FR3067055A1

FR3067055A1 - Technique par courant de foucault de champ distant pour l'inspection de la corrosion de multiples tuyaux comprenant des sections de rransition

Info

Publication number: FR3067055A1
Application number: FR1853784A
Authority: FR
Inventors: Reza Khalaj Amineh; Burkay Donderici; Luis Emilio San Martin
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2017-06-02
Filing date: 2018-05-02
Publication date: 2018-12-07
Also published as: GB201912666D0; US10961841B2; US20190078434A1; GB2574159A; WO2018222209A1; BR112019021303A2

Abstract

L'invention décrit des systèmes et des procédés pour la détection de la corrosion des tubes de fond de trou. Un procédé peut comprendre la pose d'un outil de diagraphie électromagnétique dans un puits de forage, dans lequel l'outil de diagraphie électromagnétique peut comprendre un émetteur et un récepteur ; la prise d'une première mesure avec l'outil de diagraphie électromagnétique dans une première section nominale du puits de forage, dans lequel la première section nominale peut comprendre M tuyaux, dans lequel M peut être un nombre de tuyaux positionnés dans la première section nominale ; la prise d'une deuxième mesure avec l'outil de diagraphie électromagnétique dans une deuxième section nominale du puits de forage, dans lequel la deuxième section nominale peut comprendre N tuyaux, dans lequel N peut être un nombre de tuyaux dans la deuxième section nominale, dans lequel N peut être différent de M; le calcul d'une différence de phase entre la première et la deuxième mesures ; le calcul d'une différence d'épaisseur entre la première et la deuxième mesures ; le calcul d'une première pente à partir d'au moins la différence de phase et la différence d'épaisseur ; la prise d'une troisième mesure dans une section non nominale du puits de forage et le calcul d'une épaisseur associée à une profondeur de la troisième mesure à l'aide d'au moins la première pente et la troisième mesure.

Description

TECHNIQUE PAR COURANT DE FOUCAULT DE CHAMP DISTANT POUR

L’INSPECTION DE LA CORROSION DE MULTIPLES TUYAUX COMPRENANT DES

SECTIONS DE TRANSITION

CONTEXTE [0001] Dans le cadre de l’exploration et de la production de gaz et de pétrole, un réseau de puits, d’installations et d’autres conduits peut être mis en place en reliant ensemble des sections de tuyau métallique. Par exemple, une installation de puits peut être complétée, en partie, en descendant 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 ex., un agencement multi-colonne concentrique) pour permettre différentes opérations associées à la complétion du puits, à la production ou pour des options de récupération assistée du pétrole (EOR).

[0002] La corrosion des tuyaux métalliques est un problème constant. Des efforts pour atténuer la corrosion comprennent l’utilisation d’alliages résistants à ia corrosion, de revêtements, de traitements et de transfert de la corrosion, parmi d’autres. Des efforts pour améliorer la surveillance de la corrosion sont également en cours. Pour les colonnes de tubage de fond de trou, divers types d’outils de surveillance de la corrosion sont disponibles. Un type d’outil de surveillance de la corrosion utilise des champs électromagnétiques (EM) pour estimer l’épaisseur du tuyau ou d’autres indicateurs de la corrosion. Comme exemple, un outil de diagraphie EM peut recueillir des données de journal EM, qui peuvent être interprétées pour corréler un niveau de fuite d’écoulement ou d’induction EM avec la corrosion. Lorsque de multiples colonnes de tubage sont utilisées ensemble, la bonne gestion des opérations de l’outil de diagraphie EM de détection de la corrosion et de l’interprétation des données peut être complexe.

BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES [0003] Ces dessins illustrent certains aspects de certains exemples de la présente divulgation, et ne doivent pas servir à limiter ou à définir la divulgation.

[0004] La figure 1 est un exemple d’illustration d’un environnement de fonctionnement pour un outil de diagraphie EM.

[0005] La figure 2 est un exemple de graphique illustrant une approche pour éliminer le besoin de réaliser une simulation pour dériver la variation linéaire.

[0006] Les figures 3A et 3 B sont des exemples de schémas illustrant les positions d’un outil de diagraphie EM à l’intérieur d’une colonne de tubage.

[0007] La figure 4 illustre des exemples d’estimations d’interpolation/d’extrapolation.

[0008] La figure 5 illustre un exemple de graphique comparant l’estimation de l’épaisseur globale avec la variation de l’épaisseur globale réelle le long de la profondeur.

[0009] La figure 6 illustre un autre exemple de graphique comparant l’estimation de l’épaisseur globale avec la variation de l’épaisseur globale réelle le long de la profondeur.

DESCRIPTION DÉTAILLÉE [0010] Cette divulgation peut concerner de façon générale des systèmes et des procédés pour la détection de la corrosion des tubes de fond de trou, par ex., tels que des tubages et des tuyaux (par ex., une colonne de tubage, une pluralité de tuyaux concentriques). Cette divulgation peut concerner les techniques par courant de Foucault pour les caractérisations de multiples tuyaux.

[0011] La figure 1 illustre un environnement de fonctionnement pour un outil de diagraphie EM 100 tel que divulgué ici. L’outil de diagraphie EM 100 peut comprendre un émetteur 102 et des récepteurs 104. L’outil de diagraphie EM 100 peut être couplé en fonctionnement à un moyen de transport 106 (par ex., une ligne câblée, un câble lisse, un tubage enroulé, un tuyau, un tracteur de fond de trou, etc.) qui peut fournir une suspension mécanique, aussi bien qu’une connectivité électrique, pour l’outil de diagraphie EM 100. Le moyen de transport 106 et l’outil de diagraphie EM 100 peuvent se prolonger à l’intérieur de la colonne de tubage 108 jusqu’à une profondeur souhaitée à l’intérieur du puits de forage 110. Le moyen de transport 106, qui peut comprendre un ou plusieurs conducteurs électriques, peut sortir de la tête de puits 112, peut passer autour de la poulie 114, peut entrer en prise avec Podomètre 116 et peut être enroulé sur un treuil 118, qui peut être utilisé pour ramener et descendre l’ensemble d’outils dans le puits de forage 110. Les signaux enregistrés par l’outil de diagraphie EM 100 peuvent être stockés dans la mémoire et ensuite traités par l’unité d’affichage et de stockage 120 après récupération de l’outil de diagraphie EM 100 du puits de forage 110. Par ailleurs, les signaux enregistrés par l’outil de diagraphie EM 100 peuvent être transmis à l’unité de stockage et d’affichage 120 par un moyen de transport 106. L’unité de stockage et d’affichage 120 peut traiter les signaux, et les informations contenues dans celle-ci peuvent être affichées à un opérateur pour l’observation et le stockage pour un traitement et une référence dans le futur. Par ailleurs, les signaux peuvent être traités au fond du trou avant la réception par l’unité de stockage et d’affichage 120, ou à la fois au fond du trou et à la surface, par ex., par l’unité de stockage et d’affichage 120. L’unité de stockage et d’affichage 120 peut également contenir un appareil pour la fourniture de signaux de commande et de courant à l’ensemble d’outils de fond de trou, dans lequel l’ensemble d’outils de fond de trou comprend un outil de diagraphie EM 100. Une colonne de tubage 108 type peut se prolonger de la tête de puits 112 au niveau de ou au-dessus du niveau du sol jusqu’à une profondeur choisie à l’intérieur d’un puits de forage 110. La colonne de tubage 108 peut comprendre une pluralité d’articulations ou de segments de tubage, chaque segment étant relié aux segments adjacents par un collier fileté.

