FR3041680A1 - - Google Patents

Abstract

Un système de surveillance de formation décrit comprend un tubage qui définit un espace annulaire à l'intérieur d'un trou de forage. Un capteur de force magnétomotrice distribuée est positionné dans l'espace annulaire et configuré pour communiquer avec la surface via un câble à fibres optiques. Un ordinateur couplé au câble à fibres optiques reçoit lesdites mesures et calcule en réponse l'emplacement de tous fronts fluidiques à proximité comme l'approche d'un front d'engorgement pour permettre une action corrective avant une percée. Un procédé de surveillance de formation décrit comprend : l'injection d'un premier fluide dans une formation de réservoir ; la production d'un deuxième fluide depuis la formation de réservoir via un tubage dans un trou de forage ; la collecte de mesures de champ magnétique avec un capteur de force magnétomotrice distribuée dans un espace annulaire entre ledit tubage et ledit trou de forage, la communication de mesures vers une interface de surface via un ou plusieurs câbles à fibres optiques ; et l'utilisation desdites mesures pour localiser un front entre les premier et deuxième fluides.

Description

DÉTECTION DE FORCE MAGNÉTOMOTRICE DISTRIBUÉE

CONTEXTE

Des opérateurs de champ pétrolifère forent des trous de forage dans des réservoirs souterrains pour récupérer du pétrole et d’autres hydrocarbures. Si le réservoir a été partiellement vidangé ou si le pétrole est particulièrement visqueux, les opérateurs de champ pétrolifère stimuleront souvent le réservoir, par exemple, en injectant de l’eau ou d’autres fluides dans le réservoir via des puits secondaires pour encourager le pétrole à se déplacer vers les puits (« de production ») primaires et par conséquent à la surface. D’autres traitements de stimulation comprennent la fracturation (en créant des fractures dans la formation souterraine pour favoriser un écoulement de fluide) et l’acidification (en élargissant des pores dans la formation pour favoriser un écoulement de fluide).

Ce processus d’injection peut être adapté avec divers mélanges de fluides, débits/pressions, et sites d’injection, mais peut néanmoins être difficile à commander en raison de T inhomogénéité dans la structure des formations souterraines. L’interface fluidique entre le fluide de réservoir et le fluide injecté, souvent appelée le « front d’engorgement », développe des protubérances et des irrégularités qui peuvent atteindre le puits de production avant que le volume du pétrole résiduel ait été rincé depuis le réservoir. Cette « percée » du fluide d’injection n’est pas souhaitable, puisqu’elle nécessite généralement une manipulation de fluide accrue en raison de la dilution du fluide injecté du pétrole et peut en outre réduire la pression d’entraînement du pétrole. Un fonctionnement continu du puits devient souvent commercialement impossible.

Les processus de stimulation peuvent être adaptés avec divers mélanges de fluides, débits/pressions, et sites d’injection, mais peuvent néanmoins être difficiles à commander en raison de l’inhomogénéité dans la structure des formations souterraines. Le processus de production pour les hydrocarbures souhaités a également divers paramètres qui peuvent être adaptés pour maximiser la rentabilité de puits ou une autre mesure d’efficacité. Sans informations suffisamment détaillées concernant les effets de processus de stimulation sur un réservoir donné et la disponibilité et la source d’écoulements de fluide pour des zones de production particulières, l’opérateur est sûr de manquer de nombreuses opportunités d’accroître la récupération d’hydrocarbures.

BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS

En conséquence, divers procédés et systèmes de détection de force magnétomotrice (MMF) distribuée sont décrits dans la présente divulgation pour une surveillance de formation.

Dans les dessins :

Les figures IA à IB représentent deux environnements illustratifs pour une surveillance permanente.

La figure 2 représente un système de surveillance de réservoir illustratif dans un modèle terrestre d’un réservoir noyé.

Les figures 3A à 3 B représentent un niveau de signal et une sensibilité de signal modélisés pour le modèle représenté dans la figure 2.

Les figures 4A à 4B représentent des schémas fonctionnels illustratifs des systèmes de surveillance des figures 1A à IB, respectivement.

Les figures 5A à 5E représentent diverses configurations de système à courant injecté illustratives.

Les figures 6A à 6E représentent diverses configurations de réseau de détection illustratives.

La figure 7 représente encore une autre configuration de réseau de détection illustrative.

Les figures 8A à 8B représentent des configurations de câble de capteur à source combinée illustratives.

La figure 9 est un organigramme d’un système de surveillance de formation illustratif.

La figure 10 représente une architecture de multiplexage illustrative pour une détection de MMF distribuée en utilisant un point de terminaison de fibre.

La figure 11 est un diagramme de flux de signaux pour un procédé de surveillance de formation illustratif.

Il doit être entendu, cependant, que les modes de réalisation spécifiques donnés dans les dessins et la description détaillée ci-dessous ne limitent pas la divulgation. Au contraire, ils fournissent la base pour qu’un homme du métier discerne d’autres formes, équivalents, et d’autres modifications qui sont compris dans la portée des revendications annexées.

DESCRIPTION DÉTAILLÉE

La divulgation suivante présente une technologie à base de fibres optiques appropriée pour une utilisation dans un environnement de surveillance de fond de puits permanente pour suivre l’approche d’un front fluidique et permettre des actions pour optimiser la récupération d’hydrocarbures depuis un réservoir. Un système de surveillance de formation illustratif a un capteur de MMF distribuée positionné dans un espace annulaire autour d’un tubage de puits, le capteur couplé à une interface de surface via un câble à fibres optiques. Le capteur de MMF distribuée produit des signaux en fonction de champs magnétiques externes. Les mesures de capteur en réponse à un courant injecté ou à une autre source de champ électromagnétique peuvent être utilisées pour déterminer une distribution de résistivité autour du puits, qui permet à son tour de suivre le front d’engorgement. (Bien que le terme « front d’engorgement » soit généralement utilisé dans la présente divulgation pour désigner l’interface fluidique entre un fluide de réservoir et des zones de fluide injecté, les enseignements de la présente divulgation s’appliquent à l’interface fluidique entre deux fluides quelconques ayant différentes propriétés physiques qui peuvent être distingués en utilisant des données de capteur.) S’agissant à présent des dessins, les figures IA et IB représentent des systèmes de surveillance de fond de puits permanente dans un environnement de puits. Dans les deux figures IA et IB, un trou de forage 102 contient un train de tubage 104 avec un câble à fibres optiques 106 fixé à celui-ci par des bandes 108. Un tubage 104 est un tube tubulaire, habituellement en acier, qui préserve l’intégrité de la paroi de trou de forage et du trou de forage. Lorsque le câble 106 passe sur un joint de tubage 110, il peut être protégé contre les dommages par un protecteur de câble 112. Des capteurs de champ de force magnétomotrice (MMF) 114 sont intégrés dans le câble 106 ou sur la surface du câble 106 pour obtenir des mesures de champ magnétique et communiquer ces mesures à une interface de surface 116 via un câble à fibres optiques 106. L’espace annulaire restant peut être rempli de ciment 118 pour fixer le tubage 104 en place et empêcher des écoulements de fluide dans l’espace annulaire. Du fluide entre dans la partie non cimentée du puits (ou en variante, du fluide peut entrer à travers des parties perforées du tubage de puits) et atteint la surface à travers l’intérieur du tubage. À noter que cette configuration de puits n’est qu’illustrative et ne limite pas la portée de la divulgation. De nombreux puits de production sont pourvus de plusieurs zones de production qui peuvent être commandées individuellement. De manière similaire, de nombreux puits d’injection sont pourvus de plusieurs zones d’injection qui peuvent être commandées individuellement.

Dans la figure IA, le câble à fibres optiques 106 s’étend depuis l’interface de surface 116A vers un miroir 120. La partie de capteur de MMF distribuée 114 du câble à fibres optiques 106 s’étend de J à K.

