FR3061234A1 - Etalonnage d un outil de detection de corrosion - Google Patents
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Abstract
Les procédés et les systèmes d'étalonnage d'un outil de détection de corrosion peuvent comprendre : la disposition de l'outil de détection de corrosion dans une zone d'étalonnage ; l'alimentation d'un émetteur et la mesure d'une réponse sur un récepteur sur l'outil de détection de corrosion ; la disposition de l'outil de détection de corrosion dans un tuyau d'essai ; l'alimentation de l'émetteur et la mesure de la réponse sur le récepteur sur l'outil de détection de corrosion lorsqu'il est disposé dans le tuyau d'essai ; et la détermination d'un facteur multiplicatif pour le récepteur. Un système peut comprendre : un outil de détection de corrosion, dans lequel l'outil de détection de corrosion comprend : un émetteur ; un récepteur ; et une bobine courbée ; un tuyau d'essai ; et un système de traitement d'informations. Un procédé de fonctionnement d'un outil de détection de corrosion peut comprendre : la disposition de l'outil de détection de corrosion dans une colonne tubulaire ; l'alimentation de l'émetteur ; la mesure d'une réponse sur un récepteur sur l'outil de détection de corrosion lorsqu'il est disposé dans la colonne tubulaire ; et le calcul de propriétés de la colonne tubulaire.
Description
Mandataire(s) :
Titulaire(s) :
INC..
HALLIBURTON ENERGY SERVICES,
GEVERS & ORES Société anonyme.
FR 3 061 234 - A1 (54) ETALONNAGE D UN OUTIL DE DETECTION DE CORROSION.
(57) Les procédés et les systèmes d'étalonnage d'un outil de détection de corrosion peuvent comprendre: la disposition de l'outil de détection de corrosion dans une zone d'étalonnage; l'alimentation d'un émetteur et la mesure d'une réponse sur un récepteur sur l'outil de détection de corrosion; la disposition de l'outil de détection de corrosion dans un tuyau d'essai; l'alimentation de l'émetteur et la mesure de la réponse sur le récepteur sur l'outil de détection de corrosion lorsqu'il est disposé dans le tuyau d'essai; et la détermination d'un facteur multiplicatif pour le récepteur. Un système peut comprendre: un outil de détection de corrosion, dans lequel l'outil de détection de corrosion comprend : un émetteur; un récepteur; et une bobine courbée; un tuyau d'essai ; et un système de traitement d'informations. Un procédé de fonctionnement d'un outil de détection de corrosion peut comprendre: la disposition de l'outil de détection de corrosion dans une colonne tubulaire; l'alimentation de l'émetteur; la mesure d'une réponse sur un récepteur sur l'outil de détection de corrosion lorsqu'il est disposé dans la colonne tubulaire ; et le calcul de propriétés de la colonne tubulaire.
ÉTALONNAGE D’UN OUTIL DE DETECTION DE CORROSION CONTEXTE [0001] Pour l'exploration et la production de pétrole et de gaz, un réseau d'installations de puits et d'autres conduits peut être établi en reliant des sections de tuyau métallique ensemble. Par exemple, une installation de puits peut être réalisée, en partie, en abaissant de multiples sections de tuyau métallique (c'est-à-dire une colonne de tubage) dans un trou de forage et en cimentant la colonne de tubage en place. Dans certaines installations de puits, de multiples colonnes de tubage sont utilisées (par exemple un agencement multi-colonne concentrique) pour permettre différentes opérations liées à la réalisation du puits, à la production ou à des options de récupération de pétrole améliorée (EOR).
[0002] La corrosion des tuyaux métalliques est un problème permanent. Les efforts visant à atténuer la corrosion comprennent l'utilisation d'alliages résistant à la corrosion, de revêtements, de traitements, de transfert de corrosion, etc. En outre, les efforts visant à améliorer la surveillance de la corrosion sont continus. Pour les colonnes de tubage de fond de trou, différents types d'outils de surveillance de la corrosion sont disponibles. Un type d'outil de détection de corrosion utilise des champs électromagnétiques (EM) pour évaluer l'épaisseur du tuyau ou d'autres indicateurs de corrosion. À titre d'exemple, un outil de détection de corrosion peut recueillir des données de diagraphie EM, dans lequel les données de diagraphie EM peuvent être interprétées pour corréler un niveau de fuite de flux ou d'induction EM avec la corrosion. Les outils de détection de corrosion peuvent être des dispositifs très sensibles et/ou complexes. L'étalonnage approprié des outils de détection de corrosion peut permettre à un opérateur de localiser la corrosion dans un tuyau métallique. L'étalonnage d'un outil de détection de corrosion peut être une tâche complexe et longue.
BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS [0003] Ces dessins illustrent certains aspects de certains exemples de la présente invention et ne doivent pas être utilisés pour limiter ou définir l'invention.
[0004] La Figure 1 est une illustration schématique d'un exemple d'un environnement de fonctionnement pour un outil de détection de corrosion ;
[0005] La Figure 2 est une illustration schématique d'un exemple d'un outil de détection de corrosion ;
[0006] La Figure 3 est une illustration schématique d'un exemple d'une bobine principale et d'une bobine courbée ;
[0007] Les Figures 4a-4c illustrent des graphiques de changement de réponse pour les récepteurs en raison du tube métallique qui peut être une partie du châssis d'outil et qui pénètre dans les antennes lorsque les mesures sont effectuées dans l’air ;
[0008] Les Figures 5a-5e illustrent des graphiques de mesures d'étalonnage de changement de réponse pour les récepteurs en raison du tube métallique qui peut être une partie du châssis d'outil et qui pénètre dans les antennes lorsque les mesures sont effectuées dans un tuyau d'essai ;
[0009] La Figure 6 illustre un organigramme d'un exemple de procédé d'étalonnage d'un outil de détection de corrosion ;
[0010] La Figure 7(a) illustre un graphique d'un exemple d'une lecture de tension idéale à travers des récepteurs sur un outil de détection de corrosion ;
[0011] La Figure 7(b) illustre un graphique d'un exemple d'une lecture de tension réelle à travers des récepteurs sur un outil de détection de corrosion ;
[0012] La Figure 8 illustre un organigramme d'un exemple de procédé d'étalonnage d'un outil de détection de corrosion pour tenir compte des changements de température ; et [0013] La Figure 9 illustre un organigramme d'un exemple de procédé d'inversion.