[0012] La figure 1 illustre également un train de tiges 122 type, qui peut être positionné à l’intérieur de la colonne de tubage 108 se prolongeant sur une partie de la distance vers le bas du puits de forage 110. Le train de tiges 122 peut être une colonne de production, un train de tiges, une colonne de tubage ou un autre tuyau placé à l’intérieur de la colonne de tubage 108. Le train de tiges 122 peut comprendre des tuyaux concentriques. L’outil de diagraphie EM 100 peut être dimensionné pour qu’il puisse être descendu dans le puits de forage 110 à travers le train de tiges 122, évitant ainsi la difficulté et les dépenses associées à l’enlèvement du train de tiges 122 du puits de forage 110.

[0013] Dans les systèmes de diagraphie, tels que, par ex., les systèmes de diagraphie utilisant l’outil de diagraphie EM 100, un système de télémétrie numérique peut être utilisé, dans lequel un circuit électrique peut être utilisé pour à la fois fournir du courant à l’outil de diagraphie EM 100 et transférer des données entre l’unité de stockage et d’affichage 120 et l’outil de diagraphie EM 100. Une tension en courant continu peut être fournie à l’outil de diagraphie EM 100 par une alimentation en courant située au-dessus du niveau du sol, et des données peuvent être couplées au conducteur du courant continu par un système d’impulsion de courant à bande de base. Par ailleurs, l’outil de diagraphie EM 100 peut être alimenté par des batteries localisées à l’intérieur de l’ensemble d’outils de fond de trou, et/ou les données fournies par l’outil de diagraphie EM 100 peuvent être stockées à l’intérieur de l’ensemble d’outils de diagraphie, plutôt que d’être transmises vers la surface au cours de la diagraphie (détection de la corrosion).

[0014] L’outil de diagraphie EM 100 peut être utilisé pour l’excitation de l’émetteur 102. L’émetteur 102 peut émettre des champs magnétiques dans la formation souterraine 125. Les champs magnétiques provenant de l’émetteur 102 peuvent être appelés des champs magnétiques primaires. Les champs magnétiques primaires peuvent produire des courants de Foucault dans les tuyaux concentriques placés dans le puits de forage 110, tels que la colonne de tubage 108 et le train de tiges 122. Ces courants de Foucault, à leur tour, produisent des champs magnétiques secondaires qui peuvent être détectés avec les champs magnétiques primaires par les récepteurs 104. La caractérisation de la colonne de tubage 108 et du train de tiges 122, y compris la détermination des attributs du tuyau, peut être réalisée en mesurant et en traitant ces champs magnétiques. Les attributs du tuyau peuvent comprendre, sans limitation, l'épaisseur du tuyau, la conductivité du tuyau et/ou la perméabilité du tuyau. Des exemples non limitatifs d’émetteurs 102 appropriés peuvent comprendre une bobine et un enroulement solénoïde d’une forme quelconque. Comme exemple, les récepteurs 104 peuvent comprendre des bobines réceptrices (par ex., des bobines réceptrices inclinées), des récepteurs magnétomètres ou une spire solénoïde d’une forme quelconque.

[0015] Tel qu’illustré, les récepteurs 104 peuvent être positionnés sur l’outil de diagraphie EM 100 à des distances choisies (par ex., des espacements axiaux) loin de l’émetteur 102. Les espacements axiaux des récepteurs 104 à partir des émetteurs 102 peuvent varier, par ex., d’environ 0 cm (0 po.) à environ 101,6 cm (40 po.) ou plus. Il doit être compris que la configuration de l’outil de diagraphie EM 100 montrée dans la figure 1 est simplement illustrative et d’autres configurations de l’outil de diagraphie EM 100 peuvent être utilisées avec les techniques de la présente invention. Un espacement de 0 cm (0 po.) peut être obtenu en colocalisant des bobines avec des diamètres différents. Alors que la figure 1 illustre seulement un réseau unique de récepteurs 104, il peut y avoir de multiples réseaux de capteurs dans lesquels la distance entre l’émetteur 102 et les récepteurs 104, dans chacun des réseaux de capteurs, peut varier. En outre, l’outil de diagraphie EM 100 peut comprendre plusieurs émetteurs 102 et plus ou moins de six des récepteurs 104. En outre, l’émetteur 102 peut être une bobine implémentée pour la transmission de champs magnétique tout en mesurant également des champs électromagnétiques, dans certains cas. Lorsque de multiples émetteurs 102 sont utilisés, leur fonctionnement peut être multiplexé ou multiplexé dans le temps. Par exemple, un émetteur 102 unique peut émettre, par ex., un signal multifréquences ou un signal à large bande. Même s’il n’est pas illustré, l’outil de diagraphie EM 100 peut comprendre un émetteur 102 et un récepteur 104 qui sont sous la forme de bobines ou de solénoïdes positionnés co-axialement à l’intérieur d’un tube de fond de trou (par ex., la colonne de tubage 108) et une séparation le long de l’axe de l’outil. Par ailleurs, l’outil de diagraphie EM 100 peut comprendre un émetteur 102 et un récepteur 104 qui sont sous la forme de bobines ou de solénoïdes positionnés coaxialement à l’intérieur d’un tube de fond de trou (par ex., la colonne de tubage 108) et colocalisés le long de l’axe de l’outil.

[0016] La transmission des champs électromagnétiques par l’émetteur 102 et l’enregistrement des signaux par les récepteurs 104 peuvent être commandés par l’unité de stockage et d’affichage 120, qui peut comprendre un système de traitement d’informations 124.

Tel qu’illustré, le système de traitement d’informations 124 peut être un composant de T unité de stockage et d’affichage 120. Par ailleurs, le système de traitement d’informations 124 peut être un composant de l’outil de diagraphie EM 100. Un système de traitement d’informations 124 peut comprendre toute instrumentalité ou regroupement d’instrumentalités qui peut fonctionner pour calculer, estimer, classer, traiter, transmettre, recevoir, récupérer, générer, commuter, stocker, afficher, manifester, détecter, enregistrer, reproduire, manipuler ou utiliser une quelconque forme d’informations, d’intelligence ou des données dans un but monétaire, scientifique, de contrôle ou à d’autres fins. Par exemple, un système de traitement d’informations 124 peut être un ordinateur personnel, un dispositif de stockage en réseau ou tout autre dispositif approprié et peut varier en matière de taille, de forme, de performances, de fonctionnalité et de prix. Le système de traitement d'informations 124 peut comprendre une unité de traitement 126 (par ex., un microprocesseur, une unité centrale, etc.) qui peut traiter des données de diagraphie EM en exécutant un logiciel ou des instructions provenant d’un support non transitoire lisible par ordinateur local ou distant 128 (par ex., des disques optiques, des disques magnétiques). Le support non transitoire lisible par ordinateur 128 peut stocker un logiciel ou des instructions des procédés décrits ici. Le support non transitoire lisible par ordinateur 128 peut comprendre toute instrumentalité ou ensemble d’instrumentalités susceptible de retenir des données et/ou des instructions pendant un certain temps. Le support non transitoire lisible par ordinateur 128 peut comprendre, par ex., un support de stockage tel qu’un dispositif de stockage à accès direct (par ex., un disque dur ou une disquette), un dispositif de stockage à accès séquentiel (par ex., une cassette), 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 télécommunication tels que des câbles, des fibres optiques, des micro-ondes, des ondes radio et d’autres supports électromagnétiques et/ou optiques ; et/ou une combinaison quelconque des éléments précédents. Le système de traitement d'informations 124 peut également comprendre un ou des dispositifs d'entrée 130 (par ex., un clavier, une souris, un pavé tactile, etc.) et un ou des dispositifs de sortie 132 (par ex., un écran, une imprimante, etc.). Le ou les dispositifs d'entrée 130 et/ou le ou les dispositifs de sortie 132 procurent une interface d'utilisateur qui permet à un opérateur d’interagir avec l'outil de diagraphie EM 100 et/ou avec le logiciel exécuté par l'unité de traitement 126. Par exemple, le système de traitement d’informations 124 peut permettre à un opérateur de sélectionner des options d'analyse, de visualiser des données de diagraphie collectées, d’afficher des résultats d’analyse et/ou d’effectuer d'autres tâches.

