  of media  and  antenna  characteristics  in 

describing wave propagation  in dissipative medium.   Conductivity and attenuation are considered  for 

rock strata with pore spaces containing water, fluids, etc.  The conductivity of rock with water‐filled pore 

49 | P a g e   

is known to vary exponentially with the porosity.  Small changes in rock porosity have a large effect on 

radio wave attenuation.   The work addressing deep‐strata communication with ranges extending over 

10s and 100s miles emphasizes that the frequency range of interest is limited to 1‐20 KHz. 

 

Information on RF signal transmission in rock formations largely focuses on applications that include EM 

telemetry, borehole and cross‐borehole EM radar systems, and mining communication systems. A few 

general properties that have been widely observed are noted. 

 

The frequency range for a particular downhole EM system is critical.  For EM MWD, this has been shown 

to be about 1‐10Hz. While for cross‐borehole radar, the operating range is around 100 MHz. The major 

factor here is the distance through the rock strata that these signals must travel. While for EM MWD this 

involves thousands of feet, for borehole radar this is only a couple hundred feet allowing a much larger 

frequency.  For  distances  less  than  what  borehole  radar  requires,  higher  signal  frequencies may  be 

possible.  It  is  important to use the highest frequency that can reliably communicate over the required 

distance since higher frequencies lead to high data transmission rates. In general, each component of an 

ICIFT  system  will  have  a  particular  operating  frequency  range  depending  on  a  host  of  factors  and 

conditions. 

 

5.4 Electromagnetic Telemetry 

The  Electromagnetic  Telemetry  concept  was  first  introduced  in  the  1940s  with  the  objective  of 

transmitting information from the bottom of a borehole to the surface during the drilling process.  Using 

electromagnetic signals would do away with the need for an electrical conduit inside the drill pipe (Arps 

and Arps 1964). 

 

A field study (Smith 1983) demonstrated the potential use of electromagnetic data transmission method 

for the application downhole telemetry.  Measurements showed successfully transmission of data from 

depth of 10,000  ft. at  the  rate of 2  to 50 bits per second.    It was  found  that, by varying  frequencies, 

depths in excess of 16,000 ft. could be obtained. 

 

Thawley  and  Scott  (1984)  introduced  a  downhole  digital  power  amplifier,  which  is  used  in  a 

measurements‐while‐drilling  telemetry system. Using digital means,  this system provided a sinusoidal, 

variable frequency, variable power, and phase shifted output for the transmission of data from a sensor 

arrangement to a coupling transfer device, for ultimate transmission of downhole data to the surface by 

electromagnetic waves. 

 

As  more  difficult  well  trajectories  and  profiles  were  drilled,  conventional  wireline  and  mud  pulse 

telemetry started facing disadvantages.  For example, in horizontal boreholes, the difficulty of inserting 

tools and  logs  in  the absence of a  large gravitation  force component  reduces  the  success  rate of  the 

wireline  runs.  In  addition,  in  the  absence  of  large  mud  windows,  wells  need  to  be  drilled  using 

compressible  fluids  that prohibit mud pulse  telemetry. Harrison et al.  (1990)  conducted  study on  the 

needs of the industry regarding downhole telemetry.  They concluded that electromagnetic telemetry is 

50 | P a g e   

capable of 8 bits/second in most common borehole depths in average conductivity, and 1 bit/second is 

feasible in all known worst cases at a depth of 10,000 ft. 

 

Recently, Schnitger and Macphers (2009) modeled the signal strength of an electromagnetic telemetry 

system  where  the  skin  depth  effect  and  the  exponential  attenuation  for  higher  frequencies  were 

confirmed by real measurements.  The constant attenuation at lower frequencies was also confirmed. In 

fact, EM telemetry actually  involves transmitting  through the  formation adjacent to  the wellbore, and 

formation, mud and surface properties therefore greatly  influence the attenuation of the signal.   So  it 

was  concluded  that  repeater‐less  EM  telemetry  is  a  reliable means  of  transmission  only  in  depths 

shallower than 9,000  feet, although, there have been some exceptions where  it has been achieved  to 

depths greater  than 15,000  ft. Additionally, because measured signal amplitudes depend on mud and 

formation  resistivity, which  vary with  time  and  depth,  accurate  predictions  of  signal  amplitudes  are 

difficult.  

5.5 Wired Drill Pipe Telemetry 

Wired drill pipe telemetry was first introduced in the later part of the 1930’s as a continuous insulated 

electrical  conduit  attached  to  the  drill  pipe  from  surface  to  the  bottom  portion  of  the  drill  string. 

However,  those  designs  faced  some  problems with  the  lack  of  leakage  resistance  to  the  ground  of 

electrically  connected,  insulated  conductors  located  in  a  fluid‐filled  well,  which  resulted  in  current 

leakage (Polk 1935).  

 

In 1965, Brandt designed an invention to prevent current leakage to ground by providing a direct electric 

potential on  the  insulated conductors to cause electrolysis through the drilling mud at  the connecting 

joints of the conductor, which results in the formation of an insulating gas film on the electrical contacts 

of the connected insulated conductors.  This was one of the first of many steps to eventual creation of a 

commercial viable wired pipe system (Brandt 1965). 

 

In 1988, Howard developed an invention to overcome the major drawback with wire pipe telemetry: the 

Drill  Pipe  Compound  (DPC).  Exxon  Production  Research  Company,  Shell  Development  Company,  R. 

Meador, and other scientists have made efforts to improve telemetry through the tool joints, but none 

of  the previous works had achieved commercial  success. Howard  found  that an electromagnetic  field 

generation  source,  such  as  a wire  coil  and  ferrite  core,  can  be  employed  to  transmit  electrical  data 

signals across a threaded junction utilizing a magnetic field (Howard 1988). 

 

Fay  et  al.  (1992)  performed  field  tests  in  1992  while  drilling  with  the  high‐data‐telemetry  system, 

indicating reliable behavior of  its components. The electromechanical connectors  inside the drill pipes 

performed well and did not cause any disturbances during standard data transmission, and their results 

seemed very attractive due to number and accuracy of data collected.  

More  recently, Allen et al.  (2009) presented  the advantages of  the wired pipe  telemetry  systems  to‐

date.    It  was  concluded  that  ECD  management  enhancement,  vibration  diagnostics  for  drilling 

optimization, instantaneous downlink commands to rotary steerable systems, elimination of data linking 

51 | P a g e   

related  NPT,  directional  control  improvements,  and  memory  quality  of  formation  evaluation 

measurements  allowed  more  effective  reservoir  navigation,  drilling  performance  and  wellbore 

placement.  In addition, the learning curve associated with the implementation of the combined wired‐

pipe  and  downhole  tools  in  real  time  does  not  represent  a  threat  to  the  operations,  and  the  risk 

associated with its adoption is low. 

 

Today, National Oil Well Varco (NOV) is one of the providers in Wired pipe technology. The NOV wired 

pipe consists of a high‐speed wired drill pipe telemetry system, allowing bi‐directional data flow along a 

drilling string.  The current state of wired drill pipe allows a 57.6 Kbps bi‐directional data rate. Along the 

string  of  pipe,  assembly  (BHA)  interfaces  exists  for  communication  with most  of  the major  service 

providers (Pink et al. 2012). 

 

The wired pipe platform is comprised of 5 main components: 

 

The  interface  sub  connects  to  the  MWD/LWD  and  RSS  tools  to  allow  bi‐directional 

communication of logs and commands. 

The wired  pipe  “Booster  subs”  enhances  the  signal  to  improve  the  signal  to  noise  ratio  and 

improves  communication  efficiency  between  subs.  First  generation  “Measurement  Subs” 

positioned  along  the  drill  string  currently  measure  bore  and  annular  pressure  as  well  as 

electronics board temperature.  

The wired pipe “Broadband Network”  is  the heart of  the system, allowing high reliability data 

transmission through the drill pipe.  

The Top Drive swivel allows for data to be extracted to the surface system while the drill pipe 

rotates.  

The wired pipe network, in its current state, is capable of providing data at a sufficient telemetry speed 

(57 kbps) to automate all parameters except the vibration data. To achieve a full high speed vibration 

related optimization, a future state telemetry speed will be required (Pink et al. 2012). 

5.6 Acoustic Methods 

First  introduced  in  the 1940’s, acoustic methods  transmit  seismic or acoustic  signals  through  the drill 

pipe, the earth, or the mud stream. Since then, several attempts have been made to develop a reliable 

acoustic telemetry technology as an alternative to mud pulse in drilling applications. However, most of 

them have subsequently been abandoned (ARPS and ARPS 1964, Azari et al. 2006). 

 

In 2006, a new Acoustic Telemetry system (ATS) was presented by Azari et al. (2006) to obtain real‐time 

bottom hole pressure and  temperature data without  the use of wireline during Drill Stem Test  (DST) 

operations. This was particularly  important  to eliminate any potential problems  that could occur with 

the wireline or slick  line operations. This particular system uses generated acoustic energy to transmit 

real‐time  data  to  the  surface  through  the  tubing  wall.  The maximum  transmission  distance  at  the 

current  stage was 12,000ft using a  single  repeater.  In addition,  the downhole  transmitter uses  three 

quartz sensors, each of which have the capacity to store up to 440,000 data sets.  

52 | P a g e   

 

In 2011, Reeves et al. published a SPE Paper where  it  is shown  that a Canadian engineering company 

(XACT Downhole  Telemetry  Inc.)  has  overcome  key  technical  hurdles  to  develop  successful  acoustic 

telemetry technology. With the help of repeaters placed  in the drillstring, acoustic signals could reach 

the surface without problems. However, drill string vibrations such as stick and slip, as well as rig noises 

affected acoustic signals at surface. Therefore, more work must be done on this technology in order to 

reduce the amount of surface noise and vibrations that could cause data loss. Up to 30 bits per second 

could  be  reached  and  decoded  at  the  surface  using  this  technology,  and  it  is  not  depth‐dependent 

(Reeves, Camwell, and Mcrory 2011). 

5.7 Mud Pressure Pulses 

First  introduced  by  Arps  and  Scherbatskoy  (1964), mud  pressure  pulsing mainly  focused  on  utilizing 

logging  methods  for  detecting  and  measuring  the  variations  in  formation  characteristics  or  in 

measurement values of other physical quantities at a point  in the borehole adjacent the drill bit while 

drilling  is  in progress.   This makes continuous measurements of such characteristics  located  in the drill 

stem adjacent  to  the drill bit, converts  the measurements  into pressure wave  impulses  in  the drilling 

fluid which travel to surface where pressure sensors located in the surface lines detect those signals and 

relay them to a main decoding apparatus for their surface interpretation.  

 

In 1964, Arps discussed the benefits of his invention. He explained that in this system, the resistance to 

flow of the mud stream through the drill string  is modulated by means of a valve device mounted  in a 

special drill collar sub directly above  the bit.   Utilizing  the  flowing mud stream as  the communication 

channel, this system requires no major modifications to the drill string to establish contact between the 

downhole instruments and the surface (ARPS and ARPS 1964) 

 

In the later part of 1980’s, mud pulse tools were able to send data from downhole to the surface at the 

rate of 1.5 to 3 bits per second. Also, the mud pulse signal was noted to  lose half  its amplitude every 

1,500 to 3,000 feet of depth, as mentioned by Howard in the U.S Patent #4788544 (Howard 1988). 

 

Today, MWD tools  in the  industry are capable of transmitting close to 15 bits per second of data from 

downhole to surface using high‐speed measurement while drilling tools. 

 

5.8 References – Chapter on Borehole Telemetry 

Allen, S., McCartney, C., Hernandez, M., Reeves, M., Baksh, A. and MacFarlane, D. 2009.   Step‐Change Improvements with Wired‐Pipe  Telemetry,  paper  SPE‐  119570‐MS,  presented  at  the  SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition, 17‐19 March, Amsterdam. 

Ames,  L. A., DeBettencourt,  J. T.,  Frazier,  J. W., and Orange, A. S., 1963.  “Radio Communications via Rock Strata,” IEEE Transactions on Communications Systems, June, Volume 11, Issue 2, 159‐169. 

Arps, J.J., and Arps, J.L. 1964. The Subsurface Telemetry Problem‐A Practical Solution.   Journal  of Petroleum Technology,   Vol. 16, Num. 5, Pages 487‐493. 

Arps, Jan J., and Serge A. Scherbatskory. 1952. Logging While Drilling. edited by USPTO. United States. 

53 | P a g e   

Azari, M.,  Salguero,  A.M.,  Almanza,  E.  and  Kool, H.    2006. Data  Acquisition with  Advanced  Acoustic Telemetry  Improves  Operational  Efficiency  in  Deep‐water  and  Land‐Well  Testing,  Paper  SPE‐ 101182‐MS,  presented  at  the  SPE  Asia  Pacific Oil &  Gas  Conference  and  Exhibition,  Adelaide, Australia. 

Brandt, H. 1965. Method of Improving Electrical Signal, United States Patent 3170137.   Ellis, Darwin V. and Singer, Julian M., 2008. Well Logging for Earth Scientists, 2nd Edition, Springer. Fay, J.B., Fay, H. and Couturier, A. 1992.   Wired Pipes for a High‐Data‐Rate MWD System.  In European 

Petroleum Conference. Cannes, France: 1992 Copyright 1992, Society of Petroleum Engineers Inc. Harrison, W.H., R.L. Mazza, L.A. Rubin, and A.B. Yost II. 1990. Air‐Drilling, Electromagnetic, MWD System 

Development, paper SPE‐ 19970, presented at  the  SPE/IADC Drilling Conference, 27 February‐2 March, Houston, Texas. 

Howard, Mig A. 1988. Well bore data transmission system, US Patent number: 4845493. Pink,  T.,  Bruce, A.,  Kverneland, H.  and Applewhite,  B.  2012.    Building  an Automated Drilling  System 

Where the Surface Machines are Controlled by Downhole and Surface Data to Optimize the Well Construction  Process,  paper  SPE‐  150973,  presented  at  the  IADC/SPE  Drilling  Conference  and Exhibition, San Diego, California. 

Polk, J.V. 1935. Insulated Electrical Connection. United States Patent US2000716. Reeves, M.E, Camwell,P.L. and Mcrory  J. 2011. High Speed Acoustic Telemetry Network Enables Real‐

Time Along String Measurements, Greatly Reducing Drilling Risk., paper SPE‐145566, presented at the Offshore Europe Conference, 6‐8 September 2011, Aberdeen, UK. 

Schnitger,  J.  and Macpherson,  J.D.  2009.  Signal  Attenuation  for  Electromagnetic  Telemetry  Systems, Paper SPE‐ 118872, presented at SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition, Amsterdam. 