DESCRIPTION DÉTAILLÉE [0014] La présente invention peut généralement concerner des systèmes et des procédés pour l'étalonnage d'un outil de détection de corrosion. La détection électromagnétique (EM) peut fournir des mesures continues in situ de paramètres liés à l'intégrité de tuyaux dans des trous de forage tubés. En conséquence, la détection EM peut être utilisée dans des applications de surveillance de trou de forage tubé. Les outils de détection de corrosion peuvent être configurés pour de multiples tuyaux concentriques (par exemple, pour un ou plusieurs) avec une variation de diamètre du premier tuyau (par exemple, de deux à sept pouces). Les outils de détection de corrosion peuvent mesurer des courants de Foucault pour déterminer la perte de métal et utiliser des noyaux magnétiques au niveau des émetteurs. Les outils de détection de corrosion peuvent utiliser des courants de Foucault pulsés (domaine temporel) et peuvent employer de multiples bobines (longues, courtes et transversales) pour évaluer de multiples types de défauts dans les doubles tuyaux. Les outils de détection de corrosion peuvent fonctionner dans la diagraphie par câble. De plus, un outil de détection de corrosion peut fonctionner sur un câble lisse ou un autre moyen de transport. L'outil de détection de corrosion peut comprendre une alimentation électrique indépendante et peut stocker les données acquises sur la mémoire. Un noyau magnétique peut être utilisé dans la détection de défauts dans de multiples tuyaux concentriques.
[0015] Dans les outils de détection de corrosion, l'interprétation des données peut être basée sur les différences entre les réponses au niveau de deux points différents le long de la diagraphie, d’un point représentant une section nominale et d’un point où l'épaisseur peut être évaluée. Les différences de réponse peuvent être traitées pour déterminer le changement d’épaisseur de paroi provoquée par la corrosion dans un élément tubulaire. Pendant l'opération, des erreurs additives peuvent ne pas être pertinentes et des erreurs multiplicatives peuvent provoquer des problèmes d'interprétation. Les erreurs multiplicatives peuvent être corrigées pour préserver la bonne interprétation du changement d'épaisseur dans un élément tubulaire.
[0016] Dans les exemples décrits ci-dessous, des récepteurs peuvent être placés sur l'outil de détection de corrosion à de courtes distances d'un émetteur. Le couplage direct peut rendre la sensibilité de l'outil de détection de corrosion aux défauts de tuyau très faible. Un procédé visant à augmenter la sensibilité peut entraîner la courbure d'une bobine (par exemple une bobine courbée) pour annuler le signal direct. Une bobine courbée peut avoir une sensibilité augmentée aux défauts de tuyau interne. Les valeurs de sensibilité optimale peuvent nécessiter une annulation approximative du signal direct dans le tuyau. En outre, un procédé d'étalonnage peut être utilisé pour conserver la précision du procédé d'interprétation et pour s'assurer que les récepteurs disposés près de l'émetteur peuvent avoir une sensibilité optimale aux défauts dans les tuyaux internes.
[0017] Les outils de détection de corrosion peuvent comprendre un système émetteur-récepteur, dans lequel le système émetteur-récepteur peut comprendre un émetteur tel que, par exemple, un émetteur solénoïde et un noyau magnétique. L'utilisation d'émetteurs solénoïdes avec des noyaux magnétiques peut fournir un signal augmenté pour la même quantité de courant injecté dans l'émetteur solénoïde. En utilisant un noyau magnétique, l'inductance de l'émetteur solénoïde peut augmenter et la même quantité d’énergie peut être fournie avec une fraction du courant, ce qui est pratique pour réduire la diaphonie dans l'outil de détection de corrosion. Le rapport des courants requis avec et sans le noyau pour la même quantité d’énergie, pourvu que le noyau magnétique ne soit pas saturé, peut être approximativement proportionnel à la perméabilité relative du noyau.
[0018] Dans les applications d'outil de détection de corrosion, il peut être important que la réponse du système émetteur-récepteur soit stable sur toute la gamme des applications possibles. Deux domaines importants préoccupants peuvent être la stabilité avec un rayon de tuyau le plus interne variable et la stabilité avec la température.
[0019] La Figure 1 illustre un environnement d'exploitation pour un système d'outil de détection de corrosion 100 tel que décrit dans les présentes. L'outil de détection de corrosion 102 peut comprendre l'émetteur 104 et les récepteurs 106a-106f. L'outil de détection de corrosion 102 peut être couplé de manière opérationnelle au moyen de transport 108 qui peut fournir une connectivité électrique, ainsi qu'une suspension mécanique, pour l'outil de détection de corrosion 102. Le moyen de transport 108 et l'outil de détection de corrosion 102 peuvent s'étendre à l'intérieur de la colonne de tubage 110 jusqu'à une profondeur souhaitée dans le puits de forage 112. Un tuyau d'essai 111, qui peut être représentatif de la colonne de tubage 110, est disposé sur la surface pour l'étalonnage de l'outil de détection de corrosion 102. Le moyen de transport 108 peut quitter la tête de puits 114, il peut passer autour de la poulie 116, il peut venir en prise avec Podomètre 118 et il peut être enroulé sur le treuil 120, qui peut être utilisé pour élever et abaisser l'outil de détection de corrosion 102 dans le puits de forage 112. Le moyen de transport 108 peut comprendre tout moyen de transport approprié pour l'outil de détection de corrosion 102, y compris, mais sans s'y limiter, un câble métallique, un câble lisse, un tube enroulé, un tuyau ou autre, qui peut fournir une suspension mécanique ainsi qu'une conductivité électrique pour l'outil de détection de corrosion 102 . Lorsque la communication de signaux à la surface est fournie, les signaux électriques du moyen de transport 108 peuvent être effectués à partir du treuil 120 et reliés au système de traitement d'informations 122 dans lequel les signaux peuvent être traités, et les informations qui y sont contenues peuvent être affichées pour qu'un opérateur puisse les observer et les stocker pour un futur traitement et à titre de référence. Il convient de noter que le système de traitement d'informations 122 peut être disposé sur la surface et/ou l'outil de détection de corrosion 102. Le traitement d’informations peut être effectué à la surface et/ou en fond du trou. Le traitement en fond de trou peut se produire lorsque le système de traitement d'informations 122 est disposé sur l'outil de détection de corrosion 102 et l'outil de détection de corrosion 102 peut être disposé dans le puits de forage 112. Le traitement en fond de trou peut être transmis à la surface à partir de l'outil de détection de corrosion 102. Les informations transmises peuvent être enregistrées, affichées, analysées plus en détail et/ou autre. Le système de traitement d'informations 122, décrit ci-dessous, peut également contenir un appareil pour fournir des signaux de commande et de l’énergie à l'ensemble outil de fond de trou, dans lequel l'ensemble outil de fond de trou comprend un outil de détection de corrosion 102.
