FR3053382A1 - Procede et dispositif de positionnement en profondeur d'un outil de diagraphie en production et diagraphie de mesure associee d'un puits d'hydrocarbure. - Google Patents
Procede et dispositif de positionnement en profondeur d'un outil de diagraphie en production et diagraphie de mesure associee d'un puits d'hydrocarbure. Download PDFInfo
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Abstract
Un procédé de positionnement en profondeur permettant de positionner un outil de diagraphie de production (1) et une diagraphie de mesure dans un puits d'hydrocarbures (3) en production obtenue au moyen de l'outil, le procédé de positionnement en profondeur consistant à : - générer (S1, S2, S3, S1' S2', S3', S11, S12, S13) un jeu de mesures magnétiques (MAG1, MAG) d'une portion en profondeur du puits d'hydrocarbures à partir d'un premier capteur passif le long de la portion en profondeur du puits d'hydrocarbures, le jeu de mesures magnétiques comprenant des mesures d'amplitude et/ou de direction du champ magnétique qui forme un motif de champ magnétique caractéristique représentatif d'un champ magnétique environnant du puits d'hydrocarbures le long de la portion en profondeur ; - comparer (S4, S4', S14) le jeu de mesures magnétiques (MAG1, MAG) avec un autre jeu de mesures magnétiques (MAG_R, MAG2), l'autre jeu de mesures magnétiques étant un jeu de référence de mesures magnétiques générées soit par un capteur magnétique passif identique ou similaire déployé et déplacé précédemment dans le puits d'hydrocarbures, soit par un second capteur magnétique passif, séparé du premier capteur magnétique passif par une distance donnée (DS), déployé et déplacé dans le puits d'hydrocarbures simultanément ; et - déterminer (S4, S4', S14) le maximum de corrélation entre le jeu de mesures magnétiques (MAG1, MAG) et le jeu de référence de mesures magnétiques (MAG_R, MAG2), le maximum étant lié au motif de champ magnétique caractéristique identifiable sur une partie de la portion en profondeur.
Description
(57) Un procédé de positionnement en profondeur permettant de positionner un outil de diagraphie de production (1) et une diagraphie de mesure dans un puits d'hydrocarbures (3) en production obtenue au moyen de l'outil, le procédé de positionnement en profondeur consistant à:
- générer (S 1, S2, S3, S1 ' S2', S3', S11, S12, S13) un jeu de mesures magnétiques (MAG1, MAG) d'une portion en profondeur du puits d'hydrocarbures à partir d'un premier capteur passif le long de la portion en profondeur du puits d'hydrocarbures, le jeu de mesures magnétiques comprenant des mesures d'amplitude et/ou de direction du champ magnétique qui forme un motif de champ magnétique caractéristique représentatif d'un champ magnétique environnant du puits d'hydrocarbures le long de la portion en profondeur;
- comparer (S4, S4', S14) le jeu de mesures magnétiques (MAG1, MAG) avec un autre jeu de mesures magnétiques (MAG_R, MAG2), l'autre jeu de mesures magnétiques étant un jeu de référence de mesures magnétiques générées soit par un capteur magnétique passif identique ou similaire déployé et déplacé précédemment dans le puits d'hydrocarbures, soit par un second capteur magnétique passif, séparé du premier capteur magnétique passif par une distance donnée (DS), déployé et déplacé dans le puits d'hydrocarbures simultanément; et
- déterminer (S4, S4', S14) le maximum de corrélation entre le jeu de mesures magnétiques (MAG1, MAG) et le jeu de référence de mesures magnétiques (MAG_R, MAG2), le maximum étant lié au motif de champ magnétique caractéristique identifiable sur une partie de la portion en profondeur.
l
PROCÉDÉ ET DISPOSITIF DE POSITIONNEMENT EN PROFONDEUR D’UN OUTIL DE DIAGRAPHIE DE PRODUCTION ET DIAGRAPHIE DE MESURE ASSOCIÉE D’UN
PUITS D’HYDROCARBURES.
[0001] DOMAINE TECHNIQUE [0002] L’invention concerne un procédé de positionnement d’un outil de diagraphie de production et des mesures associées de fond de trou dans le sens de la longueur du puits, en référence à une diagraphie, dans un trou de forage d’un puits d’hydrocarbures à l’aide de mesures magnétiques passives. L’invention concerne également un dispositif de positionnement en profondeur et un outil de diagraphie de îo production intégrant un tel dispositif. Un tel dispositif et un tel outil fonctionnent généralement dans l’environnement sévère de fond de trou des puits d’hydrocarbures dans des conditions de pression (généralement dans la plage de 100 à 1500 bars) et de température (généralement dans la plage de 50 °C à 200 °C) de fond de trou, et dans du fluide corrosif.
[0003] ETAT DE LA TECHNIQUE [0004] Pendant le forage, l’évaluation, la complétion et ensuite la production d’un puits d’hydrocarbures, plusieurs paramètres concernant les formations terrestres forées et les différentes phases (par ex. pétrole, gaz et eau) de mélanges fluides multiphasiques s’écoulant dans le trou de forage du puits d’hydrocarbures en provenance des zones contenant des hydrocarbures sont mesurés et surveillés. Plusieurs diagraphies de mesure sont effectuées afin d’évaluer et d’optimiser la production du puits d’hydrocarbures. Par exemple, ces mesures peuvent se rapporter aux contributions de flux des différentes zones perforées, à l’identification de types et de propriétés de fluides, comme les proportions relatives (rétentions) de l’eau, du pétrole et du gaz, la présence de H2S, CO2, particules de sable, calcaire, asphaltènes, etc. Les diagraphies de mesure peuvent être utilisées afin de décider de la mise en place d’actions correctives telles que la fermeture de zones responsables de la production non désirée d’eau ou de sable.
[0005] Les outils de diagraphie de production sont généralement déployés dans le trou de forage du puits d’hydrocarbures afin d’effectuer des mesures et/ou des interventions. Les outils de diagraphie de production sont descendus dans le puits de forage à partir du haut du puits d’hydrocarbures, la tête de puits, jusqu’au fond du puits d’hydrocarbures. Les outils de diagraphie de production comprennent généralement plusieurs capteurs d’acquisition de données telles que la pression, la température, la densité du fluide, la vitesse du fluide, la conductivité du fluide le long de portions du puits de forage. Les outils de diagraphie de production sont suspendus par une ligne ou un câble qui peut également être utilisé afin de communiquer des données en temps réel aux équipements de surface. Les puits d’hydrocarbures actuels comprennent souvent une section de puits verticale, des sections de puits inclinées et des sections de puits horizontales. Dans les puits fortement inclinés ou horizontaux, le poids des outils ne générant pas suffisamment de force pour atteindre îo le fond, on utilise du tubage enroulé, des tiges ou des tracteurs afin de pousser les outils le long du puits de forage. Des mesures de diagraphie de production sont souvent réalisées dans des sections de tubage de puits comprenant des perforations.
[0006] Il est indispensable de connaître précisément la profondeur à laquelle des mesures sont réalisées par les capteurs des outils de diagraphie de production. D’une part, un puits d’hydrocarbures peut mesurer plusieurs kilomètres de long et, d’autre part, l’épaisseur des zones d’intérêt contenant des hydrocarbures peut ne pas dépasser un mètre. Communément, la distance le long du puits de forage allant de l’outil de diagraphie de production à la surface est désignée comme étant la profondeur, bien qu’il ne s’agisse pas en fait de la véritable profondeur verticale compte tenu de l’inclinaison du puits de forage par rapport à la verticale.
[0007] Il existe plusieurs techniques permettant de mesurer ia profondeur.
[0008] Une première technique est basée sur la mesure en surface de la longueur de câble ou de câble lisse déployé pendant le déroulage. Même si l’allongement produit sous les effets du poids et de la dilatation thermique peut être corrigé dans une certaine mesure à l’aide de la modélisation, on observe fréquemment sur le terrain des erreurs pouvant atteindre plusieurs dizaines de mètres par kilomètre.
