Оптоволоконные датчики в бурении

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ РФ

 

Российский Государственный  Университет нефти и газа им. И.М. Губкина

 

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

 

 

 

«Оптоволоконные датчики в бурении»

 

 

 

                                           Выполнил:                                           Группа: ГНМ-11-03

                                           Проверил: проф. Ерёмин.Н.А

 

 

 

Москва

2012

Содержание:

1. Оптоволоконные технологии
2. Оптоволоконные датчики
1. состав иосновное положения
2. Достоинства
3. Скважинные оптоволоконные датчики.
4. использовать в нефти и газа разведка
3. Заключение
4. Литература

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Оптоволоконные  технологии 

Оптоволоконные измерительные  системы в последние 5-7 лет начали широко использоваться в следующих  областях:

. Измерение термобарических характеристик

. Внутрискважинная расходометрия

. Непрерывный скважинный мониторинг

.4С и 4D мониторинга разработки визуализатора обсадной колонны и процесса цементирования .

Оптоволоконный кабель (рис 1) состоит из стеклянного или кварцевого сердечника для непосредственной передачи данных , окружающей его оболочки и позволяет передачи данных, окружающей его оболочки и позволяет передавать информационный сигнал без потерь.

Рис 1 строение оптоволоконного кабеля и схема распространения в  нем сигнала:

     а-структура оптоволокна;  б-распостранение сигналов в волокне

 

 

Оптоволоконные системы  являются <прозрачными> по отношению  к различным системам котировки  данных и совместимы с системами  многих производителей электронного оборудования ( kalatel , sensormatic , Philips, Panasonic и др. ) Диапазон работы оптоволоконного оборудования от -40 до +75 C. Конструкция оборудования обеспечивает безотказную работу оптоволоконной системы при возникновении неисправности любого элемента. Неисправный модуль в блоке не повлияет на работу или эксплуатационные характеристики других модулей в этом блоке. При передаче видеосигналов на малые и болышие расстояния оптоволоконные системы не требуют оптических оптических или электрических регулировок. Оптоволоконное соединение гарантирует минимум шумов и высокую безопасность. Пластиковые волокна применимы при длинах соединений не более 100м и при огрниченном быстро действии (<50 МГц ). В последнее время разработаны пластиковые волокна, пригодные для передачи со скоростью 40 Гбит / с при длине кабеля 30 м и со скоростью 5.35 Гбит / с при длине кабеля 220 м ( lightware n4 2007). Вероятность ошибки при передаче по оптоволокну составляет <1*10-10, что во многих случаях делает ненужным контроль целостности сообщений.

 

2 . Оптоволоконные датчики

2.1 состав иосновное положения

Оптоволоконные датчики  это оптоволоконные устройства для детектирования некоторых величин, обычно температуры или механического напряжения, но иногда так же смещения, вибраций, давления, ускорения, вращения , и концентрации химических веществ.

(СовременныеОптоволоконные датчики позволяют измерять почти все. Например, давление, температуру, расстояние, положение в пространстве, скорость вращения, скорость линейного перемещения, ускорение, колебания, массу, звуковые волны, уровень жидкости, деформацию, коэффициент преломления, электрическое поле, электрический ток, магнитное поле, концентрацию газа, дозу радиационного излучения и т.д..)

Основными элементами Оптоволоконные датчики являются оптическое волокно, светоизлучающие (источник света) и светоприемные устройства, оптический чувствительный элемент.

 

Общий принцип таких  устройств в том, что свет от лазера  или суперлюминесцентного оптического  источника передается через оптическое волокно, испытывая слабое изменение своих параметров в волокне или в одной или нескольких брэгговских решетках, и затем достигает схемы детектирования, которая оценивает эти изменения.

 

2.2  Достоинства

Помимо высоких метрологических  характеристик датчики должны обладать высокой надежностью, долговечностью, стабильностью, малыми габаритами, массой и энергопотреблением, совместимостью с микроэлектронными устройствами обработки информации при низкой трудоемкости изготовления и небольшой стоимости. Этим требованиям в максимальной степени удовлетворяют волоконно-оптические датчики.

В сравнении с другими  типами датчиков, волокно-оптические датчики  обладают следующими преимуществами:

•       Они  состоят из электрически непроводящих материалов (не требуют электрических  кабелей), что позволяет использовать их, например, в местах с высоким напряжением.