[0020] Une colonne de tubage type 110 peut s'étendre à partir de la tête de puits 114 au niveau ou au-dessus du niveau du sol jusqu'à une profondeur sélectionnée dans le puits de forage 112. La colonne de tubage 110 peut comprendre une pluralité de joints ou de segments de tubage, chaque segment étant relié aux segments adjacents par un collier fileté.
[0021] La Figure 1 illustre également une colonne tubulaire type 124, qui peut être positionnée à l'intérieur de la colonne de tubage 110, s'étendant sur une partie de la distance vers le bas du puits de forage. Dans les exemples, un dispositif d'emballage 126 peut sceller l'extrémité inférieure de l'anneau de tubage tubulaire et peut fixer l'extrémité inférieure de la colonne tubulaire 124 au tubage 128. L'outil de détection de corrosion 102 peut être dimensionné de sorte qu'il peut être abaissé dans le puits de forage 112 par l'intermédiaire d'une colonne tubulaire 124, évitant ainsi la difficulté et les dépenses associées à la traction de la colonne tubulaire 124 hors du puits de forage 112.
[0022] Dans les systèmes de diagraphie tels que, par exemple, des systèmes de diagraphie utilisant l'outil de détection de corrosion 102, un système de télémétrie numérique peut être utilisé, dans lequel un circuit électrique peut être utilisé pour alimenter l'outil de détection de corrosion 102 et transférer des données entre le système de traitement d'informations 122 et l'outil de détection de corrosion 102. Une tension continue peut être fournie à l'outil de détection de corrosion 102 par une alimentation située au-dessus du niveau du sol, et des données peuvent être couplées au conducteur de courant continu par un système à impulsions de courant en bande de base. En variante, l'outil de détection de corrosion 102 peut être alimenté par des batteries situées à l'intérieur de l'ensemble outil de fond de trou et/ou les données fournies par l'outil de détection de corrosion 102 peuvent être stockées dans l'ensemble outil de fond de trou, plutôt que transmises à la surface lors de la diagraphie (détection de corrosion).
[0023] Les systèmes et les procédés de la présente invention peuvent être mis en œuvre, au moins en partie, avec le système de traitement d'informations 122. Le système de traitement d'informations 122 peut comprendre tout instrument ou ensemble d'instruments servant à calculer, évaluer, classer, traiter, transmettre, recevoir, récupérer, émettre, commuter, stocker, afficher, présenter, détecter, enregistrer, reproduire, manipuler ou utiliser toutes formes d'informations, de renseignements ou de données à des fins commerciales, scientifiques, de commande ou autres. Par exemple, le système de traitement d'informations 122 peut être un ordinateur personnel 130, un dispositif de stockage de réseau ou tout autre dispositif approprié et peut varier en taille, en forme, en performance, en fonctionnalité et en prix. Le système de traitement d'informations 122 peut comprendre une mémoire vive (RAM), une ou plusieurs ressources de traitement telles qu'une unité centrale de traitement (CPU) ou une logique de commande matérielle ou logicielle, une ROM et/ou d'autres types de mémoire non volatile. Des composants supplémentaires du système de traitement d'informations 122 peuvent comprendre un ou plusieurs lecteurs de disque, un ou plusieurs ports de réseau pour la communication avec des dispositifs externes ainsi que divers dispositifs d'entrée et de sortie (E/S) tels qu'un clavier 132, une souris et un écran vidéo 134. Le système de traitement d'informations 122 peut également comprendre un ou plusieurs bus servant à transmettre des communications entre les différents composants matériels.
[0024] En variante, les systèmes et les procédés de la présente invention peuvent être mis en œuvre, au moins en partie, avec des supports lisibles par ordinateur non transitoires 136. Les supports lisibles par ordinateur non transitoires peuvent comprendre tout instrument ou ensemble d'instruments qui peuvent conserver des données et/ou des instructions pendant une période de temps. Les supports lisibles par ordinateur non transitoires 136 peuvent comprendre, par exemple, des supports de stockage tels qu'un dispositif de stockage à accès direct (par exemple un lecteur de disque dur ou un lecteur de disquette), un dispositif de stockage à accès séquentiel (par exemple un lecteur de bande), un disque compact, un CD-ROM, un DVD, une RAM, une ROM, une mémoire morte programmable effaçable électriquement (EEPROM) et/ou une mémoire flash ; ainsi que des supports de communication tels que des câbles, des fibres optiques, des micro-ondes, des ondes radio et d'autres supports électromagnétiques et/ou optiques ; et/ou toute combinaison de ce qui précède.
[0025] La Figure 2 illustre l'outil de détection de corrosion 102 disposé dans le puits de forage 112. Dans des exemples, l'outil de détection de corrosion 102 peut comprendre une pluralité de récepteurs 106a-106f disposés à différentes distances de l'émetteur 104. Les récepteurs 106a-106f peuvent être désignés collectivement en tant que récepteurs 106a106f et individuellement en tant que premier récepteur 106a, deuxième récepteur 106b, troisième récepteur 106c, quatrième récepteur 106d, cinquième récepteur 106e et sixième récepteur 106f. L'émetteur 104 peut comprendre un noyau magnétique 200. Différentes configurations de l'émetteur 104 par rapport aux récepteurs 106a-106f peuvent bénéficier de la procédure d'étalonnage décrite ci-dessous. Dans les exemples, le noyau magnétique 200 peut fournir un niveau de signal augmenté avec un courant plus faible, ce qui peut augmenter les rapports signal/bruit et réduire la « diaphonie ». Dans les exemples, le noyau magnétique 200 peut être englobé par une bobine de détection 202, qui peut être intercalée pour mesurer le champ d'excitation au niveau de l'émetteur 104. Pour une quantité fixe de courant dans l'émetteur 104, l'utilisation du noyau magnétique 200 peut augmenter un niveau de signal. L'émetteur 104 peut comprendre des enroulements 204 (enroulements de câbles), dans lequel les enroulements 204 peuvent être intercalés avec la bobine de détection 202 qui peut être utilisée pour mesurer un champ généré par l'émetteur 104. Comme illustré, les récepteurs 106a-106f peuvent comprendre un noyau magnétique de récepteur 208 et/ou des enroulements de récepteur 206. Dans les exemples, le noyau magnétique de récepteur 208 et les enroulements de récepteur 206 peuvent augmenter la sensibilité de la mesure de récepteurs 106.