[0009] Une autre technique est basée sur des mesures de rayons gamma. Un capteur de rayons gamma mesure la radioactivité naturelle des roches afin de fournir une signature de rayons gamma des couches géologiques traversées par l’outil. La signature de rayons gamma est comparée aux diagraphies de référence d’opérations antérieures. Un inconvénient réside dans le fait que la résolution spatiale et la précision dépendent des caractéristiques spécifiques du réservoir. Un autre inconvénient est qu’il est nécessaire de disposer de diagraphies de rayons gamma de référence. En outre, la production d’eau ayant une haute teneur en calcaire peut affecter de façon importante les diagraphies de rayons gamma. Par ailleurs, le capteur de rayons gamma comprend un cristal d'iodure de sodium couplé à un photomultiplicateur et à des boîtiers électroniques permettant de générer des hautes tensions et de compter des impulsions. Ainsi, un inconvénient supplémentaire réside dans le fait que le capteur de rayons gamma est encombrant et onéreux et ne peut donc pas être utilisé pour des modules enregistreurs capables d'être acheminés dans l’écoulement.
io [00010] Il existe également une autre technique d’outil localisateur de joints de tubage (CCL) qui comprend de puissants aimants permanents générant un flux magnétique à l’extérieur de l’outil et des bobines détectant la variation du flux magnétique. Le flux magnétique varie lorsque l’outil localisateur de joints de tubage passe devant les jonctions ou joints de tubage du puits dont la paroi est plus épaisse au niveau de leurs sections filetées. Un inconvénient est que le signal du localisateur de joints de tubage (CCL) est difficilement répétable et dépend de la vitesse de l’outil, le courant ou la tension induit(e) par la bobine étant directement lié(e) à la variation du flux magnétique associée au mouvement des aimants permanents par rapport au joint. Par conséquent, lorsque le localisateur de joints de tubage (CCL) fonctionne à vitesse réduite, son signal est très bruyant et souvent difficile, voire impossible, à interpréter. De plus, la résolution spatiale est limitée par la longueur des sections de tubage du puits (typiquement 5 mètres). Ainsi, un outil localisateur de joints de tubage permet d’ajuster la profondeur des diagraphies à partir de différentes passes tout en étant limité à la fois sur une courte distance (généralement inférieure à un mètre), et sur une longue distance (généralement supérieure à 10 mètres). Un inconvénient supplémentaire réside dans le fait qu’un outil localisateur de joints de tubage ne fonctionnera pas avec des liners de production ayant des joints affleurants ou des liners continus tels que du tubage enroulé. Par ailleurs, les outils localisateurs de joints de tubage sont aussi difficiles à miniaturiser compte tenu du fait que des aimants permanents de grande taille sont nécessaires pour créer un flux magnétique suffisant et sont onéreux. L’outil localisateur de joints de tubage (CCL) n’est pas compatible avec l’intégration dans des modules enregistreurs capables d'être acheminés dans l’écoulement.
[00011] Le document US 7 260 479 décrit un procédé de localisation de joints de colonne de tubage à l’aide d’un outil de mesure pendant le forage. Le procédé consiste à déployer un outil de mesure pendant le forage dans un puits de forage et à mesurer le champ magnétique sur une longueur du puits de forage. Les changements dans le champ magnétique sur la longueur du puits de forage sont évalués afin de déterminer l’emplacement d’au moins un joint de tubage. Selon ce document, le procédé peut être utilisé, par exemple, lors d’opérations de déviation pour éviter le fraisage d’un joint de tubage et peut rendre superflu le recours à une descente séparée par câble métallique afin de localiser les joints de tubage. Cependant, ce îo procédé vise à localiser des caractéristiques particulières sur la géométrie du tubage et n’offre pas la capacité de positionnement à grande échelle, au niveau de la dimension du réservoir.
[00012] Le document WO 2011051429 décrit un outil de positionnement permettant de déterminer ia position dans un tubage de fond de trou. L’outil de positionnement possède un axe longitudinal d’outil et comporte une unité de détection comprenant un premier aimant destiné à générer un champ magnétique, un premier capteur disposé dans un premier plan et à une première distance du premier aimant, pour détecter des changements dans le champ magnétique, et un second capteur disposé dans le premier plan et à une seconde distance du premier capteur le long de l’axe, également pour détecter des changements dans le champ magnétique.
[00013] Le document WO 2012082302 décrit un procédé et appareil permettant d’actionner un outil de diagraphie de production en puits de forage et consiste à acquérir un jeu de données ou une diagraphie CCL à partir du puits de forage qui établit une corrélation entre des signaux magnétiques enregistrés et une profondeur mesurée, et sélectionne un emplacement à l’intérieur du puits de forage pour actionner un dispositif de puits de forage. La diagraphie CCL est alors téléchargée dans un outil autonome. L’outil est programmé pour détecter des joints en fonction du temps, fournissant ainsi une seconde diagraphie CCL. L’outil autonome établit également une correspondance entre des joints détectés et une signature physique à partir de la première diagraphie CCL puis actionne lui-même le dispositif de puits de forage à l’emplacement sélectionné en fonction d’une corrélation des première et seconde diagraphies CCL.
[00014] Le document WO 2013007739 décrit un procédé de positionnement destiné à déterminer une position d’un outil de diagraphie de production se déplaçant à une certaine vitesse dans un tubage dans un puits, comprenant les étapes consistant à mesurer à plusieurs reprises sur une période de temps une amplitude et/ou une direction d’un champ magnétique au moyen d’un premier capteur lors du déplacement le long d’une première partie du tubage fait en métal, déterminer un motif de fabrication du tubage le long de la première partie à partir de la mesure, mesurer à plusieurs reprises sur une période de temps une amplitude et/ou une direction d’un champ magnétique au moyen du premier capteur lors du déplacement îo le long d’une seconde partie du tubage fait en métal, déterminer la vitesse de l’outil le long de la seconde partie, ajuster la vitesse de l’outil ainsi déterminée le long de la seconde partie sur la base du motif de fabrication.
[00015] Le document WO 2013092836 décrit un système de cartographie de fond de trou permettant d’identifier des composants de complétion ayant une surface interne dans un tubage dans une complétion. Le système de cartographie de fond de trou comprend un outil capteur magnétique ayant un axe longitudinal d’outil et comprenant une unité de détection. L’unité de détection comprend un premier aimant destiné à générer un champ magnétique, et un premier capteur disposé dans un premier plan et à une première distance du premier aimant, pour détecter des changements dans le champ magnétique. Le capteur détecte des changements dans l’amplitude et/ou la direction du champ magnétique produisant des données mesurées d’un profil du tubage. Le système de cartographie de fond de trou comprend en outre une base de données de référence comprenant des données de référence magnétiques des composants de complétion, et un processeur comparant un ensemble des données mesurées à des données de référence provenant de la base de données pour identifier un ensemble sensiblement correspondant de données représentant un composant de complétion stocké dans la base de données de référence. Le système comprend en outre une unité de balayage de composant pour balayer la surface interne en vue d’identifier un composant et de stocker les données représentant le composant dans la base de données.
[00016] Le document WO 2015009373 décrit un appareil et procédé permettant de localiser un joint d’un tubage disposé dans un trou de forage. L’appareil comprend un capteur orienté dans un plan perpendiculaire à un axe longitudinal du tubage. Le capteur mesure un champ magnétique induit dans le tubage par le champ magnétique terrestre. Un outil transporte le capteur à travers le tubage le long d’un chemin qui est radialement décalé par rapport à un axe longitudinal du tubage. Des mesures transversales du champ magnétique sont obtenues par le capteur à une pluralité de profondeurs le long du tubage. Une modification des mesures transversales est identifiée et utilisée pour déterminer l’emplacement du joint de tubage.
[00017] Étant donné qu’il est indispensable d’avoir une profondeur précise et fiable, la îo plupart des opérations doivent avoir recours à plusieurs des techniques décrites cidessus et les diagraphies de profondeur nécessitent une analyse rigoureuse lors de l’interprétation des données diagraphiques.
[00018] RÉSUMÉ DE L’INVENTION [00019] L’invention a pour but de proposer un procédé de positionnement en profondeur permettant de positionner un outil de diagraphie de production et une diagraphie de mesure obtenue au moyen dudit outil dans un trou de forage d’un puits d’hydrocarbures en production en utilisant des mesures magnétiques qui s’affranchissent d’une ou de plusieurs des limites propres aux procédés et/ou aux dispositifs existants.
[00020] Le procédé de positionnement en profondeur selon l’invention est basé sur le déploiement d’un ou de plusieurs capteurs de champ magnétique de grande sensibilité intégré(s) dans un outil de diagraphie de production afin de détecter des motifs particuliers/spécifiques du champ magnétique naturel présent à l’intérieur du puits de forage qui peuvent être reliés à une position particulière/spécifique le long du puits de forage. Le champ magnétique présent à l’intérieur du puits de forage est lié à la distorsion du champ magnétique terrestre due, par exemple, à la géométrie et aux propriétés des matériaux en métal du tubage du puits ainsi qu’à l’influence des propriétés des roches. En pratique, ceci conduit à une distribution complexe et unique du champ magnétique le long du puits de forage. La mesure de telles anomalies du champ magnétique terrestre le long du puits de forage procure des signatures à très haute résolution spatiale, généralement présentant des caractéristiques inférieures à un mètre ainsi que des motifs de grande portée dont les signatures sont reconnaissables sur plusieurs dizaines, voire plusieurs centaines, de mètres. Les comparaisons de diagraphies magnétiques entre différentes passes et campagnes d’outils permettent d’associer ou d’aligner les positions en profondeur de toutes les diagraphies de mesure dans le puits de forage. En particulier, le procédé peut être appliqué pour positionner avec précision l’outil de diagraphie de production par rapport à une opération précédente où la diagraphie magnétique est utilisée comme référence. Les modes de réalisation du procédé utilisé pour contrôler la profondeur sont basés sur la corrélation entre les diagraphies de champ magnétique en référence aux diagraphies obtenues lors de campagnes ou de passes précédentes, îo Comparées aux procédés de l’état de la technique basés sur le CCL, les diagraphies de champ magnétique naturel permettent d’établir une corrélation de profondeur avec une répétabilité sans précédent. Avantageusement, ce procédé peut s’appliquer à des dispositifs de petite taille tels que des modules enregistreurs capables d’être acheminés dans l’écoulement.
[00021] Un mode de réalisation du procédé permet de localiser avec précision l’outil de diagraphie de production par rapport à une diagraphie de champ magnétique de référence. Ce mode de réalisation ne fournit pas directement une précision absolue sur la profondeur. En effet, toute erreur de profondeur provenant de la diagraphie de référence est répercutée sur les campagnes d’outils suivantes. Cependant, alors qu’une précision absolue n’est pas indispensable pour de nombreuses opérations, la répétabilité est essentielle, par exemple pour aligner des mesures avec des positions hautes et basses de chaque zone perforée d’intérêt.