Dans la figure IB, le câble à fibres optiques 106 s’étend depuis l’interface de surface 116B vers un retour 122 au niveau d’une partie inférieure du trou de forage 102 et vers la surface de l’interface de surface 116B. La partie de capteur de MMF distribuée 114 du câble à fibres optiques 106 s’étend de J à K. La partie du câble à fibres optiques 106 sans le capteur de MMF distribuée 114 s’étend de K à L. La longueur de câble de J à K est sensiblement la même que la longueur de câble de K à L. Ces longueurs de câble équivalentes permettent l’annulation d’interférences de champ non magnétique dans l’interface de surface 116B. Dans le cadre de la présente divulgation, sensiblement la même longueur de câble de K à L peut être l’une quelconque parmi : exactement la même longueur de J à K, jusqu’à 1 % de la longueur de J à K, jusqu’à 5 % de la longueur de J à K, jusqu’à 10 % de la longueur de J à K, ou jusqu’à un certain pourcentage de la longueur de J à K de sorte que l’erreur induite n’est pas supérieure à lx, 2x, ou 3x l’erreur induite totale depuis d’autres sources connues dans des calculs en utilisant la réponse de capteur de MMF distribuée. L’interface de surface 116 (A et B) comprend un port optique pour coupler le(s) fibre(s) optique(s) dans un câble 106 à une source de lumière et un détecteur. La source de lumière émet des impulsions de lumière le long du câble à fibres optiques, y compris le long de toutes les parties de capteur de MMF distribuée 114. Le capteur 114 modifie les impulsions de lumière pour fournir des mesures de force de champ magnétique, de gradient de champ magnétique, ou une dérivée temporelle des champs magnétiques, sur la base des techniques d’interaction utilisées. Les modifications peuvent affecter une amplitude, une phase, ou un contenu de fréquence des impulsions de lumière. Certains systèmes peuvent employer plusieurs fibres, auquel cas une source et un détecteur de lumière supplémentaires peuvent être employés pour chaque fibre, ou la source et le détecteur existants peuvent être permutés périodiquement entre les fibres. Certains modes de réalisation de système peuvent en variante employer une lumière d’onde continue (CW) plutôt que des impulsions de lumière.

Les figures 1A et IB représentent en outre une source d’alimentation 120 couplée entre le tubage 104 et une électrode de terre à distance 122. Étant donné que le tubage 104 est un matériau électroconducteur (par exemple, acier), il agit comme une électrode de source pour un flux de courant dans les formations entourant le trou de forage 102. L’amplitude et la distribution du flux de courant varieront selon la tension de source et le profil de résistivité de la formation. Les mesures de champ magnétique par des capteurs 114 seront ainsi représentatives du profil de résistivité. Ce profil de résistivité indique en retour les fluides dans les pores de la formation, permettant au front d’engorgement d’être localisé et suivi dans le temps. L’interface de surface 116 (A et B) peut être couplée à un ordinateur qui agit comme un système d’acquisition de données et possiblement comme un système de traitement de données qui analyse les mesures pour calculer des paramètres souterrains et suivre la localisation d’un front fluidique. Dans certains modes de réalisation considérés, l’ordinateur peut en outre commander des paramètres de production pour réduire le risque de percée ou pour autrement optimiser la production sur la base des informations calculées depuis les mesures. Des paramètres de production peuvent comprendre le débit/la pression permis depuis des zones de production sélectionnées, un débit/une pression dans des zones d’injection sélectionnées, et la composition du fluide d’injection, dont chacun peut être commandé via des soupapes et des pompes commandées par ordinateur.

En général, un tel ordinateur serait équipé d’une interface utilisateur qui permet à un utilisateur d’interagir avec le logiciel via des dispositifs d’entrée comme des claviers, des dispositifs de pointage, et des écrans tactiles, et via des dispositifs de sortie comme des imprimantes, des moniteurs, et des écrans tactiles. Le logiciel peut résider dans une mémoire informatique et sur des supports de stockage d’informations non transitoires. L’ordinateur peut être mis en œuvre dans différentes formes comprenant, par exemple, un ordinateur intégré installé à demeure dans le cadre de l’interface de surface 116 (A et B), un ordinateur portable qui est branché dans l’interface de surface 116 (A et B) comme souhaité pour collecter des données, un ordinateur de bureau à distance couplé à l’interface de surface 116 (A et B) via une liaison sans fil et/ou un réseau informatique câblé, un téléphone mobile/PDA, ou bien tout dispositif électronique ayant un processeur programmable et une interface d’entrée/sortie. Dans certains modes de réalisation, le tubage 104 peut être un tubage isolé (par exemple, fibre de verre), comme pour un déploiement en mer.

La figure 2 est un schéma fonctionnel d’un système de surveillance de réservoir illustratif dans un modèle terrestre d’un réservoir noyé. Le modèle terrestre représente une formation 210 en haut et en bas du modèle. La formation 210 peut être constituée de schiste avec une résistivité de 5 ohm-mètres. Le réservoir contenant du pétrole 220 se trouve sur le côté gauche du modèle. Le réservoir peut avoir une résistivité de 80 ohm-mètres. Un émetteur (Tx) et un récepteur 114 (Rx) sont représentés à l’intérieur du réservoir 220, une distance par rapport à l’injection d’eau est représentée, qui marque la section de réservoir de pétrole résiduel. La distance peut être de 10 pieds (3,048 m). Le récepteur 114 a une longueur prédéterminée, et peut être long de 10 pieds (3,048 m). Le récepteur 114 est le capteur de MMF distribuée 114 représenté et décrit en détail dans la présente divulgation, ayant une longueur de J à K. L’injection d’eau 230 est représentée sur le côté droit du modèle. L’injection d’eau 230 peut avoir une résistivité de 20 ohm-mètres. L’injection d’eau 230 (et le réservoir 220) peuvent avoir une largeur de 40 pieds (12,192 m). L’émetteur représenté est un dipôle magnétique vertical. À des fins de modélisation, l’émetteur est une unité dipôle magnétique. Également à des fins de modélisation, la distance depuis l’émetteur et le récepteur 114 vers l’injection d’eau est de 10 pieds (3,048 m). À noter que l’émetteur dipôle magnétique peut être fabriqué avec un noyau d’induction à spires multiples avec un noyau magnétique doux. Le moment dipolaire magnétique peut être augmenté de plus de 1 000 en optimisant la conception. Le moment dipolaire magnétique peut être en outre augmenté en augmentant le courant utilisé pour générer le champ magnétique induit, ce qui est plausible pour des installations de puits à terre.

Les figures 3A à 3B représentent un niveau de signal et une sensibilité de signal modélisés pour le modèle terrestre représenté dans la figure 2. Dans la figure 3A, le niveau de signal d’injection modélisé (microampères) est représenté comme une fonction de fréquence (Hz) sur un graphe logarithmique-logarithmique pour un capteur de MMF long de 10 pieds avec une gaine de nickel de 50 μηι. Les résultats sont quasi-linéaires (faible courbure vers le haut au centre) sur le graphe de 100 Hz à 10 kHz, le niveau de signal augmentant de juste en dessous de 0,1 à environ 10. Le champ magnétique détectable minimum pour cette configuration est d’environ 5 mA. Si le revêtement de nickel est recuit, il est attendu que le champ magnétique détectable minimum soit d’environ 50 μΑ.

Dans la figure 3B, la sensibilité modélisée (%) est représentée en fonction de la fréquence (Hz) sur un graphe logarithmique-logarithmique pour un capteur de MMF long de 10 pieds. Les résultats sont quasi-linéaires (très faible renflement vers le haut au centre) sur le graphe de 100 Hz à 10 kHz, la sensibilité augmentant d’environ 0,01 % à environ 0,8 %.

Les figures 4A à 4B représentent des schémas fonctionnels illustratifs des systèmes de surveillance des figures IA à IB, respectivement. Dans la figure 4A, le câble à fibres optiques 106 s’étend depuis l’interface de surface 116A. Une partie du câble à fibres optiques 106, débutant à J et s’étendant vers K, comprend le capteur de MMF distribuée 114. Un réflecteur optique 120, comme un miroir 120, se trouve à l’extrémité du câble à fibres optiques 106 au niveau de K, pour réfléchir des signaux optiques dans le câble à fibres optiques 106 vers l’interface de surface 116A.