[0017] L’outil de diagraphie EM 100 peut utiliser une quelconque technique EM basée sur le courant de Foucault (« CF ») pour l’inspection des tuyaux concentriques (par ex., la colonne de tubage 108 et le train de tiges 122). Les techniques par CF peuvent être particulièrement appropriées pour la caractérisation d’un agencement multi-trains dans lequel des tuyaux concentriques sont utilisés. Les techniques par CF peuvent comprendre, sans limitation, les techniques par CF du domaine de fréquence et les techniques par CF du domaine temporel.

[0018] Dans les techniques par CF du domaine de fréquence, l’émetteur 102 de l’outil de diagraphie EM 100 peut être alimenté par un signal sinusoïdal continu, produisant des champs magnétiques primaires qui illuminent les tuyaux concentriques (par ex., colonne de forage 108 et train de tiges 122). Les champs magnétiques primaires produisent des courants de Foucault dans les tuyaux concentriques. Ces courants de Foucault, à leur tour, produisent des champs magnétiques secondaires qui peuvent être détectés avec les champs magnétiques primaires par les récepteurs 104. La caractérisation des tuyaux concentriques peut être réalisée en mesurant et en traitant ces champs magnétiques.

[0019] Dans les techniques par CF du domaine temporel, qui peuvent également être appelées CF pulsées (CFP), l’émetteur 102 peut être alimenté par une impulsion. Tout comme la technique du domaine de fréquence CF, les champs magnétiques primaires transitoires sont produits en raison de la transition de l’impulsion de l’état désactivé à l’état activé ou de l’état activé à l’état désactivé (plus courant). Ces champs magnétiques transitoires peuvent produire des courants de Foucault dans les tuyaux concentriques (par ex., colonne de forage 108 et train de tiges 122). Les courants de Foucault, à leur tour, produisent des champs magnétiques secondaires qui peuvent être mesurés par les récepteurs 104 placés à une certaine distance de l’outil de diagraphie EM 100 de l’émetteur 102, comme il est démontré dans la figure 1. Par ailleurs, les champs magnétiques secondaires peuvent être mesurés par un récepteur colocalisé (non illustré) ou avec l’émetteur 102 lui-même.

[0020] Il doit être compris que même si la colonne de tubage 108 est illustrée sous forme d’une colonne de tubage unique, il peut y avoir de multiples tuyaux concentriques placés dans la section du puits de forage 110 avec la colonne de tubage 108. Les données de diagraphie EM peuvent être obtenues dans deux ou plusieurs sections du puits de forage 110 avec de multiples tuyaux concentriques. Par exemple, l’outil de diagraphie EM 100 peut prendre une première mesure dans une première section nominale 111 du puits de forage 110, dans lequel la première section nominale lll comprend M tuyaux, dans lequel M est un nombre de tuyaux positionnés dans la première section nominale 111. Le terme nominal peut décrire une section de tuyaux au niveau de laquelle le tuyau ne présente pas de changement « important » dans l’épaisseur, qui peut être proche en valeur à l’épaisseur indiquée dans un plan de puits. Le terme « important » peut vouloir dire plus d’environ 1 % pour le premier tuyau, environ 2 % pour le deuxième tuyau, environ 4 % pour le troisième tuyau, environ 6 % pour le quatrième tuyau et environ 8 % pour les tuyaux plus profonds. L’outil de diagraphie EM 100 peut prendre une deuxième mesure dans une deuxième section nominale 113 du puits de forage 110, dans lequel la deuxième section nominale 113 comprend N tuyaux, dans lequel N est un nombre de tuyaux dans la deuxième section nominale 113, dans lequel N est différent de M. L’outil de diagraphie EM 100 peut calculer une différence de phase entre la première et la deuxième mesures et une différence d’épaisseur entre la première et la deuxième mesures. L’outil de diagraphie EM 100 peut calculer une première pente à partir de la différence de phase et la différence d’épaisseur. L’outil de diagraphie EM 100 peut prendre une troisième mesure dans une section « non nominale » 115 du puits de forage 110. Une section « non nominale » peut décrire une section dans laquelle les épaisseurs sont sensiblement différentes des épaisseurs nominales. L’outil de diagraphie EM 100 peut utiliser la première pente et la troisième mesure pour calculer une épaisseur associée à une profondeur de la troisième mesure. L’outil de diagraphie EM 100 peut prendre une décision opérationnelle (par ex., des décisions d’intervention ou de production) basée sur l’épaisseur associée à la profondeur de la troisième mesure. La première, la deuxième et la troisième mesures peuvent être réalisées dans un régime de courant de Foucault de champ distant. Le régime de courant de Foucault de champ distant peut comprendre une fréquence d’environ 1 Hz à environ 200 Hz et un espacement d’environ 30,5 cm (12 po.) à environ 152,4 cm (60 po.) entre l’émetteur 102 et les récepteurs 104. L’outil de diagraphie EM 100 peut prendre une quatrième mesure dans une troisième section nominale 117 du puits de forage 110, dans lequel la troisième section nominale 117 comprend K tuyaux. L’outil de diagraphie EM 100 peut prendre une cinquième mesure dans une quatrième section nominale 119 du puits de forage 110, dans lequel la quatrième section nominale 119 comprend L tuyaux, dans lequel L est différent de K. L’outil de diagraphie EM 100 peut calculer une différence de phase entre la quatrième et la cinquième mesures. L’outil de diagraphie EM 100 peut calculer une différence d’épaisseur entre la quatrième et la cinquième mesures. L’outil de diagraphie EM 100 peut calculer une deuxième pente à partir de la différence de phase et la différence d’épaisseur. L’outil de diagraphie EM 100 peut prendre une sixième mesure dans une section non nominale 123 du puits de forage 110. L’outil de diagraphie EM 100 peut utiliser la première et la deuxième pentes et la sixième mesure pour calculer une épaisseur associée à une profondeur de la sixième mesure. L’outil de diagraphie EM 100 peut utiliser une combinaison linéaire de la première et de la deuxième pentes pour calculer les épaisseurs associées à la troisième et à la sixième mesures. Une décision opérationnelle basée sur l’épaisseur associée à la profondeur de la sixième mesure peut être prise.