SEED. 2012. Build An Electrical Logging Tool. Schlumberger Excellence in Educational Development, Inc. 2012, Available at www.planetseed.com/node/20391, lasted accessed Dec. 02. 

Smith, H.C. 1983. Toroidal Coupled Measurements While Drilling, paper SPE‐ 11361, presented at  the IADC/SPE Drilling Conference, 20‐23 February, New Orleans, Louisiana. 

Thawley, S. T, and Craig, M.S. 1984.  Downhole Digital Power Amplifier for Measurements‐While Drilling Telemetry System, United States Patent: 4468665. 

   

54 | P a g e   

6. Borehole Telemetry – Capabilities and Reliability

Telemetry measurements obtained from different wells are summarized by the service companies that 

provide  the  respective  technology  (Schlumberger,  Baker Hughes, Halliburton, Weatherford),  and  are 

presented  here,  as  they  provide  a  better  understanding  of  the  reliabilities  and  capabilities  of  their 

existing systems. While reliability data on telemetry systems other than wireline is rare in the literature, 

the available data is discussed and the conclusions are summarized below. 

 

6.1 Hardwired Telemetry 

High quality and valuable memory data can be sent to surface while drilling which helps the drilling team 

to make more informed decisions than ever before possible. Three types of hard‐wired telemetry in the 

Industry are wireline, wired casing and wired pipe. 

 

Wire  line  is well used  in  almost  all drilled wells.    It has been  the  standard method  to  get downhole 

information since  the 1930’s. The main advantage  is  the high resolution of  the  logs. However,  in high 

angles  and  deep  wells,  wireline  in  open‐hole  logging  is  challenging  due  to  drag,  low  tool  weight, 

formation washouts, wellbore tortuosity, fluid condition, and wellbore deterioration. Therefore, in some 

wells it is preferred to avoid wire line operation and work with the logs taken while drilling, alone. 

 

In wired casing, the wire is placed outside the casing, and runs from downhole to surface.  Its use began 

in the 1980’s in order to prevent remedial cementing jobs by providing real time information related to 

pressure and  temperature while  cementing  (Cooke, Kluck, and Medrano 1984). However,  there  is no 

recognized  system  that  can  provide  the  same  technical  and  economic  advantage  comparable  to  the 

wired system. 

  

Wired drill pipe consists of a wire normally placed  inside the drill pipe, and runs the entire well  length 

from downhole to surface.  It is manufactured in double‐shouldered drill pipe connections to meet the 

demands of tough drilling applications.   Its application has increased since 2000, promoted by extreme 

drilling programs and high rig costs.  

 

Wired pipe  communication does not  require mud  circulation and  it  can be used  simultaneously with 

mud pulses.   Therefore,  in drilling scenarios  in which the mud pulser stops working, data can continue 

being received at the surface from the wired drill pipe at a high rate of 10,000 bits per second.  Allen et 

al (2009) showed the difference between mud pulse and wired pipe telemetry data acquisition that can 

be observed: 

 

We see from Figure 6.1 that the wired pipe system offers a much effective sampling rate than the mud 

pulse system (by this we mean the number of sample available at the surface while drilling). However, 

this technology is only applicable to very specific projects. Because of its high costs, it is not commonly 

used  in  the  industry.    Regarding  costs, wired  drill  pipe  rental  costs  around  ten  times more  than  a 

 

common 

(Allen et a

 

Fig

6.2 Electr

Electroma

superimp

generated

provides a

 

Today,  at

However,

commerc

Pressure 

compress

 

The EM t

much high

enable en

than the M

6.3 Acous

Data is ac

for each t

effective 

Currently,

overcome

MWD  servic

al. 2009). 

gure 6.1: Errat

romagnetic Te

agnetic telem

osing data w

d  from  the  d

a means of tw

ttenuation of

  today’s  te

ially  viable  a

Drilling  (MPD

sive fluids.  Do

ool can send

her than the 

nhanced reso

MWD service

stic Methods 

coustically tra

transmission. 

use, the high 

,  acoustic  m

e the attenua

e.    In additio

tic ECD meas

elemetry 

metry is a type

words on a  lo

downhole  to

wo‐way comm

f  the  electrom

chnology  pr

application  fo

D)  applicatio

ownhole vibra

  information 

mud pulse to

olution  follow

.  

ansmitted ove

 This system 

level of noise

methods  requ

tion of signal

on, wired dri

surements are

e of telemetr

ow  frequency

ol  itself,  and

munication. 

magnetic  sign

rovides  solut

or  EM  is  in 

ns  or  shallow

ations affect 

to the surfa

ool.  In additi

wing bit trips. 

er a pipe susp

offers a high

e due to drilli

uire  the  use 

s. 

ll pipe  come

e shown clea

ry system tha

y  (2  to 10 Hz

d  are  receive

nals  is  still  a 

tions  for  w

compressible

w  depth  dril

EMWD treme

ce at 100 bit

on, EM has a

 Renting cos

pended in a b

 degree of re

ng operation

of  repeater

s with high  l

arly when usi

at uses the dr

z)  carrier wav

ed  at  the  su

major  challe

ell  greater 

e  fluid  enviro

ling  where  f

endously.  

ts per second

a memory tha

sts  for the EM

borehole using

eliability for d

ns and string m

rs,  depending

logistic and m

ng wired‐pip

rill string as a

ve. Electroma

urface.  This  f

enge while d

than  20,000

onments  suc

fluid  losses  r

d  in most app

at stores data

M  tool costs 

g a precise fr

ata transmiss

movements m

g  on  well  d

55 | P

maintenance 

 e telemetry

a dipole elect

agnetic  signa

form  of  telem

drilling deep 

0  feet.  The 

ch  as  in Man

require  the  u

plications, wh

a at higher ra

around 50% 

equency spec

sion.  Howeve

must be overc

epth,  in  ord

a g e  

costs 

trode, 

ls are 

metry 

wells. 

only 

naged 

use  of 

hich  is 

tes to 

more 

ctrum 

er, for 

come.  

der  to 

 

 

Acoustic t

generates

generally 

pipe  tool 

introduce

have tool 

is  benefic

propertie

 

Acoustic  t

Halliburto

temperat

al.  showe

downhole

 

Figure 6.

 

Some effo

Reeves pu

the acous

per  secon

2011). 

6.4 Mud P

With mud

pressure 

sensors p

is  passed 

transmission 

s a downhole

very high, si

joints  cause 

ed in well test

joints, which

cial  in  high‐a

s. 

telemetry ha

on  (Azari  et  a

ure, time and

ed  in  their  p

e memory gau

.2: Compariso

7763 and

orts have bee

ublished a pa

stic telemetry

nd  to  surface

Pulse Telemet

d pulse telem

waves  create

laced at the s

to  compute

systems can 

e sonic telem

gnificant atte

extreme att

ting operation

h provides a g

angle  and  ex

as been  comm

al. 2006), pro

d diagnostic t

paper  in  200

uges, showed

on of the fina

 ATS140.  A l

en made to in

per in 2011 s

y tool placed 

e  regardless 

try 

metry, commu

ed  downhole

standpipe, w

rs  running  so

be described

etry signal th

enuation of  t

enuation of 

ns because th

good applicat

xtended‐reac

mercially  intr

oviding  accur

tool informat

06,  the  Acou

d a very good 

al synchronize

og‐log plot o

ncorporate ac

showing that,

in the botto

mud  compr

unication/tran

e.  These  pres

hich continuo

ophisticated 

d as either ac

hat propagate

the acoustic s

the acoustic 

he tubing that

ion for this te

ch  wells  due

roduced  in w

rate  and  relia

tion) that per

stic  Telemet

match as sho

ed data for th

f the first pre

coustic teleme

 with the hel

om hole assem

essibility  or 

nsmission is o

ssure waves, 

ously monito

decoding  sof

ctive or pass

es up the dri

signal occurs

waves.  In  fa

t is used as a 

echnology.  It

e  to  its  low 

well  testing op

able high‐qua

rfectly match 

ry  System  (A

own in Figure

he first press

essure buildu

etry into drill

p of repeater

mbly  it  is pos

circulation  (

only one way

or  pulses,  a

r the pressur

ftware, whic

ive.   An activ

ll string. Thou

s at drill pipe

act, acoustic  t

transmission

t requires a h

weight  and 

perations wit

ality downho

with memor

ATS)  gauges 

e 6.2. 

sure buildup o

up for both ga

ling activities

rs placed in th

ssible to tran

Reeves,  Cam

y, from down

are  detected 

re of the drill

h  processes 

56 | P

ve acoustic sy

ugh data rate

 connections

telemetry  is 

n medium doe

high investme

good  mech

th good  resu

ole data  (pres

ry data. As Az

and  conven

 of memory ga

auges 

. For instance

he drill string

nsmit up to 3

mwell,  and M

nhole to surfa

at  the  surfa

ing mud. This

the  encoded

a g e  

ystem 

es are 

s. Drill 

being 

es not 

ent.  It 

anical 

lts by 

ssure, 

zari et 

tional 

auge 

e, M.E 

g, with 

0 bits 

Mcrory 

ace by 

ce  by 

s data 

d  data 

57 | P a g e   

from downhole.   The entire process  is almost  instantaneous, which enables workers to make  informed 

decisions during the drilling process. 

 

The  superior cost effectiveness of MWD  logging  is especially  true  for medium‐  to high‐cost wells and 

high‐risk  drilling  applications  where  problems  with  hole  geometry,  displacement,  and  logging 

environment do not allow wire line logs to reach bottom. In fact, current researches focus on reducing 

the use of wireline equipment and replacing them with downhole drilling and measurement tools. 

 

The mud pulse tool can send  information to surface at 10 to 15 bit per second  in most applications. In 

addition,  it has a memory  that stores data at higher rates  to enable enhanced definition  following bit 

trips. Thus, once the tool is pulled back to the surface, memory data has to be recovered prior running it 

back  into  the hole.   Memory  information  can  then be analyzed and  important decisions made about 

future work. 

 

Some MWD tools have a battery system supplied by lithium chloride batteries. This enables the tool to 

operate without circulation  in the hole (tripping). The recovered  information  is stored  into  its memory 

and recovered only when the tool is pulled back to the surface.  

 

The most common inconvenience with this technology is that it is very sensitive to downhole vibrations 

that are generated by the drilling activity.  In some situations, downhole vibrations and shocks are close 

to the working range of the tool.  When this occurs, the MWD stops sending mud pulses to surface due 

to downhole  failure.   Battery  systems and downhole  sensors  can  continue working, but no  real‐time 

communications are available.  In all cases, the drilling assembly must be pulled to the surface in order 

to check and replace the MWD tool to be able to continue drilling ahead. Moreover, hole caliper data 

measured by LWD tool  is stored  into the memory because of the  large number of bytes that would be 

required  if  they were  sent  to  the  surface.    Regarding  costs,  the MWD  has  the  cheapest  rental  and 

operating costs. 

 

6.5 Telemetry Data Rates 

The data rates of various wired/wireless telemetry systems have approximate ranges as follows: 

Wireline System (100‐500 Kb/s) 

Wired Drill Pipe Telemetry System (50‐500 Kb/s) 

Fiber Optic System  (10‐100 Mb/s) 

Mud Pulse Telemetry (1.5‐40 b/s) 

Acoustic Telemetry (10‐30 b/s) 

Electromagnetic Telemetry (10‐100 b/s) 

 

Accuracy, resolution, maximum values, sensitivity and other quantities of single‐point, quasi‐distributed 

and distributed type sensors are reviewed in Silva et al. (2012), particularly for electronic and fiber‐optic 

type sensors.  The reader is referred to that article for the quantitative values and details. 

58 | P a g e   

6.6 References ‐ Chapter on Borehole Telemetry – Capabilities and Reliability 

Allen, S., McCartney, C., Hernandez, M., Reeves, M., Baksh, A. and MacFarlane, D. 2009.   Step‐Change Improvements with Wired‐Pipe  Telemetry,  paper  SPE‐  119570‐MS,  presented  at  the  SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition, 17‐19 March, Amsterdam. 

Azari, M.,  Salguero,  A.M.,  Almanza,  E.  and  Kool, H.    2006. Data  Acquisition with  Advanced  Acoustic Telemetry  Improves  Operational  Efficiency  in  Deep‐water  and  Land‐Well  Testing,  Paper  SPE‐ 101182‐MS,  presented  at  the  SPE  Asia  Pacific Oil &  Gas  Conference  and  Exhibition,  Adelaide, Australia. 

Cooke, C.E. Jr., M.P. Kluck, and Medrano, R. 1984. "Annular Pressure and Temperature Measurements Diagnose Cementing Operations."  SPE  Journal of Petroleum Technology no. 36  (12):2181‐2186. doi: 10.2118/11416‐pa. 

Reeves, M.E, Camwell,P.L. and Mcrory  J. 2011. High Speed Acoustic Telemetry Network Enables Real‐Time Along String Measurements, Greatly Reducing Drilling Risk., paper SPE‐145566, presented at the Offshore Europe Conference, 6‐8 September 2011, Aberdeen, UK. 

Silva,  M.,  Muradov,  K.  and  Davies,  D.  2012.    Review,  Analysis  and  Comparison  of  Intelligent  Well Monitoring Systems.  Paper SPE‐150195‐MS presented at the SPE Intelligent Energy International held in Utrecht, The Netherlands.  27‐29 March. 

 

   

59 | P a g e   

7. Sensor Technologies Applicable to Producing Wells

The ability to sense physical characteristics of the drilling environment  is an  important part of making 

informed  decisions  about  drilling  and  production  operations.  These  parameters  include  pressure, 

temperature,  and  flow  among many  others.  Each of  these  can be measured  in  a  variety of ways by 

different sensing instruments depending on the physical law applied to that measurement.  This section 

will  discuss  the  suitability  of  particular  sensing  elements  to  a  downhole  system,  and  provide  some 

insight into the theory of operation of these sensors. 

 

One characteristic of marketed sensors that must be discussed  is the ostensible nature of the sensors.  

Although a  sensor or gauge may be  labeled  to measure pressure,  temperature, etc., measurement  is 

normally performed on a supervenient property.  The most common supervenient property observed in 

data acquisition  is a voltage difference.   This  is because electronic devices are only stimulated by one 

property:    voltage. All measurement parameters must  therefore be  implemented  in  such a way  so a 

calibrated voltage  source, or voltage  reference  is altered predictably by  the desired property  (Fraden 

2010).   