Comme représenté, une interface optique 410 qui comprend un récepteur optique qui fournit des signaux électriques représentant des signaux optiques reçus à un système d’acquisition de données 420 est comprise dans l’interface de surface 116A. Une source de lumière 412 fournit un signal d’entrée de lumière émis au câble à fibres optiques 106. De préférence, l’interface optique 410 échantillonne le signal d’entrée de lumière émis fourni au câble à fibres optiques 106 de sorte que l’interface de surface 116A peut recevoir un signal de référence à des fins d’étalonnage. Dans le mode de réalisation de la figure 4A, le système d’acquisition de données 420 peut comprendre un système d’interrogation optique 420 configuré pour recevoir les signaux électriques représentant les signaux optiques reçus et calculer des paramètres représentant la modification du signal d’entrée de lumière par le capteur de MMF 114. Le système d’acquisition de données 420 peut comprendre un ordinateur. Le système d’acquisition de données 420 peut en variante stocker des données et fournir les données pour une analyse via un port, une interface câblée, ou une interface sans fil, en utilisant des protocoles de communication connus dans l’état de la technique.

Dans la figure 4B, le câble à fibres optiques 106 s’étend depuis l’interface de surface 116B. Une partie du câble à fibres optiques 106, débutant à J et s’étendant vers K, comprend le capteur de MMF distribuée 114. Le câble à fibres optiques 106 présente un coude 122 près de K, au fur et à mesure que le câble à fibres optiques 106 revient vers l’interface de surface 116B. Il y a une longueur suffisante de câble à fibres optiques 106 pour une longueur équivalente de câble jusqu’à L, de sorte que la longueur de J à K est sensiblement la même que la longueur de K à L. Des acteurs externes sur le câble à fibres optiques 106 agissent également sur la longueur de J à K comme de K à L, permettant à l’interface de surface 116B de faire une distinction entre les réponses du câble à fibres optiques 106 et la réponse du capteur de MMF 114.

Comme représenté, une interface optique 410 comprenant un récepteur optique qui fournit des signaux électriques représentant des signaux optiques reçus à un système d’acquisition de données 420 est comprise dans l’interface de surface 116B. L’interface optique 410 peut fournir le même signal de lumière le long du câble à fibres optiques 106 vers J et L, ou l’interface optique 410 peut fournir un signal de lumière vers J et un signal de lumière différent vers L. Ainsi, la lumière se déplaçant le long du câble à fibres optiques 106 peut avoir le même signal partant dans des directions opposées autour de la boucle de câble à fibres optiques 106, ou des signaux de lumière différents partant dans des directions opposées autour de la boucle de câble à fibres optiques 106. Une source de lumière 412 fournit un signal d’entrée de lumière émis au câble à fibres optiques 106. De préférence, le récepteur optique 410 échantillonne le signal d’entrée de lumière émis fourni au câble à fibres optiques 106 de sorte que l’interface de surface 116B peut recevoir un signal de référence à des fins d’étalonnage.

Dans le mode de réalisation de la figure 4B, le système d’acquisition de données 420 peut comprendre un interféromètre de Sagnac 420 configuré pour recevoir les signaux électriques représentant les signaux optiques reçus et calculer des paramètres représentant la modification du signal d’entrée de lumière par le capteur de MMF 114. Le système d’acquisition de données 420 peut comprendre un ordinateur. Le système d’acquisition de données 420 peut en variante stocker des données et fournir les données pour une analyse via un port, une interface câblée, ou une interface sans fil, en utilisant des protocoles de communication connus dans l’état de la technique.

La force magnétomotrice (u), mesurée en ampères, est définie comme l’intégrale linéaire du champ magnétique H le long d’un trajet / :

où les vecteurs H et l sont colinéaires. La convention pour une quantité « intégrale linéaire » comme la force magnétomotrice est une référence positive au début de l’intégration de trajet.

Un capteur de force magnétomotrice 114 peut être un transducteur magnéto-optique formé par revêtement (ou gainage) d’une section du câble à fibres optiques 106 avec un matériau magnétostrictif. Des matériaux magnétostrictifs considérés comprennent le Terfemol-D, le

Metglass, le nickel, ou un alliage de nickel. Dans des modes de réalisation préférés du capteur de force magnétomotrice 114, le matériau magnétostrictif est du nickel ou un alliage de nickel en raison d’une meilleure sensibilité de magnétostriction pour des champs magnétiques de faible intensité. Dans d’autres modes de réalisation, le revêtement peut être le matériau magnétostrictif dispersé dans une matrice polymère autour du noyau de câble à fibres optiques.

Comme le capteur de force magnétomotrice 114 est exposé à un champ magnétique variable dans le temps avec un composant dans la direction de l’axe du câble à fibres optiques 106, le matériau magnétostrictif s’allonge ou se contracte. Le couplage mécanique du matériau magnétostrictif au noyau de fibre optique assure que la déformation du matériau magnétostrictif est transférée comme une contrainte au câble à fibres optiques 106. Sur l’intervalle -z à +z le long du capteur de force magnétomotrice 114, la contrainte ε sur le câble à fibres optiques 106 est proportionnelle à la force magnétomotrice :

En général, le système fonctionnera de sorte que la contrainte ε est linéairement proportionnelle à la force magnétomotrice :

Pour une détection distribuée de la force magnétomotrice, au plus la moitié de la longueur du câble à fibres optiques 106 est utilisée pour le capteur de MMF distribuée 114. Dans un mode de réalisation préféré, le câble à fibres optiques 106 est déployé pour former une boucle optique, par laquelle un trajet JK est le capteur de MMF distribuée 114 et un trajet KL est un câble à fibres optiques non revêtu 106. Dans un mode de réalisation, la boucle optique est interrogée pour des mesures de contrainte distribuée en utilisant des procédés d’interférométrie de Sagnac. Des exemples de ces procédés peuvent être trouvés ailleurs comme utilisés avec d’autres techniques de détection électromagnétique. L’utilisation de capteurs de MMF distribuée 114 a un avantage sur l’utilisation de capteurs de champ magnétique distincts en ce que des capteurs de champ magnétique distincts doivent être collés au câble à fibres optiques 106. Ainsi, la fabrication et le déploiement de système dans un système de surveillance de réservoir permanente sont simplifiés. Le capteur de MMF distribuée 114 a une sensibilité plus faible au champ magnétique comparé aux capteurs de champ magnétique distincts pour des champs magnétiques très petits, comme on en trouve dans des configurations de puits en mer où l’alimentation électrique est limitée. Ce désavantage est compensé avec un coût de déploiement plus faible pour des applications où les champs magnétiques sont plus larges, comme avec des puits à terre avec une alimentation électrique

assez élevée disponible.

Le capteur de MMF distribuée 114 peut être installé de façon permanente ou temporaire sur une surface (par exemple, un fond océanique) ou dans un puits unique ou dans plusieurs puits. Le capteur de MMF distribuée 114 peut fonctionner avec une ou plusieurs sources EM électriques ou magnétiques, qui peuvent être déployées sur une surface (par exemple, un fond océanique) ou dans un puits unique ou dans plusieurs puits.

Puisque des formations d’intérêt (par exemple, zones de production de pétrole ou de gaz) sont connues avant l’installation, la longueur totale JK ne doit pas être utilisée pour le capteur de MMF distribuée 114, seules les sections d’intérêt doivent être utilisées pour le capteur de MMF distribuée 114. Le câble à fibres optiques 106 peut comprendre des sections de câble à fibres optiques non revêtu 106 mélangées avec une ou plusieurs sections du capteur de MMF distribuée 114. L’homogénéité de la liaison entre la gaine magnétostrictive et le noyau de fibre optique du capteur de MMF distribuée 114 est importante pour s’assurer qu’une magnétostriction est transférée vers une contrainte de fibre ε. Toute différence de température et contrainte de gravité entre le câble à fibres optiques non revêtu 106 et le capteur de MMF distribuée 114 peut entraîner des contraintes, des fractures ou même des cassures non uniformes. Pour limiter ces dommages potentiels, certains modes de réalisation comportent des découpes partielles ou complètes sur le matériau magnétostrictif pour relâcher la tension pendant le déploiement. Cela sera particulièrement pertinent pour une contrainte induite par gravité dans des systèmes de capteur à déploiement de ligne câblée à suspension libre.

Dans d’autres modes de réalisation, le câble à fibres optiques 106 est périodiquement revêtu d’un matériau qui ne se lie pas avec le matériau magnétostrictif. Par exemple, chacune des trois unités de câble à fibres optiques 106 peut comprendre deux unités de longueur du matériau magnétostrictif pour le capteur de MMF distribuée 114 et une unité du matériau non liant.