[00022] Un autre mode de réalisation du procédé utilise la corrélation de signatures magnétiques entre deux ou plusieurs capteurs de champ magnétique séparés par une distance connue. Ce mode de réalisation permet de déduire une profondeur d’outil précise à partir du calcul du temps de vol et de l’intégration du temps.
[00023] Selon un aspect, on prévoit un procédé de positionnement en profondeur permettant de positionner un outil de diagraphie de production et une diagraphie de mesure dans un puits d’hydrocarbures en production obtenue au moyen dudit outil, le procédé de positionnement en profondeur consistant à :
générer un jeu de mesures magnétiques d’une portion en profondeur du puits d’hydrocarbures à partir d’un premier capteur passif le long de la portion en profondeur du puits d’hydrocarbures, le jeu de mesures magnétiques comprenant des mesures d’amplitude et/ou de direction du champ magnétique qui forme un motif de champ magnétique caractéristique représentatif d’un champ magnétique environnant du puits d’hydrocarbures le long de la portion en profondeur ;
- comparer ledit jeu de mesures magnétiques avec un autre jeu de mesures magnétiques, l’autre jeu de mesures magnétiques étant un jeu de référence de mesures magnétiques générées soit par un capteur magnétique passif identique ou similaire déployé et déplacé précédemment dans le puits d’hydrocarbures, soit par un second capteur magnétique passif, séparé du premier capteur magnétique passif par îo une distance donnée, déployé et déplacé dans le puits d’hydrocarbures simultanément ;
déterminer le maximum de corrélation entre le jeu de mesures magnétiques et le jeu de référence de mesures magnétiques, ledit maximum étant lié au motif de champ magnétique caractéristique identifiable sur une partie de la portion en profondeur.
[00024] Lorsque le jeu de référence de mesures magnétiques est généré par le capteur magnétique passif identique ou similaire déployé et déplacé antérieurement dans le puits d’hydrocarbures, le procédé peut en outre consister à :
déterminer un décalage de profondeur entre les deux jeux de mesures magnétiques en déterminant le maximum de corrélation dans une fenêtre de profondeur glissante ;
calculer une diagraphie de profondeur corrigée ; et corriger une échelle de positionnement en profondeur d’une diagraphie de mesures prises par un autre capteur sensible à au moins une propriété d’un mélange d’écoulement multiphasique s’écoulant dans le puits d’hydrocarbures ou à au moins une propriété d’une formation entourant le puits d’hydrocarbures sur la base de la diagraphie de profondeur corrigée et d’une position dudit capteur par rapport au premier capteur magnétique passif.
[00025] L’étape de détermination d’un décalage de profondeur peut comprendre :
- une première boucle d’optimisation balayant des valeurs de décalage de profondeur et déterminant le décalage de profondeur qui correspond à un maximum de corrélation ; et
- une seconde boucle d’optimisation balayant des valeurs de fenêtre de profondeur comprises entre une fenêtre de profondeur de plusieurs dizaines de mètres et une fenêtre de profondeur de quelques mètres.
[00026] Lorsque le jeu de référence de mesures magnétiques est généré par le second capteur magnétique passif séparé du premier capteur magnétique passif par la distance donnée déployé et déplacé dans le puits d’hydrocarbures simultanément, le procédé peut en outre consister à :
déterminer un temps de vol entre les deux jeux de mesures magnétiques en déterminant le maximum de corrélation dans une fenêtre de temps glissante ;
îo - calculer une vitesse du premier capteur magnétique passif le long de la portion en profondeur du puits d’hydrocarbures ;
calculer une diagraphie de profondeur basée sur ladite vitesse et une position initiale de référence ; et générer une diagraphie magnétique de référence en corrigeant une échelle de positionnement en profondeur du premier jeu de mesures magnétiques basées sur ladite diagraphie de profondeur.
[00027] L’étape de détermination d’un temps de vol peut comprendre :
- une première boucle d’optimisation balayant des valeurs de temps de vol et déterminant le temps de vol qui correspond à un maximum de corrélation ; et
- une seconde boucle d’optimisation balayant des valeurs de fenêtre de temps comprises entre une fenêtre de temps de plusieurs dizaines de secondes et une fenêtre de temps de quelques secondes.
[00028] Le procédé de positionnement en profondeur peut en outre consister à :
générer un premier jeu de mesures de positionnement associé au jeu de mesures magnétiques du premier capteur magnétique passif, et un second jeu de mesures de positionnement associé au jeu de mesures magnétiques du second capteur magnétique passif, les deux jeux de mesures de positionnement étant générés par un premier capteur de positionnement et un second capteur de positionnement à proximité du premier capteur magnétique passif et du second capteur magnétique passif qui sont déployés et déplacés dans le puits d’hydrocarbures simultanément, respectivement ;
calculer les mesures magnétiques dans un système de coordonnées cylindriques ou sphériques ; et générer une diagraphie magnétique de référence en fonction de la distance radiale p, de l’azimut φ et de la hauteur z selonèriœe sojet coordonnées cylindriques, ou du rayon r, de l’élévatidh et de l’azim ut φ selon le syètne de coordonnées sphériques.
[00029] Le procédé de positionnement en profondeur selon l’invention peut permettre de déterminer une vitesse d’un outil de diagraphie de production déployé et déplacé le long le la portion de profondeur du puits d’hydrocarbures, l’outil de diagraphie de production comprenant au moins deux capteurs magnétiques passifs.
[00030] Le procédé de positionnement en profondeur selon l’invention peut permettre de déterminer une densité du fluide de puits de forage s’écoulant dans la section de profondeur du trou de forage du puits d’hydrocarbures en corrigeant l’échelle de positionnement en profondeur d’une diagraphie de mesure d’un gradient de pression obtenue à partir d’un capteur de pression et en calculant la densité en divisant le gradient de pression par la gravité terrestre, éventuellement corrigée par le cosinus de l’inclinaison d’un puits d’hydrocarbures en cas de puits d’hydrocarbures incliné.
[00031] Le procédé de positionnement en profondeur selon l’invention peut permettre d’évaluer l’intégrité du puits d’hydrocarbures en comparant le jeu de référence des mesures magnétiques prises antérieurement correspondant à un tubage de puits non endommagé, à un jeu ultérieur de mesures magnétiques indiquant des anomalies magnétiques correspondant à un tubage de puits endommagé et en reliant lesdites anomalies à des profondeurs comportant des portions de tubage de puits endommagées.
[00032] Selon un autre aspect, on prévoit un dispositif de positionnement en profondeur permettant de positionner un outil de diagraphie de production et une diagraphie de mesure dans un puits d’hydrocarbures en production obtenue au moyen dudit outil, le dispositif de positionnement en profondeur comprenant :
un premier capteur magnétique passif conçu pour générer un jeu de mesures magnétiques d’une portion en profondeur du puits d’hydrocarbures, le jeu de mesures magnétiques comprenant de multiples mesures d’amplitude et/ou de direction du champ magnétique qui forme un motif de champ magnétique caractéristique ll représentatif d’un environnement magnétique du trou de forage le long de la portion de profondeur ;
des moyens permettant de déployer et de déplacer le premier capteur magnétique passif à travers le trou de forage le long de la portion en profondeur du puits d’hydrocarbures ;
une unité de traitement :
• conçue pour comparer ledit jeu de mesures magnétiques avec un autre jeu de mesures magnétiques, l’autre jeu de mesures magnétiques étant un jeu de référence de mesures magnétiques générées soit par un capteur magnétique passif identique îo ou similaire déployé et déplacé antérieurement dans le puits d’hydrocarbures, soit par un second capteur magnétique passif, séparé du premier capteur magnétique passif par une distance donnée, de manière à être déployé et déplacé dans le puits d’hydrocarbures simultanément, et • conçue pour déterminer le maximum de corrélation entre le jeu de mesures magnétiques et le jeu de référence de mesures magnétiques, ledit maximum étant lié au motif de champ magnétique caractéristique identifiable sur une partie de la portion en profondeur.
[00033] Le dispositif de positionnement en profondeur peut en outre comprendre un premier capteur de positionnement à proximité du premier capteur magnétique passif et un second capteur de positionnement à proximité du second capteur magnétique passif.
[00034] Le dispositif de positionnement en profondeur peut en outre comprendre au moins une carte électronique comportant un oscillateur à quartz, une puce mémoire, le capteur magnétique passif réalisé sous la forme d’une puce magnétomètre trois axes, un capteur de positionnement réalisé sous la forme d’une puce accéléromètre trois axes, le tout étant connecté à l’unité de traitement réalisée sous la forme d’un microcontrôleur.
[00035] Le dispositif de positionnement en profondeur peut en outre comprendre deux cartes électroniques positionnées à la distance donnée de l’une de l’autre.
[00036] Selon encore un autre aspect, il est prévu un outil de diagraphie de production comprenant un dispositif de positionnement en profondeur selon l’invention et au moins un capteur sensible à au moins une propriété d’un mélange d’écoulement multiphasique s’écoulant dans le puits d’hydrocarbures ou à au moins une propriété d’une formation entourant le trou de forage du puits d’hydrocarbures.