 

The ideal measurement case is measurement calibration.  In this process, the tested unit is compared to 

a declared  standard  for  the property of  interest  (Carr 2002).    For example,  if we place a meter‐stick 

alongside  the  standard  accepted  by  the  International  Committee  for Weights  and Measures,  then 

determination of the length of the meter‐stick is made by observing the differential length between the 

two. There are no degrees of separation between the desired measurand and measured property and, 

assuming the meter‐stick will be a tool for visual  inspection,  insignificant complexity generated by the 

influence of other properties. 

 

However, it is safe to assume we will never be afforded the ideal case for downhole measurement. For 

non‐ideal  cases,  the  effective  use  of  the  sensor  will  be  largely  determined  by  the  influence  other 

properties have on the supervenient property.  

7.1 Sensor Technologies 

To explore sensor technologies for their ultimate applicability to producing wells,  layers of abstraction 

must be removed from the sensors with which we are familiar. In this section, the focus will be on the 

underlying  measurement  technology  in  common  sensors  and  their  applicability  in  downhole 

environments. 

7.2 Sensor Selection 

The  selection  of  the  measurement  categories  discussed  in  the  proceeding  sections  was  made  by 

evaluating  the  popular  technologies  currently  offered  by  Schlumberger,  Weatherford,  and  Baker‐

Hughes. The measurements most common to the list of products are chosen as the topics for analysis. 

 

60 | P a g e   

7.3 Basic Sensing Technologies 

7.3.1 Temperature There are a number of physical properties that are influenced by temperature. This means that there are 

a number of ways to measure temperature, but  it also means that undesirable temperature effects on 

the measurement  system can  complicate  the measurement. These effects will be discussed  for  some 

measurement  technologies below. The primary  technologies discussed here are  thermocouples, RTDs, 

and fiber optics. 

7.3.1.1  Thermocouples Thermocouples are strands of two different materials fused together at an end. The resulting effect, also 

known  as  the  Seebeck  effect,  is  a  potential  difference  (voltage)  measurable  at  the  free  ends.  As 

measured, the voltage  is the result of mostly temperature, but  is also  influenced by the resistances  in 

the wires composing  the  thermocouple,  the wires  leading  from  the  thermocouple  to data acquisition 

system, and the junctions where all parts make some type of contact. These resistances are measurable 

in  a  lab  prior  to  the  sensor’s  deployment,  and  are  therefore  errors  for  which  critical  users  may 

compensate. 

 

Further noticeable are variations of the resistances, and therefore error, at changes in temperature. For 

this reason, the voltages produced by thermocouples may not be considered  linear with temperature.  

However, resistances are predictable and so is the non‐linearity. 

 

The  thermocouples are appealing  for precise measurement because of  the predictable nature of  the 

imperfections. The  resistances  that would affect  the voltage measurement could change downhole as 

parts degrade, but  it  is predictable  that  the measurements will  remain within  a margin  that may be 

determined  experimentally.   However,  if  the  distance  between  the  thermocouple  and measurement 

device is variable then error will be present in the wire that connects the two. Wire of any material has a 

resistivity  that  is  a  function  of  its  cross‐sectional  geometry,  length,  and  temperature.  If  a wire were 

extended, for example, down to the bottom of a 10,000ft well, then  it would have a resistivity profile 

predictable only if the temperature were known for every linear unit of travel (the resolution of such a 

profile  would  be  dependent  on  the  size  of  the  linear  unit).  It  is  therefore  recommended  that 

thermocouples be very close to the measurement device for acceptable accuracy (Pollock 1971). 

In  additional  to  the  benefit  of  predictability  of  error,  thermocouples  also  do  not  require  excitation 

sources for operation. Sensors discussed later in this section will require a voltage source to determine 

the temperature, but the thermocouple generates its own measurable voltage, eliminating the need for 

a battery pack or other power supply. 

 

7.3.1.2 Resistance Temperature Detectors (RTDs), Thermistors Resistance Temperature Detectors  (RTDs) are devices  that house a sample of known  resistivity over a 

particular  temperature  range, Figure 7.3.1.   Manufacturers of RTDs will publish  the predictable  range 

with the sensor’s data sheet as per their results in experimental trials.   

 

 

What mu

variable. 

resistance

measurem

which  typ

considere

 

The cavea

an autom

the resist

include  v

affected b

the senso

voltage so

 

Thermisto

They  are 

measurem

2010). 

 

7.3.1.3 DTemperat

the light e

of  light  to

Domain R

measuring

source (Fi

the  time‐

(Garcia 20

 

st be noted 

  The  leads, 

e that will ap

ments.   For  t

pically  includ

ed more accur

at with RTDs 

mated measur

ance by the r

oltage  divide

by unaccount

or must be pr

ource may flu

ors are resisti

like  the  ele

ments accura

Figure 7

Distributed Temture distribut

emission sour

o backscatter

Reflectometry

g  both  the  in

ischer et al. 2

‐of‐flight  is  u

007). 

is  that  the h

and  contact

pear in meas

his  reason  th

des  temperat

rate than the

is they requi

rement devic

reduction in v

ers  and Whe

ted character

recisely know

uctuate comp

ve elements 

ement  inside

te within a n

.3.1:  Resista

mperature Sysions may be 

rce.  In an op

r due to what

y  (OTDR), me

ntensity  and 

2008).   The  in

used  to  deter

housed eleme

t  points  conn

surements, ar

hey are  limite

tures  betwee

rmocouples.

re a power so

ce must supp

voltage cause

eatstone  Brid

ristics  in the 

wn  to calculat

romises the i

whose resist

e  RTDs,  but 

narrower rang

nce Tempera

stem (“DTS”, Fmeasured in 

ptic cable, the

t  is called the

easures  temp

time‐of‐fligh

ntensity of th

rmine  the  lo

ent  is not  the

necting  leads

re variable w

ed  in  the env

en  ‐200°C  an

ource.  Becau

ply a precise 

ed by the RTD

dges,  which 

environment

te a precise  t

ntegrity of th

ivity is signifi

are  generall

ge of temper

ature Detecto

Fiber Optic) an optic cab

e ambient tem

e Raman Effe

perature by p

ht  of  the  bac

he backscatte

cation  in  the

e only part o

s  to  housed

ith temperat

vironment  to

nd  +600°C. W

use the super

reference vo

D’s resistance

introduce  m

t  if placed th

temperature

he sensor.  

cantly influen

y  less  precis

ratures such 

or scheme (W

le by measur

mperature wi

ect.   The mo

pulsing  a  lase

ckscattered  li

ered  light  is m

e  optic  cable

of  the RTD w

  element  ar

ture, and will 

 which  they 

Within  this  w

rvenient prop

oltage  to  the 

e.  Circuits to 

ore  compon

erein.   The v

, so any situa

nced by ambi

sely  construc

as  ‐90°C to 1

Wikipedia, 201

ring light bac

ill cause parti

st common  f

er down  the 

ight  returnin

measured for 

e  at which  th

61 | P

whose  resistan

e  also  sourc

result in inco

may be depl

window,  RTD’

perty is resist

RTD  to dete

achieve this 

ents  that ma

voltage suppli

ation  in whic

ient tempera

cted  and  pro

130°C (Therm

12b) 

kscattered ba

icular wavele

form, Optical 

optical  cable

g  to  the  em

temperature

he  event  occ

a g e  

nce  is 

ces  of 

orrect 

loyed, 

’s  are 

tance, 

rmine 

result 

ay  be 

ied to 

ch  the 

tures. 

oduce 

mistors 

ack to 

engths 

 Time 

e  and 

ission 

e, and 

curred 

 

7.3.2 PrePressure 

Displacem

piezoresis

piezoresis

7.3.2.1 PiSystems t

can be  re

across tw

pressure 

equipmen

 

Piezoelect

therefore

 

7.3.2.2 PiPiezoresis

module w

7.3.3.  The

 

For use  in

gauges so

the accura

ssure is a property

ment  is  the m

stive  transdu

stive, capaciti

iezoelectric Stthat use som

ead by a volta

o nodes cem

is applied to 

nt.  This form 

tric  strain  ga

 be classified

Figure 7

iezoresistive Sstive devices 

will  house  a 

e resistance c

n an automat

o that the cha

acy of the vo

y  that  is mea

most  common

ucers.  The  p

ive, electrom

train Gauges e  form of co

age.   The mo

ented to its e

the material 

of sensor is m

auges  are  sim

as useful in c

.3.2: Piezoele

Strain Gauges are character

piezoresistive

changes as th

ted measurem

anges in resis

ltage referen

asured  less d

n  in  tradition

pressure  gau

agnetic, pote

mputer to m

odules house

ends upon th

the voltage c

most commo

milar  to  ther

cases where t

ectric Strain G

rized by an o

e membrane 

e membrane

ment system,

stance may b

ce is paramo

irectly  than  t

nal measurem

uges  discuss

entiometric, re

measure and  l

 a piezo‐ ele

e application

changes; thes

nly found in v

rmocouples  i

thermocouple

Gauge schem

bservable cha

that will  flex

 flexes. 

, an excitatio

be read and lo

unt to this se

temperature 

ment method

ed  in  this 

esonant, and

log pressure,

ment  that ge

n of mechanic

se changes c

vibration sens

in  their  supe

es would like

me (Ashauer a

ange in resist

x with  chang

on voltage mu

ogged.   Not u

ensor’s integri

in most prac

ds  such  as  in

section  inclu

d optical. 

 use pressure

enerates a po

cal stress, Fig

an be measu

sors. 

ervenient  pro

wise prove u

and Konrad 2

tance.  In typ

ges  in  applied

ust be applie

unlike the RT

ity. 

62 | P

ctical applica

 manometer

ude  piezoele

e transducers

otential diffe

ure 7.3.2.  W

ured by monit

operties,  and

seful.   

002) 

ical applicatio

d pressure,  F

d to piezores

TDs or thermi

a g e  

ations. 

rs  and 

ectric, 

s that 

erence 

When a 

toring 

d may 

ons, a 

Figure 

sistive 

istors, 

 

7.3.2.3 CaCapacitan

electronic

and then 

measurab

inversely 

measured

 

In  downh

changes i

the  prope

changes  i

and temp

and the m

 

This devic

discussed

Figure 

apacitive Meance  is  the  po

cs will have tw

removed, th

ble on the no

proportiona

d to determin

hole measure

n resistance o

erties  of  the 

n the capacit

perature. If th

measurement 

ce additionall

. 

7.3.3:  Piezo

asurement otential  capa

wo sheets se

e applied vol

des of the ca

l  to  their  se

e a pressure 

ements,  these

of the wires a

dielectric m

tance assume

he sensor is p

corrected.   

y requires a v

Figure 7.3.

resistive Pres

city  of  cond

eparated by a

ltage (up to t

apacitor, Figu

eparating  dis

applied to on

e  devices wo

as temperatu

media  separat

ed to have be

paired with a 

voltage sourc

.4:  Capacitiv

ssure Sensor 

uctors  separ

a nonconduct

the documen

re 7.3.4. The 

tance,  and  t

ne of the plat

ould  be  susce

res changed 

ting  the  plate

een by pressu

temperature

ce, and is the

e Pressure Se

(Ashauer and

ated  by  a  di

tive material,

nted  limitation

 theoretical c

thus  is  the 

es. 

eptible  to  a 

is the most o

es will  also  b

ure, when  it 

e sensor, then

erefore limite

ensor (USGS,

d Konrad 200

ielectric med

, and when a

ns of the cap

capacitance o

supervenient

number  of  in

obvious, but a

be  altered.   

is the combi

n this factor 

ed by all limit

  2012) 

63 | P

02) 

dia.    Capacito

 voltage  is ap

pacitor) will s

of a set of pla

t  property  th

nterferences.

also the chan

The  result w

nation of pre

may be acco

ing factors al

a g e  

ors  in 

pplied 

till be 

ates is 

hat  is 

    The 

ges in 

will  be 

essure 

unted 

ready 

 

7.3.2.4 ElElectroma

When a f

coil chang

be pressu

 

Again, the

7.3.2.5 PoIn potent

one  end, 

reposition

the wiper

calibrated

like the p

voltage di

7.3.2.6 ReResonant 

change in

Figure 7.3

 

What  is  p

measurem

pressure 

Temperat

predictab

transduce

lectromagnetagnetic press

erromagnetic

ge proportion

rized to a cal

e electromagn

Figure

otentiometriciometric pres

and  connec

ned along the

r’s placement

d source  is no

hilosophy of 

ivision, rathe

esonant pressure  tra

 pressure. Co

3.6.   

particularly  n

ment  over  bo

sensors  will 

ture  variatio

le  resistive 

ers from dow

ic ure transduc

c core  is pass

nately. For th

ibration pres

netic pressur

e 7.3.5:  Electr

c ssure transdu

cting  the  oth

e strip.    If on

, and therefo

ot used, then

the electrom

r than induct

ansducers use

ommon media

noteworthy  a

oth  time  and

plastically  d

ns  will  also 

characteristic

nhole applica

cers are yet a

sed through t

his apparatus 

sure so that a

e transducer 

romagnetic (I

ucers, a wipe

er  to  comm

e side of the

ore the voltag

n the sensor 

magnetic pres

ion.  

e  the  change

a found in tra

bout  this  for

d  temperatur

deform,  ther

change  the

cs  of  the  m

ations.  Reson

another mean

the eyelet of 

to measure 

a pressure ma

requires a po

Inductive) Pr

r  is positione

on  ground,  t

e wiper has a

ge will be a fu

will serve to 

ssure transdu

es  in  a mater

ansducers inc

rm  of  pressu

re.   Over  tim

eby  changing

  mechanical 

aterial.    Bot

nant transduc

ns of measur

coiled wire, 

pressure, on

ay be inferred

ower supply.

ressure Senso

ed on a resist

the  voltage 

a constant ap

nction of the

indicate diff

cer, but the 

rial’s  resonan

clude quartz, 

ure measurem

me,  the  film  o

g  their  read

  properties 

th  of  these 

cers, however

ring displacem

the  inductive

e direction o

d by the core

or (USGS, 201

tive strip. App

at  the  wiper

pplied calibrat

e opposing ap

ferential pres

potentiomet

nt  frequency 

silicon, and s

ment  is  the  c

or membrane

ings  under  a

responsible 

disqualify  m

r, remain a go

64 | P

ment, Figure 

e properties  i

of movement 

’s displaceme

12) 

plying a volta

r  will  vary  as

ted pressure,

plied pressur

ssure. This  is 

ric operates u

to determin

synthetic sap

consistency  o

e  in  piezores

applied  press

for  the  nor

most  piezores

ood candidate

a g e  

7.3.5.  

in the 

must 

ent. 

age to 

s  it  is 

, then 

re. If a 

much 

under 

ne  the 

phire, 

of  the 

sistive 

sures. 

rmally 

sistive 

e. 

