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WO2007051915A2 - Dispositif pour imagerie magnetique de la partie du sous-sol bordant la paroi d'un puits de petrole - Google Patents

Dispositif pour imagerie magnetique de la partie du sous-sol bordant la paroi d'un puits de petrole Download PDF

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WO2007051915A2
WO2007051915A2 PCT/FR2006/002389 FR2006002389W WO2007051915A2 WO 2007051915 A2 WO2007051915 A2 WO 2007051915A2 FR 2006002389 W FR2006002389 W FR 2006002389W WO 2007051915 A2 WO2007051915 A2 WO 2007051915A2
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WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
sensor
well
windings
tool
wall
Prior art date
Application number
PCT/FR2006/002389
Other languages
English (en)
Other versions
WO2007051915A3 (fr
Inventor
Damien Despax
Jean-Pierre Martin
Philippe Broun
Original Assignee
Innov-Pro
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Innov-Pro filed Critical Innov-Pro
Publication of WO2007051915A2 publication Critical patent/WO2007051915A2/fr
Publication of WO2007051915A3 publication Critical patent/WO2007051915A3/fr

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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
    • E21B47/0025—Survey of boreholes or wells by visual inspection generating an image of the borehole wall using down-hole measurements, e.g. acoustic or electric
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R33/00—Arrangements or instruments for measuring magnetic variables
    • G01R33/02—Measuring direction or magnitude of magnetic fields or magnetic flux
    • G01R33/04—Measuring direction or magnitude of magnetic fields or magnetic flux using the flux-gate principle
    • G01R33/045—Measuring direction or magnitude of magnetic fields or magnetic flux using the flux-gate principle in single-, or multi-aperture elements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
    • G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
    • G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device

Definitions

  • the present invention relates to devices for magnetic imaging of the portion of the subsoil bordering the wall of an oil well.
  • One of the objectives of logging measurements using well wall imaging tools is, for example, the determination of accumulations and reserves of oil and gas in subsoil rocks. A better precision of these measurements is desired to better evaluate the proportion of mobile fluid in the porosity of the formation, to better characterize also the fine sandwiches sand / clay, the thickness of these thin banks not exceeding the centimeter, in certain case.
  • Current developments in terms of wall imaging tools aim at resolutions of the order of a millimeter.
  • the oil well wall imaging tools mainly implement electrical, electromagnetic or sonic techniques.
  • the spatial resolution of these tools reaches the order of a millimeter.
  • Several of these tools find their limitation in their field of implementation depending on the drilling fluid and are dedicated solely to imaging.
  • the most common technique used for the pendemeter is that of the electric micro-sensor that is to say with sending currents that close on a so-called "far" electrode. These sensors are extremely powerful like those used in imaging devices.
  • the present invention aims to provide a device for magnetic imaging of the part of the basement bordering the wall of a petroleum well, which at least largely overcomes the aforementioned drawbacks of imaging devices of the prior art mentioned above.
  • the subject of the present invention is a device for magnetic imaging of the part of the subsoil bordering the wall of an oil well having a determined longitudinal axis, comprising:
  • a tool able to move in said well along said axis
  • a magnetic field sensor comprising control inputs and measurement signal outputs
  • FIG. 1 represents, in schematic form, the block diagram of the device according to the invention for magnetic imaging of the part of the subsoil bordering the wall of an oil well, and
  • FIG. 2 represents the block diagram of a preferred embodiment of a part of the device according to FIG.
  • the figures essentially represent a single embodiment of the object according to the invention, but that there may be other embodiments that meet the definition of this invention.
  • the device according to the invention illustrated in the accompanying figures makes it possible to produce a magnetic image of the portion of the sub-floor bordering the wall Pa of a petroleum well Pp having a determined longitudinal axis 104.
  • Oil well means a well being completed or completed, whether or not in operation, for all liquid, solid and gaseous hydrocarbon products.