[0021] Dans le CF du domaine de fréquence, tel que mentionné ci-dessus, lorsque la fréquence de l’excitation est ajustée de sorte que de multiples réflexions dans la paroi du tuyau (par ex., la colonne de tubage 108 ou le train de tiges 122) sont insignifiantes et que l’espacement entre les bobines est suffisamment grande pour que la contribution de l’impédance mutuelle provenant du mode de guide d’onde dominant (mais pas évanescent) est petit en comparaison à la contribution de l’impédance mutuelle provenant du composant à branche coupée, l’effet du courant de Foucault à champ distant (RFEC) peut être observé. Dans un régime RFEC, l’impudence mutuelle entre la bobine de l’émetteur 102 et la bobine de l’un des récepteurs 104, peut être sensible à l’épaisseur de la paroi du tuyau. Pour être plus spécifique, la phase de l’impédance varie sous forme de :

(1) et la grandeur de l’impédance démontre la dépendance :

exp f— (2) dans lequel ω représente la fréquence angulaire de la source d’excitation, μ représente la perméabilité magnétique du tuyau, σ représente la conductivité électrique du tuyau, et t représente l’épaisseur du tuyau. En utilisant la définition commune de la profondeur de la peau pour le métal sous forme de :

₍₃₎

La phase de l’impédance varie sous forme de :

φ— 2— ^Ψ δ (4) et la grandeur de l’impédance démontre la dépendance :

expf-21/ <>] (5) [0022] Dans le RFEC, la quantité estimée peut être l’épaisseur globale du métal. Ainsi, pour de multiples tuyaux, le paramètre estimé peut être la globalité ou la somme des épaisseurs des tuyaux. La variation quasi-linéaire de la phase de l’impédance mutuelle avec l’épaisseur globale du métal peut être utilisée pour réaliser une estimation rapide pour estimer l’épaisseur globale de multiples tuyaux. À cette fin, pour un quelconque jeu de dimensions de tuyau donné, de propriétés de matériau et de configuration d’outils, une telle variation linéaire peut être rapidement construite et utilisée pour rapidement estimer l’épaisseur globale des tuyaux. Afin d’établir cette variation linéaire, deux simulations peuvent être réalisées. Une simulation avec la section nominale des tuyaux (épaisseur globale /„) et une seconde simulation avec un changement de l’épaisseur globale pour les tuyaux de sorte que ce changement de l’épaisseur globale (Atm=tn-tm) soit plus grand qu’un quelconque changement d’épaisseur globale possible pour la configuration de test. En ayant les phases simulées φ_η et <p_mcorrespondant aux épaisseurs globales de t_n et t_m, une ligne peut être établie représentant le changement dans la phase des réponses reçues versus le changement de l’épaisseur globale, tel que le démontre la figure 2. En utilisant cette ligne d’estimation, tout changement dans la phase de la réponse mesurée peut être inversé en changement dans l’épaisseur globale des tuyaux.

[0023] La figure 2 illustre graphiquement l’établissement de la variation linéaire pour l’estimation basée sur les suppositions RFEC. Une approche permettant d’éliminer le besoin de réalisation de la simulation pour dériver la variation linéaire est illustrée dans la figure 2. Le changement au niveau de la phase mesuré lorsque le nombre de tuyaux change au cours du processus de diagraphie peut être utilisé. Afin d’utiliser les suppositions RFEC, une priorité doit être connue, par ex., à travers la simulation d’un plan de puits avec des distances émetteur/récepteur et une fréquence qui doit être utilisée. Pour les tuyaux types utilisés dans les trous de forage cuvelés, les distances émetteur/récepteur plus grandes que 89 cm (35 po.) et des fréquences autour de 1 Hz peuvent être des candidates appropriées. Cependant, les fréquences peuvent aller d’environ 1 Hz à environ 200 Hz. L’approche susmentionnée peut présenter un ou plusieurs désavantages suivants : (i) l’utilisation d’outils de modélisation pourrait ne pas être nécessaire, (ii) elle pourrait réduire les erreurs d’estimation qui peuvent se produire en raison des simulations imprécises ou un mésappariement entre les phases simulées et mesurées, (iii) elle peut entraîner une estimation de l’épaisseur globale plus précise de multiples tuyaux, ce qui pourrait en fin de compte avoir un impact positif important sur le procédé de production.

[0024] En utilisant la différence de phase mesurée pour Ai tuyaux à M-\ tuyaux pour l’estimation de l’épaisseur globale dans les sections avec M tuyaux ou M~\ tuyaux :

supposons qu’un outil RFEC (par ex., l’outil de diagraphie EM 100) est utilisé pour l’estimation de l’épaisseur globale de M tuyaux, tel que le démontre les figures 3A et 3B avec des perméabilités magnétiques relatives et des épaisseurs de μ, et T_t (z=l,..., M), respectivement. La phase de la réponse reçue lorsque l’outil de diagraphie EM 100 peut être en position 1, c.-à-d., la figure 3A, (en mesurant M-l tuyaux) et lorsque l’outil peut être en position 2, c.-à-d., la figure 3B, (en mesurant AL tuyaux) peut être identifiée par φ,ν^ ι et respectivement. Les figures 3 A et 3B sont des illustrations schématiques d’un exemple de configuration multi-tuyaux pour un outil de diagraphie EM 100. Tel qu’illustré, l’outil de diagraphie EM 100 peut être positionné à l’intérieur de multiples tuyaux concentriques. De multiples tuyaux concentriques 300 peuvent comprendre un premier tube de fond de trou 302, un deuxième tube de fond de trou 304 et un troisième tube de fond de trou 306. Le premier tube de fond de trou 302 peut être le plus interne des multiples tuyaux concentriques 300 et le troisième tube de fond de trou 306 peut être le plus externe des multiples tuyaux concentriques 300, le deuxième tube de fond de trou 304 étant positionné entre le premier tube de fond de trou 302 et le troisième tube de fond de trou 306. Alors que les multiples tuyaux concentriques 300 dans les figures 3 A et 3 B comprennent seulement trois tubes de fond de trou, il doit être compris qu’une configuration multi-tuyaux pour l’outil de diagraphie EM 100 peut comprendre deux, trois, quatre, cinq trains de tuyaux concentriques ou plus. Tel qu’illustré, l’outil de diagraphie EM 100 peut comprendre un émetteur 102 et un récepteur 104, qui peuvent être sous forme de bobines. Les mesures provenant des récepteurs 104 peuvent être traitées pour déterminer les attributs des multiples tuyaux concentriques 300. Dans la figure 3A, l’outil de diagraphie EM 100 est positionné pour mesurer M-l tuyaux (par ex., un premier tube de fond de trou 302 et un deuxième tube de fond de trou 304). Dans la figure 3B, l’outil de diagraphie EM 100 est positionné pour mesurer M tuyaux (par ex., le premier tube de fond de trou 302, le deuxième tube de fond de trou 304 et le troisième tube de fond de trou 306). En utilisant les valeurs de Φλ/-ι et Φλ/ et l’épaisseur nominale connue d’avance pour AL tuyaux, une ligne d’estimation peut être dérivée pour être utilisée pour l’estimation RFEC. Dans ce cas, les paramètres t_n, t_m, φ„ et φ„₍ de la figure 2 sont définis comme :

Φ» Φλ/(6)

Φλ» Φλ/- i(7) t- «r

Ajî—1 ⁱ i (8) ffl, **&·-—X ê [0025] Une ligne d’estimation (pente de la ligne) qui est dérivée de la transition du journal à partir de AL tuyaux à M~1 tuyaux peut être utilisée pour l’estimation du changement de l’épaisseur globale lorsque l’outil de diagraphie EM 100 collecte des données pour les M tuyaux ou A/-1 tuyaux.