[0026] L'outil de détection de corrosion 102 peut être utilisé dans des tuyaux ayant tout diamètre extérieur approprié, y compris, mais sans s'y limiter, un diamètre extérieur d'environ 2 pouces (5,1 cm) à environ 18 pouces (46 cm). Le diamètre extérieur de l'émetteur 104 peut aller d'environ 0,5 pouce à environ 2 pouces. Le nombre de spires sur l'émetteur 104 peut être d'environ 200 à environ 5 000. La longueur de l’émetteur 104 peut être d’environ 4 pouces à environ 20 pouces. Le diamètre extérieur du récepteur 106 peut aller d'environ 0,5 pouce à environ 2 pouces. Le nombre de spires sur le récepteur 106 peut être d'environ 200 à environ 5 000. La longueur du récepteur 106 peut être d'environ 4 pouces à environ 20 pouces. L'émetteur 104 et le récepteur 106 peuvent être séparés d'une longueur d'environ 4 pouces à environ 80 pouces.
[0027] Dans les exemples, le premier récepteur 106a et le deuxième récepteur 106b les plus proches de l'émetteur 104 peuvent comprendre une région de champ proche. Le troisième récepteur 106c et le quatrième récepteur 106d peuvent comprendre une région de transition, et le cinquième récepteur 106e et le sixième récepteur 106f peuvent comprendre une région de champ lointain. Une bobine courbée 300 peut être disposée dans la région de champ proche, laquelle est illustrée sur la Figure 3. La bobine courbée 300 peut comprendre deux sous-enroulements enroulés dans des directions opposées, par exemple un premier enroulement 302 enroulé dans une première direction et un second enroulement 304 enroulé dans une seconde direction. La bobine courbée 300 peut remplacer le premier récepteur 106a et/ou le deuxième récepteur 106b. Le premier enroulement 302 et le second enroulement 304 peuvent permettre d'annuler une amplitude de champ direct produite par l'émetteur 104, en référence à la Figure 2, dans une configuration différente de l'outil de détection de corrosion 102. Dans les exemples, le nombre de spires du premier enroulement 302 et du second enroulement 304 et la distance entre la bobine courbée 300 et l'émetteur 104 (en référence à la Figure 2) peuvent être ajustés pour minimiser l'amplitude de la réponse différentielle du premier enroulement 302 et du second enroulement 304. Pendant le fonctionnement, la transmission de champs électromagnétiques par l'émetteur 104 et l'enregistrement de signaux par les récepteurs 106a-106f peuvent être commandés par le système de traitement d'informations 122 (en référence à la Figure 1). Cependant, avant le fonctionnement en fond de trou dans le puits de forage 112, en référence à la Figure 1, l'outil de détection de corrosion 102 peut être étalonné pour s'assurer que les récepteurs 106a-106f et les émetteurs 104 peuvent fonctionner de manière optimale.
[0028] Un procédé d'étalonnage peut comprendre la prise de mesures dans « l'air » et/ou une zone d'étalonnage qui peut être définie comme une zone éloignée du métal. Une zone éloignée du métal peut être définie comme une grande zone qui n'a pas de métal à proximité de l'outil de détection de corrosion 102 de sorte que les mesures représenteraient les mesures dans l'air sans la présence de métal. L'étalonnage peut être effectué par un système de traitement d'informations 122. L'étalonnage peut apporter les mesures des récepteurs 106a-106f dans des plages de tolérance acceptables, ce qui peut aider à identifier un éventuel dysfonctionnement dans l'outil de détection de corrosion 102. Pendant l'étalonnage, les mesures peuvent prendre en compte la signature de toutes les parties métalliques susceptibles d'introduire une erreur dans la mesure. Par exemple, le boîtier structurel qui peut faire partie de l'outil de détection de corrosion 102 et/ou des récepteurs 106a-106f qui peuvent affecter la mesure avec une erreur pouvant dépendre de la fréquence. Cet effet peut être caractérisé au moment de l'étalonnage pour en tenir compte dans les mesures. En général, cet effet peut être équivalent à un facteur multiplicatif constant, une réduction de la zone des récepteurs 106a-106f. Pour corriger cet effet, les réponses des récepteurs 106a-106f dans l'outil de détection de corrosion 102 peuvent prendre des mesures dans « l'air » afin d'éviter l'effet d'élément tubulaire. Des mesures peuvent être prises dans une installation et/ou au niveau d'une zone d'étalonnage de lieu de travail, une zone d'objets métalliques pouvant générer des signaux significatifs, une zone possible peut être à environ 20 pieds au-dessus du sol soulevée par une structure non métallique. Les changements dans les réponses des récepteurs 106a-106f mesurées peuvent générer des facteurs multiplicatifs qui peuvent être utilisés pour compenser l'effet du boîtier structurel, ce qui peut permettre une correction supplémentaire dans un tuyau d'essai 111.
[0029] L'émetteur 104 peut comprendre un noyau magnétique 200 avec des paramètres physiques connus. Les récepteurs 106a-106f peuvent être simulés une fois en présence du boîtier structurel de Foutil de détection de corrosion 102 et une seconde fois sans la présence du boîtier structurel. Pour illustrer l'utilisation de l'outil de détection de corrosion 102, une simulation a été effectuée en supposant que la dimension extérieure du boîtier est de 0,8 pouce et comprend quatre tuyaux concentriques avec des diamètres extérieurs de 2-7/8 pouces, 5 pouces, 9-5/8 pouces, et 13-3/8 pouces et des épaisseurs nominales respectives de 0,21 pouce, 0,62 pouce, 0,54 pouce et 0,51 pouce. Nous avons simulé les réponses de récepteur à un certain nombre de fréquences dans une plage comprise entre 0,5 Hz et 20 Hz. Les Figures 4a-4c et 5a5e montrent les variations en pourcentage des réponses de récepteur dues au boîtier structurel lorsque l'outil de détection de corrosion 102 est dans l'air (en référence aux Figures 4a-4c) et lorsque l'outil de détection de corrosion 102 est à l'intérieur les tuyaux peuvent être similaires, ce qui peut confirmer le processus d'étalonnage décrit ci-dessus.
