FR3040190A1 - - Google Patents

Abstract

La présente invention concerne des procédés et systèmes qui ont trait à la détection et à la surveillance des défauts dans des conduits de puits de forage au moyen d'un système de capteurs distribués et d'un émetteur câblé. Un procédé d'inspection de puits de forage peut comprendre : la mise en place d'un émetteur câblé dans un puits de forage ; la génération d'un champ électromagnétique au moyen de l'émetteur câblé, le champ électromagnétique pénétrant dans un ou plusieurs conduits disposés dans le puits de forage, et le champ électromagnétique induisant l'émission d'au moins un champs électromagnétique secondaire à partir du/des conduit (s) ; la génération d'au moins un signal en réponse au champ électromagnétique secondaire, l'au moins un signal étant généré au moyen d'un système de capteurs distribués, et le système de capteurs distribués comprenant des capteurs de champ électromagnétique installés dans le puits de forage et distribués le long du/des conduit (s) ; et l'identification d'une propriété électromagnétique ou géométrique de tuyauterie du/des conduit (s) sur la base de l'au moins un signal.

Description

INSPECTION DE CONDUITS DE PUITS DE FORAGE AU MOYEN D'UN SYSTÈME DE CAPTEURS DISTRIBUÉS

CONTEXTE

La présente invention concerne des systèmes et procédés relatifs à l'inspection des conduits de puits de forage et plus particulièrement, à la détection et à la surveillance des défauts dans les conduits de puits de forage au moyen d'un système de capteurs distribués et d'un émetteur câblé.

Un problème courant associé aux puits souterrains peut être la corrosion de conduits et autres équipements de fond de trou dans le puits de forage. Le coût de réparation et de remplacement des équipements endommagés peut être élevé. Les conduits qui peuvent être soumis à la corrosion peuvent inclure le tubage, le tubage de production et autres équipements de fond de trou. Des exemples de types courants de corrosion qui peuvent survenir dans un puits de forage comprennent, mais sans limitation, la formation de rouille de métal, la dissolution d'un métal dans une solution acide et le développement de patine sur la surface d'un métal.

La détection précoce de corrosion dans des conduits et autres équipements de fond de trou peut être importante pour garantir l'intégrité et la sécurité du puits. Les techniques qui ont été déployées pour la détection de corrosion de fond de trou peuvent impliquer le fonctionnement d'outils de diagraphie de surveillance de corrosion dans la colonne de production. Différents types d'outils de diagraphie de surveillance de corrosion peuvent inclure des calibres mécaniques, outils acoustiques à ultrasons, caméras, des outils de contrôle de fuite de flux électromagnétique et d'induction électromagnétique. Toutefois, l'aptitude de ces outils pour détecter la corrosion dans un tubage externe au-delà duquel l'outil de diagraphie est opéré peut être limitée. Les outils d'induction électromagnétiques qui incluent au moins une bobine émettrice et au moins une bobine réceptrice peuvent etre aptes a detecter la corrosion dans le tubage externe. La bobine émettrice peut induire des courants de Foucault à l'intérieur des tubages, y compris le tubage interne et externe, et la bobine réceptrice peut enregistrer des . champs secondaires générés à partir des tubages. Ces champs secondaires comportent des informations sur les propriétés électriques et le contenu métallique des tubages et peuvent être inversés pour n'importe quelle perte de corrosion dans le contenu métallique de ces tubages. Les outils d'induction électromagnétiques peuvent être des outils de domaine fréquentiel qui opèrent à un ensemble discret de fréquences (par exemple, fréquences plus élevées pour inspecter des tubages internes) et fréquences moins élevées pour inspecter des conduits externes). En variante, les outils d'induction électromagnétique peuvent fonctionner dans le domaine temporel en transmettant des impulsions transitoires et en mesurant la réponse d'amortissement en fonction du temps (par exemple, un temps antérieur peut correspondre à un tubage interne et un temps ultérieur peut correspondre à un tubage externe). Une image d'épaisseur en deux dimensions (axiale and azimutale) du tubage interne peut être possible en chargeant l'outil avec de multiples tampons capteurs qui peuvent être pressés contre la paroi interne de la colonne de production. Toutefois, alors que ces techniques peuvent être utilisées pour le contrôle de corrosion, elles peuvent présenter des inconvénients. Par exemple, la plupart de ces techniques peuvent utiliser un camion câblé et un équipage et peuvent également nécessiter un arrêt de production lors des opérations de contrôle. Étant donné que l'inspection peut être réalisée de multiples fois pendant la durée de vie d'un puits, chaque opération d'inspection de ligne câblée peut aboutir à des coûts significatifs qui lui sont associés.

Brève description des dessins

Ces dessins illustrent certains aspects d'exemples de la présente invention, et ne doivent pas être utilisés pour limiter ni définir l'invention.

La figure 1 est une représentation schématique d'un exemple de système d'inspection de conduits de puits de forage utilisant un système de capteurs distribués.

La figure 2 est une représentation schématique montrant une vue en gros plan de l'exemple de système de la figure 1.

La figure 3 est une représentation schématique d'un autre exemple de système d'inspection de conduits de puits de forage utilisant un système de capteurs distribués.

La figure 4 est une représentation schématique d'un autre exemple de système d'inspection de conduits de puits de forage utilisant un système de capteurs distribués.

La figure 5 est une représentation schématique d'un autre exemple de système d'inspection de conduits de puits de forage utilisant un système de capteurs distribués.

La figure 6 est une représentation schématique d'un autre exemple de système d'inspection de conduits de puits de forage utilisant un système de capteurs distribués.

La figure 7 est une autre vue de l'exemple de système de la figure 6.

La figure 8 est une représentation schématique d'un exemple d'émetteur câblé.

La figure 9 est une représentation schématique d'un autre exemple de système de contrôle de conduits de puits de forage utilisant un système de capteurs distribués.

La figure 10 est une représentation schématique d'un autre exemple de système d'inspection de conduits de puits de forage utilisant un système de capteurs distribués.

La figure 11 est une représentation schématique d'un autre exemple de système d'inspection de conduits de puits de forage utilisant un système de capteurs distribués.

La figure 12 est une représentation schématique d'un autre exemple de système d'inspection de conduits de puits de forage utilisant un système de capteurs distribués.

Les figures 13a à 13c illustrent des résultats de modélisation utilisant un système de capteurs distribués de contrôle de corrosion avec une fréquence de 50 Hertz, le système de capteurs distribués ayant des capteurs couplés au tubage de surface.

Les figures 14a à 14c illustrent des résultats de modélisation utilisant un système de capteurs distribués de contrôle de corrosion ayant une fréquence de 50 Hertz, le système de capteurs distribués ayant des capteurs couplés au tubage de production.

Les figures 15a à 15c illustrent des résultats de modélisation utilisant un système de capteurs distribués de contrôle de corrosion ayant une fréquence de 90 Hertz, le système de capteurs distribués ayant des capteurs couplés à la colonne de production.

Description détaillée

Sont prévus des systèmes et procédés qui concernent l'inspection de conduits de puits de forage et, plus particulièrement, la détection, et le contrôle des défauts dans les conduits de puits de forage au moyen d'un système de capteurs distribués et d'un émetteur câblé. Le système de capteurs distribués peut inclure des capteurs distribués dans une fibre optique couplée à un tubage installé dans un puits de forage. Des mesures peuvent être prises en mettant en place un émetteur câblé comprenant au moins une bobine émettrice dans le puits de forage. Une mesure de référence peut être prise, par exemple, juste après la complétion de puits, en mettant en place l'émetteur câblé à l'intérieur de la colonne de production dans le puits de forage et enregistrant les champs transmis à travers un ou plusieurs conduits installés dans le puits de forage au moyen du système de capteurs. Les mesures intermittentes peuvent ensuite être traitées pour déterminer le changement de propriété électromagnétique et/ou symétrique de tuyauterie des conduits, qui peut ensuite être utilisé pour détecter et contrôler les effets dans les conduits. À titre d'exemple, les mesures intermittentes peuvent être traitées pour déterminer les changements de propriétés électromagnétiques et géométriques, qui peuvent être indicatives de défauts de tuyauterie, tels que corrosion, flambage, torsion, piqûres, trous, criques ou autres défauts dans le (s) conduit(s). De multiples fréquences peuvent être utilisées pour balayer différents conduits, où des fréquences plus élevées peuvent être utilisées pour les conduits internes et des fréquences plus basses peuvent être utilisées pour des conduits externes. Les systèmes et procédés peuvent également assurer un contrôle bidimensionnel (par exemple, axial et azimutal). Des techniques de composition peuvent être utilisées pour tenir compte de toute déviation dans les réponses d'émetteur ou de capteur.

Il peut exister plusieurs avantages potentiels aux systèmes et procédés divulgués ici, et il ne sera fait allusion qu'à certains d'entre eux. L'un des nombreux avantages potentiels des procédés et systèmes peuvent être que les caractéristiques des conduits (par exemple, corrosion) peuvent être contrôlées au moyen de capteurs installés en permanence, normalement utilisés pour le contrôle de réservoir, et un émetteur câblé, éliminant ainsi le besoin d'outils de diagraphie de corrosion spécialisés. Un autre avantage des procédés et systèmes peut être la facilité d'interprétation du signal transmis par le biais du ou des conduits plutôt que d'interprétation du signal réfléchi comme dans d'autres outils de diagraphie de corrosion électromagnétiques. Encore un autre avantage peut être un contrôle de corrosion bidimensionnel du tubage externe sans avoir à retirer la colonne de production, permis par des capteurs distribués de manière azimutale, par exemple. Encore un autre avantage peut être l'intégration et le fonctionnement du système de capteurs distribués avec d'autres systèmes de capteurs de puits de forage (par exemple, systèmes à base de fibres optiques tels que de détection acoustique distribués, de détection de température distribués et de contrôle de réservoir électromagnétique) ainsi que d'intégration avec complétion de puits intelligente pour contrôler la corrosion du tubage.