[0026] Utilisation de la différence de phase mesurée pour M tuyaux et M~N tuyaux pour l’estimation de l’épaisseur globale dans une quelconque section arbitraire (un quelconque nombre de tuyaux). Cette ligne d’estimation peut également être dérivée à l’aide de la phase mesurée pour M tuyaux et M-N tuyaux. Dans ce cas, en utilisant les valeurs de φ ν-,ν et φν/ et l’épaisseur nominale connue d’avance pour les M tuyaux, une ligne d’estimation peut être dérivée pour être utilisée pour l’estimation RFEC. Dans ce cas, les paramètres t_n, t_m, φ„ et φ„, de la figure 2 sont définis comme :

Φη Φ/tf( 10) φη, Φλ/-v(11) * γ

ΣΜ—Ν γ i=l ^li (13) [0027] En utilisant la pente d’une telle ligne d’estimation, une quelconque différence de phase entre la section nominale et la section défectueuse des tuyaux dans les sections avec M'tuyaux peut être inversée en changement d’épaisseur globale (différence entre épaisseur globale au niveau de la section défectueuse et épaisseur globale au niveau de la section nominale pour le nombre de tuyaux correspondant).

[0028] En associant plusieurs lignes d’estimation : une ou plusieurs lignes d’estimation dérivées avec l’un quelconque des procédés divulgués ci-dessus peuvent être associées pour produire une ligne d’estimation unique pour un quelconque autre nombre arbitraire de tuyaux.

[0029] Si les pentes de N lignes d’estimation dérivées à partir de l’un quelconque des procédés susmentionnés sont identifiées par m\, i-rg, m\-, celles-ci peuvent être associées avec des poids appropriés (Wî) pour produire une ligne d’estimation globale avec une pente de m_t sous forme de :

(14) [0030] Un autre procédé consisterait à associer les changements estimés de l’épaisseur globale ΔΕ],..., Δ7ν, à partir de chaque ligne d’estimation individuelle. Celles-ci peuvent être associées, par ex., dans une somme pondérée pour produire une estimation finale du changement d’épaisseur globale pour les tuyaux sous forme de :

(15) [0031] Estimation de 1’interpolation/Γ extrapolation : un autre procédé consisterait à ajuster l’épaisseur et les données de phase par tuyaux à une fonction pour interpoler/extrapoler vers une quelconque phase donnée. Graphiquement, ceci peut être représenté, tel qu’illustré dans la figure 4. Les coefficients CS de la fonction f peuvent être calculés sous forme de :

C_s - - Μ²) (16) [0032] La fonction f peut être polynomiale dans laquelle les coefficients Cs sont des coefficients polynomiaux. La fonction f peut être un ajustement quadrature gaussienne, dans laquelle Cs sont des coefficients de quadrature gaussienne. Après le calcul des coefficients Cs, pour une quelconque profondeur donnée dans le puits dans laquelle la mesure de phase est φ, l’épaisseur t peut être calculée sous forme de :

t=(CS^) (17) [0033] Détermination de la phase nominale : les procédés susmentionnés peuvent nécessiter la détermination des phases nominales φί pour chacun des Mtuyaux i = 1,..., M. L’épaisseur nominale t; peut être disponible à partir d’un plan de puits donné qui définit les points de profondeur du début ds_t et les points de profondeur de la fin de,, qui peuvent être transformés en une courbe d’épaisseur cohérente avec le plan de puits comme une fonction de la profondeur t(d). Les mesures provenant de. l’outil de diagraphie EM 100 peuvent également être une fonction de la profondeur d, et peuvent être représentées sous forme de φ(ίΖ). Une fois que la réponse de la phase nominale est obtenue par l’un des procédés suivants, l’utilisation de celle-ci et la somme des valeurs de l’épaisseur nominale au niveau des sections correspondantes peuvent être utilisées pour dériver la ligne d’estimation RFEC.

[0034] Moyenne simple : la phase associée à la section peut être calculée sous forme de la moyenne de toutes les mesures de phase dans cette section :

(18) [0035] Histogramme par tuyau : un histogramme Η(φ) des valeurs de phase φ(ίΖ) peut être produit pour chaque tuyau :

Η₂(φ) = msto^am^(d)U_f<d<de.) (19) [0036] La valeur qui correspond au pic de l’histogramme peut être choisie comme la phase choisie :

eromax <h = Φ (Η_έ(Φ)) (20) [0037] Histogramme : un histogramme Η(φ) des valeurs de phase φ(<ί) peut être produit pour le puits en entier :

Η(φ) = Histogramfâ(d)) (21) [0038] La valeur qui correspond aux pics de l’histogramme peut être choisie comme les phases choisies :

Φί = (22)

«²Η(φ,)	(23)
[0039]	L’avantage pourrait être que les points de début et de fin de la

section de tuyau dans le plan de puits ne doivent peut-être pas être connus.

[0040]

En utilisant d’autres caractéristiques des tuyaux : dans les

techniques décrites ci-dessus, on peut proposer de produire la ligne d’estimation RFEC à partir d’au moins deux sections dans le journal apparenté à différents nombres de tuyaux. Cependant, ces techniques peuvent également être implémentées en supposant qu’il existe des caractéristiques connues, telles que des colliers sur une section du journal, avec un nombre fixe de tuyaux. Ces caractéristiques peuvent être suffisamment longues le long de la profondeur (deux ou trois fois plus grandes que la longueur maximale de l’émetteur (par ex., l’émetteur 102, illustré dans la figure 1) et les bobines réceptrices (par ex., le récepteur 104, illustré dans la figure 1) afin de pouvoir utiliser les approximations RFEC. Dans un tel cas, la différence de phase entre les sections nominales des tuyaux avec et sans ces caractéristiques et le changement global d’épaisseur en raison de ces caractéristiques peuvent être utilisés pour établir une ligne d’estimation RFEC. Cette ligne peut ensuite être utilisée pour faire l’estimation de l’épaisseur globale pour les sections défectueuses avec le même nombre de tuyaux ou un nombre différent. Les lignes d’estimation dérivées de cette façon peuvent également être combinées d’une façon semblable aux techniques décrites ci-dessus.

[0041] Afin de faciliter une meilleure compréhension de la présente divulgation, les exemples suivants de certains aspects de certains des systèmes et procédés sont donnés. En aucun cas, les exemples suivants ne doivent être interprétés comme limitant, ou définissant, la portée totale de la divulgation.

EXEMPLES [0042] Exemple 1 : un émetteur (par ex., l’émetteur 102, tel qu’illustré dans la figure 1) et un récepteur (par ex., le récepteur 104, illustré dans la figure 1) sont utilisés pour l’estimation RFEC d’une configuration de tuyaux qui montre une transition de trois tuyaux vers deux tuyaux, tel que le démontre les figures 3A et 3B. Le récepteur 104 peut être placé à une distance de 101 cm (40 po.) de l’émetteur 102 et les données sont acquises à 1 Hz. Le Tableau 1 présente les paramètres des tuyaux et les emplacements et les dimensions du défaut. La figure 5 illustre les résultats de l’Exemple 1 : comparaison des variations estimées et réelles 5 de l’épaisseur globale le long de la profondeur de trois cas dans lesquels les lignes d’estimation sont dérivées pour les tuyaux avec des perméabilités magnétiques relatives de 65, 75 et 85. La perméabilité magnétique relative des sections défectueuses peut être de 75.