•       Их можно безопасно использовать во взрывоопасной среде, потому, что  нет риска возникновения электрической  искры, даже в случае поломки.

•       Они  не подвержены электромагнитным помехам (EMI), даже вблизи разряда молнии, и сами по себе не электризуют другие устройства.

•       Их материалы могут быть химически  инертны, то есть не загрязняют окружающую среду, и не подвержены коррозии.

•       Они  имеют очень широкий диапазон рабочих температур (гораздо больше, чем у электронных устройств).

•       Они  имеют возможность мультиплексирования; несколько датчиков в одиночной  волоконной линии может быть интегрировано  с одним оптическим источником  .

 

2.3 Скважинные оптоволоконные датчики

Режим Реального Времени - это информационно-коммуни-кационная стадия развития нефтегазовых технологий, в которой главными продуктами производства являются информация и знания.

Информационно- коммуникационная стадия развития Нефтегазовых наук, а  именно, геофизики (4D сейсмика), геологии и разработки нефтегазовых месторождений (4D мониторинг) отличается от прошлой тем, что необходимо оперировать таобъемами геолого-промысловой информации. В нефтегазовой отрасли начался процесс лавинного поступления информации. Достигнуты успехи в технологии создания приемних устройств (4С - датчики в сейсмике, оптоволоконные сенсорные датчики в скважинах, системе сбора, подготовки и транспорта нефти и газа). Технологии производства приемных оптоволоконных устройств (сенсоров) непрерывно улучшаются, что приводит к дальнейшему росту данных. 3D  геологические и гидродинамические модели также генерируют гигантские объемы синтетических данных. В современней нефтегазовой науке геолого-промысловый анализ терабайтов и даже петабайтов сейсмических, геофизических, промысловых данных становится рутинной задачей.

В первые оптоволоконный датчик был установлен в скважине в 1996 г. Ведущими зарубежными компаниями, работающими с оптоволоконными датчиками являются Schlumberger, Shell, Halliburton. Компания Schlumberger установил такие датчики более чем в 300 скважинах с общей длиной оптоволокна более 600 км.

 

Оптоволоконные скважинные датчики представляют собой систему  которая включают в себя оптическое волокно. Которое размещается в  стволе скважины в исследуемом интервале, и компьютерный блок сбора и обработки данных , устанавливаемый на поверхности. Оптоволокно является одновременно и распределенным датчиком температуры (давление). И каналом передачи информации из ствола скважины на поверхность . работа прибора основана на принципе прохождение по оптоволокну световых импульсов , генерируемых лазером , и обработки отраженных сигналов по определённой программе. Технология , основанная на решетке брэгга, позволяет объединять датчики внутри оптоволоконного канала, превращая монолитную в один непрерывный датчик.

 

Колебания температуры, давление или напряжения на оптоволокне  изменяют длину отраженной световой волны. Оптоволоконный датчик способен выдерживать высокую температуру, давление и вибрацию.

 

Оптоволоконный датчик позволяет производить измерения профиля температур в скважине в диапазоне от -50 до +350 С, с погрешностью измерений ±1С. Он обеспечивает распределенную систему замера через 1м , на глубину до 5000м.

 

Оптоволоконные датчики  классифицируют по типу действия:

 Амплитудные; Интерференциальные; Распределенные

; Люминесцентные; Внутри волоконные решетки; Комбинированные

 

Датчик температуры  или давление представляет собой  одномодовое или много модовое  оптоволокно , защищенное снаружи оболочкой  из стальных проволок. Такая конструкция датчика в виде несущего кабеля обеспечивает ему хорошую гибкость и , одновременно, высокую прочность на разрыв, при удельном весе –около 350г /м ,Оптоволоконный датчик может устанавливаться и в добывающие, и в нагнетательные скважины. Оптоволоконный кабель монтируется на внешней стороне колонны НКТ или на внешней стороне обсадной эксплуатационный колонны. При установке оптоволоконого кабеля на колонне НКТ срок службы системы соответствует межремонтному периоду работы скважины от 1 до 15 лет, при установке кабеля на эксплуатационной колонне – сроку жизни скважины 20-30 лет.

 

При монтаже на внешней  стороне колонны НКТ защищенное оптоволокно прокладывается вдоль  перфорированного участка трубы. Оптоволокно  пропускается через конструктивные элементы внутри скважинного оборудования и вдоль корпуса погружного насоса с электроприводом.