Un procédé de contrôle de conduits de puits de forage peut être prévu. Le procédé peut être utilisé en conjugaison avec un ou plusieurs des procédés et/ou systèmes illustrés sur les figures 1 à 12. Le procédé peut comprendre le passage d'un émetteur câblé dans un puits de forage. Le procédé peut comprendre en outre la génération d'un champ électromagnétique au moyen de l'émetteur câblé. Le champ électromagnétique peut pénétrer dans un ou plusieurs conduits disposés dans le puits de forage. Le champ électromagnétique peut générer l'émission d'au moins un champ électromagnétique secondaire en provenance du ou des conduits. Le procédé peut en outre comprendre la génération d'au moins un signal en réponse au champ électromagnétique secondaire. L'au moins un signal peut être généré au moyen d'un système de capteurs distribués. Le système de capteur distribué peut comprendre des capteurs de champ électromagnétiques installés dans le puits de forage et distribués le long d'un ou de plusieurs conduits. Le procédé peut comprendre en outre l'identification d'une propriété électromagnétique ou géométrique de tuyauterie du/des conduit(s) sur la base de l'au moins un signal. Le changement de propriétés électromagnétiques ou géométriques de la tuyauterie peut être dû à un défaut ou à la corrosion. Le(s) conduit(s) peuvent comprendre un premier tubage et un second tubage, le premier tubage pouvant être disposé à l'intérieur du second tubage. Le procédé peut comprendre en outre l'extraction de mesures du champ électromagnétique secondaire émis à partir du second tubage à partir de l'au moins un signal. L'extraction peut comprendre l'utilisation de mesures prises à une fréquence plus élevée pour compenser les émissions provenant du premier tubage. Les capteurs de champ électromagnétiques peuvent être installés le long de l'extérieur du premier tubage. Les capteurs de champ électromagnétiques peuvent comprendre des premiers capteurs de champ électromagnétiques et des seconds capteurs de champ électromagnétiques, les premiers capteurs de champ électromagnétiques pouvant être installés le long d'un extérieur du premier tubage, et les seconds capteurs électromagnétiques pouvant être installés le long d'un extérieur du second tubage. Les capteurs de champ électromagnétiques peuvent comprendre des premiers capteurs de champ électromagnétiques et des seconds capteurs de champ électromagnétiques, les premiers capteurs de champ électromagnétiques pouvant être installés le long d'un extérieur du premier tubage, et les seconds capteurs électromagnétiques pouvant être installés le long d'un intérieur du premier tubage. L'au moins un signal peut être généré en utilisant la différence entre les valeurs du premier capteur de champ électromagnétique et du second capteur de champ électromagnétique. Le système de capteurs distribués peut comprendre des chaînes de capteurs qui s'étendent longitudinalement le long d'un conduit particulier, les chaînes de capteurs peuvent être distribuées de manière azimutale autour du conduit particulier, le conduit particulier pouvant être l'un du conduit ou des conduits. Le système de capteurs distribués peut comprendre une chaîne de capteurs qui peut être enroulée autour d'un conduit particulier dans un agencement en spirale, le conduit particulier pouvant être l'un d'un ou de plusieurs conduits. Le système de capteurs distribués peut comprendre une fibre optique et au moins une partie des capteurs de champ électromagnétiques peut être disposée le long de la fibre optique, la fibre optique pouvant s'étendre le long d'un conduit particulier, les capteurs de champ électromagnétiques pouvant chacun comprendre un transducteur électromécanique couplé à la fibre optique et un récepteur circonférentiel allongé, le conduit particulier pouvant être l'un du ou des conduits. Le système de capteurs distribués peut comprendre une chaîne de capteurs s'étendant le long d'un conduit particulier, la chaîne de capteurs pouvant comprendre une fibre optique et les capteurs de champ électromagnétiques pouvant être disposés le long de la fibre optique, la fibre optique s'étendant le long d'un conduit particulier, les capteurs de champ électromagnétiques pouvant chacun comprendre un transducteur électromécanique couplé à la fibre optique et un récepteur circonférentiel allongé, le conduit particulier pouvant être l'un du ou des conduits. Le système de capteurs distribués peut comprendre une première chaîne de capteurs qui s'étend le long d'un conduit particulier, la première chaîne de capteurs pouvant comprendre une première fibre optique et des premiers capteurs de champ électromagnétiques pouvant être disposés le long de la première fibre optique, les premiers capteurs de champ électromagnétiques pouvant chacun comprendre un premier transducteur électromécanique couplé à la première fibre optique et un premier récepteur circonférentiel allongé. Le système de capteurs distribués peut en outre comprendre une seconde chaîne de capteurs qui s'étend le long du conduit particulier, la seconde chaîne de capteurs pouvant comprendre une seconde fibre optique et des seconds capteurs de champ électromagnétiques pouvant être disposés le long de la seconde fibre optique, les seconds capteurs de champ électromagnétiques pouvant chacun comprendre un second transducteur électromécanique couplé à la seconde fibre optique et un second récepteur circonférentiel allongé. Les capteurs de champ électromagnétiques peuvent comprendre les premiers capteurs de champ électromagnétiques et les seconds capteurs de champ électromagnétiques. Le conduit particulier peut être l'un du ou des conduits. Les capteurs de champ électromagnétiques peuvent comprendre chacun un transducteur électromécanique couplé à un récepteur maillé bidimensionnel, le récepteur maillé bidimensionnel pouvant comprendre au moins un récepteur choisi dans le groupe constitué d'une bobine réceptrice solénoïde et une bobine digitée. L'émetteur câblé peut comprendre une bobine solénoïde. L'émetteur câblé peut comprendre un corps d'outil et des bras qui s'étendent à partir du corps d'outil, les bras pouvant chacun maintenir une bobine émettrice en contact avec une paroi interne d'un conduit particulier du/des conduit (s). Le procédé peut comprendre en outre le traitement de mesures absolues de l'au moins un champ secondaire pour identifier un changement de propriété électromagnétique ou géométrique de tuyauterie dans le(s) conduit(s). Le procédé peut comprendre en outre l'obtention de deux mesures réalisées par les capteurs de champ électromagnétique à des moments différents, la comparaison d'une grandeur d'une différence entre les deux mesures à un seuil, et l'identification d'un défaut dans le (s) conduit (s) si la grandeur dépasse le seuil. Le procédé peut en outre comprendre la comparaison de mesures réelles réalisées par les capteurs de champ électromagnétique avec des mesures simulées ; et l'ajustement des propriétés électromagnétiques et géométriques de tuyauteries jusqu'à ce qu'il existe une erreur de 5 % ou moins entre les mesures réelles et les mesures simulées.

Un procédé d'inspection de conduits de puits de forage peut être prévu. Le procédé peut être utilisé en conjugaison avec un ou plusieurs des procédés et/ou systèmes illustrés sur les figures 1 à 12. Le système d'inspection de conduits peut comprendre un émetteur câblé, dans lequel l'émetteur câblé peut comprendre un corps d'outil et une bobine émettrice couplée au corps, dans lequel la bobine émettrice peut être configurée pour générer un champ électromagnétique. Le système d'inspection de conduits peut en outre comprendre un système de capteurs distribués. Le système de capteurs distribués peut comprendre des capteurs de champ électromagnétique installés dans un puits de forage et distribués le long d'un ou de plusieurs conduits disposés dans le puits de forage, les capteurs de champ électromagnétique pouvant être configurés pour générer au moins un signal en réponse à un champ magnétique secondaire induit dans le (s) conduit(s) par le champ électromagnétique. Le système informatique peut être configuré pour déterminer au moins une caractéristique du/des conduit (s) sur la base de l'au moins un signal. Le (s) conduit(s) peut/peuvent comprendre un premier tubage et un second tubage, le premier tubage pouvant être disposé à l'intérieur du second tubage. Le système informatique peut être configuré pour extraire des mesures d'un champ électromagnétique secondaire émis à partir du second tubage à partir de l'au moins un signal. L'extraction peut comprendre l'utilisation de mesures prises à une fréquence plus élevée pour compenser les émissions provenant du premier tubage. Les capteurs de champ électromagnétique peuvent être installés le long de l'extérieur du premier tubage. Les capteurs de champ électromagnétique peuvent comprendre des premiers capteurs de champ électromagnétique et des seconds capteurs de champ électromagnétique, les premiers capteurs de champ électromagnétique pouvant être installés le long d'un extérieur du premier tubage, et les seconds capteurs de champ électromagnétique pouvant être installés le long d'un extérieur du second tubage. Les capteurs de champ électromagnétique peuvent comprendre des premiers capteurs de champ électromagnétique et des seconds capteurs de champ électromagnétique, les premiers capteurs de champ électromagnétique pouvant être installés le long d'un extérieur du premier tubage, et les seconds capteurs de champ électromagnétique pouvant être installés le long d'un intérieur du premier tubage. L'au moins un signal peut être généré au moyen de la différence entre les valeurs du premier capteur de champ électromagnétique et du second capteur de champ électromagnétique. Le système de capteurs distribués peut comprendre des chaînes de capteurs qui s'étendent longitudinalement le long d'un conduit particulier, les chaînes de capteurs pouvant être distribuées autour du conduit particulier, le conduit particulier pouvant être l'un du/des conduit (s). Le système de capteurs distribués peut comprendre une chaîne de capteurs qui peut être enroulée autour d'un conduit particulier dans un agencement en spirale, le conduit particulier pouvant être l'un du/des conduit(s). Le système de capteurs distribués peut comprendre une fibre optique et au moins une partie des capteurs de champ électromagnétique est disposée le long de la fibre optique, la fibre optique pouvant s'étendre le long d'un conduit particulier, les capteurs de champ électromagnétique pouvant chacun comprendre un transducteur électromécanique couplé à la fibre optique et un récepteur circonférentiel allongé, le conduit particulier pouvant être l'un du/des conduit(s). Le système de capteurs distribués peut comprendre une chaîne de capteurs s'étendant le long d'un conduit particulier, dans lequel la chaîne de capteurs peut comprendre une fibre optique et les capteurs de champ électromagnétique peuvent être disposés le long de la fibre optique, la fibre optique pouvant s'étendre le long d'un conduit particulier, les capteurs de champ électromagnétique pouvant chacun comprendre un transducteur électromécanique couplé à la fibre optique et un récepteur circonférentiel allongé ; le conduit particulier pouvant être l'un du/des conduit(s). Le système de capteurs distribués peut comprendre une première chaîne de capteurs qui s'étend le long d'un conduit particulier, la première chaîne de capteurs pouvant comprendre une première fibre optique et des premiers capteurs de champ électromagnétique disposés le long de la première fibre optique, les premiers capteurs de champ électromagnétique pouvant chacun comprendre un premier transducteur électromécanique couplé à la première fibre optique et un premier récepteur circonférentiel allongé. Le système de capteurs distribués peut en outre comprendre une seconde chaîne de capteurs qui s'étend le long du conduit particulier, la seconde chaîne de capteurs pouvant comprendre une seconde fibre optique et des seconds capteurs de champ électromagnétique disposés le long de la seconde fibre optique, les seconds capteurs de champ électromagnétique pouvant chacun comprendre un second transducteur électromécanique couplé à la seconde fibre optique et un second récepteur circonférentiel allongé. Les capteurs de champ électromagnétique peuvent comprendre les premiers capteurs de champ électromagnétique et les seconds capteurs de champ électromagnétique. Le conduit particulier peut être l'un du/des conduit(s). Les capteurs de champ électromagnétique peuvent chacun comprendre un transducteur électromécanique couplé au récepteur maillé bidimensionnel, le récepteur maillé bidimensionnel pouvant comprendre au moins un récepteur choisi dans le groupe constitué d'une bobine réceptrice solénoïde et d'une bobine digitée. La bobine émettrice peut comprendre une bobine solénoïde. L'émetteur câblé peut comprendre des bras qui s'étendent à partir du corps d'outil, les bras pouvant chacun maintenir une bobine émettrice en contact avec une paroi interne d'un conduit particulier du/des conduit (s). Le système informatique peut être configuré pour traiter les mesures absolues de l'au moins un champ secondaire pour identifier un changement de propriété électromagnétique ou géométrique de tuyauterie dans le (s) conduit(s). Le système informatique peut être configuré pour obtenir deux mesures réalisées par les capteurs de champ électromagnétique à différents moments, comparer une grandeur d'une différence entre les deux mesures à un seuil, et identifier un défaut dans le (s) conduit(s) si la grandeur dépasse le seuil. Le système informatique peut être configuré pour comparer les mesures réelles réalisées par les capteurs de champ électromagnétique aux mesures simulées ; et ajuster les propriétés électromagnétiques et géométriques jusqu'à ce qu'il existe une erreur de 5 % ou moins entre les mesures réelles et les mesures simulées.