Le capteur de MMF distribuée décrit 114 a une sensibilité le long de la direction du câble à fibres optiques 106. S’il est déployé comme un passage de câble de fond de puits, alors le système de capteur a une sensibilité le long de l’axe du trou de forage 102. Dans certains modes de réalisation, une sensibilité azimutale peut être obtenue en spiralant le capteur de MMF distribuée 114 autour du tubage 104 ou du corps d’outil. Voir la figure 7 ci-dessous.

Dans certains modes de réalisation, le capteur de MMF distribuée décrit 114 peut être simultanément déployé avec d’autres systèmes de capteur à base de fibres optiques, y compris mais sans s’y limiter à détection acoustique, de température, et/ou de contrainte. Dans certains modes de réalisation, l’un ou plusieurs systèmes de détection à base de fibres optiques distribuée sont déployés depuis le même câble encapsulé en tube (TEC) pour fournir une stabilité opérationnelle dans des environnements sous haute pression (par exemple, jusqu’à 35 000 psi) et/ou à haute température (par exemple, plus de 260 °C), soumis également à des interactions chimiques et à des vibrations continues pendant des périodes prolongées, comme celles que l’on rencontre généralement dans des puits de pétrole. Les fibres optiques des câbles à fibres optiques 106, qu’il s’agisse de TEC ou non, peuvent être multimodales de sorte que plus d’un procédé de détection distribuée peut être simultanément interrogé.

Dans certains modes de réalisation, les caractéristiques dépendant de la température du matériau magnétostrictif utilisé dans le capteur de MMF distribuée 114 peuvent être caractérisées pour étalonner les mesures de force magnétomotrice. En pratique, la température ou le gradient de température sur les intervalles d’interrogation du système de capteur de force magnétomotrice peuvent être mesurés et interrogés à distance pour un système de détection de température distribuée (DTS).

Dans certains modes de réalisation, les mesures de force magnétomotrice peuvent être corrigées pour des effets de vibration en utilisant un système de détection acoustique distribuée (DAS). L’annulation de bruit acoustique et de vibration peut être réalisée à travers la longueur de câble à fibres optiques 106 qui ne fait pas partie du capteur de MMF distribuée 114, comme une longueur KL représentée dans la présente divulgation, aussi longtemps que la DAS est déployée à proximité du capteur de MMF 114.

Comme décrit dans la présente divulgation, les modes de réalisation du système de capteur de MMF distribuée 114 n’ont pas de consommation électrique de fond de puits. Ceci est essentiel pour un déploiement dans des puits en mer où la puissance disponible depuis des modules électriques sous-marins est limitée.

Le système de capteur de MMF distribuée 114 peut être fabriqué avec des techniques de production de masse et pour une facilité de déploiement. Par exemple, pour une surveillance de réservoir permanente, les systèmes d’émetteur et de capteur peuvent être préfabriqués dans une usine et livrés sur un tambour à câble pour une facilité de déploiement au niveau du site de puits en étant serrés sur le côté du tubage, par exemple, par pratique courante pour une DAS et une DTS. Le côté du tubage pourrait donc avoir un ou plusieurs parmi des systèmes de DAS, de DTS, et de MMF fixés. Comme autre exemple, pour une surveillance de réservoir temporaire, les systèmes d’émetteur et de capteur peuvent être préfabriqués dans une usine et livrés sur un tambour à câble pour une facilité de déploiement de ligne câblée au niveau du site de puits, par exemple, par pratique courante pour une DAS de ligne câblée pour une acquisition de VSP (profil sismique vertical). Ainsi, le tambour à câble pourrait avoir un ou plusieurs parmi des systèmes de DAS et de MMF inclus.

Dans certains modes de réalisation, la position azimutale du capteur de MMF distribuée 114 est mesurée par excitation depuis une source magnétique, et mesurant simultanément le signal acoustique avec un capteur acoustique. Par exemple, lorsque le capteur de MMF distribuée 114 est déployé derrière un tubage, un outil de la ligne câblée peut traverser le trou de forage du puits, générant des champs magnétiques avec un émetteur d’induction. La contrainte induite génère un signal acoustique détecté avec un transducteur acoustique sur l’outil de la ligne câblée. Une directionnalité est atteinte en ayant plusieurs transducteurs acoustiques azimutaux autour du corps d’outil de la ligne câblée. Ceci est particulièrement pertinent pour localiser la position du câble à fibres optiques 106 avant perforation.

La figure 5A est une représentation schématique de la configuration de système dans les figures IA ou IB. Elle représente un trou de forage 102 ayant un tubage 104 et un câble à fibres optiques 106 (avec un capteur intégré 114) dans l’espace annulaire. Un courant injecté 502 s’écoule le long du tubage 104 et se disperse dans les formations environnantes comme indiqué par les flèches. Deux formations sont représentées, marquées avec leurs résistivités respectives RI et R2. Les flèches les plus épaisses dans la formation inférieure représentent un flux de courant plus important, indiquant qu’une résistivité R2 est plus faible qu’une résistivité RI. En raison d’un motif de divergence des courants en dehors du tubage, la profondeur d’investigation est généralement autour de 5 à 15 pieds (1,5 à 4,6 m).

La figure 5 B représente une autre configuration de système, dans laquelle le câble à fibres optiques 106 est remplacé par un autre câble à fibres optiques 506 ayant un conducteur ou une couche conductrice pour transporter un courant injecté 512 le long du câble. Le conducteur peut être un tube métallique protecteur à l’intérieur duquel le câble à fibres optiques est placé. En variante, le conducteur peut être un fil (par exemple, un élément de résistance) incorporé dans le câble à fibres optiques. Dans une autre variante, un revêtement métallique peut être fabriqué sur le câble pour servir de support de courant. Des parties du câble peuvent être recouvertes d’un isolant 505 pour concentrer la dispersion de courant dans des zones d’intérêt. La fibre optique dans un câble 512 peut agir comme le capteur de MMF distribuée 114. Étant donné que des couches conductrices peuvent atténuer de manière significative certains types de champs électromagnétiques, le capteur est conçu pour fonctionner malgré la présence de la couche conductrice, par exemple, des capteurs de champ magnétique, et/ou des ouvertures sont formées dans la couche conductrice pour permettre aux champs magnétiques d’atteindre le capteur 114.

La figure 5C représente une autre configuration de système alternative. Un conducteur ou une couche conductrice de câble à fibres optiques 506 est électriquement couplé à un tubage 104 pour partager le même potentiel électrique et contribuer à la dispersion de courant dans la formation. Des parties du câble 506 et/ou du tubage 104 peuvent être recouvertes d’un isolant 505 pour concentrer la dispersion de courant dans des zones d’intérêt.

La figure 5D représente encore une autre configuration de système alternative. Plutôt que de fournir un courant injecté 502 depuis la surface comme dans la figure 5 A, la configuration de la figure 5D fournit un courant injecté 522 depuis un point intermédiaire le long du tubage 104. Un tel courant peut être généré avec un câble électrique isolé passant à travers l’intérieur du tubage 104 depuis une source d’alimentation 120 (figures IA ou IB) vers un outil qui établit un contact électrique au niveau du point intermédiaire, par exemple, via des bras extensibles. (Une autre approche emploie un tore autour du tubage 104 au niveau du point intermédiaire pour induire un flux de courant le long du tubage. Le tore fournit un diagramme de rayonnement dipôle électrique plutôt que le diagramme de rayonnement monopole illustré.)

La figure 5E représente encore une autre configuration de système alternative ayant un premier trou de forage 102 et un deuxième trou de forage 102’. Un tubage 104 dans le premier trou de forage 102 transporte un courant injecté depuis la surface ou un point intermédiaire et le disperse dans les formations environnantes. Le deuxième trou de forage 102’ a un tubage 104’ pour produire des hydrocarbures et comprend en outre un câble à fibres optiques 106’ avec un capteur de MMF distribuée 114’ dans l’espace annulaire autour d’un tubage 104’. Les capteurs de MMF 114 et 114’ fournissent des mesures des champs résultant des courants dispersés dans les formations.