[0030] La Figure 6 illustre un organigramme 600 qui illustre des étapes d'étalonnage pour étalonner l'outil de détection de corrosion 102, qui peuvent être exécutées par un système de traitement d'informations 122. Dans le bloc 602, l'outil de détection de corrosion 102 peut être placé dans une zone éloignée des parties métalliques. Par exemple, l'outil de détection de corrosion 102 peut être placé dans une zone d'étalonnage par induction au niveau d'une installation pour prendre des mesures de l'outil de détection de corrosion 102 fonctionnant dans « l'air ». Dans le bloc 604, l'outil de détection de corrosion 102 peut être placé dans un tuyau d'essai 111 (en référence à la Figure 1) au niveau d'une position prédéterminée à l'intérieur du tuyau d'essai 111 et des mesures de l'outil de détection de corrosion 102 peuvent être prises. Le bloc 606 fournit une étape qui vérifie que toutes les réponses se situent dans les limites de tolérance. Dans le bloc 608, les mesures prises dans « l'air » peuvent être utilisées pour extraire des facteurs multiplicatifs pour des tensions de récepteur. Un rapport entre les réponses peut être obtenu à partir de mesures avec les parties métalliques de l'outil de détection 102 et sans les parties métalliques de l'outil de détection 102. Les Figures 4a-4c et 5a-5e montrent que les rapports peuvent être identiques dans l'air et dans le tuyau. Ainsi, les facteurs multiplicatifs qui peuvent prendre en compte les parties métalliques de l'outil de détection de corrosion 102 peuvent être obtenus à partir de mesures dans l'air et peuvent être utilisés pour corriger les réponses de simulation dans le tuyau d'essai 111 afin de corriger la réponse pour ces parties métalliques. Dans le bloc 610, les mesures dans le tuyau d'essai 111 peuvent être évaluées pour les décalages pour la bobine courbée 300 (en référence à la Figure 3). On peut citer comme autre ensemble de paramètres qui peuvent être trouvés à partir des essais avec le tuyau d'essai 111 les paramètres de correction visant à améliorer la précision d'un modèle avancé et/ou d'une bibliothèque de réponses. On peut constater que les paramètres de correction tiennent compte des effets tels que la non-linéarité du noyau magnétique 200 et du tuyau de fond de trou qui ne peuvent normalement pas être pris en compte dans les modèles avancés. Dans le bloc 612, les coefficients trouvés peuvent être appliqués à des mesures de l'outil de détection de corrosion 102 pour corriger les effets de non-linéarité. Dans le bloc 614, un schéma d'inversion pour évaluer les propriétés du tuyau d'essai 111 peut être exécuté sur le système de traitement d'informations 122. L'inversion peut prendre en compte des paramètres physiques du tuyau d'essai 111, la géométrie du tuyau d'essai 111, le filtrage pour réduire le bruit, la moyenne de multiples données de capteur pour réduire le bruit, la prise en compte de la différence dans le rapport de multiples tensions pour normaliser les données, la suppression d'effets indésirables tels qu'une dérive de tension commune en raison de la température et/ou la correction de la température. L'inversion est vérifiée pour s'assurer que les valeurs évaluées se situent dans les limites de tolérance pour déterminer si l'outil de détection de corrosion 102 est suffisamment étalonné pour fonctionner. L'étape d'inversion peut être facultative car la vérification de la performance de l'outil peut être effectuée en comparant la mesure de signaux bruts par l'outil avant le traitement.
[0031] La Figure 7(a) illustre un graphique de lectures de tension idéales à travers les récepteurs 106a-106f et la Figure 7(b) illustre un graphique de lectures de tension réelles à travers les récepteurs 106a-106f. Dans les exemples, lorsque l'on prend des mesures dans un système d'outil de détection de corrosion 100 (en référence à la Figure 1) avec un noyau magnétique linéaire 200 et des matériaux de tuyau, il peut y avoir une variation linéaire des tensions de récepteur VR1 à VR6 par rapport à la tension de l'émetteur 104, comme le montre la Figure 7(a). Cependant, en raison des non-linéarités des noyaux magnétiques 200 (en particulier du noyau magnétique 200 pour l'émetteur 104) et des tuyaux, les tensions de récepteur VR1 à VR6 peuvent varier de manière non linéaire par rapport à la tension d'émetteur VT, comme le montre la Figure 7(b). Si l'effet non linéaire peut uniquement être dû au noyau magnétique 200 de l'émetteur 104, le flux produit par l'émetteur 104 a une relation non linéaire par rapport à la tension appliquée VT et, par conséquent, tous les récepteurs 106a à 106f présentent un comportement non linéaire similaire par rapport à la VT (la non linéarité commence à la même valeur de VT pour tous les récepteurs lors de l'augmentation de la VT). Cependant, si des nonlinéarités de tuyau sont également prises en compte, les récepteurs 106a à 106f peuvent présenter un comportement non linéaire différent par rapport à la VT. Les récepteurs 106a à 106f qui sont plus près de l'émetteur 104 peuvent subir des effets moins non linéaires tandis que ceux qui sont plus éloignés présentent un comportement plus non linéaire (la variation non linéaire commence pour des valeurs plus faibles de VT). L'effet peut être un indice sur le fait qu’à proximité de l'émetteur 104, un flux plus important traverse les tuyaux, ce qui conduit à pousser les tuyaux plus près des niveaux de saturation magnétique, en abaissant la perméabilité effective des tuyaux, en augmentant la réluctance magnétique des tuyaux, et enfin en bloquant une partie du flux pour atteindre des points plus éloignés. Ainsi, les récepteurs 106a à 106f qui peuvent être plus éloignés reçoivent un flux inférieur et produisent des niveaux de tension inférieurs à ceux que l’on peut attendre d'un modèle de tuyau linéaire. L'effet de ces effets non linéaires peut être évalué en surface par le système de traitement d'informations 122 pour divers nombres de tuyaux ayant des dimensions et des propriétés connues pour un outil de détection de corrosion 102 particulier. Des paramètres de correction peuvent être obtenus de sorte que la différence entre le modèle avancé ou la bibliothèque de réponses et les réponses mesurées pour les récepteurs 106a à 106f dans l'outil de détection de corrosion 102 peut être minimisée. Ces paramètres de correction peuvent ensuite être appliqués sur le modèle avancé ou la bibliothèque de réponses lors de l'utilisation des réponses mesurées de l'outil de détection de corrosion 102 en fond de trou et être utilisés dans un algorithme d'inversion. Ces coefficients peuvent représenter une linéarisation locale du problème non linéaire décrit sur la Figure 7(b).