La figure 1 montre un exemple de système d'inspection de conduits 100 pour utilisation avec un puits souterrain. Dans le mode de réalisation illustré, le système d'inspection de conduits 100 peut être utilisé pour surveiller une ou plusieurs caractéristiques de conduits (par exemple, premier tubage 106, second tubage 108, colonne interne 110, etc.) avec le temps. Les conduits peuvent comprendre un matériau approprié, tel que l'acier, le chrome ou des alliages. Comme illustré, un puits de forage 102 peut s'étendre à travers au moins une formation souterraine 104. Alors que le puits de forage 102 est représenté comme s'étendant généralement dans la formation souterraine 104, les principes décrits ici sont également applicables aux puits de forage qui s'étendent un angle à travers la formation souterraine 104, tels que les puits de forage horizontaux et inclinés. Par exemple, bien que la figure 1 représente un puits vertical ou à faible angle d'inclinaison, un angle d'inclinaison important ou un placement horizontal du puits et des équipements est également possible. Il doit en outre être noté qu'alors que la figure 1 illustre généralement une opération sur terre, l'homme du métier reconnaîtra facilement que les principes décrits ici sont également applicables à des opérations sous-marines qui emploient des plateformes et flottantes ou sur mer, sans s'écarter de la portée de la divulgation.

Comme illustré sur la figure 1, un ou plusieurs conduits, représentés ici comme un premier tubage 106, un second tubage 108 et une colonne interne 110 peuvent être disposés dans le puits de forage 102. Le premier tubage 106 peut être sous la forme d'un tubage intermédiaire, d'un tubage de production, d'une colonne perdue ou d'un autre conduit approprié, comme le comprendra l'homme du métier. Le second tubage 108 peut être sous la forme d'un tubage en surface, d'un tubage intermédiaire ou d'un autre conduit approprié, comme le comprendra l'homme du métier. Bien que non illustrés, des conduits supplémentaires peuvent également être installés dans le puits de forage 102 comme souhaité pour une application particulière. Dans le mode de réalisation illustré, le premier tubage 106 et le second tubage 108 peuvent être cimentés sur les parois du puits de forage 102 au moyen de ciment 112. Sans limitation, un ou plusieurs centralisateurs 114 (non représentés) peuvent être attachés au premier tubage 106 et/ou au second tubage 108, par exemple, pour centraliser le conduit respectif dans le puits de forage 102, ainsi que pour protéger les équipements supplémentaires (par exemple, les capteurs de champ électromagnétique 124) .

Dans le mode de réalisation illustré, le système d'inspection de conduits 100 peut comprendre un émetteur câblé 114 pour induire des courants de Foucault dans le(s) conduit (s). Sans limitation, le treuil 116 peut être utilisé pour mettre en place l'émetteur câblé 114 dans le puits de forage 102. Comme illustré, l'émetteur câblé 114 peut comprendre un corps d'outil 118 et une bobine émettrice 120. Le corps d'outil 118 peut être en n'importe quel matériau approprié, y compris sans limitation, le titane, l'acier inoxydable, des alliages, du plastique, des combinaisons de ceux-ci et similaires. Alors que la figure 1 illustre une seule bobine émettrice 120 située dans l'émetteur câblé 114, les présentes techniques englobent l'utilisation de deux bobines émettrices 120 ou plus sur l'émetteur câblé 114. La bobine émettrice 120 peut comprendre n'importe quelle bobine émettrice électromagnétique appropriée incluant sans limitation les bobines solénolde. Alors qu'elle n'est pas illustrée sur la figure 1, une source peut être utilisée pour exciter la bobine émettrice 120. Comme le comprendra l'homme du métier, l'excitation de la bobine émettrice 120, par exemple, par application de courant à la bobine émettrice 120, doit amener la bobine émettrice 120 à générer le champ électromagnétique. Dans le mode de réalisation illustré, le champ électromagnétique peut induire des courants de Foucault dans le (s) conduit (s) (par exemple, premier conduit 106, second conduit 108 et colonne interne 110), aboutissant à des champs secondaires générés par le(s) conduit(s) qui peuvent être détectés et traités pour déterminer les caractéristiques des conduits. Alors qu'il n'est pas illustré, l'émetteur câblé 114 peut également comprendre un ou plusieurs capteurs pour effectuer la mesure des champs secondaires induits dans le(s) conduit(s). N'importe laquelle d'une diversité de techniques différentes peut être utilisée pour amener l'émetteur câblé 114 à générer des champs électromagnétiques. Par exemple, l'émetteur câblé 114 peut fonctionner dans le domaine fréquentiel ou dans le domaine temporel. De plus, le courant dans la bobine émettrice 120 peut être ajusté en continu lorsqu'il est balayé de telle sorte qu'un courant inférieur peut être injecté lorsque la bobine émettrice 120 approche des capteurs de champ électromagnétique 124. Cette approche avec ajustement de courant peut étendre la plage dynamique des capteurs de champ électromagnétique 124.

Dans le domaine fréquentiel, l'émetteur câblé 114 peut fonctionner à un ensemble discret de fréquences, des fréquences plus élevées étant utilisées pour les conduits internes (par exemple, premier conduit 106, colonne interne 110, etc.) et des fréquences plus basses étant utilisées pour les conduits externes (par exemple, second conduit 108). Sans limitation, les fréquences plus élevées peuvent aller de 20 Hertz à 200 Hertz ou même plus. Dans un exemple spécifique, une fréquence de 100 Hertz peut être utilisée comme la fréquence plus élevée. Ces fréquences plus élevées peuvent pénétrer à travers le premier conduit 106 et la colonne interne 110, mais au moment où elles atteignent le second conduit 108, le champ électromagnétique peut être trop atténué pour induire des courants de Foucault. Sans limitation, les fréquences plus basses peuvent aller de 0,1 Hz à 100 Hertz et, en variante, de 1 Hertz à 50 Hertz. Dans un exemple spécifique, la fréquence plus basse peut être de 50 Hertz. Les fréquences plus basses peuvent pénétrer à travers la colonne interne 110 et le premier conduit 106 et frapper le second conduit 108 avec une intensité suffisamment importante pour créer un champ diffusé mesurable qui peut être utilisé pour déterminer les propriétés électromagnétiques et/ou géométriques indicatrices de défauts de tuyauterie. En variante, l'émetteur câblé 114 peut fonctionner dans le domaine temporel. Lors d'un fonctionnement dans le domaine temporel, l'émetteur câblé 114 peut transmettre des impulsions transitoires où les mesures de champ électromagnétique obtenues peuvent être mesurées en fonction du temps.

Pour la mesure des propriétés de champ électromagnétique, le système 100 peut comprendre en outre un système de capteurs distribués 122, qui peut comprendre des capteurs de champ électromagnétique 124, une fibre optique 126, un générateur/détecteur de signaux 12 8 et un système informatique 130. Les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent mesurer les champs secondaires générés par le (s) conduit(s). Les champs secondaires contiennent des informations sur les propriétés de matériau électromagnétique des conduits (tels que la perméabilité magnétique ou la conductivité) et la géométrie des conduits (telle que le diamètre interne et externe, et l'épaisseur). En réponse aux champs secondaires, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent générer au moins un signal qui peut être traité ensuite pour déterminer au moins une caractéristique du/des conduit(s). Dans le mode de réalisation illustré, une unité de traitement centrale 136 peut traiter les signaux reçus des champs secondaires au niveau des capteurs de champ électromagnétique 124 et trouver la solution pour les propriétés électromagnétiques et/ou la géométrie des tuyauteries entre l'émetteur câblé 114 et les capteurs de champ électromagnétique 124. Les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être distribués dans les puits de forage 102 le long du/des conduit(s) et peuvent être couplés (par exemple, fixés) au(x) conduit(s), par exemple, au premier tubage 106, comme le montre la figure 1. Sans aucune limitation, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être distribués selon un espacement qui peut varier sur la base d'un certain nombre de facteurs, y compris la longueur de la zone de surveillance et la résolution verticale requise, par exemple. Selon la formation souterraine 104, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent présenter un espacement le long de l'axe longitudinal du/des conduit(s), sans aucune limitation, d'environ 5 pieds à environ 50 pieds, ou d'environ 10 pieds à environ 40 pieds, ou d'environ 15 pieds à environ 30 pieds. Dans certains modes de réalisation, plusieurs des capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être disposés à chaque emplacement longitudinal, mais à un emplacement axial différent, par exemple. Au cas où une inspection à haute résolution d'une zone cible spécifique (telle qu'un réservoir) serait requise, un plus petit espacement de l'ordre de 6 pouces à 5 pieds peut également être utilisé.

Les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être n'importe quels capteurs appropriés pour générer des signaux en réponse aux champs secondaires. Des exemples de capteurs de champ électromagnétique 124 appropriés peuvent comprendre une variété de dispositifs différents pour détecter le champ électromagnétique, y compris, sans limitation, des dipôles magnétiques, des dipôles électriques, des transducteurs électrorestrictifs, des transducteurs magnétorestrictifs, des antennes (bobines) enroulées de manière solénoïdale, des électrodes espacées de manière axiale et des électrodes espacées de manière azimutale. La sélection d'un capteur de champ électromagnétique approprié 124 pour l'inspection de tuyauteries par courant de Foucault peut dépendre d'un certain nombre de facteurs comprenant, sans aucune limitation, le motif de champ électromagnétique qu'il peut générer.