  • the magnetic imaging device schematically represented in FIG. 1 comprises a tool 103 able to move in the oil well Pp along its axis 104, at least one pad 101, 102, means 105 for connecting the pad 101, 102 to the tool 103 so that, when the tool moves in the well, the pad moves substantially opposite and close to the wall Pa of the well.
  • These means 105 are well known in themselves, generally consist of elastic arms articulated on the tool 103 and on the pad 101, 102.
  • the device also comprises a sensor C1, C2 of magnetic field (as many sensors as pads) having control inputs 115, 117 and measurement signal outputs 121, 122 (FIG. 2), means for mounting the sensor in cooperation with the pad, and an electronic control and processing circuit C e t connected to the inputs 115, 117 and the outputs 121, 122 of the sensor Ci, C 2 .
  • the pad generally consists of an envelope in a nonmagnetic material and, in this case, the means for mounting the sensor in cooperation with the pad are constituted by means for enclosing the sensor in the casing, the connections with the sensor passing through the wall of the casing through sealed passages .
  • each sensor Ci each sensor Ci,
  • C2 is constituted by, FIG. 2, a magnetic core 10 substantially defined in a plane P n , the means 105 for mounting this sensor in cooperation with the pad 101, 102 being furthermore arranged that when the tool 103 moves in the well Pp along its axis 104, the plane P n is constantly parallel to this axis, at least one emission coil 13 arranged to create an excitation magnetic field in the core 10 and a reception coil 20 comprising two windings 21, 22.
  • the core 10 substantially affects the shape of a rectangle or a U, with at least two main banks 11, 12 substantially parallel.
  • the core 10 is advantageously formed of magnetic plates, for example of ferromagnetic type, stacked one on the other to form a substantially flat frame having a significant length which defines the two main branches 11, 12 mentioned above, a width much smaller than the length, and a thickness, taken according to a perpendicular to the lengths and widths, extremely small compared to the latter.
  • the lengths and widths define the plane P n mentioned above
  • the sensor Ci, C2, ... comprises two coils 13, 20 which are wound on the core 10.
  • the first so-called “emission” winding 13 comprises four series-connected emission windings defining two pairs of windings, a first pair 15, 17 located around the first main branch 11 and a second pair 16, 18 located around of the second main branch 12.
  • the emission windings 15-18 are interconnected in such a way that the excitation magnetic field flows in the opposite direction in the two main branches 11 and 12, the windings 15, 17 of the first pair being coiled in the same direction around the first main branch 11, and the windings 16, 18 of the second pair being wound in the opposite direction of the preceding one around the second main branch 12.
  • a second winding 20 called “receiver” is composed of two windings 21, 22 respectively located around the two main branches 11, 12, so as to be each framed by the two windings 15,17 and 16,18 of a pair of pairs. windings of the emission winding 13.
  • control and processing electronic circuit C c t connected to the inputs and outputs of the sensor Ci, C 2 , it comprises a power source 40 whose outputs are respectively connected to the inputs 115, 117 of the sensor constituted by the terminals free end of the emission windings mounted in series 5-18.
  • the power source 40 is capable of delivering, at the first so-called “transmit" coil 13, an excitation current at a determined frequency and may include, in a known manner: an oscillator, a frequency divider by two, a converter square wave and a voltage-current converter.
  • the control and processing electronic circuit C ct further comprises a measuring circuit 30, a preferred embodiment of which is illustrated in FIG. 2.
  • the input terminals 301 and 302 of the measurement circuit 30 are connected to the free terminals d end 121, 122 of the windings 21, 22 of the reception winding 20 whose midpoint 123 is connected to the ground T.
  • This measuring circuit 30 comprises pre-amplification means Pa able to receive the voltage delivered to the terminals 121, 122 of the receiver winding 20, synchronous detection means fed by an oscillator signal which is not divided by two, a pass filter. low, a proportional-integral-differential equalizer, an amplifier, a low-pass filter with a cut-off frequency of the order for example of a Hertz, and display means.