 

При монтаже оптоволоконного  кабеля на внешней стороне эксплуатационной колонны последняя монтируется  выше кровли продуктивной толщи пласта по технологии манжетного цементирования, нижняя часть колонны в зоне продуктивной толщи пласта колонны в зоне продуктивной толщи оборудуется секционными фильтрами. Оптоволокно прокладывается по внешней стороне колонных фильтров с проходом через конструктивные элементы управляемых пакеров, муфты и пакера манжетного цементирования. Стальная трубка для размещения оптоволокна , монтируется на внешней стороне труб обсадной колонны выше узла манжетного цементирования и цементируется вместе с колонной.

Время замера профиля  температуры и/или давления одной скважины - 2 мин. По данным компании «Sensa», которыми сегодня является одним из лидеров внедрения оптоволоконных технологий, только за счёт использования информации 1 РРВ, компания добилась повышения продуктивности ряД скважин в Мексиканском заливе на 36 %.

Отличительными особенностями  оптоволоконных датчики в сравнении  с традиционными методами термо  пьезометрии являются:

- измерение теплового поля и/или поля давления (профиля) по длине ствола скважины в реальном времени;

- высокая надежность и длительный срок работы оитп волоконного датчика;

- высокая стабильность работы системы термо пьезометрии в течение межремонтного периода или жизни скважины;

- нечувствительность к электромагнитным наводкам;

- возможность удаленного контроля (до нескольких кило-метров);

- измерение с высокой точностью;

- инертность к химическим реагентам.

Оптоволоконные скважинные датчики исследования и мониторинга  скважин в РРВ обеспечивают:

- контроль работы пластов в процессе добычи и нагнетания при стационарных и динамических режимах работы скважины;

- контроль динамики перемещения межфлюидных контактов;

- мониторинг движения флюида по НКТ с целью определения зон возможного образования парафиновых и газогидратных пробок;

- мониторинг технического состояния эксплуатационной колонны и колонны НКТ, определение зон негерметичности и заколонных перетоков;

- мониторинг работы погружного насоса или системы кла-панов газлифта.

Преимущества использования  оптоволоконных датчиков:

- измерение параметров работы скважины в режиме реального времени;

- небольшое количество  составляющих,  устойчивых к вибрации;

-высокая чувствительность  и широкий рабочий диапазон; в  гибкость, распределенная система  считывания, учет множества параметров.

  Для обеспечения  мониторинга скважин с использованием оптоволоконной технологии в РРВ используют следующее оборудование:

-погружной оптоволоконный (бронированный) кабель;

-блок сбора и обработки  данных;

- устьевой кабельный  интерфейс для вывода кабеля  на поверхность;

-кабельные разъемы;

- мандрель НКТ для оптоволоконного датчика.

  Погружной бронированный  оптоволоконный кабель ( рис 2) позволяет получать и передавать на поверхность в режиме реального времени непрерывную и высокоточную Информацию о следующих параметрах скважины: давление, температура, расход, фазовый состав смеси, распределенная температура в стволе скважины, сейсмические данные. Стандартный кабель состоит из двух одно модных (для измерения давления, расхода и сейсмических вибраций) и одного много модного волокон для измерения температуры по стволу скважины.

Рис2 погружной бронированный оптоволоконный кабель

Рис 3 оптоволоконный датчик давления. (Источник: Versatile in-fllmi Bragg grating pressure sensor for oil and gas industry O.V. Butov, K.M. Gol.ml, V.I. Grifer, A.V. Kholodkov, A.V. Lanin, RA. Maksutov, G.I Orlov). Конструкция датчика: 1,2- капилляры; 3 - точка соединения капилляров / | 2; 4 - брэгтовский элемент датчика давления; 5, 6 - точки крепления брэгп >и« ской решетки 4; 7 - брэгговская решетка корректора температуры; 8 - aft* щитный капилляр сенсора температуры; 9 - волокно

На рис. 3  представлен  оптоволоконный датчик давлении Срок использования этого датчика  сопоставим со сроком  жизни скважины.

 

2.4 использовать  в нефти и газа разведка　　

Оптоволоконные датчики сопротивляемость высокой температуре , распределённый способность, и когда работа не нужно большая место, поэтому в нефти и газа разведка　есть 　особый  перевес.