Un exemple d'un capteur de champ électromagnétique 124 approprié peut comprendre un ou plusieurs transducteurs magnétorestrictifs qui peuvent traduire les mesures de champ électromagnétique en un signal optique qui peut être détecté à la surface 132. Les transducteurs magnétorestrictifs peuvent comprendre un matériau magnétorestrictif, tel que des métaux de cobalt, de nickel et de fer et leurs alliages (par exemple, les matériaux magnétorestrictifs Metglas et Terfenol-D®) . À titre d'exemple, comme le transducteur magnétorestrictif peut être exposé à un champ électromagnétique, le transducteur magnétorestrictif peut subir une déformation, telle qu'une dilatation ou une contraction. Par couplage mécanique (par exemple, par liaison) du transducteur magnetorestnctif à la fibre optique 126, cette déformation devrait être transférée à la fibre optique 126, provoquant une contrainte correspondante, modulant ainsi la lumière se propageant à travers la fibre optique 126. Cette contrainte dans la fibre optique 12 6 peut être interrogée au niveau de la surface 132, par exemple, au moyen d'un ensemble de circuits de multiplexage connus. Ceci peut supprimer le besoin d'un ensemble de circuits de multiplexage de fond de trou. Le système d'inspection de conduits 100 peut être utilisé de telle sorte que la contrainte peut être linéairement proportionnelle au champ appliqué. Sans aucune limitation, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être conditionnés dans des conditionnements compatibles électromagnétiquement, à haute pression et haute température qui peuvent être connectés à la fibre optique 126 et fixés au(x) conduit(s), tels que le premier tubage 106. Des exemples de matériaux de conditionnement peuvent comprendre n'importe lesquels d'une variété de matériaux différents, y compris du plastique et des métaux, tels que les alliages d'Iconol™ ou le cuivre de béryllium.

Un autre exemple de capteurs de champ électromagnétique 124 approprié peut comprendre des bobines réceptrices pour détecter le champ électromagnétique en combinaison avec un transducteur électromécanique. Les bobines réceptrices peuvent également être désignées comme des « bobines détectrices » ou des « bobines d'exploration ». Les bobines réceptrices peuvent convertir le champ électromagnétique en une différence potentielle qui peut être appliquée au transducteur électromécanique, qui à son tour peut subir une déformation, telle qu'une dilatation ou contraction, lors de l'exposition à une différence de potentiel. Les transducteurs électromécaniques peuvent comprendre n'importe quel matériau approprié qui peut convertir l'énergie électrique appliquée en déformation, tel que les matériaux piézoélectriques. Grâce au couplage mécanique (par exemple, liaison) du transducteur électromécanique à la fibre optique 126, cette déformation sera transférée à la fibre optique 126, provoquant une contrainte correspondante, modulant ainsi la lumière se propageant à travers la fibre optique 126. Cette contrainte dans la fibre optique 126 peut être interrogée au niveau de la surface 132, par exemple, au moyen d'un ensemble de circuits de multiplexage connus. Ceci peut supprimer le besoin d'un ensemble de circuits de multiplexage de fond de trou. Le système d'inspection de conduits 100 peut être utilisé de sorte que la contrainte puisse être linéairement proportionnelle au champ appliqué.

Un autre exemple de capteurs de champ électromagnétique 124 appropriés peut comprendre des récepteurs de dipôle électrique pour détecter le champ électromagnétique en combinaison avec un transducteur électromécanique. Les récepteurs de dipôle électrique peuvent également être désignés comme « récepteurs de bipôle électrique », « antenne de dipôle électrique » et « antenne de bipôle électrique ». Les pôles dans chaque récepteur de dipôle électrique peuvent être séparés axialement ou azimutalement. Les pôles peuvent être couplés électriquement aux transducteurs électromécaniques, qui peuvent être à leur tour couplés mécaniquement (par exemple, liaison) à la fibre optique 126. Comme décrits plus haut, les transducteurs électromécaniques peuvent induire une contrainte dans la fibre optique qui peut être interrogée au niveau de la surface.

Après installation dans le puits de forage 102, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être étalonnés, par exemple, sur une réponse modélisée du/des conduit(s) sans corrosion ou autres défauts connus. Ceci peut être une réponse connue (par exemple, champs secondaires) donnée aux propriétés électromagnétiques et à la taille du/des conduit(s). En sus ou en variante de cette technique d'étalonnage, l'émetteur câblé 114 peut comprendre deux bobines émettrices 120, chacune des bobines émettrices 120 pouvant être excitée séparément avec les réponses pour chacune des bobines émettrices 120 provenant du/des conduit(s) enregistrées. Le rapport entre les deux réponses peut être calculé et puis utilisé dans des mesures intermittentes consécutives pour déterminer les propriétés du/des conduit(s). Étant donné que ce rapport peut être exempt de réponse de récepteur, il peut compenser les erreurs dues à de possibles changements courants de réponses de récepteur avec le temps . N'importe quelle technique appropriée peut être utilisée pour la transmission de signaux des capteurs de champ électromagnétique 124 vers la surface, comprenant la transmission de signaux optiques, de signaux électriques, etc. Comme illustré, une fibre optique 126 peut être disposée dans le puits de forage 102. Par exemple, la fibre optique 126 peut être placée le long du/des conduit (s) . Comme illustré, la fibre optique 126 peut s'étendre le long d'une partie extérieure du premier tubage 106. Il doit être entendu que le présent mode de réalisation n'est pas censé être limité à une quelconque configuration de la fibre optique 126, mais est au contraire censé être applicable à une grande variété de configurations et de conceptions pour la fibre optique 126, y compris, sans aucune limitation, des câbles à fibres optiques, des câbles plats à fibres optiques, etc. La fibre optique 126 peut être couplée aux capteurs de champ électromagnétique 124. Les capteurs de champ électromagnétique 124, par exemple, peuvent mesurer le champ électromagnétique et le traduire en un déphasage de la lumière traversant la fibre optique 126. Comme décrit précédemment, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent comprendre des transducteurs magnétorestrictifs ou des transducteurs électromécaniques qui peuvent induire une contrainte dans la fibre optique 126. En variante, un circuit de commutation électronique (non représenté) peut être disposé en fond de trou et utilisé pour multiplexer les signaux de différents capteurs de champ électromagnétique 124 (par exemple, bobines réceptrices, récepteurs de dipôle électrique, etc.) vers une liaison de communication, telle qu'un câble électrique ou une fibre optique 126, qui délivre le signal à la surface 132.

La fibre optique 12 6 peut être couplée à un générateur/détecteur de signaux 128 au niveau de la surface 132 qui peut générer un signal devant être transmis en fond de trou. À titre d'exemple, la fibre optique 126 peut se terminer au niveau d'une interface de surface avec un port optique adapté pour le couplage de la/des fibre (s) dans la fibre optique 126 à une source de lumière et un détecteur dans le générateur/détecteur de signaux 128. La source de lumière peut transmettre des impulsions de lumière le long de la fibre optique 126 vers les capteurs de champ électromagnétique 124. Les capteurs de champ électromagnétique 124, par exemple, peuvent modifier l'impulsion de lumière pour fournir des mesures du champ électromagnétique. Les modifications peuvent affecter l'amplitude, la phase ou le contenu de fréquence des impulsions de lumière, permettant au générateur/détecteur de signaux 128 de produire en réponse un signal de sortie électrique indicateur des mesures de capteur. Certains systèmes peuvent employer de multiples fibres, auquel cas une source de lumière et un détecteur supplémentaires peuvent être employés pour chaque fibre, ou la source et le détecteur existants peuvent être commutés périodiquement entre les fibres.

Le générateur/détecteur de signaux 128 peut être couplé à un système informatique 130 qui peut être couplé au générateur/détecteur de signaux 128 par une ligne de commande 134. Le système informatique 130 peut comprendre une unité de traitement centrale 136, un moniteur 138, un dispositif d'entrée 140 (par exemple, clavier, souris, etc.) ainsi que des supports informatiques 142 (par exemple, disques optiques, disques magnétiques) qui peuvent stocker un code représentatif des procédés décrits plus haut. Le système informatique 130 peut être adapté pour recevoir des signaux du générateur/détecteur de signaux 128 représentatif des mesures du capteur de champ électromagnétique 124. Le système informatique 130 peut agir comme un système d'acquisition de données et éventuellement comme un système de traitement de données qui analyse les mesures du capteur de champ électromagnétique 124, par exemple, pour dériver une ou plusieurs propriétés des conduits et les suivre au cours du temps.

Nous allons décrire maintenant un exemple de technique d'inspection de conduits de puits de forage, tels qu'un premier tubage 106, un second tubage 108 et une colonne interne 110. Le procédé peut comprendre la mise en place d'un émetteur câblé 114 dans le puits de forage 102. L'émetteur câblé 114 peut générer un champ électromagnétique alors qu'il est mis en place dans le puits de forage 102. Comme décrit précédemment, l'émetteur câblé 114 peut fonctionner dans le domaine fréquentiel ou dans le domaine temporel. Le champ électromagnétique peut pénétrer dans un ou plusieurs conduits disposés dans le puits de forage 102. En réponse au champ magnétique, des champs secondaires peuvent être induits dans le(s) conduit(s). Par exemple, un champ secondaire peut être induit dans le premier conduit 106, un champ secondaire peut être induit dans le second conduit 108 et/ou un champ secondaire peut être induit dans la colonne interne 110. Les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être utilisés pour mesurer les propriétés de champ électromagnétique dans le puits de forage, y compris les champs secondaires générés par le (s) conduit(s). En réponse aux champs secondaires, les capteurs de champ électromagnétique peuvent générer des signaux qui peuvent être transmis à la surface 132.

Pour déterminer un changement de propriété électromagnétique et/ou géométrique de tuyauterie du/des conduit(s), y compris de l'épaisseur de tuyauterie ou des défauts de tuyauterie, tels que corrosion, flambage, torsion, piqûres, trous, criques ou autres défauts dans le (s) conduit (s), les signaux transmis à la surface 132 peuvent être traités, par exemple, au moyen d'un système informatique 130. Pour surveiller les caractéristiques, des mesures intermittentes ont été prises. Par exemple, les signaux peuvent être soustraits d'une mesure de référence, qui peut être prise juste après le déploiement du/des conduit(s). Par exemple, la mesure de référence peut être prise avant l'apparition d'une quelconque corrosion dans le (s) conduit(s), tels que le premier tubage 106 ou le second tubage 108. Ce signal différentiel peut refléter un quelconque changement des caractéristiques de tuyauterie (par exemple, épaisseur de tuyauterie) du/des conduit(s) qui peut s'être produit au cours du temps.