Le réseau de capteurs peut employer plusieurs câbles à fibres optiques 106 comme indiqué dans la figure 6A. Avec des câbles 106 positionnés en parallèle ou au moins dans une plage axiale se chevauchant, l’agencement azimutal de capteurs 114 permet un mappage multidimensionnel des champs magnétiques. Dans certains modes de réalisation, les capteurs sont montés sur le tubage 104 ou suspendus sur des ailettes ou des entretoises pour les espacer du corps de tubage 104. Si un contact effectif avec la formation est souhaité, les capteurs 114 peuvent être montés sur des packers gonflables 602 comme indiqué dans la figure 6B. Ces packers 602 se dilatent lorsqu’ils sont exposés à des conditions de fond de puits, en comprimant les capteurs 114 en contact avec la paroi de trou de forage.

La figure 6C représente l’utilisation de centreurs à ressorts en arc 604 qui fonctionnent également pour comprimer les capteurs 114 en contact avec les parois de trou de forage. Pour minimiser les difficultés d’insertion, un mécanisme de retenue peut maintenir les bras à ressort 604 contre le tubage 104 jusqu’à ce que le tubage ait été inséré dans le trou de forage. Par la suite, une exposition à des conditions de fond de puits ou à un fluide en circulation (par exemple, un acide) dégrade le mécanisme de retenue et permet aux bras à ressort d’étendre les capteurs contre la paroi de trou de forage. S’ils sont fabriqués avec un matériau conducteur, les bras à ressort peuvent en outre servir comme électrodes d’injection de courant, concentrant les champs mesurables à proximité des capteurs. Pour concentrer davantage les champs, les bras à ressort en dehors de la zone d’intérêt peuvent être isolés. D’autres mécanismes d’extension sont connus dans le champ pétrolifère et peuvent être appropriés pour placer les capteurs 114 en contact avec la paroi de trou de forage ou dans certains autres agencements souhaités comme ceux illustrés dans les figures 6D et 6E. Dans la figure 6D, les capteurs 114 sont positionnés près du point médian radial de la région annulaire. Dans la figure 6E, les capteurs 114 sont placés dans une distribution spatiale ayant une variation axiale, azimutale, et radiale. Des ballonnets, des bras hydrauliques, et des protubérances sont d’autres mécanismes considérés pour positionner les capteurs.

La figure 7 représente un mécanisme de positionnement fixe illustratif pour des capteurs 114. La cage 702 comprend deux pinces 703A, 703B jointes par six nervures 704. Le(s) câble(s) à fibres optiques 106 peut/peuvent être passés le long des nervures ou, comme représenté dans la figure 7, ils peuvent être enroulés hélicoïdalement autour de la cage. Dans les deux cas, les nervures fournissent à chaque câble à fibres optiques 106 un certain espacement radial depuis le tubage 104. Des attaches de câble 706 peuvent être utilisées pour maintenir le câble en place jusqu’à l’achèvement de la cimentation. Les nervures peuvent être faites de matériau isolant pour éviter une distorsion des champs électromagnétiques autour des capteurs.

Outre la fourniture d’un support et de communications pour des capteurs 114, le câble à fibres optiques 106 peut supporter des électrodes ou des antennes pour générer des champs électromagnétiques en l’absence d’injection de courant via un tubage 104. La figure 8A représente deux électrodes 802 sur un câble 106. Une tension est générée entre les deux électrodes 802 pour créer un diagramme de rayonnement dipôle électrique. La réponse des capteurs de MMF 114 peut ensuite être utilisée pour calculer des paramètres de formation.

De manière similaire, la figure 8B représente une antenne solénoïde 804 sur un câble 106. Un courant est fourni à la bobine de solénoïde pour créer un diagramme de rayonnement dipôle magnétique. La réponse des capteurs de MMF 114 peut ensuite être utilisée pour calculer des paramètres de formation. Dans les deux cas, les capteurs 114 sont représentés sur un côté de la source, mais cela n’est pas obligatoire. La source peut être positionnée entre des capteurs 114 et/ou une ou plusieurs sections du capteur 114 peuvent être positionnées entre plusieurs sources. Les sections de capteur 114 peuvent même être positionnées entre les électrodes d’une source dipôle électrique. Par ailleurs, il est possible de basculer les sources et/ou les capteurs pour fournir une sensibilité directionnelle améliorée.

La figure 9 fournit une représentation de schéma fonctionnel d’un système de surveillance permanente à base de fibres optiques illustratif. Les capteurs 114 convertissent une propriété des champs magnétiques environnants en un signal qui peut être détecté via une fibre optique. (Des exemples spécifiques sont présentés plus loin ci-dessous). Une source d’énergie 906 peut être fournie sous la forme d’une paire de conducteurs transportant de la puissance depuis la surface ou sous la forme d’une batterie de fond de puits puissante qui contient assez d’énergie pour faire fonctionner le dispositif pendant la durée de vie totale. Il est possible d’utiliser un schéma d’économie d’énergie pour allumer ou éteindre le dispositif de manière périodique. Il est également possible d’ajuster le niveau de puissance sur la base d’entrées depuis le câble à fibres optiques 106, ou sur la base des entrées du capteur 114.

Un dispositif de commande 904 alimente les transducteurs 902 et commande l’acquisition de données et les opérations de communication et peut contenir un microprocesseur et une mémoire à accès aléatoire. L’émission et la réception peuvent être activées dans le temps, ou peuvent se baser sur un signal fourni à travers le câble à fibres optiques 106 ou le tubage. Après l’obtention du signal par le dispositif de commande 904, il communique le signal à l’interface à fibres optiques 908. L’interface 908 est un élément qui produit de nouveaux signaux optiques dans un câble à fibres optiques 910 ou modifie des signaux optiques existants dans le câble 910. Par exemple, une génération de signaux optiques peut être réalisée par l’utilisation de DEL, de lasers, ou de tout autre type de source optique. Comme autre exemple, des signaux optiques qui sont générés à la surface peuvent être modifiés par des effets thermiques induits où de contrainte induits sur la fibre optique dans un câble 610. Des effets thermiques induits peuvent être produits par une source ou un dissipateur de chaleur, alors que des effets de contrainte peuvent être obtenus par un dispositif piézoélectrique ou un moteur électrique de fond de puits. L’interface à fibres optiques 908 peut générer une modification via des effets extrinsèques (c’est-à-dire, en dehors de la fibre) ou des effets intrinsèques (c’est-à-dire, à l’intérieur de la fibre). Un exemple de la technique antérieure est un capteur Fabry Pérot, alors qu’un exemple de la dernière technique est un réseau de Bragg sur fibre. Pour une performance de communication optimale, le signal dans la phase d’émission optique peut être modulé, converti sous forme numérique, ou codé numériquement. Le câble est couplé à un récepteur ou à un émetteur-récepteur 912 qui convertit les signaux de lumière reçus en données numériques. Un empilement de mesures séquentielles peut être utilisé pour améliorer un rapport signal sur bruit. Le système peut se baser soit sur une détection à bande étroite (type de fréquence) soit sur une détection à bande ultra large (impulsion transitoire). Une détection à bande étroite permet souvent l’utilisation de récepteurs à complexité réduite, alors qu’une détection à bande large peut fournir plus d’informations en raison de la présence d’une bande de fréquence plus large.

Dans un autre mode de réalisation, lorsque le câble à fibres optiques 106 forme la boucle de J à K à L, aucune interface à fibres optiques 908 n’est nécessaire, puisqu’une interférométrie de Sagnac peut être utilisée pour détecter les effets de magnétostriction depuis le capteur de MMF 114 sur le câble à fibres optiques 106. Éventuellement, une source d’alimentation 914 transmet de la puissance via un conducteur électrique 916 vers un dispositif de commande de source de fond de puits 918. Le dispositif de commande de source 918 actionne une source de champ magnétique 920. Plusieurs de ces sources peuvent être fournies et actionnées en séquence ou en parallèle aux moments et aux fréquences qui peuvent être déterminés par un dispositif de commande 918.