N° de tuyau	Diamètre extérieur	—₇---------------- Epaisseur	Dimensions du défaut Longueur x Profondeur	Position du défaut
Tuyau 1	7,3 cm (2 7/8 po.)	0,55 cm (0,217 po.)	Aucun défaut	Aucun défaut
Tuyau 2	17,8 cm (7 po.)	0,82 cm (0,324 po.)	1,5 m x 0,25 cm (5 pds. x 0,097 po.)	18,3 m (60 pds.)
1,5 m x 0,12 cm (5 pds. x 0,048 po.)	21,3 m (70 pds.)
Tuyau 3	24,45 cm (9 5/8 po.)	1,38 cm (0,545 po.)	1,5 m x 0,41 cm (5 pds. x 0,163 po.)	9,1 m (30 pds.)
1,5 m x 0,21 cm (5 pds. x 0,081 po.)	4,6 m (15 pds.)

Tableau 1 : Paramètres des tuyaux et défauts pour l’Exemple 1.

[0043] La ligne d’estimation peut être établie selon la différence de phase entre la phase mesurée au niveau de la section avec trois tuyaux et la section avec deux tuyaux, les deux avec des sections nominales des tuyaux. Cette ligne d’estimation peut ensuite être utilisée pour réaliser l’estimation de l’épaisseur globale des tuyaux le long de la profondeur. La figure 5 compare l’estimation de l’épaisseur globale avec la variation de l’épaisseur globale réelle le long de la profondeur. On peut observer que les valeurs estimées correspondent aux valeurs réelles.

[0044] On s’attend à ce que la perméabilité des tuyaux puisse changer le long de la profondeur. Trois lignes d’estimation RFEC basées sur des transitions de trois tuyaux à deux tuyaux lorsque les perméabilités magnétiques relatives des tuyaux sont d’environ 65, 75 et 85 peuvent être dérivées. Ensuite, ces lignes d’estimation peuvent être utilisées pour l’estimation de l’épaisseur des sections défectueuses dans lesquelles les tuyaux ont une perméabilité magnétique relative d’environ 75. La figure 5 compare les résultats de l’estimation de l’épaisseur globale avec les vrais résultats pour ces trois cas. On peut observer que les 5 résultats ne changent pas beaucoup lors de l’utilisation des lignes d’estimation RFEC dérivées des tuyaux avec des perméabilités légèrement différentes.

[0045] Exemple 2 : un émetteur (par ex., l’émetteur 102, tel qu’illustré dans la figure 1) et un récepteur (par ex., le récepteur 104, tel qu’illustré dans la figure 1) sont utilisés pour l’estimation RFEC d’une configuration de tuyaux qui montre une transition de 10 quatre tuyaux vers trois tuyaux. Le récepteur 104 peut être placé à une distance d’environ 102 cm (40 po.) de l’émetteur 102 et les données peuvent être acquises à environ 1 Hz. Le Tableau 2 présente les paramètres des tuyaux et les emplacements et les dimensions du défaut. La figure 6 illustre les résultats de l’Exemple 2 : comparaison des variations estimées et réelles de l’épaisseur globale le long de la profondeur de trois cas dans lesquels les lignes d’estimation 15 sont dérivées pour les tuyaux avec des perméabilités magnétiques d’environ 65, 75 et 85. La perméabilité magnétique relative des sections défectueuses peut être d’environ 75.

N° de tuyau	Diamètre extérieur	Epaisseur	Dimensions du défaut Longueur x Profondeur	Position du défaut
Tuyau 1	7,3 cm (2 7/8 po.)	0,55 cm (0,217 po.)	Aucun défaut	Aucun défaut
Tuyau 2	17,8 cm (7 po.)	0,82 cm (0,324 po.)	1,5 m x 0,25 cm (5 pds. x 0,097 po.)	18,3 m (60 pds.)
Tuyau 3	24,45 cm (9 5/8 po.)	1,38 cm (0,545 po.)	1,5 m x 0,41 cm (5 pds. x 0,163 po.)	m (15 pds)
1,5 m x 0,21 cm (5 pds. x 0,081 po.)	21,3 m (70 pds.)
Tuyau 4	34 cm (13 3/8 po.)	1,31 cm (0,514 po.)	1,5 m x 0,39 cm (5 pds. x 0,154 po.)	9,1 m (30 pds.)

Tableau 2 : Paramètres des tuyaux et défauts pour l’Exemple 2.

[0046] La ligne d’estimation peut être établie selon la différence de phase entre la phase mesurée au niveau de la section avec quatre tuyaux et la section avec trois tuyaux, les deux avec des sections nominales des tuyaux. Cette ligne d’estimation peut ensuite être utilisée pour réaliser l’estimation de l’épaisseur globale des tuyaux le long de la profondeur. La figure 6 compare l’estimation de l’épaisseur globale avec la variation de l’épaisseur globale réelle le long de la profondeur. On peut observer que les valeurs estimées correspondent aux valeurs réelles.

[0047] On peut s’attendre à ce que la perméabilité des tuyaux puisse changer le long de la profondeur. Trois lignes d’estimation RFEC basées sur des transitions de trois tuyaux à deux tuyaux lorsque les perméabilités magnétiques relatives des tuyaux sont de 65, 75 et 85 peuvent être dérivées. Ensuite, ces lignes d’estimation peuvent être utilisées pour l’estimation de l’épaisseur des sections défectueuses dans lesquelles les tuyaux ont une perméabilité magnétique relative de 75. La figure 6 compare les résultats de l’estimation de l’épaisseur globale avec les vrais résultats pour ces trois cas. On peut observer que les résultats ne changent pas beaucoup lors de l’utilisation des lignes d’estimation RFEC dérivées des tuyaux avec des perméabilités légèrement différentes.

[0048] Par conséquent, cette divulgation décrit des systèmes et des procédés qui peuvent être utilisés pour la détection de la corrosion des tubes de fond de puits. Sans limitation, les systèmes et les procédés peuvent davantage être caractérisés par l’une ou plusieurs des déclarations suivantes :

[0049] Déclaration 1 : Un procédé peut comprendre le placement d’un outil de diagraphie électromagnétique dans un puits de forage, dans lequel l’outil de diagraphie électromagnétique peut comprendre un émetteur et un récepteur ; la prise d’une première mesure avec l’outil de diagraphie électromagnétique dans une première section nominale du puits de forage, dans lequel la première section nominale peut comprendre M tuyaux, dans lequel M peut être un nombre de tuyaux positionnés dans la première section nominale ; la prise d’une deuxième mesure avec l’outil de diagraphie électromagnétique dans une deuxième section nominale du puits de forage, dans lequel la deuxième section nominale peut comprendre N tuyaux, dans lequel N peut être un nombre de tuyaux dans la deuxième section nominale, dans lequel N peut être différent de M ; le calcul d’une différence de phase entre la première et la deuxième mesures ; le calcul d’une différence d’épaisseur entre la première et la deuxième mesures ; le calcul d’une première pente à partir d’au moins la différence de phase et la différence d’épaisseur ; la prise d’une troisième mesure dans une section non nominale du puits de forage et le calcul d’une épaisseur associée à une profondeur de la troisième mesure à l’aide d’au moins la première pente et la troisième mesure.