[0032] Comme illustré sur la Figure 8, un procédé d'étalonnage de température 800 peut être appliqué pour corriger davantage des mesures de l'outil de détection de corrosion 102 (en référence à la Figure 1), lequel peut être exécuté par un système de traitement d'informations 122. Une correction par rapport à la température peut être nécessaire pour tenir compte des changements au niveau des propriétés de matériau dus à la température et des changements possibles au niveau des composants électroniques et/ou des parties de l'outil de détection de corrosion 102 dus à la variation de température. Dans le bloc 802, des données brutes des mesures peuvent être acquises. Dans le bloc 804, un filtrage et une moyenne peuvent être appliqués aux données. Dans le bloc 806, un étalonnage et une correction de température peuvent être appliqués aux mesures de l'outil de détection de corrosion 102. L'effet de la température peut être observé en tant que changement régulier dans la réponse de fond (pour les sections nominales des tuyaux). En détectant une telle variation et en appliquant des outils de traitement de signaux appropriés (tels que des filtres), cet effet peut être réduit. Dans le bloc 808, un schéma d'inversion peut être appliqué à des données brutes pour obtenir une épaisseur de colonne tubulaire 124.
[0033] La Figure 9 est une illustration d'un diagramme de flux pour un schéma d'inversion 900, qui peut être exécuté par un système de traitement d'informations 122 (en référence à la Figure 1). Le bloc 902 peut comprendre une bibliothèque comprenant des réponses pré-calculées. Le bloc 904 peut comprendre une réponse mesurée dans un mode peu profond. Le bloc 906 peut traiter le bloc 902 et le bloc 904 par inversion (par exemple via le filtrage par motif, les procédés itératifs) et la modélisation directe, comme le montre le bloc 908. Après le traitement dans le bloc 906, des paramètres des tuyaux les plus internes peuvent être fournis, comme indiqué dans le bloc 910. Le bloc 910 peut être utilisé avec une réponse mesurée en mode profond, comme indiqué dans le bloc 918. Le bloc 912 peut comprendre une bibliothèque comprenant des réponses pré-calculées. Le bloc 912, le bloc 916, qui peut comprendre une modélisation directe, et le bloc 918 peuvent être traités par le bloc 914 par inversion (par exemple via le filtrage par motif, les procédés itératifs) pour fournir des paramètres des tuyaux les plus externes, comme indiqué dans le bloc 920. Un schéma d'inversion peut comprendre des opérations qui peuvent être nécessaires pour convertir des réponses mesurées en paramètres de tuyau. Une image générale du schéma d'inversion peut être la suivante : la réponse mesurée peut être comparée à des signaux dans une bibliothèque ou à des signaux provenant d'un code de modélisation directe et un problème d'optimisation numérique itérative peut être résolu sur la base de la différence entre les deux. Un modèle numérique du tubage peut être construit pour la modélisation directe et la construction de la bibliothèque.
[0034] La modélisation directe peut comprendre une technique pour déterminer ce qu'un récepteur 106a à 106f donné mesurerait dans une formation et un environnement donnés en appliquant un ensemble d'équations théoriques pour la réponse de capteur. La modélisation directe peut être utilisée pour déterminer une réponse générale de nombreuses mesures de diagraphie électromagnétique. La modélisation directe peut également être utilisée pour l'interprétation, en particulier dans les puits horizontaux et les environnements complexes. Un ensemble d’équations théoriques (les modèles avancés) peut être ID, 2D ou 3D.
[0035] Les effets liés à la présence du boîtier de capteur, à la structure de tampon et au couplage mutuel entre l'émetteur 104 et les récepteurs 106a à 106f peuvent être corrigés en utilisant des informations préalables sur ces effets sur les mesures ou en effectuant une résolution pour certains ou pour l’ensemble d’entre eux pendant le processus d'inversion. Étant donné que tous ces effets peuvent être principalement des effets additifs, ils peuvent être supprimés en utilisant des schémas d'étalonnage appropriés. La partie multiplicative (mise à l’échelle) des effets peut être supprimée dans le processus d'étalonnage dans une diagraphie existante ou en utilisant une expérience d'étalonnage et une comparaison entre expérience et modélisation numérique. Tous les effets additifs, multiplicatifs et tous autres effets non linéaires peuvent être résolus en les incluant dans le processus d'inversion en tant que paramètre. En détectant et en évaluant la taille de défauts plus petits, des prévisions plus valables peuvent être formulées sur la durée de vie utile de l'élément tubulaire/des tubages ou une décision peut être prise pour remplacer des sections défectueuses.
[0036] Ce procédé et ce système peuvent comprendre l'une quelconque des diverses caractéristiques des compositions, des procédés et du système décrits dans les présentes, y compris une ou plusieurs des affirmations suivantes.
[0037] Affirmation 1 : Procédé d'étalonnage d'un outil de détection de corrosion comprenant : la disposition de l'outil de détection de corrosion dans une zone d'étalonnage ; l'alimentation d'un émetteur et la mesure d'une réponse sur un récepteur sur l'outil de détection de corrosion ; la disposition de l'outil de détection de corrosion dans un tuyau d'essai ; l'alimentation de l'émetteur et la mesure de la réponse sur le récepteur sur l'outil de détection de corrosion lorsqu'il est disposé dans le tuyau d'essai ; et la détermination d'un facteur multiplicatif pour le récepteur.
[0038] Affirmation 2 : Procédé selon l'affirmation 1, comprenant en outre la détermination d'un décalage pour une bobine courbée sur l'outil de détection de corrosion.
[0039] Affirmation 3 : Procédé selon l'affirmation 2 ou l'affirmation 1, comprenant en outre la modification d'une structure de la bobine courbée ou d'un certain nombre de spires de la bobine courbée pour placer la bobine courbée dans les limites de tolérance.
[0040] Affirmation 4 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, comprenant en outre l'application de coefficients à des mesures pour que le récepteur corrige des réponses mesurées non linéaires, dans lequel les coefficients sont obtenus à partir d’une bibliothèque de réponses.
[0041] Affirmation 5 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel la bibliothèque de réponses est construite à partir de données sur différentes configurations d'une colonne tubulaire.
[0042] Affirmation 6 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, comprenant en outre la réalisation d'une inversion pour évaluer des propriétés du tuyau d'essai.
[0043] Affirmation 7 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel l'inversion est vérifiée dans une limite de tolérance admissible.