 

Оптоволоконные датчики можно изготовить : Подземный спектрометр, распределённый температурный датчик, Оптоволоконные давление датчик и Д.Р. продукция дляспецифический работа требование.

(1)Подземный спектрометр

флюид тех. Анализатор(рис 4)

Рис 4 Структура флюид  анализатор

1   Флюоресценция   источник света ;2   флуоресценция каналов 1

5.   флуоресценция каналов 2 ; 4   отражение зонд
5.   Флуоресценция искать блок ;  6 Фонарь ; 7 спектрометр

можно использовать для  узнать начальный период разрабатыватьв процессесостав сырая нефть。он состоит  из два датчики , один всасывать спектральный спектрометр，другой флюоресценция  зонд

Подземный флюид через  залегание зонд

Вводить нефтепровод, Оптоволоконные датчики анализировать флюид  в трубе, флюид тех. Анализатор предложить анализ первоначальное Подземный флюид, и улучшить оценивать залегание  флюид.

(2) Распределённый температурный датчик

Самый популярный Оптоволоконные датчики подземелий. Практическийпример: контролировать система нагнетание воды пар добывать тяжёлая нефть

Вливать Пар до пластатяжёлой  нефти,снижать вязкость нефти,чтобы  густая нефть была легкодобывать, температура подземного пара выше 250С

 (3) Датчик давления

Работает дляконтролировать  сверхвысокий температур и давление под земли.

Высокойнадежностью и  высокоэффективность,низким потребляют. Оптоволоконные Продукты получить успех  в использовать нефти месторождение.

 

Оптоволоконные датчики  использовать в гис

 

Оптоволоконные технологии(ОВТ) уже давно используются в различных  областях техники, составляя основу не только средств передачи информации, но и разнообразных устройств  измерения и контроля. В последнее десятилетие ОВТ все интенсивнее проникают в нефтяную и газовую промышленность, особенно в такие взаимос вязанные разделы этой отрасли, как сейсморазведка, бурение, геофизические исследования в скважинах и добыча нефти и газа.

 

На   основе   ОВТ   разработаны различные измерительные  системы ,   которые ,   обладая   высокой точностью,  превосходят  электронные  устройс  тва  того же назначения в  части  с табильности и  термостойкости.   Измерительные   элементы  ( сенсоры)   таких   системне подвержены влиянию магнитных  и электрических  полей и  с тойки по отношению к вибрации и  ударам. Кроме  того,  при измерениях ,  производимых  на оптоволоконном каротажном   кабеле ,   скважинная часть  систем не  требует  электропитания и работает   только  с  истчниками  света. 

Трудно представить, что  оптоволокно тонкая кварцеваянить, сравнимая с человеческим волосом, позволяет измерять такие физические величины, как температура и давление, анализировать акустические колебания. И, что самое интересное, дает возможность все это регистрировать, получая необходимые данные из любой точки оптоволокна, каким бы длинным онони было 1 или 40 км.

 

Рассмотрим возможности  использования в интеллектуальных скважинах именно таких волоконных распределенных систем, где сам световод является чувствительным элементом. Одни системы находятся в стадии начала испытаний непосредственно наскважинах, другие уже активно работают и дают результаты.

 Отличительными особенностями  оптоволоконной распределенной  системы измерения параметров скважин в сравнении с традиционными методами являются:

*возможность измерения  поля (профиля) физических величин  подлине ствола скважины в  реальном времени без перемещения  датчика; 

*высокая надежность  и длительный срок работы ВО  системы вследствие отсутствия в скважине сложных электронных и механических устройств и электрического канала связи;

*высокая стабильность  функционирования и помехозащищенность

датчика,  обеспечивающие работу системы  термометрии в  течение

межремонтного периода  или жизни скважины;

*возможность исследования  и мониторинга работы скважин  со сложной схемой заканчивания, включая горизонтальные дополнительные  стволы, многоствольные скважины, интеллектуальные  скважины с размещением в стволе  управляемого оборудования и  управляющих устройств, конструкция которых не позволяет размещать в стволе традиционные приборы ГИС;

*использование одного  волоконного световода для измерения  разных физических величин.

 

Несомненно, что все  преимущества оптоволоконной технологии могут быть реализованы при наличии необходимых знаний и опыта. Например, для различных условий окружающей среды нужно использовать свой тип волоконных световодов и соответствующую конструкцию кабеля и т.д.