Pour un fonctionnement dans le domaine fréquentiel, les signaux provenant des autres conduits doivent être pris en compte. Comme décrit précédemment, de multiples fréquences peuvent être utilisées pour balayer différents conduits, des fréquences plus élevées pouvant être utilisées pour les conduits internes (par exemple, le premier tubage 106) et des fréquences plus basses pouvant être utilisées pour les conduits externes (par exemple, le second tubage 108) . Lors d'un fonctionnement à des fréquences plus élevées, les signaux peuvent correspondre principalement au premier tubage 106 et à la colonne interne 110, le champ électromagnétique étant trop atténué par les conduits internes pour induire des courants de Foucault dans le second tubage 108. En conséquence, pour extraire la réponse du premier tubage 106 lors du fonctionnement à des fréquences plus élevées, la colonne interne 110 peut devoir être compensée. Sans aucune limitation, la colonne interne 110 peut être surveillée au moyen d'un autre outil, y compris des outils à contact direct tels que des outils à ultrasons, de détection de fuite de flux électromagnétique, des calibres mécaniques ou des outils de détection de corrosion électromagnétiques. Toute corrosion détecte dans la colonne interne 110 peut être compensée dans la mesure différentielle pour produire la réponse du premier tubage 106. Lors d'un fonctionnement à des fréquences plus basses, les signaux peuvent comprendre des champs secondaires induits par le conduit externe (par exemple, tubage secondaire 108), ainsi que des champs secondaires provenant des conduits internes (par exemple, premier tubage 106, colonne interne 110). Une fois que la corrosion dans les conduits internes a été déterminée, par exemple, aux fréquences les plus élevées, ceci peut être compensé dans les signaux de plus basse fréquence pour extraire la réponse pour le conduit externe, qui dans cet exemple est le second tubage 108. Le même émetteur câblé 124 peut être utilisé pour surveiller les à la fois les conduits interne et externe ou un émetteur câblé 124 avec une plus longue bobine peut être utilisé pour assurer une pénétration plus profonde pour la surveillance du conduit externe.

Si nous regardons maintenant la figure 2, une vue en gros plan d'une partie du système d'inspection de conduits 100 de la figure 1 est illustrée dans de plus amples détails. Comme illustré, le premier tubage 106, le second tubage 108 et la colonne interne 110 peuvent être disposés dans le puits de forage 102. Le premier tubage 106 peut être disposé à l'intérieur du second tubage 108 avec la colonne interne 110 disposée à l'intérieur du premier tubage 106. Le système d'inspection de conduits 100 peut comprendre un émetteur câblé 114, qui peut être mis en place dans le puits de forage 102 à l'intérieur de la colonne interne 110, comme le montre la figure 2. Le système d'inspection de conduits 100 peut en outre comprendre un système de capteurs distribués 122 comprenant une pluralité de capteurs de champ électromagnétique 124 disposés le long du/des conduit(s). Comme le montre la figure 2, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être installés dans le puits de forage 102 le long du tubage interne, illustré comme le premier tubage 106. Les capteurs de champ électromagnétique 124 sont présentés le long de l'extérieur du premier tubage 106, mais peuvent être installés sur l'extérieur ou l'intérieur du premier tubage 106, comme souhaité pour une application particulière. Le système de capteurs distribués 122 peut comprendre en outre une fibre optique 124. Comme illustré, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être disposés sur la fibre optique 124. N'importe quelle technique appropriée peut être utilisée pour l'installation de la chaîne de capteurs 123 des capteurs de champ électromagnétique 124 et de la fibre optique 12 6 le long du premier tubage 10 6. Comme illustré, la chaîne de capteurs 123 des capteurs de champ électromagnétique 124 et la fibre optique 126 peuvent être fixés au premier tubage 106, par exemple, au moyen d'un mécanisme de serrage 146. Comme décrit précédemment, le système d'inspection de conduits 100 peut être utilisé pour déterminer au moins une caractéristique du/des conduit(s). Par exemple, le système d'inspection de conduits 100 peut être utilisé pour identifier un ou plusieurs défauts dans les conduits, identifiés comme un premier défaut 148a dans le premier tubage 106 et un second défaut 148b dans le second tubage 108.

Alors que les figures 1 et 2 illustrent des capteurs de champ électromagnétique 12 4 distribués le long d'un seul des conduits (par exemple, premier tubage 106) installés dans le puits de forage 102, il doit être entendu que les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être installés le long d'un ou de plusieurs des conduits dans le puits de forage 102. Par exemple, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être installés le long du premier tubage 106, du second tubage 108 ou du tubage interne 110 ou d'une quelconque combinaison du ou des conduits. À titre d'autre exemple, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être installés le long de l'intérieur ou de l'extérieur d'un ou de plusieurs des conduits dans le puits de forage 102. Alors qu'elle n'est pas illustrée, l'installation de capteurs de champ électromagnétique 124 le long de la colonne interne 110 peut être utilisée pour déterminer une ou plusieurs caractéristiques de la colonne interne 110 sans besoin d'outils supplémentaires. Les capteurs * de champ électromagnétique 124 installés le long de la colonne interne 110 peuvent également être utilisés pour déterminer les caractéristiques d'autres conduits, tels que le premier tubage 106 et le second tubage 108, par exemple, en utilisant des fréquences progressivement plus basses. Par ailleurs, les capteurs de champ électromagnétique 124 le long de la colonne interne 110 peuvent être utilisés en combinaison avec le placement de capteurs de champ électromagnétique 124 le long d'un ou de plusieurs autres conduits dans le puits de forage 102.

Par ailleurs, en couplant les capteurs de champ électromagnétique 124 à une colonne interne 110 (par exemple, colonne de production) qui a été retirée d'un puits de forage existant 102, les présentes techniques peuvent être étendues à l'inspection de puits existants plutôt qu'à celle de nouvelles constructions, dans certains exemples.

Si nous regardons maintenant la figure 3, elle représente un autre exemple d'un système d'inspection de conduits 100 dans lequel le système de capteurs distribués 122 comprend une première chaîne de capteurs 123a et une seconde chaîne de capteurs 123b. Comme illustré, la première chaîne de capteurs 123a peut être disposée le long du tubage interne (par exemple, premier tubage 106) et la seconde chaîne de capteurs 123b peut être disposée le long du tubage externe (par exemple, second tubage 108). Alors qu'elles sont représentées à l'extérieur de leurs conduits respectifs, il doit être entendu que la première chaîne de capteurs 123a et la seconde chaîne de capteurs 123b peuvent être installées à l'intérieur ou à l'extérieur des conduits correspondants selon les souhaits pour une application particulière. La première chaîne de capteurs 123a et la seconde chaîne de capteurs 123b peuvent être couplées au premier tubage 106 et au second tubage 108, respectivement, au moyen de n'importe quel mécanisme approprié, y compris, des mécanismes de serrage 146a, 146b. Comme le comprendra l'homme du métier, le système de capteurs distribués 122 de la figure 3 peut également comprendre un générateur/détecteur de signaux 128 et un système informatique 130, dont des exemples sont illustrés et décrits par rapport à la figure 1.

La première chaîne de capteurs 123a peut comprendre des premiers capteurs de champ électromagnétiques 124a disposés sur la première fibre optique 126a. La seconde chaîne de capteurs 123b peut comprendre des seconds capteurs de champ électromagnétique 124b disposés sur la seconde fibre optique 126b. La première chaîne de capteurs 123a peut être utilisée pour l'inspection du premier tubage 106, alors que la seconde chaîne de capteurs 123b peut être utilisée pour l'inspection : du second tubage 108. En réponse aux champs secondaires générés par le(s) conduit(s), les premier et second capteurs de champ électromagnétique 124a, 124b peuvent générer des signaux. Les champs secondaires peuvent être induits par un champ électromagnétique généré par l'émetteur câblé 114. Les signaux générés par les premiers capteurs de champ électromagnétique 124a peuvent être traités pour déterminer une ou plusieurs caractéristiques du premier tubage 106, par exemple, après compensation de la réponse de la colonne interne 110. Par exemple, le système d'inspection de conduits 100 peut être utilisé pour identifier un premier défaut 148a dans le premier tubage 106. Les signaux générés par les seconds capteurs de champ électromagnétique 124b peuvent être traités pour déterminer une ou plusieurs caractéristiques du second tubage 108 après compensation de la réponse du premier tubage et de la colonne interne 110. Par exemple, le système d'inspection de tuyauteries de conduits 100 peut être utilisé pour identifier un second défaut 148b dans le second tubage 108. Étant donné que les seconds capteurs de champ électromagnétique 124b peuvent être disposés le long du second tubage 108, ses signaux peuvent être plus sensibles aux caractéristiques du second tubage 108 et moins sensibles aux caractéristiques du premier tubage 106 et de la colonne interne 110, permettant ainsi une interprétation plus facile.

Si nous regardons maintenant la figure 4, elle représente un autre exemple d'un système d'inspection de conduits 100, dans lequel le système de capteurs distribués 122 comprend une première chaîne de capteurs 123a et une seconde chaîne de capteurs 123b. Toutefois, contrairement au système de capteurs distribués 122 représenté sur la figure 3, le système de capteurs distribués 122 de la figure 4 peut comprendre la seconde chaîne de capteurs 123b disposée le long d'un intérieur du premier tubage 106 à la place de l'extérieur du second tubage 108. La première chaîne de capteurs 123a et la seconde chaîne de capteurs 123b peuvent être couplées au premier tubage 106 au moyen d'un quelconque mécanisme approprié, y compris un mécanisme de serrage 146. Comme le comprendra l'homme du métier, le système de capteurs distribués 122 de la figure 4 peut également comprendre un générateur/détecteur de signaux 128 et un système informatique 130, dont des exemples sont illustrés et décrits par rapport à la figure 1.