[0044] Affirmation 8 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, comprenant en outre la réalisation d'une correction de température qui comprend : l'acquisition de données brutes, l'application d’un filtrage et d’une moyenne aux données brutes, l'application d'un étalonnage et d’une correction de température aux données brutes et la réalisation d'une inversion sur les données brutes pour obtenir une épaisseur d'une colonne tubulaire.
[0045] Affirmation 9 : Système comprenant : un outil de détection de corrosion, dans lequel l'outil de détection de corrosion comprend : un émetteur ; un récepteur ; et une bobine courbée ; un tuyau d'essai ; et un système de traitement d'informations, dans lequel le système de traitement d'informations sert à déterminer un facteur multiplicatif pour le récepteur sur la base d'une première réponse mesurée pour le récepteur dans une zone d'étalonnage et d'une seconde réponse mesurée pour le récepteur dans un tuyau d'essai.
[0046] Affirmation 10 : Système selon l'affirmation 9, dans lequel la bobine courbée peut comprendre un ou plusieurs sous-enroulements enroulés dans des directions opposées, dans lequel un premier enroulement est enroulé dans une première direction et un second enroulement est enroulé dans une seconde direction.
[0047] Affirmation 11 : Système selon l'affirmation 9 ou 10, dans lequel le système de traitement d'informations sert à appliquer un coefficient pour corriger des réponses mesurées non linéaires, dans lequel le coefficient est obtenu à partir d'une bibliothèque de coefficients.
[0048] Affirmation 12 : Système selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel le système de traitement d'informations sert à effectuer une inversion pour évaluer des propriétés du tuyau d'essai.
[0049] Affirmation 13 : Système selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel le système de traitement d'informations sert à alimenter l'émetteur et à mesurer une réponse sur le récepteur sur l'outil de détection de corrosion.
[0050] Affirmation 14 : Système selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel le système de traitement d’informations sert à alimenter l'émetteur et à mesurer une réponse sur le récepteur sur l'outil de détection de corrosion lorsque l'outil de détection de corrosion est disposé dans le tuyau d'essai.
[0051] Affirmation 15 : Système selon une quelconque affirmation précédente, comprenant en outre une pluralité de récepteurs sur l'outil de détection de corrosion.
[0052] Affirmation 16 : Procédé de fonctionnement d'un outil de détection de corrosion comprenant : la disposition de l'outil de détection de corrosion dans une colonne tubulaire ; l'alimentation de l'émetteur ; la mesure d'une réponse sur un récepteur sur l'outil de détection de corrosion lorsqu'il est disposé dans la colonne tubulaire ; le stockage de la réponse en tant que donnée brute du récepteur sur un système de traitement d'informations ; et le calcul de propriétés de la colonne tubulaire à partir des données brutes.
[0053] Affirmation 17 : Procédé selon l'affirmation 16, comprenant en outre une étape visant à déterminer des paramètres d'un tuyau le plus interne qui comprend la mesure d'une réponse dans un mode peu profond sur l'outil de détection de corrosion, la réalisation d'une inversion numérique avec des données d'une bibliothèque et un modèle avancé, et la production des paramètres du tuyau le plus interne.
[0054] Affirmation 18 : Procédé selon l’affirmation 16 ou 17, comprenant en outre une étape visant à déterminer des paramètres d'un tuyau le plus externe qui comprend la mesure d'une réponse dans un mode profond sur l'outil de détection de corrosion, la réalisation d'une inversion numérique avec des données d'une bibliothèque et un modèle avancé des paramètres d’un tuyau le plus externe et la production des paramètres du tuyau le plus externe.
[0055] Affirmation 19 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel le système de traitement d'informations sert à effectuer une correction de température comprenant l'application d’un filtrage et d’une moyenne aux données brutes, l'application d'un étalonnage et d’une correction de température aux données brutes et la réalisation d'une inversion sur les données brutes pour obtenir une épaisseur de la colonne tubulaire.
[0056] Affirmation 20 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel le système de traitement d'informations sert à effectuer une inversion pour déterminer des paramètres d'un tuyau le plus interne comprenant la mesure d'une réponse dans un mode peu profond sur l'outil de détection de corrosion, la réalisation d'une inversion numérique avec des données d'une bibliothèque et un modèle avancé, et la production des paramètres du tuyau le plus interne.
[0057] La description précédente fournit différents exemples des systèmes et procédés d'utilisation décrits dans les présentes qui peuvent contenir différentes étapes de procédé et des combinaisons alternatives de composants. Il faut comprendre que, même si des exemples individuels peuvent être abordés dans les présentes, la présente invention couvre toutes les combinaisons des exemples décrits, y compris, sans limitation, les différentes combinaisons de composants, les combinaisons d'étapes de procédé et les propriétés du système. Il faut comprendre que les compositions et les procédés sont décrits comme « comprenant », « contenant » ou « incluant » divers composants ou étapes, les compositions et les procédés peuvent également « se composer essentiellement » ou « être constitués » des différents composants et étapes. De plus, les articles indéfinis « un » ou « une », tels qu'utilisés dans les revendications, sont définis dans les présentes comme signifiant un ou plusieurs des éléments qu'ils introduisent.
[0058] Pour des raisons de brièveté, seules certaines plages sont explicitement décrites dans les présentes. Cependant, les plages allant de toute limite inférieure peuvent être combinées avec toute limite supérieure pour citer une plage non citée explicitement, et les plages allant de toute limite inférieure peuvent être combinées avec toute autre limite inférieure pour citer une plage non citée explicitement, de la même façon, les plages allant de toute limite supérieure peuvent être combinées avec toute autre limite supérieure pour citer une plage non citée explicitement. En outre, chaque fois qu'une plage numérique ayant une limite inférieure et une limite supérieure est décrite, tout nombre et toute plage incluse se situant dans la plage sont spécifiquement décrits. En particulier, toute plage de valeurs (sous 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 ») décrite dans les présentes doit être comprise comme établissant tous les nombres et toutes les plages compris dans la plus grande plage de valeurs, même si elle n’est pas explicitement citée. Ainsi, chaque point ou valeur individuelle peut servir de limite inférieure ou supérieure combinée à tout autre point ou valeur individuelle ou à toute autre limite inférieure ou supérieure, pour citer une plage non citée explicitement.