[00037] Selon encore un autre aspect, on prévoit une boule enregistreuse comprenant une enveloppe protectrice de forme sphérique ayant une densité moyenne lui permettant d’être entraînée le long du puits d’hydrocarbures par un mélange d’écoulement multiphasique s’écoulant dans le puits d’hydrocarbures, une batterie, une carte électronique connectée à au moins un capteur sensible à au moins une propriété du mélange d’écoulement multiphasique ou à au moins une propriété d’une formation entourant le puits d’hydrocarbures et à un dispositif de positionnement en profondeur selon l’invention.
[00038] Avec le procédé et dispositif selon l’invention, il pourra être possible :
• d’améliorer la détermination de la position des outils de diagraphie de production et de leurs mesures associées dans un puits, permettant généralement d’obtenir une résolution inférieure au mètre et une précision de grande portée dont les signatures sont reconnaissables sur plusieurs dizaines, voire plusieurs centaines, de mètres ;
• d’améliorer la répétabilité dans le temps des mesures de profondeur ;
• d’améliorer la précision de profondeur lors d’opérations de puits ;
• de fournir une méthodologie permettant de fusionner des diagraphies de mesure obtenues lors de différentes campagnes et passes d’outils de diagraphie de production ;
• de fournir une nouvelle méthodologie permettant d’interpréter des diagraphies de profondeur ;
• de positionner avec précision des outils de diagraphie de production dans le puits d’hydrocarbures ;
• de déduire de nouvelles mesures à partir de profondeurs précises afin de mieux comprendre les conditions des puits d’hydrocarbures (par exemple, déterminer la densité de fluide) ;
• de permettre le déploiement dans des sections de trou ouvert de puits d’hydrocarbures en production ;
• de permettre l’intégration dans des modules enregistreurs capables d’être déplacés dans l’écoulement (boule enregistreuse) ; et • de parvenir à un faible coût et à une maintenance aisée grâce à la structure simple, robuste et compacte de l’outil.
[00039] D'autres avantages apparaîtront à la lecture de la description qui va suivre de l’invention.
[000401 DESCRIPTION SOMMAIRE DES DESSINS [00041] La présente invention est illustrée à l’aide d’exemples et ne se limite pas aux dessins annexés, dans lesquels des références identiques indiquent des éléments similaires :
• La Figure 1 est une vue en coupe transversale illustrant schématiquement un outil îo de diagraphie de production comportant un dispositif de positionnement en profondeur déployé dans un puits de forage d’un puits d’hydrocarbures en production ;
• La Figure 2 est une vue en perspective d’un outil de diagraphie de production comportant un dispositif de positionnement en profondeur ;
· La Figure 3 est une vue en perspective et transparente montrant le dispositif de positionnement en profondeur dans l’outil de diagraphie de production de la Figure 2;
• La Figure 4 est une vue en perspective agrandie de la carte électronique du dispositif de positionnement en profondeur de la Figure 3 ;
· La Figure 5 est une vue en perspective éclatée montrant le dispositif de positionnement en profondeur dans un module enregistreur capable d’être acheminé dans le flux ou boule enregistreuse ;
• Les Figures 6 à 8 illustrent schématiquement plusieurs modes de réalisation du procédé de positionnement en profondeur ;
· Les Figures 9 à 13 sont des schémas illustrant des signatures magnétiques typiques mesurées à l’aide du dispositif de positionnement en profondeur selon l’invention et utilisées pour mettre en œuvre au moins un mode de réalisation du procédé de positionnement en profondeur selon l’invention.
[00042] DESCRIPTION DÉTAILLÉE [00043] L’invention sera comprise à la lecture de la description qui va suivre, faite en référence aux dessins annexés.
[00044] La Figure 1 est une vue en coupe transversale illustrant schématiquement un outil de diagraphie de production 1 comportant un dispositif de positionnement en profondeur 11 déployé dans un puits de forage 2 d’un puits d’hydrocarbures 3 qui a été foré dans une formation terrestre 4. Le puits de forage désigne le trou foré ou trou de forage, comprenant le trou ouvert ou portion non tubée du puits. Le trou de forage désigne le diamètre intérieur de la paroi du puits de forage, la paroi rocheuse qui délimite le trou foré. Le trou ouvert désigne la partie non tubée d’un puits. Bien que la plupart des complétions soient tubées, certaines sont ouvertes, en particulier dans des puits horizontaux ou à portée étendue dans lesquels il est parfois impossible de îo cimenter le tubage efficacement. Le dispositif de positionnement en profondeur 11 est apte à effectuer n’importe quel mode de réalisation du procédé de positionnement en profondeur selon l’invention dans un puits d’hydrocarbures en phase de production. Par exemple, ce dispositif de positionnement en profondeur 11 peut être incorporé dans l’outil de diagraphie de production 1. L’outil de diagraphie de production 1 peut comprendre plusieurs sous-sections 5 offrant différentes fonctions, un centreur 6, et être couplé à des équipements de surface par un câble métallique 7. Au moins une sous-section comprend un dispositif de mesure générant des diagraphies de mesure, c’est-à-dire des mesures en fonction de la profondeur ou du temps, ou les deux, de l’une ou de plusieurs des quantités physiques dans ou autour d’un puits. Des diagraphies par câble métallique sont prises en fond de trou puis transmises par un câble métallique à la surface où elles sont enregistrées. Des équipements de surface sont bien connus dans l’industrie pétrolière, et ne sont donc pas illustrés ou décrits en détail dans le présent document. De nombreuses mesures de diagraphie (par exemple propriétés électriques, notamment la résistivité et la conductivité à diverses fréquences, propriétés acoustiques, mesures nucléaires actives et passives, mesures dimensionnelles du puits de forage, échantillonnage de fluide d’une formation, mesure de pression d’une formation...) sont possibles avec un tel outil de diagraphie de production 1 lors de son déplacement le long et à l’intérieur du puits d’hydrocarbures 3 foré dans la formation souterraine 4. Le puits de forage 2 comprend une portion tubée 8. La portion tubée 8 peut comprendre une zone corrodée 9 (section de tubage de puits endommagée) et une zone perforée 10.
Diverses entrées de fluide F1, F2 (pouvant inclure des particules solides) peuvent se produire en provenance de la formation souterraine 4 vers le trou de forage 2.
[00045] La Figure 2 est une vue en perspective de l’outil de diagraphie de production
I comprenant un dispositif de positionnement en profondeur 11. L’outil de diagraphie de production 1 comprend une section supérieure 21, un centreur 22 et une partie inférieure 23. Les parties inférieure et supérieure 21, 23 comprennent des moyens appropriés de connexion 24 (un seul étant représenté à la Figure 2) à d’autres sections de l’outil, et/ou à d’autres outils (train d’outil) et/ou à des moyens de traction et/ou à une ligne permettant la communication avec des équipements de surface. L’outil de diagraphie de production 1 comprend typiquement plusieurs capteurs 5 disposés à l’intérieur du logement de l’outil et/ou le long du logement de l’outil et/ou îo connectés aux bras du centreur. Ces capteurs mesurent divers paramètres du fluide F1, F2 à l’intérieur du puits de forage 2 et/ou s’écoulant de la formation souterraine 4 autour du puits de forage 2 comme il est habituel dans le métier (par exemple pression, température, densité du fluide, vitesse du fluide, conductivité du fluide...).
[00046] Plusieurs capteurs peuvent être installés dans le haut, le milieu ou le bas de l’outil de diagraphie de production afin de permettre une mesure de vitesse de l’outil à partir d’une mesure de temps de vol d’anomalies du champ magnétique.
[00047] La Figure 3 est une vue en perspective, éclatée et transparente illustrant un exemple de mode de réalisation du dispositif de positionnement en profondeur 11 dans l’outil de diagraphie de production 1 de la Figure 2. La section inférieure 23 comprend un châssis de montage 25 permettant de supporter et de monter la carte électronique 26 du dispositif de positionnement en profondeur 11. La carte électronique 26 est de forme circulaire. D’autres cartes électroniques associées à d’autres capteurs ou dispositifs de l’outil de diagraphie de production peuvent être montées à une certaine distance au-dessus et/ou au-dessous de la carte électronique
26 du dispositif de positionnement en profondeur 11.
[00048] La Figure 4 est une vue en perspective agrandie d’un exemple de mode de réalisation de la carte électronique 26 du dispositif de positionnement en profondeur
II de la Figure 3. La carte électronique 26 comprend plusieurs trous 27 permettant de fixer la carte au châssis de montage 25 et d’acheminer des connecteurs de fils appropriés (par exemple d’alimentation et de données / non représentés). Dans un premier mode de réalisation, la carte électronique 26 comprend un capteur magnétique passif 28, une unité de traitement 29, une mémoire 30 et un oscillateur à quartz 31. Le capteur magnétique passif 28 peut être un circuit intégré à magnétomètre MEMS, un magnétomètre à soit un, deux ou trois axes. L’unité de ' traitement 29 peut être un microcontrôleur. Dans un autre mode de réalisation, la carte électronique 26 peut comprendre en outre un accéléromètre et/ou un gyroscope, par exemple un circuit intégré à accéléromètre-gyroscope MEMS 3-axes 32 (c’est-à-dire regroupant à la fois les fonctions du gyroscope 3-axes et de l’accéléromètre 3-axes).