  • the magnetic flux generated by the excitation magnetic field flowing in the core 10 produces induced voltages U 1 and U 2 at the terminals 121, 122 of the windings 21, 22 of the receiving winding 20, and the remanent magnetic field to be measured, for example from the part of the subsoil bordering the wall of the oil well Pp, produces induced voltages E 1 and E 2 at same terminals of the windings 21, 22.
  • the voltage U 2 is opposite to the other voltages, so that the total induced voltage across the receiving coil 20 is equal to Ui - U 2 + Ei + E 2 .
  • the emission windings 15-18 are assumed to be identical, as well as the reception windings 21 and 22, they generally have structural differences (material constituting them non-homogeneous, slight differences in the dimensions and shapes, ). As a result, the voltages U i and U 2 , as well as the voltages E 1 and E 2, are generally different.
  • the measuring circuit 30 comprises two loop circuits 31, 32 respectively connecting the positive terminals of the preamplifier subtractors 33, 34 constituting the essential means for the pre-amplification Pa mentioned above, to the ground T passing. respectively by the windings 21, 22 of the reception winding 20.
  • the output terminals 133, 134 of the preamplifier subtractors 33, 34 are connected to the corresponding inputs 135, 235 of an adder 35 whose output 335 is connected to a first input 137 of a synchronous detector 37, and to a processing element 36 which is capable of delivering, at its output 236, a measurement signal function of the magnetic field to be measured at a point of the part of the sub-floor bordering the wall Pa of the well Pp.
  • the negative terminal of the subtractor 34 is connected to the ground T by a fixed resistor 39, while the negative terminal of the subtracter 33 is connected to the ground T by a variable resistor 38 whose servo input 138 is connected to the output 337 of the synchronous detector 37.
  • the power source 40 further delivers, on a second input 237 of the synchronous detector 37 and via a phase-shifter 50 if this is necessary, a reference signal at the excitation frequency.
  • the resistors 38, 39 have equal values, the voltages at the output terminals 133, 134 of the subtracters 33, 34 are equal, at a coefficient proportional M, respectively to Ei + Ui and E 2 - U 2 , and the voltage at the output of the summator 35 is equal to M (Ei + Ui + E 2 - U 2 ).
  • the voltage applied to the processing member 36 becomes equal to IVTE 1 + M. E 2 and may be usefully used for the measurement of the magnetic field since the voltages induced by the excitation magnetic field cancel each other out. No other treatment is needed.
  • This correction effectively reconstructs the symmetry of the receiving windings 21, 22 and allows a direct measurement of the magnetic field prevailing in the part of the basement bordering the wall of the oil well.
  • the device according to the invention will advantageously comprise a plurality of pads distributed around the tool.
  • the implementation of the magnetic imaging technique with the device described above has the following advantages: It uses a "passive" measurement technique, that is to say without excitation of the rock formation at the edge of the well, which, in the case where the sensitivity is sufficient (of the order of a few tenths of nano Tesla), is simpler than an "active" measurement, for example electromagnetic, because the response of the field sensors magnetic is not a function of an intrinsic physical parameter of the rock formation.
  • the device comprises, in addition to the means defined above, a transmission coil and a compensation coil whose windings are made along the longitudinal axis 104 of the well Pp, the electronic control circuit and processing is then connected to the inputs and outputs of these two coils respectively emission and compensation.
  • the component of the magnetic field to be measured related to the magnetic susceptibility of the part of the subsoil bordering the wall of an oil well is then increased because of the excitation of the part of the subsoil by the transmission system of the device.
  • the two embodiments of the device according to the invention described above can be advantageously used alternately, the frequency of this alternation being a function of the measurement rates in each of the two embodiments and the speed of movement of the device in the well.
  • the processing of the calculation of the magnetic fields which are measured alternately with the first embodiment of the device and with the second embodiment of the device, advantageously makes it possible to determine the magnetization fraction related to the magnetic susceptibility of the formation, in particular for the purpose of determining the dating of the subsoil layers and to interpret in terms of magnetostratigraphy of the layers surrounding the wall of the well.