Оптоволоконный распределенный датчик температур (ОРДТ) наиболее распространен и используется практически всеми мировыми нефтяными компаниями.

На мировом рынке  услуг данная технология известна как Distributed Temperature Sensors (DTS), т.е. волоконно оптическая система термометрии скважин с распределенными датчиками температуры.

 В основу работы  этого класса оптоволоконных  сенсоров положено явление рассеяния   света внутри световода. В измерительных  системах используются три вида  рассеяния: рэлеевское, бриллюэновское  и рамановское.

Характерной особенностью сенсоров, регистрирующих рассеянное излучение, является их распределенность вдоль непрерывной световедущей сердцевины: отражения рассеянного света происходят на всем протяжении оптоволокна (ОВ), и отражение от каждого элементарного участка ОВ определяет состояние этого участка, обусловленное температурой или иными факторами. При этом регистрация отраженных сигналов позволяет оценить, как распределяется температура или деформация вдоль протяженного ОВ. Таким образом, временной метод выделения отраженных сигналов (OTDR) позволяет оценивать температуру либо в заданных точках, либо непрерывно вдоль всей протяженной линии ОВ.

 

ОВ система термометрии  включает в себя оптическое волокно, которое в составе кабеля размещается  в стволе скважины в исследуемом  интервале, и прибор регистратор, устанавливаемый на поверхности. В данном случае оптическое волокно является одновременно и распределенным датчиком температуры, и каналом передачи информации из ствола скважины на поверхность. Измерение теплового поля скважины производится посредством замера температуры вдоль оптического волокна, размещенного в стволе скважины. Полученная таким образом термограмма ствола скважины фиксируется в реальном времени.

ОВ система термометрии  с ОРДТ в режиме исследования и  мониторинга скважин обеспечивает:

*контроль работы продуктивной  толщи и отдельных пластов  в процессе добычи и нагнетания  при стационарных и динамических  режимах работы скважины в  реальном времени; 

*мониторинг канала  движения продукта (канал колонны  НКТ) с целью определения зон  возможного образования парафиновых и газогидратных пробок;

*оценку технического  состояния эксплуатационной колонны  и колонны НКТ, определение  зон негерметичности и заколонных  перетоков; 

*мониторинг работы  погружного насоса или системы  клапанов газлифта; *мониторинг работы крепи скважины в зоне многолетних мерзлых пород(ММП) при растеплении в процессе добычи и при обратном промерзании в процессе простоя или консервации скважины, а также контроль качества цементирования обсадных колонн в криолитозоне.

Одним из основных преимуществ ОВ системы термометрии является возможность мониторинга в реальном времени работы всего резервуара посредством термометрии продуктивной толщи с применением ОРДТ, установленных в нескольких скважинах по площади месторождения. При этом обеспечивается текущее уточнение геологической и гидродинамической моделей резервуара. В результате повышается надежность принятия решений на всех этапах процесса разработки месторождения.

 

Обработка информации и  ее последующая визуализация выполняются  с применением специального математического аппарата и программного обеспечения. Все указанные блоки за исключением оптического волокна сосредоточены в одном приборе, выполненном на базе промышленного компьютера.

В качестве распределенного  датчика температуры используется много модовое оптическое волокно диаметром 125  м, которое представляет собой одновременно датчик температуры и средство передачи информации.

Прибор регистратор  ОВ термометрии является главной  частью системы, тип и конструкция  защищенного оптического волокна подбираются взависимости от решаемой в скважине задачи.

Один прибор может  быть использован для постоянного  мониторинга одной скважины, для  периодического мониторинга нескольких скважин на кусте, для периодического мониторинга или исследования нескольких отдаленных скважин.

Компание ГИРСОВТ разработан ивнедрен комплекс оборудования для  термометрии скважин с применение волоконнооптического распределенного  датчика температуры.

Для решения геофизических  задачи работы в интеллектуальных скважинах  предлагается система, позволяющая производить измерения распределения температуры вдоль ствола скважины длиной в несколько километров с высокой абсолютной точностью несколько десятых градусов, высокой чувствительностью одна сотая градуса. Все эти данные могут быть получены за одну секунду с простран ственным разрешением 0,5 метра.

 Из за ограниченного  объема статьи рассмотрим только  несколько практических результатов,  полученных геофизическими компаниями, которые работают с применением  ОРДТ, предоставленного нашей компанией.