[00049] Un autre dispositif de positionnement en profondeur 11 comprenant un second capteur magnétique passif peut être fixé dans la partie supérieure 21 de l’outil îo de diagraphie de production 1 de la même manière que le premier capteur magnétique passif 28 dans la section inférieure 23. Dans ce cas, les deux capteurs magnétiques passifs sont séparés l’un de l’autre par une distance fixe et donnée DS, par exemple un mètre dans l’outil de diagraphie de production de la Figure 2.
[00050] Le logement de l’outil de diagraphie de production 1 est de façon appropriée fabriqué dans un matériau non magnétique tel que de l’acier inoxydable (par exemple de l’acier inoxydable commercialisé sous la marque Inconel) afin de minimiser l’effet du logement/de la mécanique de l’outil sur les mesures du capteur magnétique passif. Le centreur 22 permet un bon centrage de l’outil afin que le capteur soit toujours positionné au même endroit dans le puits de forage entre les passes successives et afin de mesurer des anomalies stables du champ magnétique terrestre. Cependant, de manière alternative, une mesure acceptable peut aussi être obtenue avec un outil de diagraphie de production n’étant pas équipé d’un centreur.
[00051] La Figure 5 est une vue en perspective éclatée montrant le dispositif de positionnement en profondeur dans un module enregistreur capable d’être déplacé dans l’écoulement ou boule enregistreuse 40. La boule enregistreuse 40 est un dispositif autonome de mesure qui peut être libéré en fond de trou dans le puits de forage pour être acheminé à la surface par les fluides et collecté à la surface (c’est-àdire à la tête du puits). Le lancement de la boule enregistreuse peut être programmé à l’avance à des heures précises ou en fonction d’évènements détectés en fond de trou. Pendant qu’elle remonte à la surface, la boule d”enregistrement effectue diverses mesures. La boule enregistreuse possède une densité moyenne suffisamment faible, par exemple inférieure à 1,8 g/cm3, l’empêchant de rester en fond de trou et lui permettant d’être entraînée le long du puits avec l’écoulement. De telles boules enregistreuses peuvent fournir des données de fond de trou à des ' moments critiques d’opérations du puits d’hydrocarbures et à des endroits où il est impossible de placer des câbles de communications électriques ou optiques. Par exemple, de telles boules enregistreuses permettent de contrôler les opérations de fracturation hydraulique multizone dans des puits horizontaux et multilatéraux. Une boule enregistreuse 40 comprend une enveloppe protectrice 41 qui peut avoir la forme d’une sphère creuse fabriquée dans un matériau tel que du titane, afin de procurer suffisamment de résistance à la pression tout en minimisant l’épaisseur de îo paroi. Une telle sphère peut avoir un diamètre compris entre 2 cm et 5 cm. La boule enregistreuse 40 comprend à l’intérieur de l’enveloppe 41 une batterie et un support de batterie 42, une carte électronique 43 et un support de carte électronique 45 comprenant le dispositif de positionnement en profondeur 11 selon l’invention, un processeur électronique et une mémoire. Divers capteurs 44 (par exemple un capteur de pression, un capteur de température...) connectés à la carte électronique 43 peuvent être couplés à l’extérieur de l’enveloppe 41. L’enveloppe 41 peut être constituée de deux demi-sphères qui sont solidement couplées entre elles de manière étanche par des moyens de fixation 46 et des joints 47 adaptés. Les capteurs inertiels, les gyroscopes, les accéléromètres et les magnétomètres du dispositif de positionnement 11 permettent de calculer la vitesse et la trajectoire de la boule enregistreuse pendant sa remontée à la surface. Ces informations peuvent fournir des indications concernant les entrées de fluide le long du puits, en particulier en mesurant l’accélération du module avec l’écoulement.
[00052] Les Figures 6 à 8 illustrent schématiquement plusieurs modes de réalisation du procédé de positionnement en profondeur.
[00053] La Figure 6 illustre schématiquement un premier mode de réalisation du procédé de positionnement en profondeur. Ce mode de réalisation nécessite l’utilisation de deux capteurs magnétiques passifs, les premier et second capteurs magnétiques passifs étant des magnétomètres triaxaux générant des signaux en trois dimensions séparés par une distance donnée DS. La période de balayage de séquencement d’acquisition de données (l’inverse de la fréquence de balayage SR) est fonction de l’intervalle de temps entre deux mesures effectuées à un temps t, et tj+1, soit tj+1-ti=SP=1/SR, par exemple SP est 0,1 secondes. Ceci est contrôlé avec précision par l’unité de traitement 29 connectée à l’oscillateur à quartz 31. Dans une première étape S1, le premier capteur magnétique fournit des premiers signaux MAG1x(ti), MAG1y(ti), MAG1z(t,) correspondant au champ magnétique dans les trois dimensions à une première position X1 et le second capteur magnétique fournit des seconds signaux MAG2x(tj), MAG2y(ti), MAG2z(tj) correspondant au champ magnétique dans les trois dimensions à une seconde position X2. Dans une deuxième étape S2, les premiers signaux et les seconds signaux sont filtrés (par exemple pour atténuer le bruit des signaux) et le module est calculé (racine carrée de îo MAG1x(tj)2+MAG1y(ti)2+MAG1z(ti)2 et, respectivement, racine carrée de MAG2x(ti)2+MAG2y(tj)2+MAG2z(tj)2). Dans une troisième étape S3, les premiers et seconds signaux filtrés MAG1_F(tj) et MAG2_F(tj) sont mis en tampon dans la mémoire 30. L’intégralité de la procédure de mesure ou une portion de temps d’une procédure de mesure peut être stockée en mémoire. Ainsi, après un intervalle de temps donné, la mémoire contient deux jeux de mesures magnétiques associées aux premier et second capteurs magnétiques. Dans une quatrième étape S4, des caractéristiques ou des motifs dans le champ magnétique mesuré par le premier capteur magnétique à un temps t, sont reconnus par comparaison avec le champ magnétique mesuré par le second capteur à un temps ultérieur t, + tfJ. Le calcul de la reconnaissance de motifs et de la temporisation ou temps de vol TF(i) est effectué en définissant une fenêtre de temps glissante TWk sur les données de mesures magnétiques et en calculant une valeur de corrélation. Une première boucle d’optimisation (n° 1) génère des valeurs d’incrémentation de temps de vol t^ et l’unité de traitement calcule la formule sommatoire suivante et détermine la valeur de temps de vol TF(i) qui correspond à un maximum de la somme indiquant la meilleure corrélation possible (c’est-à-dire la temporisation qui maximise la valeur de corrélation) :
Les valeurs de temps de vol de la première boucle d’optimisation sont comprises dans une fenêtre de temps couvrant le temps de vol estimé à partir de la vitesse du câble métallique plus et moins un certain pourcentage, généralement 20 %. La valeur maximum est obtenue pour une adéquation optimale entre les courbes de signature dans la fenêtre de temps TWk choisie. La fenêtre de temps doit être suffisamment ' grande pour inclure des motifs identifiables et suffisamment courte pour correspondre à une vitesse constante d’outil. Bien que dépendant des caractéristiques du puits, de la diagraphie et de l’outil, la fenêtre de temps TWk est généralement choisie dans un intervalle de quelques secondes à quelques dizaines de secondes. Une manière efficace de déterminer la fenêtre de temps TW optimale utilise une seconde boucle d’optimisation (n° 2). La fenêtre de temps TWk est décrémentées par étapes en partant d’une fenêtre de temps TW0 de plusieurs dizaines de secondes et en îo réduisant jusqu’à une fenêtre de temps TWf de quelques secondes. Alternativement, l’incrémentation à partir d’une fenêtre de temps TWf de quelques secondes à une fenêtre de temps TW0 de plusieurs dizaines de secondes est également possible. La fenêtre de temps TW optimale est donnée pour la valeur de corrélation maximum calculée ci-dessus.
De cette façon, dans une cinquième étape S5, la valeur de temps de vol TF(i) permet de calculer la vitesse V(tj) de l’outil de diagraphie de production le long du puits de forage, soit :
V(tj)=(X2-X1 )/TF(i)=DS/TF(i)
Ensuite, par un calcul d’intégration, il est possible de calculer la distance parcourue par l’outil de diagraphie de production. Dans une sixième étape S6, une diagraphie de profondeur (DIAGRAPHIE DE PROFONDEUR) est calculée sur la base de ladite vitesse de l’outil V(tj) et d’une position initiale de référence DEPTH0, soit :
La position de référence DEPTHO peut être soit zéro, c’est-à-dire la profondeur à la surface ou tête de puits, ou une position arbitraire proche d’une zone d’intérêt (par exemple la position d’un élément de complétion tel qu’un changement de diamètre de colonne). Dans une septième étape S7, une diagraphie magnétique de référence MAG_R(DEPTH(ti)) est générée et sera utilisée pour positionner les outils avec précision et corriger les diagraphies de mesure en provenance d’autres passes et d’autres campagnes.
[00054] Ainsi, la corrélation de diagraphie de champ magnétique peut permettre d’obtenir une meilleure précision de profondeur (et pas seulement de répétabilité).