 

7.3.2.7 OOptical pr

they do n

cable with

are  reflec

2010) , Fig

 

Optical  p

necessity 

 

Optical ressure senso

not transmit e

h a known sp

cted, which  c

gure 7.3.7.  

ressure  tran

for an optic c

Figure 7.3

ors again use

electrical sign

pectral profile

communicate

Figure 7.3.7

sducers  are 

cable to trans

3.6: Resonant

e displacemen

nals to the me

e. As the light

e  to  the  read

7:  Optical Pre

consistent  a

smit the data 

t Pressure Sen

nt as  the sup

easurement d

t passes thro

der what  pre

essure Sensor

across  tempe

to the surfac

nsor (OG&E,

pervenient pr

device.  Light

ugh the optic

essures  the  s

r (Wikipedia,

erature  range

ce.   

1997) 

roperty, but a

t is channeled

cal sensor, ce

sensor  is  enc

 , 2012a) 

es,  but  their

65 | P

are unique  in

d through an

ertain wavele

countering  (F

r  caveat  is  i

a g e  

n  that 

 optic 

engths 

rench 

n  the 

 

A ‘middle

their  phil

radio wav

operation

7.4 Real‐T

Measurem

effective 

transmit 

necessary

instrumen

7.4.1 InstThere are

produced

their nove

7.4.1.1 DThe Distri

sensors to

laser  light

produced

7.4.1.2 WSchlumbe

synthetic 

expected 

over 10,0

7.5 Brief S

Sensor te

are summ

 

 Table 7.1:

Note: RTD

resonant 

 

Measurem

prelimina

 ground’ cou

osophies. A 

ves  could  be

n of Surface A

Time, Distribu

ment  of  dow

practices.  To

data  quickly

y  to  remote

ntation techn

trumentatione currently a 

 effective  res

el use of supe

Distributed Temibuted Temp

o determine t

ts  down  an  o

 that accurat

WellWatcher Serger uses a r

sapphire plat

in most drill

00kPa and 11

Summary of S

chnologies, w

marized in Tab

 Pressure Sens

D may becom

system.  

ment using th

ry set of rest

ld possibly be

resonant  sen

e monitored 

Acoustic Wave

ted Instrume

wnhole  prope

o  achieve  re

y  and  effectiv

ely  reconstru

iques will be 

n Techniques couple notab

sults with  reg

ervenient pro

mperature Senerature Sens

the temperat

optic  cable  a

ely depicts th

Sapphire Gaugresonant pres

tes. The resu

ing scenarios

10°C (Schlumb

Sensor Techno

which have th

bles 7.1 and 7

sor Summary 

me passive fo

he shear stres

trictions: pow

e found betw

nsor  responsi

consistently 

e (SAW) devic

ntation Techn

erties  at  rea

eal‐time  mea

vely,  while  t

ct  a  data‐im

explored for 

ble  instrumen

gards  to  real

perties in the

nsing, DTS (Scing technolog

ure distributi

and  reflecting

he thermal co

ge (Schlumberssure transdu

lt is a pressu

s  (Culurciello 

berger 2008)

ologies 

he potential t

7.2.  

r the case th

ss in the wall

wer requirem

ween the optic

ible  for  refle

and  reliably.

ces, which wil

niques 

l‐time  is  cru

surement,  th

the  measure

mage  of  the

their applica

ntation  techn

l‐time data a

e determinati

chlumberger)gy  in use by 

ion down the

g  the  light  sc

onditions (Bro

rger) ucer  in  it Wel

re transduce

2010).   Thes

. 

to measure p

Table 7

hat the resista

s of the pipe 

ents,  invasive

cal and reson

ecting  lower  f

.  This  is  the 

ll be discusse

ucial  for  loss

he  transmiss

ement  metho

e  target  are

bility in futur

niques  in use

acquisition. Th

ion of proper

Schlumberge

e well at resol

cattered  due

own 2008). 

llWatcher too

r that can wi

se gauges are

pressure and t

7.2: Temperatu

ance  is gauge

appears to b

eness, and re

nant transduc

frequency  lig

foundation 

ed in detail lat

s  prevention 

sion  method 

od(s)  gather 

ea.  In  the  fo

re, real‐time s

e by  large com

heir appeal  c

ties of intere

er uses  fiber 

lutions near 1

e  to  Raman  s

ol that uses m

ithstand the 

e  rated  to w

temperature 

ure Sensor Sum

ed as a damp

be the most f

equired forek

66 | P

cers if we hyb

ght  in  the  fo

of  the  theor

ter in this pap

and  to  max

must  be  ab

as  much  da

ollowing  sec

systems.  

mpanies  that

comes prima

st.   

optic temper

1 meter. By p

scattering,  a 

microchips ca

high tempera

ithstand pres

in producing

mmary 

pening factor

easible based

knowledge.   B

a g e  

bridize 

rm  of 

retical 

per. 

ximize 

ble  to 

ata  as 

ctions, 

t have 

rily  in 

rature 

ulsing 

log  is 

ast on 

atures 

ssures 

g well, 

 

r for a 

d on a 

Based 

67 | P a g e   

on  existing  techniques,  sensor  technologies  are  summarized  in  Table 7.3;  they have  the potential  to 

measure flow in producing well. 

 

Table 7.3: Flow Sensor Summary 

 

7.6  References – Chapter on Sensor Technologies Applicable to Producing Wells 

Ashauer, M. and Konrad, B. 2002. Demystifying Piezoresistive, Pressure Sensors, Application Note 871, Jul 17, 2002, http://www.maximintegrated.com/app‐notes/index.mvp/id/871,  last accessed Dec. 26, 2012.  

Brown, G. 2008. "Downhole Temperatures from Optical Fiber." Oilfield Review no. Winter 2008/2009 (4):34‐39. 

Carr,  J.  J. 2002. Practical  radio  frequency  test and measurement  (electronic  resource)  : a  technician's handbook / Joseph J. Carr: Boston : Newnes, c2002. 

Culurciello, E. 2010. Silicon‐on‐sapphire circuits and systems : sensor and biosensor interfaces / Eugenio Culurciello: New York : McGraw Hill, c2010. 

Fischer, R. E., Tadic‐Galeb, B., Yoder, P. R. and Galeb,  R. 2008. Optical system design / Robert E. Fischer, Biljana Tadic‐Galeb, Paul R. Yoder, 2nd Edition, McGraw‐Hill, New York. 

Fraden,  J. 2010. Handbook of modern sensors: physics, designs, and applications, 4th Edition, Springer Verlag, New York. 

French, M., Jackson, S., Jokisuu, E. 2010. Diverse Engagement:   Drawing  in the Margins. In Proceedings of  the  University  of  Cambridge  Interdisciplinary,  Graduate  Conference  2010:  University  of Cambridge. 

García, M.R. Vilas, Carlos , Banga ,J.R. and Alonso, A. A. 2007.  Optimal field reconstruction of distributed process systems from partial measurements, Ind. Eng. Chem. Res., 2007, 46 (2), pp 530–539. 

OG&E,1997 Resonant Pressure Sensor  Pollock, D. D. 1971. The Theory and Properties of Thermocouple Elements, ASTM, STP 492. Schlumberger. 2008. WellWatcher Sapphire Gauge, NDPG Multidrop Pressure and Temperature Gauge, 

available at http://www.slb.com/~/media/Files/completions/product_sheets/sapphiregauge_ps.pdf, last accessed on Dec. 26, 2012. 

Thermistors,  NTC.  2012. Micro‐Chip  Technologies  for  Industrial  Electronic  Components.  Available  at http://www.microchiptechno.com/ntc_thermistors.php, last accessed Oct. 30 2012. 

Wikipedia  2012a.  Fiber  Bragg  grating,  http://en.wikipedia.org/wiki/Fiber_Bragg_grating,  last  accessed on Dec. 26, 2012. 

Wikipedia 2012b. Resistance  thermometer, http://en.wikipedia.org/wiki/Resistance_thermometer,  last accessed on Dec. 26, 2012. 

USGS  2012.    Use  of  Submersible  Pressure  Transducers  in  Water‐Resources  Investigations, http://pubs.usgs.gov/twri/twri8a3/, last accessed on Dec. 26, 2012. 

   

68 | P a g e   

8. RFID Sensor Technology, Borehole Telemetry Applications

Radio Frequency Identification (RFID) technology is an attractive option for borehole telemetry.  Surface 

acoustic wave (SAW) sensor technology has a multitude of benefits for downhole applications of RFID‐

based sensors.  One is the utility of being passive (i.e., unpowered) wireless remote sensors, Brocato et 

al.  (2007).   They  can  small  sizes  similar  to  that of RFID  tags and even  smaller.    State‐of‐the‐art  SAW 

sensors  can have  a  footprint  size  as  small  as 2 mm by 1mm  for width  and  length with even  smaller 

thicknesses, Härmä et al. (2008).  Just to give a perspective, a U.S. dime is about 18 mm in diameter and 

has a surface area of over 250 mm2; more than 100 such SAW sensors could fit on the surface of a dime. 

Another  benefit  is  very  low  cost.    Another  important  characteristic  of  SAW  sensor  technology  is  its 

ability  to withstand  high  temperatures, Hauser  et  al.  (2003),  even  as  high  as  l000  C  if  appropriate material  combinations  are  employed  for  assembly,  interconnects  and  packaging,  Hornsteiner  et  al. 

(1998)  and  Zhang  et  al.  (2011).    It  can  withstand  harsh  environmental  conditions  (e.g.,  shocks, 

accelerations,  vibrations,  high  temperatures,  temperature  gradients,  radiation).    High  temperature 

applications include combustion chambers, Hauser et al. (2003), car exhausts, Tourette et al. (2009), and 

piston temperatures, Plum et al. (2011).  SAW sensor technology is simple, robust and provides for high 

performance.  SAW sensor technology can be used in a wide range of sensing applications since it can be 

used to read any type of unpowered low or high impedance varying sensor, e.g., temperature, pressure, 

light level, mechanical switch, acoustic emission, acceleration, Brocato et al. (2007).  SAW sensors report 

physically measurable data  in the same manner as do similar conventional sensors, but they can do  it 

remotely  and  without  any  local  power  source.    The  measurement  information  (e.g.,  temperature, 

pressure) contained  in SAW sensors can be obtained  remotely using a  radar‐like  interrogation device, 

and  the  sensors  and  their  related  communication  electronics  draw  all  of  the  power  needed  for 

communicating from the radar pulse, Brocato et al. (2007). 

 

Radio  Frequency  Identification  (RFID)  technology  is  an  attractive  option  for  borehole  telemetry  and 

sensing  applications.  This  is  due  to  the  ability  of  RFID  devices  to  function without  onboard  power, 

although  it  is possible to  improve some aspects of device performance with the addition of a battery. 

For the purposes of this review, RFID encompasses two types of devices. These are  Inductive Coupling 

RFID and Surface Acoustic Wave (SAW) RFID. 

 

Inductive  coupling  RFID  is  short‐range  (typically  <1m)  telemetry  method  operating  on  the  same 

principles as a transformer.   SAW RFID, on the other hand, utilizes a dipole antenna and tends to have 

longer read ranges at significantly lower power levels (~10m). 

8.1 Inductive Coupling RFID 

Inductive Coupling RFID has found widespread use in inventory control, including some use in the oil and 

gas  industry.  The main  advantage  of  inductive  coupling  RFID  is  its  ability  to  form  a  passive  sensing 

device. Because  it  inductively  couples  to  the  interrogating device,  it  is  able  to draw  all  the power  it 

needs to communicate and power its sensors from the interrogating signal. 

 

 

Because R

they cann

the  carrie

would be 

tags typic

 

The theor

derivation

 

RFID coil 

antenna c

coil is give

 

2 

 

Where  current th

the evalua

radius of 

will likely 

 

By Farada

magnetic 

equation 

 

∙

 

RFID tags typ

not utilize a d

er wave  (usu

2.4 km; obv

ally use smal

ry of  IC RFID 

n of induced v

antennas uti

coils”(Lee 199

en by the follo

2

2 232

is  the magne

hrough the co

ation of the B

the coil will l

be on the ord

ay’s Law, the 

flux. The eq

(Knight 2004

∙  

pically operat

ipole antenna

ally  one‐qua

iously, this  is

l coil antenna

is simple and

voltage on a t

ilize “near  fie

98). For a co

owing equati

2

2

13

Figure 8.1:

etic  flux dens

oil, and  is thB‐Filed is large

ikely be on t

der of one me

voltage indu

uation  for  th

). 

e  in the Very

a. The length 

rter  or  one‐h

s not a realist

as that resona

d easily deriv

tag to illustra

eld magnetic 

il with N turn

on, Figure 8.1

≫

: B‐Field Prod

sity,  is  the he magnetic p

e compared t

he order of o

eter. 

ced in the re

he magnetic  f

y Low Freque

of an antenn

half  (Ulaby  2

tic antenna  le

ate at the car

ved from fund

te some stren

induction co

ns, the equat

1. 

 

duced by Curr

number of  t

permeability.

to the radius o

one centimet

eceiver due to

flux  through 

ency  (VLF) ran

na is typically 

2005)).  The w

ength for an 

rrier frequenc

damental phy

ngths and we

oupling betwe

tion for the m

rent Coil (Lee

turns,  is  th. The assump

of the coil is v

er or less wh

o a changing 

the  receiving

nge (typically

a fraction of 

wavelength  o

RFID tag. For

cy. 

ysical  laws.   

eakness of IC 

een  transmit

magnetic field

 e 1998) 

e  radius of  t

ption that the

valid for our 

hile the minim

magnetic fie

g coil  is given

69 | P

y around 125

the waveleng

of  a  125  kHz 

r this reason,

We briefly sh

RFID.  

tting and  rece

d produced b

he coil, 

 distance bet

purposes sinc

mum read dis

ld depends o

n by  the  follo

a g e  

 kHz), 

gth of 

wave 

, RFID 

how a 

eiving 

by the 

(1) 

is  the 

tween 

ce the 

stance 

on the 

owing 

(2) 

70 | P a g e   

In the case that the transmitting and receiving coils are aligned such that the field  is parallel to , and assuming the B‐field is uniform of the surface, the equation for the magnetic flux becomes. 

 

2

21 2

21

  (3) 

 

where  is the radius of the receiving antenna. Faraday’s Law predicts the voltage  induced around the closed loop of the receiving coil and it is given by the following equation.  

 

  (4) 

 

By  combining  Lenz’s  Law,  Faraday’s  Law,  and our previous  equation  for  the magnetic  flux  through  a 

closed N‐turn  loop, we obtain  the  following equation  for voltage  induced around  the closed  receiving 

coil loop (Knight 2004). 