[0059] Par conséquent, les présents exemples sont bien adaptés pour atteindre les fins et les avantages mentionnés ainsi que ceux qui y sont inhérents. Les exemples particuliers décrits ci-dessus ne sont que des exemples et peuvent être modifiés et mis en œuvre selon des manières différentes mais équivalentes évidentes pour l'homme du métier ayant le bénéfice des enseignements décrits dans les présentes. Même si des exemples individuels sont abordés, l'invention couvre toutes les combinaisons de tous les exemples. En outre, aucune limitation n'est destinée aux détails de construction ou de conception mentionnés dans les présentes, sauf dans les cas décrits dans les revendications ci-dessous. En outre, les termes dans les revendications ont leur sens manifeste et ordinaire, à moins qu'il soit explicitement et clairement défini par le titulaire du brevet. Il est donc évident que les exemples illustratifs particuliers décrits ci-dessus peuvent être changés ou modifiés et toutes ces variations sont considérées comme relevant du champ d'application et de l'esprit de ces exemples. S'il y a un 5 quelconque conflit concernant l’utilisation d'un mot ou d'un terme dans la présente spécification et dans un ou plusieurs brevets ou d'autres documents qui peuvent être incorporés par renvoi aux présentes, les définitions conformes à la présente spécification doivent être adoptées.
Claims (15)
- REVENDICATIONS1. Procédé d'étalonnage d'un outil de détection de corrosion comprenant :
la disposition de l'outil de détection de corrosion dans une zone d'étalonnage ; 1' alimentation d'un émetteur et la mesure d' une réponse sur un récepteur sur l'outil de détection de corrosion r la disposition de l'outil de détection de corrosion dans un tuyau d'essai ; l'alimentation de l'émetteur et la mesure de la réponse sur le récepteur sur l'outil de détection de corrosion lorsqu'il est disposé dans le tuyau d'essai ; et la détermination d'un facteur multiplicatif pour le récepteur. - 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre la détermination d'un décalage pour une bobine courbée sur l'outil de détection de corrosion et, facultativement, la modification d'une structure de la bobine courbée ou d'un certain nombre de spires de la bobine courbée pour placer la bobine courbée dans les limites de tolérance.
- 3.Procédé selon la revendication 1 ou la revendication2, comprenant en outre l'application de coefficients à des mesures pour que le récepteur corrige des réponses mesurées non linéaires, dans lequel les coefficients sont obtenus à partir d'une bibliothèque de réponses, et dans lequel la bibliothèque de réponses est construite, facultativement, à partir de données sur différentes configurations d'une colonne tubulaire.
- 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre la réalisation d'une inversion pour évaluer des propriétés du tuyau d'essai, et dans lequel l'inversion est vérifiée dans une limite de tolérance admissible.
- 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre la réalisation d'une correction de température qui comprend : l'acquisition de données brutes, l'application d'un filtrage et d'une moyenne aux données brutes, l'application d'un étalonnage et d'une correction de température aux données brutes et la réalisation d'une inversion sur les données brutes pour obtenir une épaisseur d'une colonne tubulaire.
- 6. Système comprenant :un outil de détection de corrosion, dans lequel l'outil de détection de corrosion comprend :un émetteur ;un récepteur ; et une bobine courbée ;un tuyau d'essai ; et un système de traitement d'informations, dans lequel le système de traitement d'informations sert à déterminer un facteur multiplicatif pour le récepteur sur la base d'une première réponse mesurée pour le récepteur dans une zone d'étalonnaqe et d'une seconde réponse mesurée pour le récepteur dans un tuyau d'essai.
- 7. Système selon la revendication 6, dans lequel la bobine courbée peut comprendre un ou plusieurs sousenroulements enroulés dans des directions opposées, et dans lequel un premier enroulement est enroulé dans une première direction et un second enroulement est enroulé dans une seconde direction.
- 8.Système selon la revendication6 ou la revendication7, dans lequel le système de traitement d'informations sert à :appliquer un coefficient pour corriger des réponses mesurées non linéaires, dans lequel le coefficient est obtenu à partir d'une bibliothèque de coefficients ;et effectuer, facultativement, une inversion pour évaluer des propriétés du tuyau d'essai.
- 9.Système selon1' une quelconque des revendications6 à 8, dans lequel le système de traitement d'informations sert à alimenter l'émetteur et à mesurer une réponse sur le récepteur sur l'outil de détection de corrosion.
- 10.Système selon1' une quelconque des revendications à 9, dans lequel le système de traitement d'informations réponse sur le récepteur sur l'outil de détection de corrosion lorsque l'outil de détection de corrosion est disposé dans le tuyau d'essai.
- 11. Système selon l'une quelconque des revendications 6 à 10, comprenant en outre une pluralité de récepteurs sur l'outil de détection de corrosion.
- 12. Procédé de fonctionnement d'un outil de détection de corrosion comprenant :la disposition de l'outil de détection de corrosion dans une colonne tubulaire ;l'alimentation de l'émetteur ;la mesure d'une réponse sur un récepteur sur l'outil de détection de corrosion lorsqu'il est disposé dans la colonne tubulaire ;le stockage de la réponse en tant que donnée brute du récepteur sur un système de traitement d'informations ; et le calcul de propriétés de la colonne tubulaire à partir des données brutes.
- 13.Procédé selon la revendication12, comprenant en outre une étape visant à déterminer des paramètres d ' un tuyau le plus interne, qui comprend la mesure d'une réponse dans un mode détection de corrosion, la réalisation d'une inversion numérique avec des données d'une bibliothèque et un modèle avancé, et la production des paramètres du tuyau le plus interne.
- 14 .Procédé selon la revendication 12 ou la revendication 13, comprenant en outre une étape visant à déterminer des paramètres d'un tuyau le plus externe qui comprend la mesure d'une réponse dans un mode profond sur l'outil de détection de corrosion, la réalisation d ' une inversion numérique avec des données d'une bibliothèque et un modèle avancé des paramètres d'un tuyau le plus externe, et la production des paramètres du tuyau le plus externe.
- 15.Procédé selon1' une quelconque des revendications 12 à 14, dans lequel le système de traitement d'informations sert à :effectuer une correction de température qui comprend :l'application d'un filtrage et d'une moyenne aux données brutes ;l'application d'un étalonnage et d'une correction de température aux données brutes ; et la réalisation d'une inversion sur les données brutes pour obtenir une épaisseur de la colonne tubulaire ; et5 effectuer, facultativement, une inversion pour déterminer des paramètres d'un tuyau le plus interne comprenant :la mesure d'une réponse dans un mode peu profond sur l'outil de détection de corrosion ;10 la réalisation d'une inversion numérique avec des données d'une bibliothèque et un modèle avancé ; et la production des paramètres du tuyau le plus interne.117FICL12/7 ^-106c £-208
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