' Afin de parvenir à ce résultat, plutôt que de mesurer le champ magnétique à un seul emplacement dans l’outil, on effectue au moins deux mesures séparées par une distance connue. Avec deux capteurs ou plus répartis le long de la longueur de l’outil de diagraphie de production, la reconnaissance des signatures magnétiques avec une temporisation entre deux capteurs permet de calculer une vitesse d’outil fiable en utilisant la technique de détermination du temps de vol. Cette mesure de la vitesse n’est pas affectée par des erreurs de longueur de câble métallique et fournit la base îo pour une diagraphie magnétique de référence précise. La seule exigence est de définir un point de départ de référence, de préférence le point de profondeur de référence choisi juste au-dessus de la zone de production où les données sont les plus importantes. Par ailleurs, un emplacement ayant une signature particulière de motif de champ magnétique remarquable est avantageux pour faciliter l’identification lors d’opérations futures. La profondeur en deçà de cette profondeur de référence est calculée en prenant l'intégrale de la vélocité par rapport au temps. Toutes les diagraphies futures de champ magnétique seront corrélées par rapport à cette diagraphie.
[00055] Le fait d’avoir une profondeur précise permet de déduire de nouvelles mesures et de mieux comprendre les conditions de puits. Par exemple, à partir d’une simple mesure de pression, il est possible d’extraire la densité du fluide présent à l’intérieur du puits de forage, à condition que cette profondeur soit connue très précisément. En effet, le gradient de pression, c’est-à-dire la variation de pression par rapport à la profondeur, est une mesure directe de la densité multipliée par la gravité terrestre pour un puits de forage vertical. Pour un puits de forage incliné, le résultat est corrigé par le cosinus de l’inclinaison. Les mesures de profondeur selon l’état de la technique donnent de piètres résultats et les opérateurs ont souvent recours à des outils nucléaires basés sur l’atténuation de rayons gamma pour mesurer la densité de fluide. Avec les diagraphies de profondeur obtenues à l’aide du procédé selon l’invention, la précision obtenue sur la densité de fluide rivalise avec la technologie nucléaire sans surcoût sur les opérations et sans risque pour l’environnement. Par ailleurs, le fait de connaître la vitesse de l’outil permet de calibrer des capteurs de flux qui mesurent la vitesse du fluide par rapport à l’outil et non par rapport au puits de forage.
[00056] La Figure 7 illustre schématiquement un autre mode de réalisation du procédé de positionnement en profondeur. Ce mode de réalisation diffère du premier mode de réalisation en ce que les premier et second capteurs magnétiques passifs sont des magnétomètres triaxaux couplés à des capteurs accéléromètres-gyroscopes triaxaux générant des signaux magnétiques et d’accélération dans les trois dimensions, respectivement. Ainsi, dans la première étape S1', le premier capteur magnétique fournit des premiers signaux MAG1x(ti), MAG1y(ti), MAG1z(tj) correspondant au champ magnétique dans les trois dimensions. Par ailleurs, le second capteur magnétique fournit des seconds signaux MAG2x(ti), MAG2y(tj), MAG2z(tj) correspondant au champ magnétique dans les trois dimensions. Le capteur accéléromètre fournit des premiers signaux ACCIx(tj), ACC1y(tj), ACC1z(ti) correspondant à l’accélération dans les trois dimensions. Un gyroscope peut être ajouté ou intégré à l’accéléromètre afin de calculer un vecteur d’accélération fiable et précis même lorsque l’outil se déplace ou vibre. Dans la deuxième étape S2', les premiers signaux et les seconds signaux sont filtrés et les valeurs du module IMAG1 l(tj), IMAG2l(ti), de l’élévation MAG10(ti), MAG20(tj) et de l’azimut MAG1(p(ti), MAG2ç(ti) du champ magnétique selon un système de coordonnées sphériques sont calculées. De plus, l’inclinaison 0(ti) et l’azimut <p(ti) de l’outil peuvent être déterminés à partir des mesures de l’accéléromètre-gyroscope. Par la suite, les étapes sont identiques à celles du premier mode de réalisation à la différence près que trois diagraphies magnétiques de référence de module IMAG_RI(DEPTH(tj)), d’élévation MAG6_R(DEPTH(ti)) et d’azimut MAG<p_R(DEPTH(tj)) peuvent être générées en corrigeant une échelle de positionnement en profondeur de l’un des jeux de mesures magnétiques basées sur la diagraphie de profondeur DEPTH(tj) dans le système de coordonnées sphériques (étape S7'). Alternativement, de manière similaire, l’analyse de corrélation peut également être effectuée sur les 3 axes du vecteur champ magnétique ou sur n’importe quel angle par rapport à l’axe du puits de forage. La corrélation sur la direction du vecteur (par exemple l’élévation, l’azimut) fournit d’autres détails concernant les signatures magnétiques et améliore les capacités de détection d’anomalies anisotropiques. Ceci est avantageux en cas de diagraphie à travers des équipements de complétion qui présentent des formes non symétriques par rapport à l’axe telles que des mandrins à poches latérales ou un tube de mesure ou des dommages de tubage de sections de puits de forage dévié où la corrosion est ' fréquemment observée due à une stagnation d’eau dans la partie inférieure du tube ou du tubage.
[00057] La Figure 8 illustre schématiquement encore un autre mode de réalisation du procédé de positionnement en profondeur. Ce mode de réalisation nécessite l’utilisation d’un seul capteur magnétique passif, et la génération précédente d’un premier jeu de mesures magnétiques (étape S0) pour produire une diagraphie magnétique de référence MAG_R(DEPTH). Comme dans l’autre mode de réalisation, îo la fréquence de balayage de séquencement d’acquisition de données SR est fonction de l’intervalle de temps entre deux mesures effectuées à un temps t, et ti+1, soit ti+itj=SP=1/SR, par exemple SP est 0,1 secondes. Dans une première étape S11, le capteur magnétique fournit un signal MAG(tj) correspondant au module du champ magnétique à un emplacement de référence pour le train d’outils, c’est-à-dire l’emplacement du capteur magnétique. Dans une deuxième étape S12, le signal MAG(tj) est filtré. Dans une troisième étape S13, les signaux filtrés MAG_F(tj) sont mis en tampon dans la mémoire 30. Après un intervalle de temps donné, la mémoire contient un second jeu de mesures magnétiques associées à la profondeur DEPTH W(ti) estimée, par exemple, par le système de mesure de profondeur par câble métallique (voir les détails dans la section historique). Il est à noter que le système de mesure de profondeur par câble métallique peut fournir des mesures soit en temps réel (simultanément ou quasi-simultanément avec le capteur magnétique passif), soit en différé s’il est utilisé comme un enregistreur (l’acquisition respective du système de mesure de profondeur par câble métallique et du capteur magnétique passif résulte de deux systèmes d’acquisition différents). Ce second jeu de mesures magnétiques constitue une diagraphie magnétique non corrigée MAG_F(DEPTH_W). Dans une quatrième étape S14, les caractéristiques ou motifs dans le champ magnétique mesuré par le capteur magnétique à la profondeur DEPTH_W sont reconnus par comparaison avec le champ magnétique de la diagraphie magnétique de référence MAG_R(DEPTH). Le calcul de la reconnaissance de motifs et du décalage de profondeur DEPTH_SHIFT(j) est effectué en définissant une fenêtre de profondeur glissante DWk sur les données de mesures magnétiques et en calculant une valeur de corrélation. Une première boucle d’optimisation (n° 1) génère des valeurs d’incrémentation de décalage de profondeur DEPTH_SHIFT(j) et l’unité de traitement calcule la formule sommatoire suivante et détermine le décalage de • profondeur DEPTHSHIFT qui correspond à un maximum de la somme indiquant la meilleure corrélation possible (c’est-à-dire la valeur de décalage de profondeur qui maximise la valeur de corrélation) à l’intérieur de la fenêtre de profondeur DWk correspondante :
Un tel calcul de corrélation est effectué en prenant le produit des courbes décalées et non décalées sur une fenêtre DWk. La valeur maximum est obtenue pour une adéquation optimale entre les courbes de signature dans la fenêtre de profondeur îo DWk choisie. La fenêtre de profondeur devrait comprendre des motifs identifiables qui peuvent être associés à une section du puits avec un niveau de confiance élevé, c’est-à-dire avec une très faible probabilité qu’une autre section du puits puisse avoir un motif ou une signature identique. En pratique, la fenêtre de profondeur DW optimale est la plus grande possible qui comprend des motifs de puits uniques, pouvant atteindre plusieurs dizaines de mètres de long, mais suffisamment petite pour que la correction de profondeur demeure constante dans cette fenêtre de profondeur (qui dépend de la précision de la profondeur du câble métallique). Cette méthode permet d’obtenir un niveau élevé de confiance sur la position ainsi qu’une haute résolution spatiale sur des diagraphies corrigées. Une manière efficace de déterminer la fenêtre de profondeur DW optimale utilise une seconde boucle d’optimisation (n° 2). La fenêtre de profondeur DWk est décrémentée par étapes en partant d’une fenêtre de profondeur DW0 de plusieurs dizaines de mètres et en réduisant jusqu’à une fenêtre de profondeur DWf de quelques mètres. Alternativement, l’incrémentation à partir d’une fenêtre de profondeur DWf de quelques mètres à une fenêtre de profondeur DW0 de plusieurs dizaines de mètres est également possible. La fenêtre de profondeur DW optimale est donnée pour la valeur de corrélation maximum calculée ci-dessus.