  • the main advantage of the device according to the invention in addition to its very small footprint, is its low temperature drift: 100 ppm / ° K without compensation, an improvement of at least an order of magnitude compared to the best other devices of the prior art. This advantage is essential given the relatively low expected signal levels.
  • the device is intended for use in all well types as defined before.
  • the mode of use of the device described first there is another advantage related to the "passive" measurement mode, which has no limitation in terms of depth of investigation, because the measurement is not linked. the degree of penetration of an excitation wave into the formation.
  • a suitable configuration of the electromagnetic wave emitting device in the formation makes it possible to modify the magnetization of the formation in a sufficiently large volume around the borehole (depth of investigation) so that the response of the magnetic sensors is significantly modified with respect to the response obtained with the first embodiment of the device.
  • Magnetic measurement can also dissociate, by suitable and known treatment methods, "near” and “far” sources, hence potential information on, for example, the diameter of the borehole, the thickness of the parameter known to those skilled in the art under the expression in English "mud-cake” translated into French by "zone invaded”.

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Abstract

La présente invention concerne les dispositifs pour imagerie magnétique de la partie du sous-sol bordant la paroi d'un puits de pétrole. Le dispositif selon l'invention se caractérise essentiellement par le fait qu'il comporte un outil 103 apte à se déplacer dans le puits suivant son axe 104, au moins un patin 101 , 102, des moyens 105 pour relier le patin 101 , 102 à l'outil 103 de façon que, lorsque l'outil se déplace dans le puits, le patin se déplace sensiblement en regard et à proximité de la paroi Pa du puits, un capteur de champ magnétique C1 , C2, des moyens pour monter le capteur en coopération avec le patin, et un circuit électronique Cct de commande et de traitement relié aux entrées et aux sorties du capteur C1 , C2, le capteur étant constitué par un noyau magnétique 10 sensiblement défini dans un plan Pn, les moyens 105 pour monter le capteur en coopération avec le patin 101 , 102 étant agencés de façon que, lorsque l'outil 103 se déplace dans le puits Pp suivant son axe 104, le plan Pn soit constamment parallèle à l'axe 104, au moins un bobinage d'émission 13 agencé de façon à créer un champ magnétique d'émission dans le noyau 10, et un bobinage de réception 20 comportant deux enroulements.

Description

DISPOSITIF POUR IMAGERIE MAGNETIQUE DE LA PARTIE DU SOUS-SOL BORDANT LA PAROI D'UN PUITS DE PETROLE
La présente invention concerne les dispositifs pour imagerie magnétique de la partie du sous-sol bordant la paroi d'un puits de pétrole.
L'un des objectifs des mesures diagraphiques à l'aide d'outils d'imagerie de paroi de puits, est par exemple la détermination, dans les roches d'un sous- sol, des accumulations et des réserves de pétrole et de gaz. Une meilleure précision de ces mesures est souhaitée pour mieux évaluer la proportion de fluide mobile dans la porosité de la formation, pour mieux caractériser aussi les alternances fines sable/argile, l'épaisseur de ces bancs minces n'excédant pas le centimètre, dans certains cas. Les développements actuels en terme d'outils d'imagerie de paroi visent des résolutions de l'ordre du millimètre.
Les outils d'imagerie de la paroi des puits de pétrole mettent principalement en œuvre des techniques électriques, électromagnétiques ou soniques. La résolution spatiale de ces outils atteint l'ordre du millimètre. Plusieurs de ces outils trouvent par contre leur limitation dans leur domaine de mise en œuvre en fonction du fluide de forage et sont dédiés uniquement à l'imagerie. La technique la plus couramment utilisée pour la pendagemétrie est celle du micro-capteur électrique c'est-à-dire avec envoi de courants qui se referment sur une électrode dite « lointaine ». Ces capteurs sont extrêmement performants à l'image de ceux utilisés dans les dispositifs d'imagerie.