 2

21

  (5) 

 

where  is the number of turns in the receiving coil. The important thing to note here is that the signal 

falls  off with  the  cube  of  the  distance  between  coils.  This  best‐case  scenario  is  probably  an  overly 

optimistic estimate for downhole, since the perfect alignment we assumed here is difficult to accomplish 

downhole. 

 

As mentioned earlier and as we see from equation (5), IC RFID  is a short‐range communication system 

that falls off with the cube of the distance between reader and tag. The addition of a sensor to a passive 

tag would further reduce this range. One solution to this problem is the addition of an onboard battery 

to boost communication range. This will be discussed shortly.   Furthermore, IC RFID which tends to be 

more vulnerable to temperature than the SAW RFID systems discussed later. 

 

8.1.1 Signal Modulation There  are  a  number  of  standard  signal modulation methods  that  are  used  and well  understood  in 

industry. Among  these  are Amplitude  Shift Keying  (ASK, NRZ or Manchester),  Frequency  Shift Keying 

(FSK),  and  Phase  Shift  Keying  (PSK).  The  RFID  tag modulates  the  interrogating  signal  via  backscatter 

modulation;  by  switching  a  transistor  placed between  two  antenna pads  it  can  transmit  senor or  ID 

information  on  the  interrogating  signal  itself.  A  detailed  discussion  of  these modulation  techniques 

would be an unnecessary distraction; they are mentioned here for the sake of completeness only. Lee 

provides a good starting point for readers desiring a more intensive discussion of these techniques (Lee 

1998). 

 

71 | P a g e   

8.1.2  Active Tags Active tags  improve communication ranges by adding an onboard power supply. This allows the tag to 

provide some of the power  it needs to communicate with the  interrogator (and to power  its on‐board 

sensors). The major disadvantages to active tags are that batteries place a maximum life expectancy on 

the tag, batteries tend to be a limiting factor in temperature limits, and batteries increase the size of the 

tags.   

8.2 SAW RFID 

SAW  (Surface Acoustic Wave) RFID,  like passive  inductive coupling RFID, has  the capability  to operate 

using only power received from the interrogating signal. Like many RFID devices, it also has the ability to 

host a variety of sensors.   However, unlike  its  IC counterpart,  it tends to be  far more rugged with the 

ability  to  withstand  extreme  temperature  and  pressure  environments  as  well  as  the  ability  to 

communicate  in metallic  and other  conductive  environments.  Furthermore,  SAW RFID  tends  to have 

long read distances with much lower power input.  

 

8.2.1 A Brief History of SAW Devices  The  history  of  SAW  RFID  begins  in  the  late  19th  Century.  In  1885,  Lord  Rayleigh  discovered  Surface 

Acoustic Waves, for this reason, these waves are often referred to as Rayleigh waves. While in 1880, the 

Curie  brothers  discovered  the  coupling  of  the  elastic  and  electric  fields  in  piezoelectric materials.  In 

1965, White  and Voltmer demonstrate  the uniform  IDT  (Interdigital Transducer); quickly  followed by 

Tancrell  demonstrating  the  use  of  the  Lithium  Niobate  substrate.  Together  these  accomplishments 

represent the core of modern SAW devices (Morgan 1998). 

 

8.2.2 Principles of Operation  The operation of a basic SAW device  is pictured  in Figure 8.2.   An electromagnetic wave  is transmitted 

by the reader and received by an antenna on the tag.  This electromagnetic wave is then converted into 

a Surface Acoustic Wave  (SAW) by way of the  Interdigital Transducer (IDT). This SAW then propagates 

along the piezoelectric substrate where  it can be modified for signal processing or sensing application. 

An IDT then transforms the SAW to an electrical signal sent to the tag antenna and propagated as an EM 

wave which returns to the reader carrying tag information (Brocato et al. 2007).  

 

While SAW devices also communicate with the reader using backscatter modulation, they can be read a 

greater distance at significantly  reduced power. This  is because  the SAW  travels about 100,000  times 

lower than the EM wave, allowing the environmental reflections of the reader signal to die down before 

the SAW tag sends its own signal.  This ability of the SAW RFID to create a clutter free environment for 

communication  is one of  its primary  advantages over  its  inductive  coupling  counterpart  (Plessky  and 

Reindl 2010). 

 

 

 

8.2.2.1 ReOne of th

based on 

Figures 8.

substrate

This show

reduction

Furtherm

number (

binary on

larger tag

 

There are

data  and 

frequency

telemetry

RDLs are t

 

 

Figur

eflective Delae two main t

resonators, w

.3 and 8.4. Th

. The distanc

ws that there 

n,  and  SAW  s

ore, the spac

longer period

es).  Clearly, 

. 

e several adva

to  build  mu

y coding (OFC

y system if th

the same as t

e 8.2: Operat

y Lines ypes of wirel

which will be

he SAW from 

e from the ID

is a direct tr

size, which w

cing of the fo

ds without re

a larger num

antages of RD

ulti‐sensor  e

C) techniques

e data is to b

those of a gen

tion of a SAW

ess SAW sens

e discussed  la

the IDT is re

DT to the first

rade‐off betw

we wish  to m

ollowing refle

eflectors can 

mber of tags w

DLs over reso

nvironment  w

s (Kalinin 201

be interpreted

neric SAW RF

Figure 8.3: SA

W Tag System

sors is based 

ater.   The ope

flected off a 

t reflector de

ween delay ti

minimize  for  e

ctors on the 

be thought o

will require a 

onators such 

without  colli

1). This is an 

d as a functio

ID described 

AW RDL(Kalin

m(Plessky and

on reflective

eration of an

number of re

etermines the

me, which w

easier  transp

substrate de

of a binary ze

larger numbe

as the ability

ision  using  T

 essential asp

on of depth a

earlier. 

nin 2004) 

 Reindl, 2010

e delay lines (

n RDL  is show

eflectors spac

e delay time 

we wish to m

port  and  plac

etermines the

eroes while re

er of reflecto

y to attach an

TDMA,  CDMA

pect of an int

at the surface

72 | P

0) 

RDLs); the ot

wn schematica

ced along the

of the SAW s

aximize  for c

cement  down

e tag  identific

eflectors repr

ors and theref

n ID to the se

A,  and  ortho

telligent form

e. The princip

 

a g e  

 

ther is 

ally  in 

e SAW 

signal. 

clutter 

nhole. 

cation 

resent 

fore a 

ensed 

ogonal 

mation 

ples of 

 

8.2.2.2 ReA resonat

the ability

resonator

sensing d

when  des

individual

frequency

bandwidt

(~5000), p

advantage

8.2.2.3 ASAW devi

is theoret

We see th

by  IC RFI

important

ranges of 

 

 

For comp

larger tha

esonators  tor, shown sc

y to attach an

rs  in  close  pr

ata. This mak

signing  an  in

l oscillators tu

y  range,  it m

h  for a  large

potentially pr

e of the 433M

ntenna and Pces typically 

tically governe

hat power inc

D. We  also  s

t  in determin

a typical SAW

arison, Plessk

an that of a SA

hematically i

n ID to the SA

roximity  simu

kes it difficult

telligent  form

uned to differ

might be diffic

 number of d

roviding muc

MHz ISM band

Figure 8.4:

ower use a dipole 

ed by the rad

creases with t

see  that  ther

ning an optim

W device actin

Tab

Transm

1 

100 

10,000 

ky and Reind

AW device(Ple

n Figure 8.4, 

AW sensor in

ultaneously, 

t or impossibl

mation  telem

rent specific c

cult  to  create

downhole  tag

h higher reso

d making man

: Schematic o

antenna ope

dar equation g

4 212

the forth root

re  is  an  inver

mal downhole

ng at 69MHz 

ble 8.1: SAW D

itted Power

l give the pow

essky and Rei

uses symmet

formation. W

unlike  RDLs, 

le to match s

metry  system.

central freque

e  sufficient  in

gs. However,

olution data, 

nufacturing c

of SAW Reson

erating in the 

given as (Broc

1

t of distance, 

rse  relation  b

e  frequency 

in air; these a

Detection RangDet

10.8

34.0

108

wer requirem

indl 2010).  

try to increas

While it is pos

resonators 

sensor data to

. One  possib

encies. Depen

ndependent 

,  resonators d

and smaller 

heaper (Kalin

nator(Kalinin

far‐field regi

cato et al. 200

 

which is muc

between  freq

range. Broca

are listed in th

ge and Powertection Range (

8

0

8.0

ment for an IC

se data resolu

ssible to place

do  not  attac

o depth and l

ble  solution w

nding on the 

frequencies 

do provide v

bandwidths 

nin 2005). 

n 2005) 

ion. The rang

07). 

ch more gene

quency  and  r

ato  gives  som

he Table 8.1 

(m)

C RFID to be 

73 | P

ution at the c

e and read se

ch  a  tag  ID  t

location dow

would  be  to 

optimal dow

with  the  req

very high Q‐fa

allowing  it to

 

ge of these de

erous than all

range,  this w

me  values  for

below. 

100 to 1000 

a g e  

ost of 

everal 

to  the 

wnhole 

make 

wnhole 

quisite 

actors 

o take 

evices 

(6) 

lowed 

will  be 

r  read 

times 

 

8.2.2.4 SAA numbe

relevant  t

connected

 

Temperat

Surprising

Since the 

phase cha

 

Figure 8.5

Pressure S

Pressure 

RFID geom

8.6).  

 

 

AW Sensors r of sensors 

to  ICIFT  shor

d to SAW dev

ture Sensor 

gly,  sensing  t

temperature

ange in the re

5: Variation o

Sensor 

measuremen

metry. This in

have been d

rtly.    Further

vices whilst re

emperature w

e directly affe

eflected signa

of the continu

a func

ts are also po

nvolves the cr

Figure 8.6: 

eveloped  for

rmore,  Broca

emaining pass

with SAW RF

ects the SAW

l (Reindl et a

uous phase d

ction of temp

ossible with S

reation of a p

SAW Substra

r SAW device

ato  has  show

sive.  

FID devices c

W velocity, the

l. 2003), Figu

difference 

perature (Rein

SAW RFID. Th

pressure‐isola

ate with Press

es, and we w

wn  that  impe

omes with n

e device tem

re 8.5. 

 between ndl et al. 200

hese, howeve

ated cavity in

sure‐Isolated

ill discuss a  f

edance‐varyin

o changes  to

perature can

 the first and

03) 

er, require a m

 the SAW sub

d Cavity 

74 | P

few  them  tha

ng  sensors  ca

o  the device 

n be read from

d third respon

modification 

bstrate (see F

 

a g e  

at are 

an  be 

itself. 

m the 

nse as 

in the 

Figure 

 

The surfa

change in

indirectly 

response 

 

 

The dashe

While this

 

In  Figure 

pressure. 

SAW, allo

 

Flow Sens

Measurem

of other p

propertie

determini

ce of this cav

n the path len

as  a  change

can be seen i

ed  line after 

s value can be

8.8, we  see 

 We also no

wing the retu

sor 

ment of flow,

physical prop

s  such as  flu

ing the flow r

vity will then 

ngth of the SA

e  in  the  cent

in Figures 8.7

Figure 8.7: T

T4  represent

e measured d

Figure 8.8: 

here  that  th

ote  that  this c

urn signal to b

 while possib

perties. This  i

id properties

rate, we will f

be deformed

AW.  This can

er  frequency

7 and 8.8 belo

Time‐delay re

ts  the delayed

directly, it is o

Frequency Re

he  frequency

change  in  fre

be detected a

ble with SAW 

is  in part bec

s and  flow ge

first demonst

d when expos

n be measure

y of  the RFID

ow, respective

esponse of SA

d  response c

often easier to

esponse of SA

y  of  SAW  sig

equency  is sm

and measured

RFID, proves

cause  it  requ

eometry. Bef

rate the poss

sed to higher

ed directly as

D.    The  time 

ely. 

AW Pressure

caused by  the

o measure ins

AW Pressure

gnal  is  varyin

mall relative  t

d with the ap

s to be more 

uires a priori 

fore  going  to

sibility for a si

r borehole pr

s a change in 

delay  respon

e Sensor 

e exposure  to

stead the cha

 e Sensor 

g  linearly wi

to  the carrier

propriate cho

challenging t

knowledge o

oo much  into

imple system

75 | P

ressures, cau

the delay tim

nse  and  frequ

 

o higher pres

ange in freque

th  changes  i

r  frequency o

oice of anten

than measure

of  the certain

o  the difficult

. 

a g e  

sing a 

me, or 

uency 

ssure. 

ency. 

in  the 

of  the 

na. 

ement 

n  flow 

ties  in 

 

 

It  is well 

boundarie

determine

strain. Giv

An examp

while Figu

 

 

We note 

rate and w

 

 

known  that 

es adjacent  t

ed analyticall

ven that SAW

ple of a SAW 

ure 8.9 shows

Figure

that the flow

wall shear str

different  flo

o  the  flow d

y for a numb

W devices can

device meas

s the SAW res

e 8.9: Schema

w shown here

ess is easily d

Figure 8.10: 

ows  exert  a 

irection.   The

ber of flow typ

 measure str

suring the flow

sponse to diff

atic of SAW M

e is simply Ha

derived from 

SAW Sensor

shear  stress,

e  relationship

pes. This stre

rain, it is also 

w rate of a s

ferent flow co

Measuring Pre

agen‐Poiseuill

classical equa

Response to

,  known  as  t

p between w

ess can then b

 possible to r

imple flow‐g

onditions. 

essure Driven

le pipe flow. 

ations. 

o Changing Flo

the wall  shea

wall shear and

be related to 

relate this str

eometry is sh

n Laminar Flo

The relations

ow Rate 

76 | P

ar  stress,  on

d  flow  rate c

both a force 

rain to a flow

hown in Figu

ow 

ship between

 

a g e  

  solid 

an be 

and a 

w rate. 

re 8.8 

 

n flow 

 

Here we s

constant 

advance i

 

While  it  is

the wide 

measurem

uncertain

allowing a

fluid prop

from MW

 

Impedanc

Finally, w

sensors, w

paramete

 

 

Brocato h

expands t

function o

These sen

changes  t

change in

see that the 

over  the  ran

t is possible t

s reasonable 

range flow ty

ments difficu

ty  in flow ge

a known fluid

perties could 

WD tools such 

ce‐Varying Se

we come  to a 

which are att

er. This is show

Figur

has shown tha

the range of 

of these  impe

nsors change 

the  amplitud

 the amplitud

SAW phase  i

ge of  flow  ra

to measure th

to make cer

ypes experien

lt. One possi

ometry  is eli

d geometry a

then be obt

as resistivity,

ensors 

broader cate

tached at  the

wn in Figure 8

e 8.11: SAW 

at these type

sensing poss

edance‐varyin

the radar ap

e  of  the  rec

de of the sign

s directly pro

ates. This me

he flow from t

tain assumpt

nced downho

ble  solution 

minated. Thi

nd eliminatin

tained  from p

, and from the

egory of sens

e  IDT,  vary  t

8.11 below.