Un capteur 114 peut être positionné le long d’une fibre optique donnée comme une série de sections non contiguës. Dans la figure 10, une source de lumière 1002 émet de la lumière dans un faisceau continu. En variante, la source de lumière 1002 peut émettre de la lumière en impulsions. Un circulateur 1004 dirige la lumière le long du câble à fibres optiques 106. La lumière se déplace le long du câble 106, interagissant avec le capteur 114, représentée dans une pluralité de sections non contiguës, avant de se réfléchir en dehors de l’extrémité du câble et de revenir vers un circulateur 1004. Le circulateur dirige la lumière réfléchie vers un détecteur de lumière 1008. L’agencement de la figure 10 est un agencement réfléchissant dans lequel la lumière se réfléchit depuis un point de terminaison de fibre, comme le réflecteur représenté dans la figure IA. La figure peut être convertie en un montage transmissif dans lequel le point de terminaison est remplacé par une fibre de retour qui communique la lumière vers la surface, comme représenté dans la figure IB.

Ainsi, chaque puits de production peut être équipé d’un capteur permanent 114 distribué le long de directions axiales, azimutales et radiales en dehors du tubage. Le capteur 114 peut être positionné à l’intérieur du ciment ou à la limite entre le ciment et la formation. Chaque section de capteur 114 est sur un câble à fibres optiques 106 qui sert de liaison de communication avec la surface. Le capteur 114 est entièrement passif. Le positionnement de capteur peut être optimisé sur la base de la géologie ou rendu aléatoire. Dans toute configuration, les positions de capteur peuvent souvent être précisément localisées par une surveillance des temps de parcours de signaux de lumière dans la fibre, en utilisant des effets induits au niveau de l’emplacement de section de capteur.

La composition de ciment peut être conçue pour améliorer la capacité de détection du système. Par exemple, des configurations employant le tubage comme une électrode de source de courant peuvent employer un ciment ayant une résistivité égale ou inférieure à la résistivité de la formation.

Le capteur 114 décrit ci-dessus emploie de préférence des moyens optiques complets pour mesurer des champs magnétiques et éventuellement des gradients de champ magnétique et transférer les informations de mesure à travers des fibres optiques à la surface pour un traitement pour extraire les informations de mesure.

Une impulsion de lumière d’interrogation est envoyée depuis la surface à travers la fibre et, lorsque l’impulsion atteint le capteur de MMF 114, elle passe à travers le capteur et la lumière est modifiée par le capteur selon la caractéristique d’interaction de champ magnétique de magnétostriction. La lumière modifiée se déplace à travers la fibre vers une unité de traitement située à la surface. Le changement de modification de lumière est extrait dans l’unité de traitement.

La figure 11 fournit un aperçu de procédés de surveillance de formation illustratifs. Une source de champ électromagnétique commandée génère un champ magnétique souterrain. Bien qu’il soit possible pour ce champ d’être un champ fixe (DC), il est prévu que de meilleures mesures soient réalisables avec un champ de courant alternatif (AC) ayant une fréquence dans la plage de 1 à 1 000 Hz. (Dans des applications où une détection peu profonde est souhaitée, des fréquences plus élevées comme 1 kHz à 1 GHz peuvent être utilisées.) Dans un bloc 1102, chaque section du capteur 114 convertit le champ magnétique en une caractéristique sélectionnée, soit une contrainte de magnétostriction ou une interférence optique dans le noyau de fibre optique induite par la contrainte. Des mouvements d’injection d’eau et la fracturation sont tous deux des exemples de situations de surveillance.

Dans un bloc 1104, la tension (ou un champ électrique ou un champ magnétique ou un gradient de champ électrique/magnétique) est appliquée pour modifier une certaine caractéristique de lumière passant à travers une fibre optique, par exemple, temps de déplacement, fréquence, phase, amplitude. Dans un bloc 1106, le récepteur de surface extrait les mesures représentées et les associe à une section de capteur, qui peut être la longueur totale. Les mesures sont répétées et collectées en fonction du temps dans un bloc 1108. Par ailleurs, des mesures à différents moments peuvent être soustraites les unes aux autres pour obtenir des mesures à intervalles. Plusieurs mesures à intervalles avec différentes durées d’intervalles peuvent être réalisées afin d’obtenir différentes résolutions temporelles pour des mesures à intervalles. Dans un bloc 1110, un système de traitement de données filtre et traite les mesures pour les étalonner et améliorer un rapport signal sur bruit. Des opérations appropriées comprennent une filtration dans le temps pour réduire le bruit ; un calcul de la moyenne de plusieurs exécutions de données de capteur pour réduire le bruit ; la prise en compte de la différence ou du rapport de plusieurs valeurs pour éliminer les effets indésirables comme une dérive de tension commune en raison de la température ; d’autres systèmes de correction de température comme une table de correction de température ; un étalonnage à des valeurs de résistivité connues/attendues depuis une diagraphie de puits existante ; et un traitement matriciel (focalisation de logiciel) des données afin d’obtenir une profondeur de détection ou une résolution verticale différente.

Dans un bloc 1112, les signaux traités sont stockés pour une utilisation comme entrées vers un processus d’inversion dans un bloc 1114. D’autres entrées vers le processus d’inversion sont des diagraphies existantes (bloc 1116) comme des diagraphies de résistivité de formation, des diagraphies de porosité, etc., ou une bibliothèque/base de données de signaux prédits précalculés 1118 ou un modèle avancé 1120 du système qui génère des signaux prédits en réponse à des paramètres de modèle, par exemple, une distribution de résistivité bi- ou tridimensionnelle. Toutes les propriétés de résistivité, de permittivité électrique (constante diélectrique), de relaxation, ou de perméabilité magnétique de la formation peuvent être mesurées et modélisées en fonction du temps et de la fréquence. Le modèle paramétré peut impliquer des propriétés électriques isotropes ou anisotropes (résistivité, diélectrique, relaxation, perméabilité). Elles peuvent également comprendre des modèles de formation en couches où chaque couche est homogène en résistivité. Des variations de résistivité dans une ou plusieurs dimensions peuvent être comprises. Le processus d’inversion recherche un espace de paramètres de modèle pour trouver la meilleure adaptation entre des signaux mesurés 1112 et des signaux générés. Dans un bloc 1122, les paramètres sont stockés et utilisés comme un point de départ pour des itérations et des itérations successives.

Des effets dus à la présence de tubage, de cuvelage, de boue et de ciment peuvent être corrigés en utilisant des informations a priori sur ces paramètres, ou par résolution pour certains ou la totalité d’entre eux au cours du processus d’inversion. Puisque tous ces effets sont principalement additifs et qu’ils restent les mêmes dans le temps, une mesure à intervalles peut les éliminer. Line partie (de mise à l’échelle) multiplicative des effets peut être éliminée dans le processus d’étalonnage vers une diagraphie existante. Tout effet additif, multiplicatif et tout autre effet non linéaire peut être résolu en l’incluant dans le processus d’inversion comme paramètre.

La position de front fluidique peut être calculée depuis les paramètres et elle est utilisée comme la base de la modification du profil d’injection et/ou de production dans un bloc 1124. La production depuis un puits est un processus dynamique et les caractéristiques de chaque zone de production peuvent changer au fil du temps. Par exemple, dans le cas d’une injection d’eau depuis un deuxième puits, un front d’eau peut atteindre certaines des perforations et remplacer la production de pétrole existante. Puisqu’un écoulement d’eau dans des formations n’est pas très prévisible, arrêter l’écoulement avant un tel événement de percée nécessite une surveillance fréquente des formations.

Des paramètres de profil comme un débit/une pression dans des zones de production sélectionnées, un débit/une pression dans des zones d’injection sélectionnées, et la composition du fluide d’injection, peuvent chacun être modifié. Par exemple, une injection depuis un puits secondaire peut être arrêtée ou ralentie lorsque l’approche d’une injection d’eau est détectée près du puits de production. Dans le puits de production, la production depuis un ensemble de perforations qui produisent de l’eau ou qui sont prévues pour produire de l’eau en un temps relativement court peut être arrêtée ou ralentie. À noter ici que le signal à intervalles dérivé des signaux devrait être proportionnel au contraste entre des paramètres de formation. Par conséquent, il est possible d’améliorer le signal créé par l’approche d’un front d’engorgement en améliorant le contraste électromagnétique du fluide d’injection par rapport au fluide conné. Par exemple, un fluide à perméabilité magnétique, ou à permittivité électrique, chargeable, ou à conductivité élevée peut être utilisé dans le processus d’injection à la place de, ou conjointement avec de l’eau. Il est également possible d’obtenir un effet similaire en injectant un fluide de contraste depuis le puits de forage dans lequel une surveillance a lieu, mais en changeant cette fois l’état initial de la formation.