En revanche, cette technique est inopérante lorsque la boue de forage n'est pas conductrice. C'est ainsi que, pour les forages réalisés en boue « à l'huile », il a été conçu un pendagemètre électromagnétique qui présente quelques limitations en terme de profondeur d'investigation, de sensibilité trop faibles, et de résolution verticale qui n'autorise qu'une utilisation en mode structural et non en mode stratigraphique. Il ne délivre que la composante électrique du signal, c'est-à-dire la conductivité de la formation. La dimension des capteurs selon cette technique interdit une extrapolation vers l'imagerie. En ce qui concerne les conditions de mesure, de nombreux outils d'imagerie ne fournissent pas de réponse satisfaisante dans les forages, notamment, en boue à l'huile.
Aussi, la présente invention a-t-elle pour but de réaliser un dispositif pour imagerie magnétique de la partie du sous-sol bordant la paroi d'un puits de pétrole, qui pallie au moins en grande partie les inconvénients mentionnés ci-dessus des dispositifs d'imagerie de l'art antérieur rappelés ci-dessus.
Plus précisément, la présente invention a pour objet un dispositif pour imagerie magnétique de la partie du sous-sol bordant la paroi d'un puits de pétrole ayant un axe longitudinal déterminé, comportant :
• un outil apte à se déplacer dans ledit puits suivant ledit axe,
• au moins un patin,
• des moyens pour relier ledit patin au dit outil de façon que, lorsque ledit outil se déplace dans ledit puits, ledit patin se déplace sensiblement en regard et à proximité de la paroi du puits,
• un capteur de champ magnétique comportant des entrées de commande et des sorties de signal de mesure,
• des moyens pour monter ledit capteur en coopération avec ledit patin, et • un circuit électronique de commande et de traitement relié aux entrées et aux sorties du dit capteur, caractérisé par le fait que ledit capteur est constitué par :
• un noyau magnétique sensiblement défini dans un plan, lesdits moyens pour monter ledit capteur en coopération avec ledit patin étant agencés de façon que, lorsque ledit outil se déplace dans ledit puits suivant son axe, ledit plan soit constamment parallèle au dit axe,
• au moins un bobinage d'émission, ledit bobinage d'émission étant agencé de façon à créer un champ magnétique d'émission dans ledit noyau, et
• au moins un bobinage de réception comportant deux enroulements. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront au cours de la description suivante donnée en regard des dessins annexés à titre illustratif mais nullement limitatif, dans lesquels : La figure 1 représente, sous forme schématique, le schéma de principe du dispositif selon l'invention pour imagerie magnétique de la partie du sous-sol bordant la paroi d'un puits de pétrole, et
La figure 2 représente le bloc diagramme d'un mode de réalisation préférentiel d'une partie du dispositif selon la figure 1.
Il est tout d'abord précisé que, sur les figures, les mêmes références désignent les mêmes éléments, quelle que soit la figure sur laquelle elles apparaissent et quelle que soit la forme de représentation de ces éléments. De même, si des éléments ne sont pas spécifiquement référencés sur l'une des figures, leurs références peuvent être aisément retrouvées en se reportant à l'autre figure.
Il est aussi précisé que les figures représentent essentiellement un seul mode de réalisation de l'objet selon l'invention, mais qu'il peut exister d'autres modes de réalisation qui répondent à la définition de cette invention. Le dispositif selon l'invention illustré sur les figures annexées permet de réaliser une image magnétique de la partie du sous-sol bordant la paroi Pa d'un puits de pétrole Pp ayant un axe longitudinal déterminé 104. Au sens de la présente description, par « puits de pétrole », on entend un puits en cours de forage ou terminé, en exploitation ou non, pour tous produits hydrocarbures liquides, solides et gazeux.
Le dispositif d'imagerie magnétique schématiquement représenté sur la figure 1 comporte un outil 103 apte à se déplacer dans le puits de pétrole Pp suivant son axe 104, au moins un patin 101, 102, des moyens 105 pour relier le patin 101 , 102 à l'outil 103 de façon que, lorsque cet outil se déplace dans le puits, le patin se déplace sensiblement en regard et à proximité de la paroi Pa du puits. Ces moyens 105 sont bien connus en eux-mêmes, généralement constitués de bras élastiques articulés sur l'outil 103 et sur le patin 101 , 102.