En couplant les premier et second capteurs de champ électromagnétique 124a et 124b à la fois à l'intérieur et l'extérieur du premier tubage 106, les signaux générés par les seconds capteurs de champ électromagnétiques 124a et 124b en réponse aux champs secondaires induits dans le premier tubage 106 peuvent être utilisés pour avoir une détermination améliorée de l'atténuation à travers le premier tubage 106. De plus, les signaux peuvent être utilisés pour distinguer les caractéristiques de la paroi interne 150 du premier tubage 106 des caractéristiques provenant de la paroi externe 152 du premier tubage 106. De multiples fréquences peuvent être utilisées pour inspecter la paroi interne 150 et la paroi externe 152, des fréquences plus élevées pouvant être utilisées pour la paroi interne 150 et des fréquences plus basses pour la paroi externe 152. Bien que non illustré, la première chaîne de capteurs 123a et la seconde chaîne de capteurs 123b peuvent être installées de manière similaire le long de l'extérieur et de l'intérieur du second tubage 108, respectivement. Des signaux différentiels peuvent être calculés en soustrayant la mesure d'un côté du premier tubage 106 de l'autre côté. Pour effectuer la soustraction, des capteurs correspondant à la même position peuvent être utilisés. Les signaux différentiels peuvent ensuite être traités pour calculer l'atténuation à travers les conduits ou les propriétés électromagnétiques ou géométriques des tuyauteries par le biais du processus d'inversion ou de tout autre procédé d'interprétation.

La figure 5 illustre une variante d'agencement d'un système de capteurs distribués 122 qui peut être utilisé dans les systèmes et procédés divulgués ici. Le système de capteurs distribués 122 représenté sur la figure 5 peut être utilisé avec les autres composants du système d'inspection de conduits 100 représenté sur la figure 1 pour surveiller un ou plusieurs conduits dans un puits de forage 102. Comme le montre la figure 5, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être distribués à la fois de manière azimutale autour du conduit 154 et de manière longitudinale le long du conduit 154, qui peut être n'importe quel conduit de puits de forage approprié, y compris, sans aucune limitation, un tubage de production, un tubage de surface, une colonne perdue, une colonne de production et similaire. Dans l'exemple illustré, six chaînes de capteurs sont distribuées le long du conduit 154, identifiées sur la figure 5 comme les chaînes de capteurs 123a, 123b, 123c, 123d, 123e et 123f. Chacune des chaînes de capteurs comprend des capteurs de champ électromagnétique 124 disposés sur une fibre optique 126. Comme illustré, les capteurs de champ électromagnétique 124 sont distribués à la fois de manière azimutale autour du conduit 154 et de manière longitudinale le long du conduit 154. L'agencement de la figure 5 peut fournir une sensibilité de surveillance azimutale.

La figure 6 illustre une autre variante d'agencement d'un système de capteurs distribués 122 qui peut être utilisé dans les systèmes et procédés divulgués ici. Le système de capteurs distribués 122 représenté sur la figure 6 peut être utilisé avec les autres composants du système d'inspection de conduits 100 représenté sur la figure 1 pour surveiller le (s) conduit(s) dans un puits de forage 102. Comme le montre la figure 6, la chaîne de capteurs 123 des capteurs de champ électromagnétique 124 et de la fibre optique 126 peut être enroulée autour du conduit 154. À titre d'exemple, la chaîne de capteurs 123 peut être disposée autour du conduit 154 dans un agencement en spirale. Sur la figure 6, la partie de l'enroulement de la fibre optique 126 à l'arrière du conduit 154 et occultée de la vue est représentée par une ligne discontinue. Une vue dépliée de l'agencement en spirale de la figure 6 est illustrée sur la figure 7.

Chacun des capteurs de champ électromagnétique 124 dans l'agencement en spirale peut être sensible à différents segments azimutaux et axiaux du conduit 154, illustrés sur la figure 7 en tant que segments 156.

La figure 8 illustre un exemple d'une autre technique qui peut être utilisée pour améliorer la sensibilité azimutale à un système d'inspection de conduits 100, tel que ceux décrits et illustrés ici. Sur la figure 8, un émetteur câblé 114 est représenté disposé à l'intérieur d'un conduit 154. Comme illustré, l'émetteur câblé 114 peut comprendre un corps d'outil 118. Le corps d'outil 118 peut être en n'importe quel matériau approprié, y compris sans aucune limitation, en titane, acier inoxydable, alliages, plastiques, combinaisons de ceux-ci et similaires. L'émetteur câblé 114 peut en outre comprendre des bobines émettrices 120 couplées au corps d'outil 118. Le corps d'outil 118 peut en outre comprendre des bras 158 qui s'étendent à partir du corps d'outil 118. Comme illustré, les bras 158 peuvent s'étendre radialement vers l'extérieur à partir du corps d'outil 118. N'importe quel nombre de bras 158 peut s'étendre à partir du corps d'outil 118. Dans l'exemple illustré, six bras 158 peuvent s'étendre à partir du corps d'outil 118, deux des bras 158 étant occultés de la vue. Chacun des bras 158 peut posséder un tampon 160, qui peut être fabriqué à partir d'un matériau isolant approprié, disposé à une extrémité distale de celui-ci. N'importe quel mécanisme approprié peut être utilisé pour fixer les tampons 160 aux bras 158, y compris des vis ou autres fixations appropriées. Au moins une bobine émettrice 120 peut être disposée dans chaque tampon 160. La bobine émettrice 120 peut être configurée pour être en contact avec une paroi interne 162 du conduit 154 lorsque l'émetteur câblé 114 est mis en place dans le conduit 154. L'agencement peut augmenter la diversité spatiale et améliorer la sensibilité azimutale.

La figure 9 illustre un autre agencement d'un système de capteurs distribués 122 qui peut être utilisé dans les systèmes et procédés divulgués ici. Le système de capteurs distribués 122 représenté sur la figure 9 peut être utilisé avec les autres composants du système d'inspection de conduits 100 représenté sur la figure 1 pour surveiller un ou plusieurs conduits dans un puits de forage 102. Comme illustré, le système de capteurs distribués 122 peut comprendre une chaîne de capteurs 123 couplée au conduit 154 et s'étendant le long de celui-ci. Le système de capteurs distribués 122 peut comprendre une fibre optique 126 et des capteurs de champ électromagnétique 124 disposés le long de la fibre optique 126. Comme décrit plus haut, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent comprendre n'importe quel capteur de champ électromagnétique approprié. Comme illustré, les capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent chacun comprendre un récepteur 164 et un transducteur électromécanique 166.

Les récepteurs 164 peuvent être en communication par signaux avec le transducteur électromécanique 166 et peuvent détecter les données de champ électromagnétique, y compris les champs secondaires, et peuvent convertir les données de champ électromagnétique en une différence potentielle qui peut être appliquée au transducteur électromécanique 166. Alors que les récepteurs 164 peuvent comprendre une variété de différentes configurations de récepteur, y compris des bobines réceptrices et des récepteurs de dipôle électrique, les récepteurs 164 sont illustrés sur la figure 9 comme des récepteurs circonférentiels allongés. Les récepteurs 164 peuvent comprendre un matériau conducteur, tels que des métaux, de l'acier ou des alliages. Comme illustré, les récepteurs 164 peuvent être allongés et peuvent s'étendre au moins partiellement autour de la circonférence du conduit 154, par exemple, les récepteurs 164 peuvent s'étendre, sans aucune limitation, d'environ 25 %, d'environ 50 %, d'environ 75 %, d'environ 90 % ou plus autour de la circonférence du conduit 154.

Le transducteur électromécanique 166 peut subir une déformation, telle qu'une dilatation ou une contraction, sur exposition à la différence de potentiel à partir du récepteur 164. Les transducteurs électromécaniques peuvent comprendre un ; quelconque matériau approprié qui peut convertir l'énergie électrique appliquée en déformation, tel que des matériaux piézoélectriques. Par couplage mécanique (par exemple, liaison) du transducteur électromécanique 166 à la fibre optique 126, cette déformation doit être transférée à la fibre optique 126, provoquant une contrainte correspondante, modulant ainsi la lumière se propageant à travers la fibre optique 126. Cette contrainte dans la fibre optique 126 peut être interrogée au niveau de la surface 132 (par exemple, figure 1) , par exemple, au moyen d'un ensemble de circuits de multiplexage connus.

La figure 10 illustre un autre agencement d'un système de capteurs distribués 122 qui peut être utilisé dans les systèmes et procédés divulgués ici. Le système de capteurs distribués 122 représenté sur la figure 10 peut être utilisé avec les autres composants du système d'inspection de conduits 100 représenté sur la figure 1 pour surveiller un ou plusieurs conduits dans un puits de forage 102. Comme illustré, le système de capteurs distribués 122 peut comprendre une première chaîne de capteurs 123a et une seconde chaîne de capteurs 123b. En incluant une chaîne de capteurs supplémentaire (par exemple, seconde chaîne de capteurs 123b), l'agencement de la figure 10 peut fournir une sensibilité azimutale améliorée par rapport à la figure 9. Les première et seconde chaînes de capteurs 123a, 123b peuvent chacune être couplées au conduit 154 et s'étendre le long de celui-ci. La première chaîne de capteurs 123a peut comprendre des premiers capteurs de champ électromagnétique 124a disposés le long de la longueur de la fibre optique 12 6a. Les premiers capteurs de champ électromagnétique 124a peuvent chacun comprendre des premiers récepteurs 164a et des premiers transducteurs électromécaniques 166a. La seconde chaîne de capteurs 123b peut comprendre des capteurs de champ électromagnétiques 124b disposés le long de la fibre optique 126b. Les seconds capteurs de champ électromagnétique 124b peuvent chacun comprendre des seconds récepteurs 164b et des seconds transducteurs électromécaniques 166b. Les premier et second récepteurs 164a et 164b peuvent être des récepteurs circonférentiels allongés comme décrit par rapport à la figure 9. Contrairement aux récepteurs 164 illustrés sur la figure 9, les premier et second récepteurs 164a et 164b sur la figure 10 peuvent être agencés dans une configuration en boucle.

Pour améliorer encore la sensibilité azimutale, les récepteurs 164 peuvent être dans la configuration de deux récepteurs maillés bidimensionnels, tels que des bobines réceptrices solénoïdes 168 illustrées sur la figure 11 ou une bobine digitée 170 illustrée sur la figure 12. Comme le montre la figure 11, les bobines réceptrices solénoïdes 168 peuvent comprendre des enroulements solénoïdes à plusieurs tours qui entourent le conduit 154. Un exemple de bobine digitée 170 est représenté sur la figure 12 sur laquelle la bobine digitée 170 comprend des sections de doigts 172 entourant le conduit 154. Comme le comprendra l'homme du métier, les récepteurs maillés peuvent comprendre un matériau conducteur, tel que des métaux, aciers ou alliages. Comme illustré, les bobines réceptrices solénoïdes 168 (figure 11) ou la bobine digitée 170 (figure 12) peuvent être couplées à un transducteur électromécanique correspondant.