Communicat

es of devices w

ibilities for SA

ng sensors  in

perture of th

ceived  signal,

al. 

oportional to

eans  that give

the phase of 

tions about th

ole and the u

is  to design 

s would  invo

ng the need t

prior knowled

e knowledge 

sors, dubbed

heir  impedan

tion Diagram 

work for even

AW RFID. Wh

dividually, w

e SAW tags a

  allowing  the

 the flow rat

en  sufficient 

the return sig

he borehole 

ncertainty in 

the RFID pac

olve creating 

to make such

dge of  the bo

of drilling flu

 here as  imp

nce  in  respon

from (Brocat

n very high im

hile we will n

we will discuss

as they chang

e  physical  pa

te while the f

information 

gnal. 

geometry an

 device orien

ckaging  in  su

a sort of duc

h an assumpt

orehole envi

uids introduce

pedance‐varyi

nse  to  some 

to et al. 2007

mpedance se

ot go  into de

s their effect 

ge their  impe

arameter  to 

77 | P

frequency rem

about  the  fl

nd fluid prope

ntation makes

ch a way  tha

ct  in the pack

tion. Knowled

ronment obt

ed to the well

ing sensors. T

changing ph

7) 

ensors. This fu

etail discussin

on the SAW 

edance.   This

be  related  t

a g e  

mains 

ow  in 

erties, 

s flow 

at  the 

kaging 

dge of 

tained 

l. 

These 

hysical 

 

urther 

ng the 

RFID. 

s then 

to  the 

78 | P a g e   

 

8.3 References – Chapter on RFID Sensor Technology, Borehole Telemetry Applications 

Brocato, R. W., G. A. Wouters, E. Heller, J. Blaich, and D. W. Palmer. 2007. Re‐configurable Completely Unpowered Wireless Sensors. Paper read at Electronic Components and Technology Conference, 2007. ECTC '07. Proceedings. 57th, May 29 2007‐June 1 2007. 

Härmä, Sanna, Plessky, Vickor P., Hartmann, Clinton S., and Steichen, William, 2008. “Z‐path SAW RFID tag,”  IEEE  Transactions  on  Ultrasonics,  Ferroelectrics,  and  Frequency  Control,  Vol.  55,  No.  1, January 2008, pp. 208‐213. 

Hauser,  Robert,  Bruckner, Gudrun,  Stelzer,  Andreas, Maurer,  Linus,  Biniasch,  Jörg,  Reindl,  Leonhard, Teichmann,  Rüdiger,  2003.  “A  high‐temperature  stable  SAW  identification  tag  for  a  pressure sensor and a low‐cost interrogation unit,” Sensor 2003, Proc. 11th International Conference, 13‐15 May, 2003, Exhibition Centre, Nuremberg, Germany, pp. 467‐472. 

Hausleitner, C., et al, 2001. “Cordless Batteryless Wheel Mouse Application Utilizing Radio Requestable SAW  Devices  in  Combination  with  the  Giant  Magneto‐Impedance  Effect,”  IEEE  Trans.  on Microwave Theory and Techniques, vol. 49, no. 4, pp. 817‐822, Apr. 2001. 

Hornsteiner,  E.  Born,  Fischeraurer,  G.,  Riha,  E.,  1998.  “Surface  acoustic  wave  sensors  for  high‐temperature  applications”,  Proceedings of  the  1998  IEEE  Frequency Control  Symposium,  27‐29 May 1998, pp. 615‐620. 

Kalinin,  V.  2004.    Passive  wireless  strain  and  temperature  sensors  based  on  SAW  devices.  Paper presented at Radio and Wireless Conference, 2004 IEEE, 19‐22 Sept. 

Kalinin, V. 2005.  Influence of receiver noise properties on resolution of passive wireless resonant SAW sensors. Paper presented at Ultrasonics Symposium, 2005 IEEE, 18‐21 Sept. 

Kalinin, V. 2011.  Wireless physical SAW sensors for automotive applications.  Paper read at Ultrasonics Symposium (IUS), 2011 IEEE International, 18‐21 Oct. 2011. 

Knight,  R.D.    2004.  Physics  for  scientists  and  engineers:  a  strategic  approach.    San  Francisco: Pearson/Addison Wesley. 

Lee,  Y.  2012.    RFID  Coil  Design  1998.    Available  at  Microchip.com, http://www.microchip.com/stellent/idcplg?IdcService=SS_GET_PAGE&nodeId=1824&appnote=en011766, last accessed October 31, 2012. 

Morgan, D. P. 1998. History of SAW devices.   Paper presented at Frequency Control Symposium, 1998. Proceedings of the 1998 IEEE International, 27‐29 May. 

Plessky, V., and Reindl,   L. 2010. Review on SAW RFID  tags, Ultrasonics, Ferroelectrics and Frequency Control, IEEE Transactions, no. 57 (3):654‐668. doi: 10.1109/tuffc,1462. 

Plum, T., Tourette, S., Loschonsky, M., Röbel, M., 2011. “Piston Temperature Measurement with SAW Sensors”, 2011  Joint Conference of  the  IEEE  International Frequency Control and  the European Frequency and Time Forum (FCS), 2‐5 May 2011. 

Pohl, Alfred, “A Review of Wireless SAW Sensors,” 2000.  IEEE Trans. on Ultrasonics, Ferroelectrics, and Frequency Control, vol 47, no. 2, pp. 317‐332, March. 

Reindl, L.M., Pohl, A., Scholl, G., and Weigel, R., 2001. “SAW based radio sensor systems,” IEEE Sensors J. vol. 1, pp. 69‐78, June 2001. 

Reindl, L., I. Shrena, S. Kenshil, and R. Peter. 2003. Wireless measurement of temperature using surface acoustic waves sensors. Paper read at Frequency Control Symposium and PDA Exhibition  Jointly with  the  17th  European  Frequency  and  Time  Forum,  2003.  Proceedings  of  the  2003  IEEE International, 4‐8 May 2003. 

79 | P a g e   

Seindl,  R.,  Pohl,  A.,  and  Seibert,  F.,  1999.  “Impedance  Loaded  SAW  Sensors Offer  a Wide  Range  of Measurement  Opportunities,”  IEEE  Int. Microwave  Symp.  Dig,  Anaheim,,  pp.  1453‐1456,  June 1999. 

Tourette, S., Collin, G., Le Thuc, P., Luxey, C., Staraj, R., 2009. “Small Meandered PIFA Associated with SAW  Passive  Sensor  for  Monitoring  Inner  Temperature  of  a  Car  Exhaust  Header”,  IEEE International Workshop on Antenna Technology, IWAT 2009, Santa Monica, California, 2‐4 March 2009.  

Ulaby, F.T. 2005. Electromagnetics for engineers. Upper Saddle River, NJ: Pearson/Prentice Hall. Zhang,  Shujun  and  Yu,  Fapeng,  2011.  “Piezoelectric Materials  for High  Temperature  Sensors”,  J. Am. 

Ceram. Soc., 94 (10) 3153–3170.  

  

 

 

80 | P a g e   

Appendix A: Summary of Collected U. S. Patents on Fiber Optic Sensors

The abstracts of 57 collected U.S. patents on fiber optic sensing technology are summarized below. The 

issue dates of  the patents  range over a 24‐year period  from 1990  to 2014.   This  sampling of patents 

shows  the potential breadth and depth of  fiber optic sensing applications and  the  recent exponential 

growth of patents in the area of fiber optic sensing technology. 

 

U.S.  Patent  4891640,  January  2,  1990,  proposes  a  high  temperature  and  pressure  fiber  optic 

feedthrough for borehole usage.   A high temperature and high‐pressure fiber optic feed‐through  is set 

forth to enable communication to the interior of a pressure housing making up a downhole logging tool.  

 

U.S. Patent 6233746, May 22, 2001, proposes a multiplexed fiber optic transducer for use in a well and 

method.  The  optic  sensor  can  be  configured  to  sense  downhole  conditions,  such  as  temperature, 

pressure, or stress, either individually or in combination.  

 

U.S. Patent 6355928, March 12, 2002, proposes a fiber optic tomographic imaging of borehole fluids.  It 

provides  a method  and  an  apparatus  for  fiber  optic  tomographic  analysis  and  imaging  of  fluids  and 

includes a method for providing information on downhole fluid flowing in a hydrocarbon well, utilizing at 

least one downhole tomograph chamber.   It allows the generation of two or three‐dimensional  images 

of multiple phase flow  in the wellbore and allows determination of production parameters of multiple 

zones on an individual zone basis. 

 

U.S. Patent 6531694, March 11, 2003, U.S. Patent 6787758, September 7, 2004, U.S. Patent 6828547, 

December 7, 2004, U.S. Patent 7040390, May 9, 2006, and U.S. Patent 7201221, April 10, 2007, propose 

wellbores  utilizing  fiber  optic‐based  sensors  and  operating  devices.    They  provide  a  method  for 

controlling production operations using fiber optic devices. An optical fiber carrying fiber‐optic sensors is 

deployed  downhole  to  provide  information  about  downhole  conditions.  Parameters  related  to  the 

chemicals being used for surface treatments are measured in real time and on‐line, and these measured 

parameters  are  used  to  control  the  dosage  of  chemicals  into  the  surface  treatment  system.  The 

information  is  also  used  to  control  downhole  devices  that may  be  a  packer,  choke,  sliding  sleeve, 

perforating device,  flow control valve, completion device, an anchor or any other device. Provision  is 

also made for control of secondary recovery operations online using the downhole sensors to monitor 

the reservoir conditions. 

 

U.S.  Patent  6571046, May  27,  2003,  proposes  a  downhole  protector  system  for  fiber  optic  system 

components  in  subsurface  applications.    The  device  is  designed  to  prevent  the  harsh  downhole 

environment  from  adversely  affecting  optical  fibers  themselves  or  optical  components  in  the  optical 

fiber system. 

U.S.  Patent  6898339,  May  24,  2005,  propose  multiple  mode  preloadable  fiber  optic  pressure  and 

temperature sensor.  It is a multiple mode pre‐loadable fiber optic pressure and temperature sensor.  It 

includes a generally cylindrical structure having at least one compression element, a fiber optic having a 

81 | P a g e   

Bragg grating  in  contact with one  side of  the  compression element, a diaphragm  in  contact with  the 

other side of the compression element, and a fluid port in fluid communication with the diaphragm.  

 

U.S. Patent 6955218, October 18, 2005, and U.S. Patent 7163055, January 16, 2007, propose placing a 

fiber optic sensor line.  It is a method and an apparatus for placing fiber optic control line in a wellbore. 

The method  includes providing a tubular  in the wellbore, the tubular having a first conduit operatively 

attached thereto, whereby the first conduit extends substantially the entire  length of the tubular. The 

method  further  includes  aligning  the  first  conduit with  a  second  conduit  operatively  attached  to  a 

downhole  component  and  forming  a hydraulic  connection between  the  first  conduit  and  the  second 

conduit  thereby completing a passageway  therethrough. Additionally,  the method  includes urging  the 

line  through  the passageway.  In  another  aspect,  a method  for placing  a  control  line  in  a wellbore  is 

provided. In yet another aspect, it provides an assembly for an intelligent well. 

 

U.S.  Patent  7028543,  April  18,  2006,  proposes  system  and method  for monitoring  performance  of 

downhole  equipment  using  fiber  optic  based  sensors.  It  is  a method  and  system  for monitoring  the 

operation of downhole equipment, such as electrical submersible pumps. The method and system rely 

on  the  use  of  coiled  fiber  optic  sensors,  such  as  hydrophones,  accelerometers,  and/or  flow meters. 

These sensors are either coupled  to or placed  in proximity to  the equipment being monitored. As  the 

sensor  is perturbed by acoustic pressure disturbances emitted  from  the equipment,  the  length of  the 

sensing coil changes, enabling the creation of a pressure versus time signal. This signal is converted into 

a  frequency  spectrum  indicative  of  the  acoustics  emissions  of  the  equipment,  which  can  then  be 

manually or automatically monitored to see if the equipment is functioning normally or abnormally, and 

which allows the operator to take necessary corrective actions. 

 

U.S. Patent 7155101, December 26, 2006, proposes manufacturing method for high temperature fiber 

optic accelerometer.  It includes (a) drawing an optical fiber through a resin; (b) winding the resin coated 

fiber onto a disc mounted on an assembly having a central shaft; and (c) curing the resin‐coated fiber.  

 

U.S.  Patent  7165892,  January  23,  2007,  proposes  downhole  fiber  optic wet  connect  and  gravel  pack 

completion.  In a described embodiment, a system for making fiber optic connections in a subterranean 

well  includes  a  first  fiber  optic  connector  positioned  in  the well  and  a  second  fiber  optic  connector 

operatively connected to the first fiber optic connector after the first fiber optic connector is positioned 

in the well. It is a method of monitoring a subterranean well.  It includes the steps of positioning a fiber 

optic  line  in  the well.   The  fiber optic  line extends  in a  formation  intersected by  the well.   Positioning 

another  fiber optic  line  in  the well,  the  fiber optic  line extends  to a  remote  location and operatively 

connects the fiber optic  lines while the fiber optic  lines are  in the well.      It monitors a well parameter 

using a sensor operatively coupled to the fiber optic line extending in the formation. 

 

U.S. Patent 7208855, April 24, 2007, proposes a fiber optic cable as integral part of a submersible motor 

system.   Apparatus,  systems and methods are proposed  for  transmission of optical  signals  through a 

wellbore whereby optic  fibers are protected  from exposure  to harsh downhole  fluids and  conditions. 

The system comprises a power cable assembly running down hole from the surface.  It comprises both 

82 | P a g e   

electrical  leads  and  at  least one  fiber‐optic  lead.  It  includes  an electric  submersible motor  apparatus 

having  optic  fibers  and  optic  fiber  leads  as  an  integral  part  of  the motor  and  internal  to  the motor 

casing.    It  includes connection(s) between  the optic  fibers  internal  to  the motor casing and downhole 

sensors and other equipment requiring optical communication. 