Le dispositif comporte aussi un capteur C-i, C2 de champ magnétique (autant de capteurs que de patins) comportant des entrées de commande 115, 117 et des sorties de signal de mesure 121 , 122 (figure 2), des moyens pour monter le capteur en coopération avec le patin, et un circuit électronique de commande et de traitement Cet relié aux entrées 115, 117 et aux sorties 121 , 122 du capteur C-i, C2. Le patin est généralement constitué d'une enveloppe en un matériau amagnétique et, dans ce cas, les moyens pour monter le capteur en coopération avec le patin sont constitués par des moyens pour enfermer le capteur dans l'enveloppe, les connexions avec le capteur traversant la paroi de l'enveloppe par des passages étanches. Selon une caractéristique importante de l'invention, chaque capteur Ci,
C2 est constitué par, figure 2, un noyau magnétique 10 sensiblement défini dans un plan Pn, les moyens 105 pour monter ce capteur en coopération avec le patin 101 , 102 étant agencés de façon en outre que, lorsque l'outil 103 se déplace dans le puits Pp suivant son axe 104, le plan Pn soit constamment parallèle à cet axe, au moins un bobinage d'émission 13 agencé de façon à créer un champ magnétique d'excitation dans le noyau 10 et un bobinage de réception 20 comportant deux enroulements 21 , 22.
De façon avantageuse, le noyau 10 affecte sensiblement la forme d'un rectangle ou d'un U, avec au moins deux banches principales 11 , 12 sensiblement parallèles.
De fait, le noyau 10 est avantageusement formé de plaques magnétiques, par exemple de type ferromagnétique, empilées les unes sur les autres pour former un cadre sensiblement plat ayant une longueur importante qui définit les deux branches principales 11 , 12 mentionnées ci-dessus, une largeur beaucoup plus petite que la longueur, et une épaisseur, prise selon une perpendiculaire aux longueurs et largeurs, extrêmement faible par rapport à ces dernières. Les longueurs et largeurs définissent le plan Pn mentionné ci- dessus
Le capteur Ci, C2, ... comporte deux bobinages 13, 20 qui sont enroulés sur le noyau 10.
Le premier bobinage dit "d'émission" 13 comporte quatre enroulements d'émission montés en série et définissant deux couples d'enroulements, un premier couple 15, 17 situé autour de la première branche principale 11 et un second couple 16, 18 situé autour de la seconde branche principale 12. Les enroulements d'émission 15-18 sont reliés entre eux de telle façon que le champ magnétique d'excitation circule en sens inverse dans les deux branches principales 11 et 12, les enroulements 15, 17 du premier couple étant bobinés dans un même sens autour de la première branche principale 11 , et les enroulements 16, 18 du second couple étant bobinés en sens contraire du précédent autour de la seconde branche principale 12.
Un second bobinage 20 dit "récepteur" est composé de deux enroulements 21 , 22 respectivement situés autour des deux branches principales 11 , 12, de façon à se trouver chacun encadré par les deux enroulements 15,17 et 16,18 d'un couple d'enroulements du bobinage d'émission 13.
Quant au circuit électronique Cct de commande et de traitement relié aux entrées et aux sorties du capteur Ci, C2, il comporte une source d'alimentation 40 dont les sorties sont respectivement reliées aux entrées 115, 117 du capteur constituées par les bornes libres d'extrémité des enroulements d'émission montés en sériel 5-18.
La source d'alimentation 40 est apte à délivrer, au premier bobinage 13 dit « d'émission », un courant d'excitation à une fréquence déterminée et peut inclure de façon connue : un oscillateur, un diviseur de fréquence par deux, un convertisseur d'onde carrée et un convertisseur tension-courant.