Les systèmes et procédés divulgués ici sur les figures 1 à 12 peuvent être utilisés pour la détection et la surveillance de défauts dans des conduits de puits de forage. Par exemple, les modes de réalisation des figures 1 à 12 peuvent étudier les propriétés électromagnétiques et/ou géométriques de tuyauteries grâce à des mesures absolues ou intermittentes. Dans le cas de mesures absolues, les mesures peuvent être réalisées par les capteurs de champ électromagnétique 124 à un certain moment et l'interprétation peut être réalisée sur la base des mesures associées au certain moment. Dans les mesures intermittentes, deux mesures peuvent être réalisées par les capteurs de champ électromagnétique 124, une avant changement des propriétés électromagnétiques ou géométriques de tuyauterie, et une après. La quantité de changement des propriétés électromagnétiques ou géométriques de tuyauterie doit être proportionnelle à la grandeur de la différence entre les signaux avant et après. Si la différence est supérieure à un seuil, le conduit peut être considéré comme défectueux. Sans aucune limitation, ce seuil peut être basé sur une simulation électromagnétique de conduits défectueux et non défectueux ou sur des observations statistiques (le seuil peut être défini tel que 0,1 % du signal intermittent provenant du puits au-dessus du seuil). Sans aucune limitation, un procédé d'interprétation qui peut être appliqué à la fois aux signaux absolus et intermittents est l'inversion. Dans le procédé d'inversion, les mesures provenant de capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être comparées à des mesures simulées provenant d'un modèle informatique avec certaines propriétés électromagnétiques et géométriques de tuyauterie. Les propriétés électromagnétiques et géométriques de tuyauterie peuvent être ajustées jusqu'à ce qu'une bonne adéquation entre les mesures simulées et réelles soit obtenue. Une bonne adéquation pourrait être définie comme une moyenne d'erreur de 5 % ou moins entre les mesures simulées et réelles. Dans certains cas, certains paramètres électromagnétiques et géométriques de tuyauterie peuvent être connus et peuvent être utilisés comme une entrée pour interprétation et inversion, plutôt qu'une sortie. Par exemple, dans la plupart des applications, un plan de puits et des épaisseurs nominales de conduits peuvent être disponibles, et ceci peut être utilisé comme une estimation initiale et une contrainte dans le processus d'inversion. Le plan de puits et l'épaisseur nominale des conduits peuvent également être utilisés pour déterminer le seuil de détection de défauts. La corrosion peut aboutir à un changement d'épaisseur mais peut ne pas provoquer de changement de la propriété électromagnétique du métal restant. Ainsi, l'interprétation ou l'inversion peuvent etre opérées avec des valeurs connues de perméabilité et conductivité magnétiques.

En conséquence, les systèmes et procédés divulgués ici peuvent être utilisés dans l'inspection de conduits de puits de forage. À titre d'exemple, les systèmes et procédés peuvent être utilisés pour déterminer un changement de propriété électromagnétique et/ou géométrique de tuyauterie des conduits de puits forage, y compris sans aucune limitation, une épaisseur de tuyauterie ou des défauts de tuyauterie (par exemple, corrosion). Les systèmes et procédés peuvent être utilisés pour inspecter le (s) conduit(s) dans l'ensemble du puits de forage 102 ou dans des zones de spécification du puits de forage 102. Comme le comprendra l'homme du métier, au bénéfice de la présente divulgation, des défauts, tels que la corrosion, peuvent être davantage susceptibles de se produire au niveau/près de sections des conduits (par exemple, premier tubage 106, second tubage 108) avec la zone de production de la formation souterraine 104. Les zones d'inspection peuvent être identifiées avant déploiement au moyen, par exemple, de diagraphies en trou ouvert ou autres moyens appropriés. Davantage de capteurs de champ électromagnétique 124 peuvent être déployés dans les zones d'intérêt (par exemple, zone de production), par exemple, en raccourcissant 1'espacement entre capteurs, pour améliorer la résolution verticale de l'inspection. En conséquence, en raison du déploiement de cette configuration, le réseau dense de capteurs de champ électromagnétique 124 dans la zone d'intérêt peut également être utilisé pour détecter le contact pétrole-eau lorsque du pétrole est produit à partir de la formation souterraine 104.

Pour fournir une meilleure compréhension des présentes revendications, les exemples suivants de certains aspects de la divulgation sont donnés. En aucun cas, les exemples suivants ne doivent être considérés comme limitant ou définissant l'ensemble de la portée des revendications.

Exemples

Pour démontrer le fonctionnement de l'invention divulguée, l'exemple de modèle suivant est présenté. Si nous regardons maintenant la figure 3, trois conduits identifiés comme un premier tubage 106, un second tubage 108 et une colonne interne 110 sont déployés dans le puits de forage 102. Les conduits peuvent être des conduits en acier ayant une conductivité (σ) = 107 Siemens par mètre, une perméabilité relative (p) = 100, et une épaisseur de paroi = 0,25 pouces, avec des diamètres externes de 5, 7 et 9 5/8 de pouces pour la colonne interne 110, le premier tubage 106 et le second tubage 108, respectivement. La bobine émettrice 12 0 est une bobine de 10 centimètres avec moment unitaire. Les capteurs de champ électromagnétique 124 sont des bobines de 10 centimètres de long avec moment unitaire et un espacement entre capteurs de 10 pieds. La résistivité de la formation et du ciment est égale à 10 Ohmmètres. La corrosion dans le premier tubage 106 est un amincissement de paroi de 10 % entre z = 7,75 pieds et z = 8,25 pieds, où z = 0 pieds est aligné sur le second capteur de champ électromagnétique 124. La corrosion dans le second tubage 108 est un amincissement de paroi de 10 % entre z = -3,25 pieds et z = -2,75 pieds.

Les résultats de la modélisation sont représentés sur les figures 13a à 13c, 14a à 14c et 15a à 15c. Les figures 13a à 13c montrent les résultats pour le second tubage 108 à 50 Hertz. Les figures 14a à 14c montrent les résultats pour le premier tubage 106 à 50 Hertz. Les figures 15a à 15c montrent les résultats pour le premier tubage 106 à 90 Hertz.

Premièrement, un signal de fréquence plus élevée (90 Hertz) est utilisé pour surveiller le premier tubage 106. Les signaux enregistrés utilisant la première chaîne de capteurs 123a sur le premier tubage 106 présentent une sensibilité supérieure à 60 % par rapport à une référence exempte de corrosion, au niveau de la section de tuyauterie corrodée, où la sensibilité est le changement en pourcentage du niveau de signal par rapport à une mesure de référence exempte de corrosion. Cette mesure à fréquence élevée est presque insensible à la corrosion dans le second tubage 108.

Ensuite, un signal de fréquence plus basse (50 Hertz) a été utilisé. Les signaux enregistrés en utilisant la chaîne de capteurs 123a sur le premier tubage 106 présentent une sensibilité de 40 % à la corrosion du premier tubage 106 et de 12 % à la corrosion sur le second tubage 108. Cette mesure peut être compensée en utilisant les premières mesures à fréquence élevée pour extraire la réponse du second tubage 108. En variante, une seconde chaîne de capteurs 123b peut être utilisée pour déterminer la corrosion du second tubage 108. Les signaux enregistrés au moyen de la seconde chaîne de capteurs 123b présentent une sensibilité plus élevée de 28 % à la corrosion du second tubage 108.

La description précédente fournit divers modes de réalisation des systèmes et procédés d'utilisation divulgués ici qui peuvent contenir différentes étapes de procédé et des combinaisons variables de composants. Il doit être entendu que, bien que des modes de réalisation individuels puissent être décrits ici, la présente divulgation couvre l'ensemble des combinaisons des modes de réalisation divulgués, y compris, sans aucune limitation, les différentes combinaisons de composants, combinaisons d'étapes de procédé et propriétés du système. Il doit être entendu que les compositions et procédés sont décrits comme « comprenant », « contenant » ou « incluant » divers composants ou étapes, les compositions et procédés peuvent également « être essentiellement constitué(e)s » ou « être constitué(e)s » des divers composants et étapes. De plus, les articles indéfinis « un », « une » ou « des », tels qu'utilisés dans les revendications sont définis dans les présentes comme signifiant un ou plusieurs de l'élément qu'ils introduisent. À des fins de concision, seules certaines plages sont décrites explicitement dans les présentes. Toutefois, des plages d'une quelconque limite inférieure peuvent être combinées avec n'importe quelle limite supérieure pour citer une plage non explicitement citée, et des plages d'une quelconque limite inférieure peuvent également être combinées avec n'importe quelle autre limite supérieure pour citer une plage non explicitement citée, de la même manière, des plages d'une quelconque limite supérieure peuvent être combinées avec n'importe quelle autre limite supérieure pour citer une plage non explicitement citée. Par ailleurs, si une plage numérique ayant une limite inférieure et une limite supérieure est divulguée, n'importe quel nombre et n'importe quelle plage incluse se trouvant dans la plage sont divulgués de manière spécifique. En particulier, toute plage de valeurs (de la forme, « d'environ a à environ b » ou de manière équivalente, « d'environ a à b » ou de manière équivalente, « d'environ a-b ») divulguée ici doit être entendu comme signifiant tout nombre et toute plage englobée à l'intérieur de la plage plus large de valeurs même s'ils ne sont pas cités explicitement. Ainsi, chaque valeur ponctuelle ou individuelle peut avoir la fonction de sa propre limite inférieure ou inférieure combinée à une autre valeur ponctuelle ou individuelle quelconque ou toute autre limite inférieure ou supérieure, pour citer une plage non explicitement citée.

Par conséquent, les présents modes de réalisation sont bien adaptés pour obtenir les fins et avantages mentionnés ainsi que ceux qui sont inhérents aux présentes. Les modes de réalisation particuliers divulgués plus haut sont uniquement illustratifs, et peuvent être modifiés et mis en œuvre de manières différentes mais équivalentes, comme le comprendra l'homme du métier ayant le bénéfice des enseignements des présentes. Bien que des modes de réalisation individuels soient divulgués, la divulgation couvre toutes les combinaisons de l'ensemble des modes de réalisation. En outre, aucune limitation n'est censée être apportée aux détails de construction ou de conception présentés ici, autre que celles décrites dans les revendications ci-après. En outre, les termes des revendications auront leur pleine signification ordinaire sauf mention explicite contraire et clairement définie par les titulaires de brevet. Il est par conséquent évident que les modes de réalisation illustratifs particuliers divulgués plus haut peuvent être modifiés et que l'ensemble de ces variations sont considérées comme faisant partie de la portée et de l'esprit de ces modes de réalisation. S'il existe un quelconque conflit dans les usages d'un mot ou d'un terme de la présente spécification et un ou plusieurs brevets ou autres documents qui peuvent être incorporés aux présentes à titre de référence, les définitions qui sont conformes au présent Mémoire doivent être adoptées.