 

U.S. Patent 7254999, August 14, 2007,  and U.S. Patent 8020436,  September 20, 2011, propose  fiber 

optic accelerometer based seismic sensing apparatus and associated method, all permanently  installed 

in  well.    Embodiments  of  the  present  invention  include  a  fiber  optic  seismic  sensing  system  for 

permanent downhole  installation.  In one aspect,  the present  invention  includes a multi‐station, multi‐

component  system  for  conducting  seismic  reservoir  imaging  and  monitoring  in  a  well.  Permanent 

seismic  surveys may  be  conducted with  embodiments  of  the  present  invention,  including  time‐lapse 

(4D)  vertical  seismic  profiling  (VSP)  and  extended  micro‐seismic  monitoring.  Embodiments  of  the 

present invention provide the ability to map fluid contacts in the reservoir using 4D VSP and to correlate 

micro‐seismic events to gas injection and production activity. 

 

U.S. Patent 7322421, January 29, 2008, proposes fiber optic deployment apparatus and method.  A head 

member having a piston provided thereon  is connected to an elongate tube such as a micro‐tube. The 

micro‐tube contains one or more optical fibres, preferably suspended therein by a protective fluid such 

as a scavenging gel. The head member is preferably inserted into an already‐deployed downhole tubular 

and fluid is pumped down that already deployed tubular behind the piston such that the head member 

and attached micro‐tube and optical  fiber(s) are pumped downhole. A  sealing means  such as a  resin 

material may be pumped downhole in the annulus between the outer circumference of the micro‐tube 

and the inner circumference of the already‐deployed tubular downhole in low viscosity form and which 

may be adapted to cure or harden after a passage of time and/or under application of heat. 

 

U.S. Patent 7,515,781, April 7, 2009, proposes fiber optic, strain‐tuned, material alteration sensor.  The 

present invention includes a method and system of measuring alteration, alteration type, and alteration‐

causing species in process fluids and equipment and for controlling the process feeds and conditions to 

maximize  the  yields  and  equipment  lifetime  by minimizing  the  alteration.  The  invention  includes  an 

optical sensor comprising an optical  fiber, a  fiber grating written within  the optical  fiber, strain‐tuned 

elements  fixed  to  the  optical  fiber  and  an  unaltered  element,  and  an  altered  element  fixed  to  the 

unaltered element. 

 

U.S. Patent 7736067, June 15, 2010, proposes fiber optic seal.  A fiber sealing apparatus in which a seal 

about an outer fiber optic cable may be formed relatively  independently of a seal about an  inner fiber 

optic line. 

 

U.S. Patent 7740064, June 22, 2010, proposes system method and apparatus for downhole submersible 

pump  having  fiber  optic  communications.    A  downhole  submersible  pump  system,  method,  and 

apparatus utilizes fiber optic sensors and distributed temperature sensors below the submersible pump 

to monitor pump discharge pressure  and  temperature,  intake  pressure  and  temperature,  and motor 

83 | P a g e   

temperature.  In  addition, distributed  temperature  sensors  are used below  the pump  to monitor  the 

perforations within the well bore. 

 

U.S. Patent 7,779,683, August 24, 2010, proposes tracking fluid displacement along a wellbore using real 

time temperature measurements. A method of tracking fluid displacement along a wellbore includes the 

steps of: monitoring temperature  in real time  in the wellbore; and observing  in real time a variation  in 

temperature  gradient  between  fluid  compositions  in  the wellbore. Another method  of  tracking  fluid 

displacement along a wellbore  includes the steps of: monitoring temperature along the wellbore; and 

observing  a  variation  in  temperature  gradient  due  to  a  chemical  reaction  in  the wellbore.  Another 

method includes the step of causing a variation in temperature gradient in the fluid while the fluid flows 

in the wellbore. 

 

U.S.  Patent  7852468,  December  14,  2010,  proposes  fiber  optic  refractometer.    A  downhole 

refractometer apparatus and method  include a  light source, an optical fiber that receives  light emitted 

from  the  light source and a  fluid cell  that  receives a downhole  fluid. A metalloid  interface member  is 

disposed  to provide an  interface with  the downhole  fluid  in  the  fluid cell, and a  light detecting device 

detects a light reaction at the metalloid interface member, the downhole fluid property being estimable 

at least in part based on the light reaction. 

 

U.S. Patent 7900699, March 8, 2011, proposes method and apparatus  for  logging a well using a  fiber 

optic  line and sensors.   It comprises a  logging tool adapted to be deployed  in a wellbore environment.  

The  logging  tool  includes at  least one sensor  for  taking a measurement of  the wellbore environment. 

The sensor  is a  fiber optic sensor and  the system  includes a  fiber optic  line  in optical communication 

with the sensor. The data measured by the sensor  is transmitted through the fiber optic  line on a real 

time basis to the surface, where the data is processed into a real time display. In one embodiment, the 

fiber optic sensor is a passive sensor not requiring electrical or battery power. In another embodiment, a 

continuous tube with one end at the earth's surface and the other end in the wellbore is attached to the 

logging tool and includes the fiber optic line disposed therein. 

 

U.S. Patent 7912333, March 22, 2011, proposes dual conductor  fiber optic cable.  It  is a powered  fiber 

optic cable for use in a hydrocarbon well of extensive depth and/or deviation. The cable may couple to a 

downhole tool for deployment to well locations of over 30,000 feet in depth while maintaining effective 

surface  communication  and  powering  of  the  tool.  The  cable may  be  configured  to  optimize  volume 

within a core thereof by employing semi‐circular forward and return power conducting portions about a 

central fiber optic portion. As such, the cable may maintain a lightweight character and a low profile of 

less than about 0.5  inches  in diameter  in spite of powering requirements for the downhole tool or the 

extensive length of the cable itself. 

U.S. Patent 7969571, June 28, 2011, proposes evanescent wave downhole fiber optic spectrometer.  It is 

an apparatus  for estimating a property of a  fluid downhole.    It  includes  the  following: an optical  fiber 

that receives  light emitted  from a  light source and  including an unclad portion adapted  for contacting 

the  fluid;  a  photodetector  for  receiving  optical  signals  from  the  portion;  and  a  spectrometer  for 

obtaining an evanescent spectrum of the fluid from the portion. 

84 | P a g e   

 

U.S. Patent 8090227, January 3, 2012, proposes purging of fiber optic conduits in subterranean wells. A 

downhole  optical  sensing  system  includes  an  optical  line,  at  least  two  tubular  conduits,  one  conduit 

being positioned within the other conduit, and the optical  line being positioned within at  least one of 

the  conduits,  and  a purging medium  flowed  in one direction  through one  conduit,  and  flowed  in  an 

opposite direction between the conduits. It is a method of purging a downhole optical sensing system.  It 

includes the steps of  installing at  least two conduits and an optical  line  in a well as part of the sensing 

system.  One conduit is positioned within the other conduit, and the optical line is positioned within at 

least one of  the conduits.   A purging medium  is  flowed  through  the conduits  in  the well,  so  that  the 

purging medium flows  in one direction through one conduit and  in an opposite direction between the 

conduits. 

 

U.S. Patent 8155486, April 10, 2012, proposes  flexural disc  fiber optic  sensor and method of  forming 

same.   A fiber optic sensor employs at  least two flexural discs that are spaced apart from one another 

along a central axis. The fiber optic sensor can be used for OTDR measurements of acceleration for real‐

time  oilfield  monitoring  applications  as  well  as  other  fiber‐based  interferometric  measurement 

applications. A  coupling  structure  preferably  couples  the  outer  edges  of  the  flexible  disks,  the mass 

being attached to the coupling structure. 

 

U.S. Patent 8177424, May 15, 2012, proposes fiber optic sensor for use on sub‐sea pipelines.  The fiber 

optic  sensor assembly  is coupled  to  remotely  located equipment by  fiber optic cable(s) which extend 

outside of the pipeline. The fiber optic sensor assembly  is affixed to a mounting point on the pipeline. 

The mounting point is a pipe section having an internal conduit and at least one layer that surrounds the 

internal conduit for protection and insulation of the internal conduit. A segment of the pipe section has 

a portion of such layer(s) removed or omitted to define an annular recess. When installed, the assembly 

has  two  semi‐cylindrical halves  that  are positioned with  the  annular  recess  and  coupled  together  to 

thereby surround and embrace the segment of the pipe section. The assembly houses a length of optical 

fiber that is coupled to at least one externally accessible fiber optic connector. 

 

U.S. Patent 8,210,252,  July 3, 2012, proposes a  fiber optic gravel distribution position  sensor  system.  

The well condition during gravel packing is monitored and the gravel distribution condition is sent to the 

surface in real time through the preferred technique of a fiber optic line that wraps around the screens 

directly or  indirectly on a  surrounding  tube around  the  screens. The  fiber optic  line has a breakaway 

connection  that severs when  the completion  inner string  is removed. A production string can  then be 

run  in  to  tag  the  fiber optic  line  through a wet connect  to continue monitoring well conditions  in  the 

production phase. The fiber optic line can also be coiled above the packer so that the relative movement 

of the inner string to the set packer can be detected and communicated to the surface in real time so as 

to know  that  the  crossover has been moved  the proper distance.   One example  is  to get  it  from  the 

gravel packing position to the reverse out position. 

 

U.S. Patent 8213756,  July 3, 2012, Proposes breathable downhole  fiber optic  cable  and  a method of 

restoring performance.  A breathable downhole fiber optic cable is provided having an outer protective 

85 | P a g e   

tube.  It  is a  fiber optic  tube having a plurality of optical  fibers  contained  therein.    It has at  least one 

annulus disposed between  the outer protective  tube and  the  fiber optic  tube and  it has at  least one 

path, extending through the length of the fiber optic cable, which provides a channel for a purge gas to 

flow for removing a second gas, such as hydrogen, from the fiber optic cable. 

 

U.S. Patent 8218916, July 10, 2012, proposes fiber optic temperature and pressure sensor and system 

incorporating  same.    It  is a  sensing  system  that  includes a  sensor having an enclosure  that defines a 

chamber,  a  fiber  and  an  optic  segment  extending  from  outside  the  enclosure  into  the  chamber.    It 

includes a sequence of optical processing elements within  the chamber. The elements  include a  fiber 

Bragg grating, a polarizer, a side hole fiber, and a mirror. A light source is arranged to direct light to the 

sensor(s). A  spectral  analyzer  is  arranged  to detect  light  reflected back  from  the  sensor(s).  The  fiber 

Bragg  grating  substantially  reflects  a  first  spectral  envelope while  transmitting  the  remainder  of  the 

optical spectrum to the polarizer and side hole fiber. The polarizer, side hole fiber, and mirror cooperate 

to return an optical signal within a second spectral envelope. The characteristic wavelength of a peak in 

the first spectral envelope is highly sensitive to temperature and relatively weakly sensitive to pressure. 

The period of the optical signal within the second spectral envelope  is highly sensitive to pressure and 

relatively weakly sensitive to temperature.  The spectral analyzer measures these spectral components 

to  simultaneously  derive  a measure  of  temperature  and  pressure  that  effectively  compensates  for 

temperature‐pressure cross‐sensitivity of the sensor(s). 

 

U.S. Patent 8,240,913, August 14, 2012, proposes a fiber optic sensing device and method that include a 

stationary, rotary component, and a fiber optic sensing system. The fiber optic sensing system includes a 

cable  having  one  or  more  fiber  optic  sensors  disposed  on  the  stationary  component,  the  rotary 

component, or combinations thereof. The fiber optic sensing system is configured to detect one or more 

first  parameters  including  temperature,  strain,  pressure,  vibration,  torque;  or  combinations  thereof 

related to the stationary component, the rotary component, or combinations thereof. The one or more 

first  parameters  is  used  to  determine  one  or more  second  parameters  including  thermal  expansion, 

clearance,  fluid  flow  rate  variation,  condensation,  fluid  leakage,  thermal  loss,  life,  thermal  stress,  or 

combinations  thereof  related  to  the  stationary  component,  the  rotary  component,  or  combinations 

thereof. 

 

U.S. Patent 8,274,400, September 25, 2012, proposes methods and  systems  for downhole  telemetry.  

Methods and apparatus  for  facilitating optical communications and sensing, with downhole optical or 

other  sensors,  in  high  temperature  oilfield  applications.    The  apparatus  can  include  a  downhole 

telemetry  cartridge  for  downhole  use  at  temperatures  in  excess  of  about  115  degrees  Celsius.  The 

apparatus can also include a downhole light source optically connected to the telemetry cartridge. The 

light source may include at least one remotely pumped laser optically connected to a surface pump laser 

via optical fiber(s). The remotely pumped laser may drive the downhole optical or other sensors for their 

operations. 

 

U.S. Patent 8,280,202, October 2, 2012, proposes fiber‐optic dynamic sensing modules and methods.  A 

fiber‐optic dynamic sensing module comprises a support member, a beam extending from the support 

86 | P a g e   

member,  and  a  pre‐strained  fiber  Bragg  grating  sensor  and  a  strain‐free  fiber  Bragg  grating  sensor 

mounted on  the beam.  The pre‐strained  and  strain‐free  fiber Bragg  grating  sensors  each  comprise  a 

Bragg  grating  inscribed  in  a  fiber.  The Bragg  grating of  the pre‐strained  fiber Bragg  grating  sensor  is 

packaged more tightly along a  longitudinal direction of the beam than the Bragg grating of the strain‐

free fiber Bragg grating sensor. 

 

U.S. Patent 8,298,227, October 30, 2012, proposes  temperature compensated strain sensing catheter.    

A  strain  sensing  assembly  implements  thermal  management  and/or  temperature  measurement 

techniques  to  adequately mitigate  against  and  compensate  for  temperature  changes  in  optical  fiber 

strain sensors of a distal end of a catheter.  In one embodiment, the distal end of the catheter includes 

an  end  effector  such  as  an  ablation  head  that  introduces  significant  thermal  temperature  changes 

proximate  the distal  end of  the  catheter.    In one  embodiment,  a plurality of  temperature  sensors  is 

utilized  for  accurate  determination  of  each  of  a  plurality  of  optical  fiber  strain  sensors.  In  other 

embodiments,  a  single  temperature  sensor may  be  utilized  by  implementing  thermal management 

techniques that adequately reduce temperature differences between the single temperature sensor and 

the plurality of optical fiber strain sensors. 

 

U.S. Patent 8,304,714, November 6, 2012, proposes chemical sensor using four wave mixing technique.  

A  sensor  for measuring  a  property  of  a  chemical,  the  sensor  including:  a  light  source;  and  a mixing 

medium in optical communication with the light source and exposed to the chemical; wherein four wave 

mixing of light interacting with the mixing medium provides a signal that indicates the property. 