Прибор регистратор  обеспечивает визуализацию данных термометрии  в реальном времени, их математическую обработку и представление информации в виде LASSфайлов, используемых геофизическими службами для интерпретации результатов  геофизического исследования скважин (ГИС). Обеспечивается визуализация динамики изменения температурного поля в скважине за определенный период, а также представление данных термометрии в процессе мониторинга одной или нескольких скважин в измерении 3D в координатах "температура  глубина скважины время". Приборрегистратор работает со всеми типами и конструкциями кабелей, имеющимися на отечественном и за рубежных рынках.

Рис 5 суммарные результаты мониторинга  с применением ОВ термометрии  в измерении 3D в координатах  температура-глубина скважны –время.

На （рис 5）показаны суммарные результаты мониторинга с применением ОВ термометрии в измерении 3D в координатах "температура глубина скважины время". По замерам, выполненным с помощью оптоволоконного распределенного датчика температуры, четко отслеживается процесс прохождения фронта нагнетаемой воды в процессе закачки. Результаты получены ООО "НПФ "ЯСГК".

Сравнение данных измерения  температурного поля по стволу с использованием оптоволоконного распределенного  датчика температур в реальном времени с температурной кривой, записанной традиционной скважинной аппаратурой "ГранитОникс", показывает хорошую корреляцию замеров между собой. Выявлены работающие интервалы, место нарушения герметичности колонны, отбивается положение воронки НКТ, обнаружены дополнительные температурные аномалии, которые не выделяются традиционной измерительной аппаратурой.

Рис 6 термограммы фоновые  и в процессе закачки

На планшете ( рис 6 ) приведены термограммы фоновые и в процессе закачки. В правой колонке построены разностные термограммы между фоновой термограммой и соответствующими термограммами при закачке. Так как на фоновом замере имеется пикообразная аномалия в районе 20м, естественно, она появляется и наразностных термограммах, поэтому левее приведены разностные термограммы между замером сразу после начала закачки и последующими замерами при закачке. В интервале 1105-1108 м отмечается уход закачиваемой жидкости. Ниже указанного интервала движение жидкости отсутствует.

В приустьевой зоне до глубины 440 м отмечается движение фронта закачиваемой жидкости. Явных признаков поглощения жидкости в приустьевой зоне не наблюдается. Измерения проведены компанией ООО "Универсал Сервис", г. Пермь.

Сравнительные геофизические  первичные данные исследований скважин были обработаны ООО "НПФ "Гео ТЭК", г. Уфа. Результаты свидетельствуют о возможности опытнопромышленного применения предлагаемой технологии при геофизических исследованиях скважин и мониторинге тепловых полей разрабатываемых месторождений.

Конструкция геофизического оптоволоконного кабеля позволяет последовательно с измерениями, выполненными традиционной аппаратурой по контролю за разработкой месторождений, производить геофизические и гидродинамические исследования скважин. При этом с помощью традиционной аппаратуры решаются традиционные геофизические задачи, а оптоволоконный распределенный датчик температуры дает возможность в реальном времени измерять все статические и динамические параметры температурного поля постволу скважины во время ее остановки или работы, все переходные процессы с момента пуска скважины в работу или, наоборот, после ее остановки.

Оптическое волокно  в нефтегазовой отрасли может  быть использовано и для других, казалось бы, невозможных задач. Оптоволоконный кабель можно применять в скважинах как акустический датчик.

Представьте себе, что  если установить в вашей скважине ряд очень чувствительных микрофонов, то вы сможете слушать движение песка  в верх по трубопроводу (насосно  компрес сорной трубе), турбулентность потока, течь, слушать, как открываются и закрываются клапаны, чтобы проверить их состояние.

Если вы уже используете  оптоволоконный кабель в своих скважинах (для прочих нужд зондирования, таких  как измерение температуры, давления, расхода, сейсмические измерения), вы можете применять этот жекабель в качестве микрофона путем установки нового электронного блока на поверхности.

Прибор посылает световой сигнал вниз по волокну. Свет меняет свойства под воздействием шумов вокруг кабеля. Проанализировав отраженный световой сигнал, зарегистрированный прибором на поверхности, можно выяснить, какие шумы «услышал» оптоволоконный акустический датчик, и даже определить местоположение источника звука. Система позволяет синхронно регистрировать звук через каждый метр вдоль всего кабеля, а также его амплитуду (динамический диапазон более 90 дБ), частоту и фазу.