[0050] Déclaration 2 : Le procédé selon la Déclaration 1, comprenant également la prise d’une décision opérationnelle basée sur l’épaisseur associée à la profondeur de la troisième mesure.

[0051] Déclaration 3 : Le procédé selon la Déclaration 1 ou la Déclaration 2, dans lequel la première, la deuxième et la troisième mesures peuvent être réalisées dans un régime de courant de Foucault de champ distant.

[0052] Déclaration 4 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, dans lequel le régime de courant de Foucault de champ distant peut comprendre une fréquence d’environ 1 Hz et un espacement d’environ 12 po. à environ 60 po. entre l’émetteur et les récepteurs.

[0053] Déclaration 5 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, comprenant également la prise d’une quatrième mesure avec l’outil de diagraphie électromagnétique dans une troisième section nominale du puits de forage, dans lequel la troisième section nominale peut comprendre K tuyaux.

[0054] Déclaration 6 : Le procédé selon une quelconque revendication précédente, comprenant également la prise d’une cinquième mesure avec l’outil de diagraphie électromagnétique dans une quatrième section nominale du puits de forage, dans lequel la quatrième section nominale peut comprendre L tuyaux, dans lequel L peut être différent de K.

[0055] Déclaration 7 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, comprenant également le calcul d’une différence de phase entre la quatrième et la cinquième mesures.

[0056] Déclaration 8 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, comprenant également le calcul d’une différence d’épaisseur entre la quatrième et la cinquième mesures.

[0057] Déclaration 9 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, comprenant également le calcul d’une deuxième pente à partir de la différence de phase entre la quatrième et la cinquième mesures et la différence d’épaisseur entre la quatrième et la cinquième mesures.

[0058] Déclaration 10 : Le procédé selon une quelconque revendication précédente, comprenant également la prise d’une sixième mesure dans une section non nominale du puits de forage.

[0059] Déclaration 11 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, comprenant également le calcul d’une épaisseur associée à une profondeur de la sixième mesure à l’aide d’au moins la première et la deuxième pentes.

[0060] Déclaration 12 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, comprenant également la prise d’une décision opérationnelle basée sur l’épaisseur associée à la profondeur de la sixième mesure.

[0061] Déclaration 13 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, dans lequel la décision opérationnelle peut comprendre des décisions d’intervention dans le puits ou de production.

[0062] Déclaration 14 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, comprenant également le calcul des épaisseurs associées à la troisième et à la sixième mesures à l’aide d’une combinaison linéaire de la première et de la deuxième pentes.

[0063] Déclaration 15 : Un système de détection de la corrosion peut comprendre : un outil de diagraphie électromagnétique, dans lequel l’outil de diagraphie électromagnétique peut comprendre : un émetteur ; un récepteur ; un système de traitement d’informations conçu pour : prendre une première mesure dans une première section nominale d’un puits de forage, dans lequel la première section nominale peut comprendre M tuyaux, dans lequel Λ/peut être un nombre de tuyaux positionnés dans la première section nominale ; prendre une deuxième mesure dans une deuxième section nominale du puits de forage, dans lequel la deuxième section nominale peut comprendre N tuyaux, dans lequel N peut être un nombre de tuyaux dans la deuxième section nominale, dans lequel N peut être différent de M ; calculer une différence de phase entre la première et la deuxième mesures ; calculer une différence d’épaisseur entre la première et la deuxième mesures ; calculer une première pente à partir d’au moins la différence de phase et la différence d’épaisseur ; prendre une troisième mesure dans une section non nominale du puits de forage et calculer une épaisseur associée à une profondeur de la troisième mesure à l’aide de la première pente et de la troisième mesure.

[0064] Déclaration 16 : Le système de détection de la corrosion selon la Déclaration 15, dans lequel N = M- 1.

[0065] Déclaration 17 : Le système de détection de la corrosion selon la Déclaration 15 ou la Déclaration 16, dans lequel la première , la deuxième et la troisième mesures peuvent être réalisées dans un régime de courant de Foucault de champ distant.

[0066] Déclaration 18 : Le système de détection de la corrosion selon l’une quelconque des Déclarations 15 à 17, dans lequel le régime de courant de Foucault de champ distant peut comprendre une fréquence d’environ 1 Hz à environ 200 Hz et un espacement d’environ 12 po. à environ 60 po. entre l’émetteur et le récepteur.

[0067] Déclaration 19 : Le système de détection de la corrosion selon l’une quelconque des Déclarations 15 à 18, dans lequel l’émetteur peut comprendre une bobine, un solénoïde, ou des combinaisons de ceux-ci, et dans lequel le récepteur peut comprendre une bobine, un magnétomètre, une spire de solénoïde, ou des combinaisons de ceux-ci.

[0068] Déclaration 20 : Le système de détection de la corrosion selon l’une quelconque des Déclarations 15 à 19, dans lequel le système de traitement d’informations est également conçu pour : prendre une quatrième mesure dans une troisième section nominale du puits de forage, dans lequel la troisième section nominale peut comprendre K tuyaux ; prendre une cinquième mesure dans une quatrième section nominale du puits de forage, dans lequel la quatrième section nominale peut comprendre L tuyaux, dans lequel L peut être différent de K ; calculer une différence de phase entre la quatrième et la cinquième mesures ; calculer une différence d’épaisseur entre la quatrième et la cinquième mesures ; calculer une deuxième pente à partir de la différence de phase entre la quatrième et la cinquième mesures et la différence d’épaisseur entre la quatrième et la cinquième mesures et prendre une sixième mesure dans une section non nominale du puits de forage.

[0069] La précédente description fournit plusieurs exemples de systèmes et de procédés d’utilisation décrits ici, qui peuvent contenir différentes étapes de procédé et d’autres combinaisons de composants. Il doit être compris que, bien que les exemples individuels puissent être présentés ici, la présente description couvre toutes les combinaisons des exemples divulgués, comprenant, sans limitation, les différentes combinaisons de composants, les combinaisons d’étape de procédé et les propriétés du système. On comprendra que les compositions et les procédés sont décrits comme « comprenant », « contenant » ou « incluant » divers composants ou étapes, les compositions et procédés peuvent aussi « être constitués essentiellement de » ou « être constitués de » divers composants et étapes. En outre, les articles indéfinis « un » ou « une », tels qu’ils sont utilisés dans les revendications, sont définis ici pour signifier un ou plusieurs éléments parmi l’élément qu’ils introduisent.

[0070] Par souci de concision, seuls certains intervalles sont décrits explicitement ici. Toutefois, les intervalles partant de toute limite inférieure peuvent être combinés avec toute limite supérieure pour couvrir un intervalle non explicitement indiqué, et des intervalles partant de toute limite inférieure peuvent être combinés à toute autre limite inférieure pour couvrir un intervalle non explicitement indiqué, de la même manière, les intervalles partant de toute limite supérieure peuvent être combinés avec toute autre limite supérieure pour indiquer un intervalle non indiqué explicitement. De plus, à chaque fois qu’on indique un intervalle numérique avec une limite inférieure et une limite supérieure, tout chiffre ou tout intervalle compris qui se trouve à l’intérieur de l’intervalle est spécifiquement inclus. En particulier, chaque intervalle de valeurs (de la forme, « d’environ a à environ b » ou, de façon équivalente, « d’environ a à b », ou, de façon équivalente, « d’environ a-b ») indiqué ici doit être compris comme décrivant chaque nombre et chaque intervalle englobé à l’intérieur de l’intervalle le plus large de valeurs s’il n’est pas explicitement indiqué. Ainsi, chaque point ou valeur individuelle peut servir à sa propre limite inférieure ou supérieure combinée à tout autre point ou valeur individuelle ou à toute autre limite inférieure ou supérieure, pour indiquer un intervalle non indiqué explicitement.