 

U.S. Patent 8,306,373, November 6, 2012, proposes fiber Bragg grating sensing package and system for 

gas turbine temperature measurement.   A fiber Bragg grating multi‐point temperature sensing system 

comprises a  fiber sensing cable package and a plurality of clamping devices distributed along an  inner 

surface of a wall  in a circumferential direction  for  securing  the  fiber  sensing cable package. The  fiber 

sensing  cable  package  comprises  a  fiber  Bragg  grating  based  sensing  cable  comprising  at  least  one 

optical fiber, a plurality of Bragg gratings  inscribed  in the optical fiber, and a fabric  layer and a sheath 

tube surrounding the optical fiber.  The multi‐point fiber temperature sensing system comprises a light 

source for transmitting light to the Bragg gratings based sensing cable package, and a detector module 

receiving  reflected  signal.    Each  clamping  device  comprises  a  radiation  tee  and  defines  at  least  one 

mounting hole for securing the fiber sensing cable. 

 

U.S. Patent 8,330,096, December 11, 2012, proposes an interrogator for a plurality of sensor fiber optic 

gratings including a driver/modulator.  An interrogator for a plurality of sensor fiber optic gratings. The 

interrogator  includes  a  broadband  optical  source;  at  least  one  beam  splitter  directing  output  of  the 

optical source to the sensor fiber optic gratings; at least one linear filter for converting changes in peak 

reflection wavelength  to changes  in  intensity; at  least one optical  receiver; and at  least one amplifier 

associated with each optical receiver.   The  interrogator also  includes, alternatively, a driver/modulator 

for the optical source providing on/off pulses; an analog integrator following the at least one amplifier; 

or a mechanism compensating for masking of one sensor fiber optic grating by another. 

 

87 | P a g e   

U.S.  Patent  8,330,617,  December  11,  2012,  proposes  wireless  power  and  telemetry  transmission 

between  connections  of well  completions.  An  intelligent well  system may  include  a  first main  bore 

transmission assembly disposed in a main bore and a first lateral bore transmission assembly disposed in 

a  lateral bore.   The  first main bore  transmission assembly may  include a  first main bore  transmission 

unit, and the first  lateral bore transmission assembly may  include a first  lateral bore transmission unit. 

The first main bore transmission unit and the first  lateral bore transmission unit may be configured to 

establish  a wireless  connection  there between,  such  that  at  least one of power or  telemetry  can be 

wirelessly  transmitted.    The  first  main  bore  transmission  assembly  may  be  configured  to  be 

communicatively connected to a surface communication device. 

 

U.S. Patent 8,333,505, December 18, 2012, proposes methods and systems for extending the range for 

fiber optic distributed temperature (DTS) systems.   Systems and methods for extending the range of a 

fiber optic DTS system are provided.  In one respect, a method may provide steps for transmitting, in a 

first time‐period, an optical signal at a first energy  level through an optical fiber, collecting backscatter 

signals because of  the  first  transmission.   The  first energy  level  is adjusted  to a  second energy  level, 

transmitting,  in  an  additional  time‐period,  the  adjusted  optical  signal  through  the  optical  fiber.  

Backscatter signals are collected because of the adjusted transmissions.   The system uses a portion of 

the collected backscatter as a result of the first transmission and a portion of the collected backscatter 

as  a  result  of  the  additional  transmissions,  determining  one  or more  parameter  profiles,  such  as  a 

temperature profile. 

 

U.S. Patent 8,333,551, December 18, 2012, proposes embedded fiber optic sensing device and method.  

A device operating  in an environment  includes a  fiber optic  sensing  system having one or more  fiber 

optic sensors disposed  in  the device and configured  to detect one or more parameters related  to  the 

device. The parameters may include temperature, strain, pressure, vibration, or combinations thereof.  

 

U.S. Patent 8,336,633, December 25, 2012, proposes System and method  for connecting devices  in a 

well  environment.    A  technique  facilitates  formation  of  communication  line  connections  in  a  well 

environment.    An  electro‐optic  splitter  enables  communication  line  connections  which  comprise 

electrical  conductor  connections  and optical  fiber  connections.  The  electro‐optic  splitter  comprises  a 

universal block, which enables  the electrical conductor and optical  fiber  to pass  through  the universal 

block  while  also  enabling  splitting  of  at  least  one  of  the  electrical  conductor  and  optical  fiber  for 

additional connection to one or more downhole gauges or other devices. 

 

U.S.  Patent  8,369,671,  February  5,  2013, proposes  a hermetically  sealed  fiber  sensing  cable.    In one 

aspect,  the  present  invention  provides  a  hermetically  sealed  fiber  sensing  cable  comprising  the 

following.  It has a core fiber comprising at least one Bragg grating region, an outer surface and a length.  

It has a fiber cladding in contact with the core fiber along the entire length of the core fiber.  The fiber 

cladding has an outer surface and a  length.   A carbon  layer  is disposed upon  the outer surface of  the 

fiber cladding along the entire length of the fiber cladding.   

The carbon layer comprises diamond‐like carbon.  A hydrogen ion absorption layer is in contact with the 

carbon layer.   The hydrogen ion absorption layer is disposed on the outer surface of the carbon layer.  It 

88 | P a g e   

has an outer  sleeve.   Also provided  in another aspect of  the present  invention  is a  component  for a 

hermetically sealed fiber sensing cable. 

 

U.S.  Patent  8,371,372,  February  12,  2013,  proposes  installation  of  tubular  strings with  lines  secured 

thereto in subterranean wells.  It is a system which has at least one line attached to a tubular string and 

it  can  include  at  least  one  clip  pivotably  secured  on  one  side  of  a  recess.  At  least  one  structure  is 

positioned on an opposite side of  the recess. Rotation of  the clip  into engagement with  the structure 

secures  the  line  in  the  recess. A method of attaching at  least one  line  to a  tubular  string can  include 

securing  the  line  to  a  support  on  the  tubular  string  as  the  tubular  string  is  being  conveyed  into  a 

wellbore. The securing step further includes rotating at least one clip into engagement with at least one 

structure, thereby preventing removal of the line from a recess formed in the support. 

 

U.S. Patent 8,402,789, March 26, 2013, and U.S. Patent 8,272,236, September 25, 2012, propose a high 

temperature stable  fiber grating sensor and a method  for producing same.   A method of producing a 

thermally  stable  grating  allows  the  grating  to  be  placed  in  environments where  temperatures  reach 

1000.degree. C. These gratings may be concatenated so as to form a sensor array. The method requires 

a step of  lowering  the characteristic  intensity  threshold of a waveguide by at  least 25%.   That step  is 

followed by irradiating the waveguide with femtosecond pulses of light having a sufficient intensity and 

for a sufficient duration to write the grating so that at least 60% of the grating remains after exposures 

of at  least 10 hours at a  temperature of at  least 1000.degree. C.     Pre‐writing a Type  I grating before 

writing a minimal damage Type II grating lowers the characteristic threshold of the waveguide so that a 

stable  low  damage  type  II  grating  can  be written;  alternatively  providing  a  hydrogen  or  deuterium 

loaded waveguide before writing the grating lowers the characteristic threshold of the waveguide. 

 

U.S.  Patent  8,402,834, March  26,  2013,  proposes  a  fiber  optic  pressure  sensor  based  on  differential 

signaling.    It  is a temperature‐compensated pressure gauge, which has a substrate having at  least one 

surface coupled to a source of pressure to be measured.   The substrate’s  first surface has a  first  fiber 

Bragg grating from a first optical fiber attached in an appropriately sensitive region of the substrate.  A 

fiber Bragg grating  from a second optical  fiber  is attached  to  the opposite surface  from  the  first  fiber 

Bragg grating.  The first and second fiber Bragg gratings reflect or transmit optical energy of decreasing 

or  increasing wavelength,  respectively,  in  response  to an applied pressure. The  first and  second  fiber 

Bragg  gratings  have  nominal  operating wavelength  ranges  that  are  adjacent  to  each  other  but  are 

exclusive  ranges  and  the  fiber  Bragg  gratings  also  have  closely  matched  pressure  coefficients  and 

temperature coefficients. 

 

U.S.  Patent  8,408,064,  April  2,  2013,  proposes  a  distributed  acoustic  wave  detection  method.    A 

distributed  acoustic wave detection  system  and method  is provided. The  system may  include  a  fiber 

optic cable deployed in a well and configured to react to pressure changes resulting from a propagating 

acoustic wave and an optical source configured to launch interrogating pulses into the fiber optic cable. 

In addition, the system may include a receiver configured to detect coherent Rayleigh noise produced in 

response  to  the  interrogating  pulses.  The  CRN  signal may  be  used  to  track  the  propagation  of  the 

acoustic wave in the well. 

89 | P a g e   

 

U.S. Patent 8,417,084, April 9, 2013, proposes distributed optical pressure  and  temperature  sensors.  

Disclosed herein is a carrier for an optical fiber having a plurality of optical sensors located thereon. The 

carrier  has  a  test  section  comprising  a  cavity  and  at  least  one  geometric  discontinuity,  wherein  in 

response  to a pressure applied  to  the  test section, a stress concentration  is  formed proximate  to  the 

geometric discontinuity, and wherein the optical sensor  is adhered to at  least a part of the geometric 

discontinuity. The cavity may be filled with a  liquid or a gel. A temperature optical sensor may also be 

provided adjacent to the pressure optical sensor. 

 

U.S.  Patent  8,422,021,  April  16,  2013,  proposes  all‐fiber  interferometric  fiber  optic  gyroscope  for 

inhibiting  zero  drift.    A  method  for  inhibiting  zero  drift  of  an  all‐fiber  interferometric  fiber  optic 

gyroscope and a corresponding all‐fiber interferometric fiber optic gyroscope are disclosed. The method 

comprises:  reversing  the  polarity  of  an  AC  voltage  applied  to  a  PZT  piezoelectric  ceramic  phase 

modulator  according  to  a  predetermined  half‐cycle  time  period,  and making  half  of  the  difference 

between output rotation rates of the gyroscope  in  two adjacent half‐cycle  time periods as the output 

rotation rate of the gyroscope  in a cycle. A phase reversal switch and a DSP chip are added to the all‐

fiber interferometric fiber optic gyroscope. The phase reversal switch is used for controlling the polarity 

of  the AC voltage, and  the DSP chip  is used  for outputting a square wave signal  to control  the phase 

reversal  switch and  for calculating  the output  rotation  rate of  the gyroscope according  to  the output 

signal of a demodulation/amplifier circuit. 

 

U.S.  Patent  8,432,552,  April  30,  2013,  proposes  a  high  intensity  Fabry‐Perot  sensor.    It  is  a  sensor 

assembly having an optical  fiber and a  lens  in optical  communication with  the optical  fiber.    It has a 

reflective  surface  spaced  from  the  lens  for  reflecting  light  from  the  beam  back  to  the  lens.  It  has  a 

partially  reflective  surface  positioned  between  the  reflective  surface  and  the  lens  for  reflecting  light 

from the beam back to the  lens.   It has an alignment device for aligning the  lens and reflective surface 

with  respect  to one another such  that  light  from  the beam of  light  transmitted  from  the  lens  reflects 

from the reflective surface back to the lens.  The alignment device can have a rotational component and 

a base component, where the rotational component rotates to align a beam of  light transmitted from 

the  lens. The rotational component can also cooperate with the base component to move axially with 

respect to the reflective surfaces to align the beam for optimum power. 

 

U.S. Patent 8,433,160, April 30, 2013, proposes smart fastener and smart insert for a fastener using fiber 

Bragg gratings to measure strain and temperature.  A measurement device including a fastener for use 

in  attaching  a  first member  to  a  second member,  in which  the  fastener  has  an  aperture  extending 

through a length of the fastener, and a first optical fiber located within the aperture, in which the first 

optical fiber  includes at  least one fiber Bragg grating sensor. At  least a portion of the first optical fiber 

can  be  secured  within  the  aperture.  A  first  end  of  the  first  optical  fiber  can  be  connected  to  an 

associated  first optical  connector  and  a  second end of  the  first optical  fiber  can be  connected  to  an 

associated second optical connector. 

 

90 | P a g e   

U.S. Patent 8,445,841, May 21, 2013, proposes method and apparatus for a mid‐infrared (MIR) system 

for  real  time  detection  of  petroleum  in  colloidal  suspensions  of  sediments  and  drilling muds  during 

drilling operations, logging and production operations.  A first waveguide has a top face positioned in an 

oil well borehole  for wetting by  returning drilling mud  from a drill bit as drilling progresses. A second 

waveguide  is positioned  in the borehole for wetting by new drilling mud being pumped to the drill bit. 

MIR  light  rays  are  fed  from  an MIR  light  source  into  the  first  and  second  waveguides  for  causing 

evanescent waves to be generated by each waveguide for reacting with the molecules of the associated 

drilling mud, respectfully, whereby a modulated optical signal representative of spectra of components 

and  particles  in  the  associated  drilling  mud,  respectively,  are  emitted  from  each  waveguide.  The 

modulated optical signals are converted to electrical signals.  They are subtracted from one another to 

remove  common mode  signals  and  passed  into  a  processor  programmed  for  extracting  the  spectra 

hydrocarbon components contained in the returning drilling mud as the result of the drilling activity. 

 

U.S.  Patent  8,474,782,  July  2,  2013,  proposes  system  and  method  for  effective  isolation  of  an 

interferometer.  An interferometer has its performance enhanced by being suspended in a housing that 

is  optionally  evacuated.  The  frame  that  supports  the  interferometer  is  secured  to  a  cover  for  the 

housing with a plurality of studs having mechanical vibration  isolators. The frame comprises a support 

flange  with  a  foam  layer  beneath  the  interferometer.  An  optics  tray  is  disposed  above  the 

interferometer  and  holds  the  assembly  to  the  support  flange.  The  fibers  that  are  connected  to  the 

interferometer  enter  the  side of  the housing  and  the  entry  is  sealed off  to  allow  the  interior of  the 

housing to be evacuated. 

 

U.S. Patent 8,476,583, July 2, 2013, proposes system and method for wellbore monitoring.  A system for 

monitoring a borehole  includes  the  following.   A borehole  string  is disposed within  the borehole and 

configured  to  direct  a  fluid  into  the  earth  formation  for  storage  in  the  earth  formation,  the  fluid 

including carbon dioxide.   At least one optical fiber sensor is disposed on the borehole string at a fixed 

location  relative  to  the borehole  string.   The optical  fiber  sensor  includes a plurality of measurement 

units disposed therein along a length of the optical fiber sensor. The plurality of measurement units are 

configured  to cause a wavelength shift  in an  interrogation signal  received  in at  least one optical  fiber 

sensor due to at least one of a strain and a deformation of the borehole string. A processor is configured 

to transmit the interrogation signal to the at least one optical fiber sensor, and calculate at least one of 

the strain and the deformation based on the wavelength shift. 

 

U.S. Patent 8,672,539, March 18, 2014, proposes  a method of  sensing distributed  temperature  for  a multiple sensor fiber optic sensing system.