Claims (31)

1. REVENDICATIONS

   1. Procédé d'inspection de conduits de puits de forage conduits, comprenant : la mise en place d'un émetteur câblé dans un puits de forage ; la génération d'un champ électromagnétique au moyen de l'émetteur câblé, le champ électromagnétique pénétrant dans un ou plusieurs conduits disposés dans le puits de forage, et le champ électromagnétique provoquant l'émission d'au moins un champ électromagnétique secondaire à partir du/des conduit(s) ; la génération d'au moins un signal en réponse au champ électromagnétique secondaire, l'au moins un signal étant généré au moyen d'un système de capteurs distribués, et le système de capteurs distribués comprenant des capteurs de champ électromagnétique installés dans le puits de forage et distribués le long du/des conduit(s) ; et l'identification d'une propriété électromagnétique ou géométrique de tuyauterie du/des conduits sur la base de l'au moins un signal.
2. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le changement de propriété électromagnétique ou géométrique de tuyauterie est dû à un défaut ou à la corrosion.
3. 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le (s) conduit (s) comprend/comprennent un premier tubage et un second tubage, dans lequel le premier tubage est disposé à l'intérieur du second tubage.
4. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel le procédé comprenant en outre l'extraction de mesures du champ électromagnétique secondaire émis par le second tubage à partir de l'au moins un signal, dans lequel l'extraction comprend l'utilisation de mesures prises à une fréquence plus élevée pour compenser les émissions provenant du premier tubage.
5. 5. Procédé selon la revendication 3, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique sont installés le long de l'extérieur du premier tubage.
6. 6. Procédé selon la revendication 3, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent des premiers capteurs de champ électromagnétique, dans lequel les premiers capteurs de champ électromagnétique sont installés le long d'un extérieur du premier tubage, et dans lequel les seconds capteurs électromagnétiques sont installés le long d'un extérieur du second tubage.
7. 7. Procédé selon la revendication 3, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent des premiers capteurs de champ électromagnétique et des seconds capteurs de champ électromagnétique, dans lequel les premiers capteurs de champ électromagnétique sont installés le long d'un extérieur du premier tubage, et dans lequel les seconds capteurs électromagnétiques sont installés le long d'un intérieur du premier tubage.
8. 8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel l'au moins un signal est généré grâce à la différence entre les valeurs du premier capteur de champ électromagnétique et du second capteur de champ électromagnétique.
9. 9. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le système de capteurs distribués comprend des chaînes de capteurs qui s'étendent longitudinalement le long d'un conduit particulier, les chaînes de capteurs étant distribuées de manière azimutale autour du conduit particulier, dans lequel le conduit particulier est l'un du/des conduit(s).
10. 10. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le système de capteurs distribués comprend une chaîne de capteurs qui est enroulée autour d'un conduit particulier dans un agencement en spirale, dans lequel le conduit particulier est l'un du/des conduit(s).
11. 11. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le système de capteurs distribués comprend une fibre optique et au moins une partie des capteurs de champ électromagnétique disposés le long de la fibre optique, dans lequel la fibre optique s'étend le long d'un conduit particulier, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent chacun un transducteur électromécanique couplé à la fibre optique et un récepteur circonférentiel allongé, dans lequel le conduit particulier est l'un du/des conduit(s).
12. 12. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le système de capteurs distribués comprend une chaîne de capteurs s'étendant le long d'un conduit particulier, dans lequel la chaîne de capteurs comprend une fibre optique et les capteurs de champ électromagnétique sont disposés le long de la fibre optique, dans lequel la fibre optique s'étend le long d'un conduit particulier, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent chacun un transducteur électromécanique couplé à la fibre optique et un récepteur circonférentiel allongé, dans lequel le conduit est l'un du/des conduit(s).
13. 13. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le système de capteurs distribués comprend : une première chaîne de capteurs qui s'étend le long d'un conduit particulier, la première chaîne de capteurs comprenant une première fibre optique et des premiers capteurs de champ électromagnétique disposés le long de la première fibre optique, les premiers capteurs de champ électromagnétique comprenant chacun un premier transducteur électromécanique couplé à la première fibre optique et un premier récepteur circonférentiel allongé ; et une seconde chaîne de capteurs qui s'étend le long du conduit particulier, la seconde chaîne de capteurs comprenant une seconde fibre optique et des seconds capteurs de champ électromagnétique disposés le long de la seconde fibre optique, dans lequel les seconds capteurs de champ électromagnétique comprennent chacun un second transducteur électromécanique couplé à la seconde fibre optique et un second récepteur circonférentiel allongé ; dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent les premiers capteurs de champ électromagnétique et les seconds capteurs de champ électromagnétique ; et dans lequel le conduit particulier est l'un du/des conduit(s).
14. 14. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent chacun un transducteur électromécanique couplé à un récepteur maillé bidimensionnel, le récepteur maillé bidimensionnel comprenant au moins un récepteur choisi dans le groupe constitué d'une bobine réceptrice solénoïde et d'une bobine digitée.
15. 15. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'émetteur câblé comprend une bobine solénoïde.
16. 16. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'émetteur câblé comprend un corps d'outil et des bras qui s'étendent à partir du corps d'outil, les bras maintenant chacun une bobine émettrice en contact avec une paroi interne d'un conduit particulier du/des conduit(s).
17. 17. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre le traitement de mesures absolues de l'au moins un champ secondaire pour identifier un changement de propriété électromagnétique ou géométrique de tuyauterie dans le(s) conduit(s).
18. 18. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'obtention de deux mesures réalisées par les capteurs de champ électromagnétique à des moments différents, comparant une grandeur d'une différence entre les deux mesures à un seuil, et identifiant un défaut le (s) conduit(s) s la grandeur dépasse le seuil.
19. 19. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre la comparaison des mesures réelles réalisées par les capteurs de champ électromagnétique à des mesures simulées ; et l'ajustement des propriétés électromagnétiques et géométriques de tuyauterie jusqu'à ce qu'il existe une erreur de 5 % ou moins entre les mesures réelles et les mesures simulées.
20. 20. Système d'inspection de conduits comprenant : un émetteur câblé, l'émetteur câblé comprenant un corps d'outil et une bobine émettrice couplée au corps, la bobine émettrice étant configurée pour générer un champ électromagnétique ; un système de capteurs distribués, le système de capteurs distribués comprenant : des capteurs de champ électromagnétique installés dans un puits de forage et distribués le long d'un ou de plusieurs conduits disposés dans le puits de forage, les capteurs de champ électromagnétique étant configurés pour générer au moins un signal en réponse à au moins un champ magnétique secondaire induit dans le(s) conduit(s) par le champ électromagnétique ; et un système informatique configuré pour déterminer au moins une caractéristique du/des conduit (s) sur la base de l'au moins un signal.
21. 21. Système selon la revendication 20, dans lequel le (s) conduit(s) comprend/comprennent un premier tubage et un second tubage, le premier tubage étant disposé à l'intérieur du second tubage.
22. 22. Système selon la revendication 21, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique sont installés le long de l'extérieur du premier tubage.
23. 23. Système selon la revendication 21, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent des premiers capteurs de champ électromagnétique et des seconds capteurs de champ électromagnétique, dans lequel les premiers capteurs de champ électromagnétique sont installés le long d'un extérieur du premier tubage, et dans lequel les seconds capteurs de champ électromagnétiques sont installés le long d'un extérieur du second tubage.
24. 24. Système selon la revendication 21, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent des premiers capteurs de champ électromagnétique et des seconds capteurs de champ électromagnétique, dans lequel les premier capteurs de champ électromagnétique sont installés le long d'un extérieur du premier tubage, et dans lequel les seconds capteurs électromagnétiques sont installés le long d'un intérieur du premier tubage.
25. 25. Système selon la revendication 20, dans lequel le système de capteurs distribués comprend des chaînes de capteurs qui s'étendent longitudinalement le long d'un conduit particulier, les chaînes de capteurs étant distribuées de manière azimutale autour du conduit particulier, dans lequel le conduit particulier est l'un du/des conduit(s).
26. 26. Système selon la revendication 20, dans lequel le système de capteurs distribués comprend une chaîne de capteurs qui est enroulée autour d'un conduit particulier dans un agencement en spirale, dans lequel le conduit particulier est l'un du/des conduit(s).
27. 27. Système selon la revendication 20, dans lequel le système de capteurs distribués comprend une fibre optique et des capteurs de champ électromagnétique disposés le long de la fibre optique, dans lequel la fibre optique s'étend le long d'un conduit particulier, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent chacun un transducteur électromécanique couplé à la fibre optique et un récepteur circonférentiel allongé, dans lequel le conduit particulier est l'un du/des conduit(s).
28. 28. Système selon la revendication 20, dans lequel le système de capteurs distribués comprend une chaîne de capteurs s'étendant le long d'un conduit particulier, dans lequel la chaîne de capteurs comprend une fibre optique et au moins une partie des capteurs de champ électromagnétique est disposée le long de la fibre optique, dans lequel la fibre optique s'étend le long d'un conduit particulier, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent chacun un transducteur électromécanique couplé à la fibre optique et un récepteur circonférentiel allongé, dans lequel le conduit particulier est l'un du/des conduit(s).
29. 29. Système selon la revendication 20, dans lequel le système de capteurs distribués comprend : une première chaîne de capteurs qui s'étend le long d'un conduit particulier, la première chaîne de capteurs comprenant une première fibre optique et des premiers capteurs de champ électromagnétique disposés le long de la première fibre optique, les premiers capteurs de champ électromagnétique comprenant chacun un premier transducteur électromécanique couplé à la première fibre optique et un premier récepteur circonférentiel allongé ; et une seconde chaîne de capteurs qui s'étend le long du conduit particulier, la seconde chaîne de capteurs comprenant une seconde fibre optique et des seconds capteurs de champ électromagnétique disposés le long de la seconde fibre optique, les seconds capteurs de champ électromagnétique comprenant chacun un second transducteur électromécanique couplé à la seconde fibre optique et un second récepteur circonférentiel allongé ; dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent les premiers capteurs de champ électromagnétique et les seconds capteurs de champ électromagnétique ; et dans lequel le conduit particulier est l'un du/des conduit(s).
30. 30. Système selon la revendication 20, dans lequel les capteurs de champ électromagnétique comprennent chacun un transducteur électromécanique couplé à un récepteur maillé bidimensionnel, dans lequel le récepteur maillé bidimensionnel comprend au moins un récepteur choisi dans le groupe constitué d'une bobine réceptrice solénoïde et d'une bobine digitée.
31. 31. Système selon la revendication 20, dans lequel l'émetteur câblé comprend une bobine solénoïde.