Une fois qu’un train de forage a été retiré du trou de forage, un train d’outils de la ligne câblée peut être abaissé dans le trou de forage par un câble. Dans certains modes de réalisation, le câble comprend des conducteurs pour transporter de la puissance vers les outils et une télémétrie depuis les outils vers la surface. À noter que divers types de capteurs de propriétés de formation peuvent être compris dans le train d’outils de la ligne câblée, comprenant le capteur de MMF 114. Un train d’outils de la ligne câblée illustratif comprend une sonde de diagraphie avec au moins le capteur de MMF distribuée 114. L’installation de diagraphie de la ligne câblée collecte des mesures depuis le capteur de MMF 114 et/ou d’autres instruments dans la sonde de diagraphie. Dans certains modes de réalisation, l’installation de diagraphie de la ligne câblée comprend des installations informatiques pour gérer des opérations de diagraphie, pour acquérir et stocker des mesures recueillies par la sonde de diagraphie et/ou un capteur de MMF 114, pour inverser des mesures déterminant des propriétés de formation, et pour afficher les mesures ou des propriétés de formation à un opérateur. Le train d’outils peut être abaissé dans une section ouverte du trou de forage ou une section tubée du trou de forage. Dans un environnement de trou de forage tubé, le tubage peut produire une atténuation vers des signaux qui sont reçus par le capteur de MMF 114. Cependant, les techniques décrites peuvent toujours être mises en œuvre dans un environnement de trou de forage tubé, en particulier aux basses fréquences où une atténuation due au tubage est faible.

Les systèmes et procédés décrits peuvent offrir un certain nombre d’avantages. Ils peuvent permettre une surveillance répétitive continue de formations comprenant une injection d’eau. Ils peuvent en outre permettre une optimisation de la production d’hydrocarbures en permettant à l’opérateur de suivre des flux associés à chaque perforation et de bloquer sélectivement des venues d’eau. Une localisation précise du capteur 114 n’est pas requise lors du placement puisque ces informations peuvent être obtenues ultérieurement via le câble à fibres optiques 106. Des modes de réalisation de source de tubage ne nécessitent pas de sources de fond de puits séparées, réduisant considérablement le coût du système et augmentant la fiabilité.

Comme décrit dans la présente divulgation, une source EM, comme une source magnétique peut comprendre un tube métallique utilisé comme la source pour le courant dans la formation. Dans un autre mode de réalisation, le revêtement sur la fibre optique est la source EM pour qu’un courant soit injecté dans la formation. Dans encore un autre mode de réalisation, la source EM est un dispositif EM permanent qui est placé en permanence sur ou en dehors du tubage. Une bobine ou une antenne solénoïde peuvent être utilisées comme une source dipôle magnétique.

Plusieurs autres variations et modifications seront évidentes pour les hommes du métier une fois que la divulgation ci-dessus sera entièrement appréciée. Par exemple, ce système de détection peut être utilisé pour une tomographie de puits croisés avec des émetteurs placés dans un puits et des champs magnétiques étant mesurés dans des puits environnants qui peuvent être forés à une distance optimisée les uns par rapport aux autres et couvrir le volume du réservoir depuis plusieurs côtés pour une représentation optimale. Il est prévu que les revendications suivantes soient interprétées pour adopter toutes ces variations et modifications, le cas échéant.

Dans au moins un mode de réalisation, un système de surveillance de formation comprend une source électromagnétique et un tubage qui définit un espace annulaire à l’intérieur d’un trou de forage. Une longueur d’un capteur de force magnétomotrice distribuée est située dans l’espace annulaire, et un câble à fibres optiques achemine des signaux optiques vers et depuis la longueur du capteur de force magnétomotrice distribuée. Un ordinateur couplé au câble à fibres optiques reçoit des signaux optiques depuis la longueur du capteur de force magnétomotrice distribuée, dans lequel l’ordinateur fonctionne sur les signaux optiques reçus pour calculer au moins un paramètre associé à une interface fluidique.

Dans au moins un autre mode de réalisation, un système de surveillance de formation comprend une source électromagnétique, une longueur d’un capteur de force magnétomotrice distribuée localisable dans un trou de forage, et un câble à fibres optiques qui achemine des signaux optiques vers et depuis la longueur du capteur de force magnétomotrice distribuée. Un ordinateur est raccordé fonctionnellement au câble à fibres optiques pour recevoir des signaux optiques depuis la longueur du capteur de force magnétomotrice distribuée, dans lequel l’ordinateur fonctionne sur les signaux optiques reçus pour calculer au moins un paramètre associé à une interface fluidique.

Dans un autre mode de réalisation, un procédé de surveillance de formation comprend l’injection d’un premier fluide dans une formation de réservoir et la production d’un deuxième fluide depuis la formation de réservoir via un tubage dans un trou de forage. Le procédé comprend en outre la génération d’un champ magnétique dans la terre avec une source électromagnétique et la collecte de mesures de champ magnétique avec un capteur de force magnétomotrice distribuée dans un espace annulaire entre le tubage et le trou de forage. Le capteur de force magnétomotrice distribuée communique des mesures vers une interface de surface via un ou plusieurs câbles à fibres optiques. Le procédé comprend en outre l’utilisation des mesures pour localiser l’interface fluidique entre les premier et deuxième fluides.

Les caractéristiques suivantes peuvent être incorporées indépendamment ou collectivement dans toute combinaison viable dans l’un ou l’autre des modes de réalisation ci-dessus. Le capteur de force magnétomotrice distribuée comprend une longueur de câble à fibres optiques comprenant un matériau magnétostrictif. Le matériau magnétostrictif est le nickel, ou un alliage de nickel, ou le Terfenol-D, ou le Metglass, ou une matrice polymère comprenant du nickel ou un alliage de nickel ou du Terfendol-D ou du Metglass. La longueur du câble à fibres optiques comprenant le matériau magnétostrictif est appariée à une longueur sensiblement identique du câble à fibres optiques qui achemine les signaux optiques. Le paramètre associé à l’interface fluidique peut comprendre un emplacement d’interface fluidique. L’emplacement d’interface fluidique peut être un front fluidique dans une application d’injection. Le front fluidique peut être constitué d’eau ou de dioxyde de carbone. L’ordinateur peut mesurer le paramètre associé à l’interface fluidique à différents intervalles de temps. La source électromagnétique peut comprendre une source d’alimentation couplée au tubage pour générer une distribution de flux de courant dans des formations pénétrées par le trou de forage. La source peut être électriquement reliée au tubage au-dessus du sol. La source d’alimentation peut être électriquement reliée à un tubage dans un deuxième trou de forage. La source d’alimentation peut être électriquement reliée à un outil suspendu sur un câble, une ligne de commande, un tubage, ou un tubage spiralé dans un deuxième trou de forage pour une surveillance de puits croisés. La longueur du capteur de force magnétomotrice distribuée peut être positionnée en spirale dans l’espace annulaire. Le câble à fibres optiques peut comprendre un ou plusieurs conducteurs électriques couplés à une source d’alimentation pour générer une distribution de courant dans des formations pénétrées par le trou de forage. Les conducteurs électriques peuvent être non isolés près de régions d’intérêt et isolés dans d’autres régions pour diriger un courant dans les régions d’intérêt. Un deuxième câble à fibres optiques peut être couplé à des capteurs de champ électromagnétique dans l’espace annulaire qui sont dans une plage axiale se chevauchant avec une plage axiale du réseau de capteurs électromagnétiques couplé au guide d’onde optique. Au moins une antenne de source dipôle magnétique peut être positionnée dans l’espace annulaire. L’antenne de source dipôle magnétique peut en outre comprendre une bobine d’induction à plusieurs spires avec un noyau magnétique doux. L’ordinateur peut calculer un modèle multidimensionnel de résistivité ou de conductivité de formation sur la base, au moins en partie, des signaux optiques reçus pour suivre un emplacement de front d’engorgement en fonction du temps. La collecte et l’utilisation pour suivre l’interface fluidique en fonction du temps peuvent être répétées. La réduction de la deuxième production de fluide depuis une ou plusieurs zones lors de la détection de l’interface fluidique près du trou de forage. La réduction de la première injection de fluide dans une ou plusieurs zones lors de la détection de l’interface fluidique près du trou de forage. Une source électromagnétique peut injecter un courant électrique dans la formation de réservoir via le tubage. La source électromagnétique peut générer un champ électromagnétique via une source dipôle magnétique.