De cette façon, dans une cinquième étape S15, la valeur de décalage de profondeur
DEPTH_SHIFT(i) permet de calculer une diagraphie de profondeur corrigée
DEPTH C(i), soit :
DEPTH_C(i)=DEPTH_W(i)+DEPTH_SHIFT(i)
Dans une sixième étape S16, une diagraphie magnétique corrigée MAG_F(DEPTH_C) est calculée sur la base de ladite diagraphie de profondeur corrigée DEPTH_C(i). Dans une septième étape S17, toutes les diagraphies de mesure prises par d’autres capteurs de l’outil de diagraphie de production peuvent être corrigées en fonction du positionnement en profondeur en effectuant un nouveau calcul à l’aide de la diagraphie de profondeur corrigée DEPTH_C(i) sur la base de la position du capteur concerné par rapport au capteur magnétique passif (distance X entre le premier capteur magnétique passif et l’autre capteur).
îo [00058] Dans le cas d’un outil de diagraphie de production fonctionnant en mode enregistreur, la « profondeur du câble métallique » et la « profondeur magnétique » sont obtenues à partir de deux systèmes d’acquisition distincts qui génèrent deux fichiers de données en fonction du temps. Ces fichiers de données sont fusionnés entre eux après avoir récupéré l’outil de diagraphie de production à la surface et après avoir téléchargé la mémoire de l’outil. L’étape de fusion des fichiers génère un fichier avec des mesures magnétiques qui sont synchronisées en fonction des profondeurs du câble métallique (lors de la troisième étape S13), toutes les étapes suivantes de la Figure 8 étant identiques.
[00059] Les Figures 9 à 13 sont des schémas illustrant des signatures magnétiques typiques mesurées à l’aide du dispositif de positionnement en profondeur selon l’invention et utilisées pour mettre en œuvre au moins un mode de réalisation du procédé de positionnement en profondeur selon l’invention.
[00060] La Figure 9 montre un exemple des diagraphies de mesures magnétiques MAG (trait plein) dans un puits de gaz par rapport à des mesures CCL (trait pointillé) et des mesures de rayons gamma GR (trait discontinu) pour un intervalle de profondeur de 5259 m à 5319 m. Les mesures CCL présentent des pics importants correspondant aux emplacements de joints, seuls ces pics importants sont répétables alors que des signaux instables peuvent être observés entre eux. Les mesures de rayons gamma sont difficiles à interpréter dans un intervalle de profondeur aussi court qu’environ 60 m. Contrairement aux mesures CCL et de rayons gamma, la diagraphie de mesures magnétiques selon l’invention contient des caractéristiques/motifs à haute résolution qui sont répétables et identifiables aussi bien à grande échelle sur des centaines de mètres que sur une résolution inférieure au mètre. La diagraphie magnétique fournit une signature unique du puits dans son intégralité ainsi que dans ' ses portions, la diagraphie magnétique représentant l’empreinte du puits. La grande gamme d’échelles de longueur de motifs riches d’informations (motifs ayant une très faible probabilité d’être reproduits ailleurs dans le même puits ou dans un autre puits) permet de déterminer de manière précise et fiable la position à laquelle ces motifs correspondent. Cette caractéristique remarquable est due au fait que le champ magnétique dans le puits de forage est influencé par plusieurs phénomènes qui possèdent également une grande gamme d’échelles de longueur telles que le champ îo magnétique terrestre lui-même avec ses anomalies, la présence de couches rocheuses magnétisées, la proximité avec des tubes de complétion (tubage, tube, joints, mandrins, tamis...), les géométries et les propriétés des matériaux...
[00061] La Figure 10 montre deux passes (montante et descendante) dans un puits de gaz d’un outil de diagraphie de production comprenant un dispositif CCL et un capteur magnétique d’un dispositif de positionnement en profondeur, c’est-à-dire des mesures magnétiques MAG (signaux hauts MAG_PASS_DWN1 et MAG_PASS_UP1) par rapport à des mesures CCL (signaux bas CCL_PASS_DWN1 et CCL_PASS_UP1). Les passes montante et descendante MAG_PASS_DWN1 et MAG_PASS_UP1 démontrent que la signature magnétique est répétable étant donné que les deux signaux résultant des passes montante et descendante se superposent relativement bien.
[00062] La Figure 11 montre deux passes (montante et descendante) d’un outil de diagraphie de production comprenant un capteur magnétique d’un dispositif de positionnement en profondeur, les mesures des deux passes étant prises à une vitesse différente, dans cet exemple respectivement 10 et 20 mètres par minute (trait plein MAG_PASS_DWN1 et trait pointillé MAG_PASS_UP2). Il est à noter que dans l’acquisition initiale, les signatures magnétiques des deux passes ne concordent pas. Une analyse démontre que ceci est dû à une profondeur de référence fournie par le système par câble métallique ayant une erreur de plusieurs mètres. La Figure 12 montre qu’en appliquant une correction de 4,5 m sur les valeurs de référence du câble métallique, on obtient une concordance quasiment parfaite dans l’intervalle de profondeur entre 5300 m et 5310 m (entre les deux signaux MAG_PASS_DWN1 en trait plein et MAG_PASS_UP2_DEPTH CORRECTED en trait pointillé). La correction est obtenue à l’aide du mode de réalisation décrit ci-dessus en relation avec la Figure ' 8. Plus généralement, des algorithmes de reconnaissance de motif peuvent être utilisés pour effectuer une correction continue de diagraphie de profondeur en définissant une fenêtre de profondeur DW glissante (un exemple de fenêtre de profondeur DW est indiqué par un rectangle en trait discontinu à la Figure 12) sur la signature magnétique et en déterminant le décalage de profondeur qui maximise la corrélation. Le procédé de corrélation permet de définir une référence de profondeur précise pour les diagraphies qui ne sont pas réalisables uniquement à l’aide des îo procédés conventionnels de rayons gamma et de CCL. Ainsi, l’interprétation des diagraphies de mesure effectuées par d’autres capteurs (pression, température, masse volumique, conductivité...) et la planification d’actions correctives s’en trouvent grandement améliorées.
[00063] La Figure 13 représente les signaux MAG_SENSOR1 et MAG_SENSOR2 de deux capteurs magnétiques passifs à un mètre de distance l’un de l’autre. En décalant dans le temps le signal du second capteur MAG SENSOR2 DELAYED après avoir mis en œuvre le procédé de positionnement en profondeur selon le premier mode de réalisation du procédé de positionnement en profondeur (voir la Figure 5) et déterminé le temps de vol TF(i), on observe que les motifs
MAG SENSOR1 et MAG_SENSOR2_DELAYED correspondent [00064] Il doit être entendu que des modes de réalisation de l’outil de diagraphie de production selon la présente invention ne sont pas limités au mode de réalisation représentant un puits forage vertical d’hydrocarbures, l’invention étant également applicable indépendamment de la configuration du puits de forage, notamment horizontale, déviée ou une combinaison de portions verticales, déviées et/ou horizontales, avec ou sans tubage. Par ailleurs, le dispositif magnétique de positionnement en profondeur selon l’invention ne se limite pas à une application à un outil de diagraphie de production, mais peut être facilement adapté à de multiples applications dans des outils d’analyse fonctionnant dans des conditions de pression et de température de fond de trou, par exemple un outil de travail au câble, un outil connecté à un tracteur, des outils de décentrage qui déploient des soupapes ou jauges d’extraction du gaz à l’intérieur de mandrins à poches latérales, des obturateurs, des outils de coupe... Pour des configurations complexes de complétion de puits ayant des soupapes, des mandrins d’extraction du gaz, des pompes, des ' injecteurs chimiques, des tamis à sable... où le déploiement de lignes, de câbles, de tiges ou de tubages est difficile voire impossible, des mesures magnétiques peuvent être effectuées par des modules enregistreurs miniatures autonomes qui circulent à travers le puits et sont acheminés dans l’écoulement jusqu’à la surface puis récupérés afin de télécharger les mesures magnétiques enregistrées, simultanément avec d’autres mesures liées au fluide ou à la formation. Tous ces outils bénéficieraient grandement de l’intégration du dispositif et procédé de positionnement îo en profondeur selon l’invention afin d’aider à localiser la position précise de l’intervention.
Claims (15)
- REVENDICATIONS1. Un procédé de positionnement en profondeur permettant de positionner un outil de diagraphie de production (1) et une diagraphie de mesure dans un puits d’hydrocarbures (3) en production obtenue au moyen dudit outil, le procédé de positionnement en profondeur consistant à :- générer (S1, S2, S3, ST, S2', S3', S11, S12, S13) un jeu de mesures magnétiques (MAG1, MAG) d’une portion en profondeur du puits d’hydrocarbures à partir d’un premier capteur passif le long de la portion en profondeur du puits d’hydrocarbures, le jeu de mesures magnétiques comprenant des mesures d’amplitude et/ou de direction du champ magnétique qui forme un motif de champ magnétique caractéristique représentatif d’un champ magnétique environnant du puits d’hydrocarbures le long de la portion en profondeur ;- comparer (S4, S4', S14) ledit jeu de mesures magnétiques (MAG1, MAG) avec un autre jeu de mesures magnétiques (MAG_R, MAG2), l’autre jeu de mesures magnétiques étant un jeu de référence de mesures magnétiques générées soit par un capteur magnétique passif identique ou similaire déployé et déplacé précédemment dans le puits d’hydrocarbures, soit par un second capteur magnétique passif, séparé du premier capteur magnétique passif par une distance donnée (DS), déployé et déplacé dans le puits d’hydrocarbures simultanément ; et- déterminer (S4, S4', S14) le maximum de corrélation entre le jeu de mesures magnétiques (MAG1, MAG) et le jeu de référence de mesures magnétiques (MAG_R, MAG2), ledit maximum étant lié au motif de champ magnétique caractéristique identifiable sur une partie de la portion en profondeur.