[0071] Par conséquent, les présents exemples sont bien adaptés pour réaliser les objectifs et les avantages mentionnés et également ceux qui sont inhérents à la présente invention. Les exemples particuliers décris ci-dessus ne sont qu’illustratifs, étant donné que la présente invention peut être modifiée et pratiquée de façons différentes mais équivalentes qui seront évidentes aux spécialistes du domaine qui bénéficient des enseignements de l’invention. Bien que seuls des exemples individuels soient décrits, l’invention couvre toute combinaison de tous les exemples. De plus, aucune limitation n’est prévue aux détails de construction ou de conception décrits ici, autres que ceux décrits dans les revendications cidessous. En outre, les termes dans les revendications ont leur signification claire et ordinaire, sauf en cas d’indication explicite et claire autre définie par le demandeur. Il est donc évident que les exemples illustratifs particuliers décrits ci-dessus peuvent être altérés ou modifiés, et toutes ces variations sont considérées comme faisant partie de la portée et de l’esprit de ces exemples. En cas de conflit dans les usages d’un mot ou d’un terme dans cette description et dans au moins un brevet ou un autre document susceptible de se trouver ici à titre de référence, les définitions qui sont en accord avec cette description doivent être adoptées.

Claims

REVENDICATIONS

Ce qui est revendiqué :

1. Procédé comprenant :

la pose d’un outil de diagraphie électromagnétique dans un puits de forage, dans lequel l’outil de diagraphie électromagnétique comprend un émetteur et un récepteur ;

la prise d’une première mesure avec l’outil de diagraphie électromagnétique dans une première section nominale du puits de forage, dans lequel la première section nominale comprend M tuyaux, dans lequel M est un nombre de tuyaux positionnés dans la première section nominale ;

la prise d’une deuxième mesure avec l’outil de diagraphie électromagnétique dans une deuxième section nominale du puits de forage, dans lequel la deuxième section nominale comprend N tuyaux, dans lequel N est un nombre de tuyaux dans la deuxième section nominale, dans lequel N est différent de M ;

le calcul d’une différence de phase entre la première et la deuxième mesures ;

le calcul d’une différence d’épaisseur entre la première et la deuxième mesures ;

le calcul d’une première pente à partir d’au moins la différence de phase et la différence d’épaisseur ;

la prise d’une troisième mesure dans une section non nominale du puits de forage ; et le calcul d’une épaisseur associée à une profondeur de la troisième mesure à l’aide d’au moins la première pente et la troisième mesure.
2. Procédé selon la revendication 1, comprenant également la prise d’une décision opérationnelle basée sur l’épaisseur associée à la profondeur de la troisième mesure.
3. Procédé selon les revendications 1 ou 2, dans lequel la première, la deuxième et la troisième mesures sont réalisées dans un régime de courant de Foucault de champ distant, et éventuellement, dans lequel le régime de courant de Foucault de champ distant comprend une fréquence d’environ 1 Hz et un espacement d’environ 12 à environ 60 po. entre l’émetteur et les récepteurs.
4. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant également la prise d’une quatrième mesure avec l’outil de diagraphie électromagnétique dans une troisième section nominale du puits de forage, dans lequel la troisième section nominale comprend K tuyaux, et éventuellement, comprenant également la prise d’une cinquième mesure avec l’outil de diagraphie électromagnétique dans une quatrième section nominale du puits de forage, dans lequel la quatrième section nominale comprend L tuyaux, dans lequel L est différent de K.
5. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant également le calcul d’une différence de phase entre la quatrième et la cinquième mesures et/ou une différence d’épaisseur entre la quatrième et la cinquième mesures et/ou comprenant également le calcul d’une deuxième pente à partir de la différence de phase entre la quatrième et la cinquième mesures et la différence d’épaisseur entre la quatrième et la cinquième mesures.
6. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant également la prise d’une sixième mesure dans une section non nominale du puits de forage.
7. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant également le calcul d’une épaisseur associée à une profondeur de la sixième mesure à l’aide d’au moins la première et la deuxième pentes.
8. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant également la prise d’une décision opérationnelle basée sur l’épaisseur associée à la profondeur de la sixième mesure.
9. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la décision opérationnelle comprend des décisions d’intervention dans le puits ou de production.
10. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, comprenant également le calcul des épaisseurs associées à la troisième et à la sixième mesures à l’aide d’une combinaison linéaire de la première et de la deuxième pentes.
11. Système de détection de la corrosion, comprenant :

un outil de diagraphie électromagnétique, dans lequel l’outil de diagraphie électromagnétique comprend :

un émetteur ;

un récepteur ;

un système de traitement d’informations, conçu pour :

prendre une première mesure dans une première section nominale d’un puits de forage, dans lequel la première section nominale comprend M tuyaux, dans lequel M est un nombre de tuyaux positionnés dans la première section nominale ;

prendre une deuxième mesure dans une deuxième section nominale du puits de forage, dans lequel la deuxième section nominale comprend N tuyaux, dans lequel N est un nombre de tuyaux dans la deuxième section nominale, dans lequel N est différent de M-, calculer une différence de phase entre la première et la deuxième mesures ;

calculer une différence d’épaisseur entre la première et la deuxième mesures ;

calculer une première pente à partir d’au moins la différence de phase et la différence d’épaisseur ;

prendre une troisième mesure dans une section non nominale du puits de forage ; et calculer une épaisseur associée à une profondeur de la troisième mesure à l’aide de la première pente et la troisième mesure.
12. Système selon la revendication 11, dans lequel N = M-ï.
13. Système selon les revendications 11 ou 12, dans lequel la première, la deuxième et la troisième mesures sont réalisées dans un régime de courant de Foucault de champ distant, et éventuellement, dans lequel le régime de courant de Foucault de champ distant comprend une fréquence d’environ 1 à environ 200 Hz et un espacement d’environ 12 à environ 60 po. entre l’émetteur et le récepteur.
14. Système selon l’une quelconque des revendications 11 à 13, dans lequel l’émetteur comprend une bobine, un solénoïde, ou des combinaisons de ceux-ci, et dans lequel le récepteur comprend une bobine, un magnétomètre, une spire de solénoïde, ou des combinaisons de ceux-ci.
15. Système selon l’une quelconque des revendications 11 à 14, dans lequel le système de traitement d’informations est également conçu pour :

prendre une quatrième mesure dans une troisième section nominale du puits de forage, dans lequel la troisième section nominale comprend K tuyaux ;

prendre une cinquième mesure dans une quatrième section nominale du puits de forage, dans lequel la quatrième section nominale comprend L tuyaux, dans lequel L est différent de K ;

calculer une différence de phase entre la quatrième et la cinquième mesures ;

calculer une différence d’épaisseur entre la quatrième et la cinquième mesures ;

calculer une deuxième pente à partir de la différence de phase entre la quatrième et la cinquième mesures et la différence d’épaisseur entre la quatrième et la cinquième mesures ; et prendre une sixième mesure dans une section non nominale du puits de forage.