Les caractéristiques suivantes peuvent être incorporées indépendamment ou collectivement dans toute combinaison viable dans l’un quelconque des modes de réalisation ci-dessus. Les capteurs de MMF peuvent être intégrés dans le câble à fibres optiques ou sur la surface du câble. Sur la surface peut comprendre une gaine ou une couche séparée fixée à la surface du câble. Le câble à fibres optiques avec les capteurs de MMF peut être une fin de segment dans un réflecteur ou une boucle de câble à fibres optiques. Les capteurs de MMF peuvent être distribués sur deux ou plusieurs câbles à fibres optiques (multiples), chacun avec une source et un détecteur ou couplé à un commutateur pour permettre l’accès à une source et/ou un détecteur. La source peut fournir des impulsions ou une sortie CW. L’interface de surface (interface optique et/ou récepteur optique) peut faire partie de l’ordinateur ou être en communication avec l’ordinateur. L’ordinateur peut être un système d’acquisition de données, un système d’analyse de données, ou les deux. L’ordinateur peut comprendre un interféromètre de Sagnac ou une interface à fibres optiques comme un capteur Fabry Pérot ou un réseau de Bragg sur fibre. Une détection peut être à bande large ou à bande étroite. Seule une partie ou des parties de la longueur JK peuvent comprendre le capteur de MMF. Il peut y avoir des découpes entières ou partielles sur le matériau magnétostrictif pour relâcher la contrainte pendant le déploiement. Le système de MMF peut être co-déployé avec un système de DAS, un système de DTS, un système de détection de température, de détection de contrainte, et/ou un système de détection acoustique. Toute configuration d’injection de courant peut être utilisée avec toute configuration matérielle.

Claims (26)

1. REVENDICATIONS

   1. Système de surveillance de formation qui comprend : une source électromagnétique ; un tubage qui définit un espace annulaire à l’intérieur d’un trou de forage ; une longueur d’un capteur de force magnétomotrice distribuée situé dans l’espace annulaire ; un câble à fibres optiques qui achemine des signaux optiques vers et depuis la longueur du capteur de force magnétomotrice distribuée ; et un ordinateur couplé au câble à fibres optiques pour recevoir des signaux optiques depuis la longueur du capteur de force magnétomotrice distribuée, dans lequel l’ordinateur fonctionne sur les signaux optiques reçus pour calculer au moins un paramètre associé à une interface fluidique.
2. 2. Système selon la revendication 1, dans lequel le capteur de force magnétomotrice distribuée comprend une longueur de câble à fibres optiques comprenant un matériau magnétostrictif.
3. 3. Système selon la revendication 2, dans lequel le matériau magnétostrictif est le nickel, ou un alliage de nickel, ou le Terfenol-D, ou le Metglass, ou une matrice polymère comprenant du nickel ou un alliage de nickel ou du Terfendol-D ou du Metglass.
4. 4. Système selon la revendication 2, dans lequel la longueur du câble à fibres optiques comprenant le matériau magnétostrictif est appariée à une longueur sensiblement identique du câble à fibres optiques qui achemine les signaux optiques.
5. 5. Système selon la revendication 1, dans lequel Tau moins un paramètre comprend un emplacement d’interface fluidique.
6. 6. Système selon la revendication 5, dans lequel l’emplacement d’interface fluidique est un front fluidique dans une application d’injection.
7. 7. Système selon la revendication 6, dans lequel le front fluidique est constitué d’eau ou de dioxyde de carbone.
8. 8. Système selon la revendication 1, dans lequel l’ordinateur mesure Tau moins un paramètre à différents intervalles de temps.
9. 9. Système selon la revendication 1, dans lequel la source électromagnétique comprend une source d’alimentation couplée au tubage pour générer une distribution de flux de courant dans des formations pénétrées par ledit trou de forage.
10. 10. Système selon la revendication 9, dans lequel la source d’alimentation est électriquement reliée audit tubage au-dessus du sol.
11. 11. Système selon la revendication 9, dans lequel la source d’alimentation est électriquement reliée à un tubage dans un deuxième trou de forage.
12. 12. Système selon la revendication 9, dans lequel la source d’alimentation est électriquement reliée à un outil suspendu sur un câble, une ligne de commande, un tubage, ou un tubage spiralé dans un deuxième trou de forage pour une surveillance de puits croisés.
13. 13. Système selon la revendication 1, dans lequel la longueur du capteur de force magnétomotrice distribuée est positionnée en spirale dans l’espace annulaire.
14. 14. Système selon la revendication 1, dans lequel le câble à fibres optiques comprend un ou plusieurs conducteurs électriques couplés à une source d’alimentation pour générer une distribution de courant dans des formations pénétrées par ledit trou de forage.
15. 15. Système selon la revendication 14, dans lequel l’un ou plusieurs conducteurs électriques ne sont pas isolés près de régions d’intérêt et isolés dans d’autres régions pour diriger un courant dans lesdites régions d’intérêt.
16. 16. Système selon la revendication 1, comprenant en outre un deuxième câble à fibres optiques couplé à des capteurs de champ électromagnétique dans l’espace annulaire qui sont dans une plage axiale se chevauchant avec une plage axiale du réseau de capteurs électromagnétiques couplé au guide d’onde optique.
17. 17. Système selon la revendication 1, comprenant en outre au moins une antenne de source dipôle magnétique positionnée dans l’espace annulaire.
18. 18. Système selon la revendication 17, dans lequel l’au moins une antenne de source dipôle magnétique comprend en outre une bobine d’induction à plusieurs spires avec un noyau magnétique doux.
19. 19. Système selon la revendication 1, l’ordinateur calcule un modèle multidimensionnel de résistivité ou de conductivité de formation sur la base, au moins en partie, desdits signaux optiques reçus pour suivre un emplacement de front d’engorgement en fonction du temps.
20. 20. Procédé de surveillance de formation qui comprend : l’injection d’un premier fluide dans une formation de réservoir ; la production d’un deuxième fluide depuis la formation de réservoir via un tubage dans un trou de forage ; la génération d’un champ magnétique dans la terre avec une source électromagnétique ; la collecte de mesures de champ magnétique avec un capteur de force magnétomotrice distribuée dans un espace annulaire entre ledit tubage et ledit trou de forage, ledit capteur de force magnétomotrice distribuée communiquant des mesures vers une interface de surface via un ou plusieurs câbles à fibres optiques ; et Γutilisation desdites mesures pour localiser l’interface fluidique entre les premier et deuxième fluides.
21. 21. Procédé selon la revendication 20, comprenant en outre la répétition desdites collecte et utilisation pour suivre l’interface fluidique en fonction du temps.
22. 22. Procédé selon la revendication 20, comprenant en outre la réduction de la production du deuxième fluide depuis une ou plusieurs zones lors de la détection de ladite interface fluidique près dudit trou de forage.
23. 23. Procédé selon la revendication 20, comprenant en outre la réduction de l’injection du premier fluide dans une ou plusieurs zones lors de la détection de ladite interface fluidique près dudit trou de forage.
24. 24. Procédé selon la revendication 20, comprenant en outre une source électromagnétique injectant un courant électrique dans la formation de réservoir via ledit tubage.
25. 25. Procédé selon la revendication 20, comprenant en outre une source électromagnétique générant un champ électromagnétique via une source dipôle magnétique.
26. 26. Système de surveillance de formation qui comprend : une source électromagnétique ; une longueur d’un capteur de force magnétomotrice distribuée localisable dans un trou de forage ; un câble à fibres optiques qui achemine des signaux optiques vers et depuis la longueur du capteur de force magnétomotrice distribuée ; et un ordinateur relié fonctionnellement au câble à fibres optiques pour recevoir des signaux optiques depuis la longueur du capteur de force magnétomotrice distribuée, dans lequel l’ordinateur fonctionne sur les signaux optiques reçus pour calculer au moins un paramètre associé à une interface fluidique.