- 2. Le procédé de positionnement en profondeur selon la revendication 1, lorsque le jeu de référence de mesures magnétiques (MAG_R) est généré par le capteur magnétique passif identique ou similaire déployé et déplacé antérieurement dans le puits d’hydrocarbures (3), consistant en outre à :- déterminer (S14) un décalage de profondeur (DEPTHSHIFT) entre les deux jeux de mesures magnétiques (MAG, MAG_R, MAG_F) en déterminant le maximum de corrélation dans une fenêtre de profondeur glissante (DWk) ;- calculer (S16) une diagraphie de profondeur corrigée (DEPTH_C) ; et- corriger (S17) une échelle de positionnement en profondeur d’une diagraphie de mesures prises par un autre capteur sensible à au moins une propriété d’un mélange d’écoulement multiphasique (F1, F2) s’écoulant dans le puits d’hydrocarbures (3) ou à au moins une propriété d’une formation (4) entourant le puits d’hydrocarbures (3) sur la base de la diagraphie de profondeur corrigée (DEPTHC) et d’une position (X) dudit capteur par rapport au premier capteur magnétique passif.
- 3. Le procédé de positionnement en profondeur selon la revendication 2, dans lequel l’étape de détermination (S14) d’un décalage de profondeur (DEPTH SHIFT) comprend :- une première boucle d’optimisation balayant des valeurs de décalage de profondeur (DEPTH_SHIFT(j)) et déterminant le décalage de profondeur (DEPTH_SHIFT) qui correspond à un maximum de corrélation ; et- une seconde boucle d’optimisation balayant des valeurs de fenêtre de profondeur (DWk) comprises entre une fenêtre de profondeur (DW0) de plusieurs dizaines de mètres et une fenêtre de profondeur (DWf) de quelques mètres.
- 4. Le procédé de positionnement en profondeur selon la revendication 1, lorsque le jeu de référence de mesures magnétiques est généré par le second capteur magnétique passif séparé du premier capteur magnétique passif par la distance donnée (DS) déployé et déplacé dans le puits d’hydrocarbures simultanément, consistant en outre à :- déterminer (S4, S4') un temps de vol entre les deux jeux de mesures magnétiques en déterminant le maximum de corrélation dans une fenêtre de temps glissante (TWk) ;- calculer (S5) une vitesse du premier capteur magnétique passif le long de la portion en profondeur du puits d’hydrocarbures ;- calculer une diagraphie de profondeur (S6) basée sur ladite vitesse et une position initiale de référence (DEPTHO) ; et- générer (S7) une diagraphie magnétique de référence (MAG_R) en corrigeant une échelle de positionnement en profondeur du premier jeu de mesures magnétiques basées sur ladite diagraphie de profondeur.
- 5. Le procédé de positionnement en profondeur selon la revendication 4, dans lequel l’étape de détermination (S4, S4') d’un temps de vol (TF(i)) comprend :- une première boucle d’optimisation balayant des valeurs de temps de vol (tfj) et déterminant le temps de vol (TF(i)) qui correspond à un maximum de corrélation ; et- une seconde boucle d’optimisation balayant des valeurs de fenêtre de temps (TWk) comprises entre une fenêtre de temps (TW0) de plusieurs dizaines de secondes et une fenêtre de temps (TWf) de quelques secondes.
- 6. Le procédé de positionnement en profondeur selon la revendication 4, consistant en outre à :- générer (S1 S2', S3) un premier jeu de mesures de positionnement associé au jeu de mesures magnétiques du premier capteur magnétique passif, et un second jeu de mesures de positionnement associé au jeu de mesures magnétiques du second capteur magnétique passif, les deux jeux de mesures de positionnement étant générés par un premier capteur de positionnement et un second capteur de positionnement à proximité du premier capteur magnétique passif et du second capteur magnétique passif qui sont déployés et déplacés dans le puits d’hydrocarbures simultanément, respectivement ;- calculer (S6) les mesures magnétiques dans un système de coordonnées cylindriques ou sphériques ; et- générer (S7') une diagraphie magnétique de référence en fonction de la distance radiale p, de l'azimut φ et de la hauteur z selorèrhe syst e de coordonnées cylindriques, ou du rayon r, de l’élévatiort) et de l’azimut φ selon le système de coordonnées sphériques.
- 7. Utilisation du procédé de positionnement en profondeur selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, afin de déterminer une vitesse d’un outil de diagraphie de production déployé et déplacé dans le puits d’hydrocarbures le long le la portion en profondeur du puits d’hydrocarbures, l’outil de diagraphie de production comprenant au moins deux capteurs magnétiques passifs.
- 8. Utilisation du procédé de positionnement en profondeur selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, afin de déterminer une densité du fluide de puits de forage s’écoulant dans la portion en profondeur du puits d’hydrocarbures en corrigeant l’échelle de positionnement en profondeur d’une diagraphie de mesure d’un gradient de pression obtenue à partir d’un capteur de pression et en calculant la densité en divisant le gradient de pression par la gravité terrestre, éventuellement corrigée par le cosinus de l’inclinaison d’un puits d’hydrocarbures en cas de puits d’hydrocarbures incliné.
- 9. Utilisation du procédé de positionnement en profondeur selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, afin d’évaluer l’intégrité du puits d’hydrocarbures en comparant le jeu de référence des mesures magnétiques prises antérieurement correspondant à un tubage de puits non endommagé, à un jeu ultérieur de mesures magnétiques indiquant des anomalies magnétiques correspondant à un tubage de puits endommagé et en reliant lesdites anomalies à des profondeurs comportant des portions de tubage de puits endommagées.
- 10. Un dispositif de positionnement en profondeur (11) permettant de positionner un outil de diagraphie de production (1, 40) et une diagraphie de mesure dans un puits d’hydrocarbures (3) en production obtenue au moyen dudit outil, le dispositif de positionnement en profondeur (11) comprenant :- un premier capteur magnétique passif (28) conçu pour générer un jeu de mesures magnétiques d’une portion en profondeur du puits d’hydrocarbures, le jeu de mesures magnétiques comprenant de nombreuses mesures d’amplitude et/ou de direction du champ magnétique qui forme un motif de champ magnétique caractéristique représentatif d’un champ magnétique environnant du puits d’hydrocarbures le long de la portion en profondeur ;- des moyens permettant de déployer et de déplacer le premier capteur magnétique passif le long de la portion en profondeur du puits d’hydrocarbures ;- une unité de traitement (29) :• conçue pour comparer ledit jeu de mesures magnétiques avec un autre jeu de mesures magnétiques, l’autre jeu de mesures magnétiques étant un jeu de référence de mesures magnétiques générées soit par un capteur magnétique passif identique ou similaire déployé et déplacé antérieurement dans le puits d’hydrocarbures, soit par un second capteur magnétique passif, séparé du premier capteur magnétique passif par une distance donnée (DS), de manière à être déployé et déplacé dans le puits d’hydrocarbures simultanément, et • conçue pour déterminer le maximum de corrélation entre le jeu de mesures magnétiques et le jeu de référence de mesures magnétiques, ledit maximum étant lié au motif de champ magnétique caractéristique identifiable sur une partie de la portion en profondeur.
- 11. Le dispositif de positionnement en profondeur selon la revendication 10, comprenant en outre un premier capteur de positionnement (32) à proximité du premier capteur magnétique passif (28) et un second capteur de positionnement à proximité du second capteur magnétique passif.
- 12. Le dispositif de positionnement en profondeur selon la revendication 10, comprenant au moins une carte électronique (26) comportant un oscillateur à quartz (31), une mémoire (30), le capteur magnétique passif (28) réalisé sous la forme d’une puce magnétomètre triaxial, un capteur de positionnement (32) réalisé sous la forme d’une puce accéléromètre triaxial, le tout étant connecté à l’unité de traitement (29) réalisée sous la forme d’un microcontrôleur.
- 13. Le dispositif de positionnement en profondeur selon la revendication 12, comprenant deux cartes électroniques positionnées à la distance donnée (DS) de l’une de l’autre.
- 14. Un outil de diagraphie de production (1) comprenant un dispositif de 5 positionnement en profondeur selon l’une quelconque des revendications 10 à 13 et au moins un capteur (5, 44) sensible à au moins une propriété d’un mélange d’écoulement multiphasique (F1, F2) s’écoulant dans le puits d’hydrocarbures (3) ou à au moins une propriété d’une formation (4) entourant le puits d’hydrocarbures.
- 15. Une boule enregistreuse (40) comprenant une enveloppe protectrice (41) de îo forme sphérique ayant une masse volumique moyenne lui permettant d’être entraînée le long du puits d’hydrocarbures avec un mélange d’écoulement multiphasique (F1, F2) s’écoulant dans le puits d’hydrocarbures (3), une batterie (41), une carte électronique (43) connectée à au moins un capteur (44) sensible à au moins une propriété du mélange d’écoulement multiphasique ou à au moins une propriété d’une15 formation entourant le puits d’hydrocarbures et à un dispositif de positionnement en profondeur (11) selon l’une quelconque des revendications 10 à 13.1/9
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