Le circuit électronique Cct de commande et de traitement comporte en outre un circuit de mesure 30 dont un mode de réalisation préférentiel est illustré sur la figure 2. Les bornes d'entrées 301 et 302 du circuit de mesure 30 sont reliées aux bornes libres d'extrémité 121 , 122 des enroulements 21 , 22 du bobinage de réception 20 dont le point milieu 123 est relié à la masse T.
Ce circuit de mesure 30 comporte des moyens de pré-amplification Pa aptes à recevoir la tension délivrée aux bornes 121 , 122 du bobinage récepteur 20, des moyens de détection synchrone alimentés par un signal d'oscillateur non divisé par deux, un filtre passe-bas, un correcteur proportionnel-intégral- différentiel, un amplificateur, un filtre passe-bas avec une fréquence de coupure de l'ordre par exemple d'un Hertz, et des moyens d'affichage.
Les éléments mentionnés ci-dessus sont bien connus en eux-mêmes et ne seront pas plus amplement décrits ici, dans l'unique souci de simplifier la présente description.
Le flux magnétique généré par le champ magnétique d'excitation circulant dans le noyau 10 produit des tensions induites U1 et U2 aux bornes 121, 122 des enroulements 21, 22 du bobinage de réception 20, et le champ magnétique rémanent à mesurer, par exemple provenant de la partie du sous- sol bordant la paroi du puits de pétrole Pp, produit des tensions induites Ei et E2 aux mêmes bornes des enroulements 21 , 22. La tension U2 est opposée aux autres tensions, de sorte que la tension induite totale aux bornes du bobinage de réception 20 est égale à Ui - U2 + Ei + E2.
Comme, de façon connue, bien que les enroulements d'émission 15-18 soient présumés identiques, de même que les enroulements de réception 21 et 22, ils présentent généralement des différences de structure (matériau les constituant non homogène, légères différences dans les dimensions et les formes, ...). En conséquence, les tensions Ui et U2, ainsi que les tensions Ei et E2 sont généralement différentes.
Pour pallier cet inconvénient, le circuit de mesure 30 comporte deux circuits en boucle 31, 32 reliant respectivement les bornes positives des soustracteurs préamplificateurs 33, 34 constituant les moyens essentiels pour la pré-amplification Pa mentionnée ci-dessus, à la masse T en passant respectivement par les enroulements 21, 22 du bobinage de réception 20.
Les bornes de sortie 133, 134 des soustracteurs préamplificateurs 33, 34 sont reliées aux entrées correspondantes 135, 235 d'un sommateur 35 dont la sortie 335 est reliée à une première entrée 137 d'un détecteur synchrone 37, et à un organe de traitement 36 qui est apte à délivrer, à sa sortie 236, un signal de mesure fonction du champ magnétique à mesurer en un point de la partie du sous-sol bordant la paroi Pa du puits Pp.
La borne négative du soustracteur 34 est reliée à la masse T par une résistance fixe 39, tandis que la borne négative du soustracteur 33 est reliée à la masse T par une résistance variable 38 dont l'entrée d'asservissement 138 est reliée à la sortie 337 du détecteur synchrone 37.
La source d'alimentation 40 délivre en outre, sur une seconde entrée 237 du détecteur synchrone 37 et via un déphaseur 50 si cela est nécessaire, un signal de référence à la fréquence d'excitation.
Si les résistances 38, 39 ont des valeurs égales, les tensions aux bornes de sortie 133, 134 des soustracteurs 33, 34 sont égales, à un coefficient proportionnel M près, à respectivement Ei + Ui et E2 - U2, et la tension à la sortie du sommateur 35 est égale à M (Ei + Ui + E2 - U2).
Cependant, le détecteur synchrone 37 discrimine la composante à la fréquence d'excitation et ajuste la valeur de la résistance variable 38 pour modifier le coefficient proportionnel, et donc la valeur du signal à la sortie du soustracteur 33, en lui donnant une valeur M' telle que M'.Ui = M. U2. Ainsi, la tension appliquée à l'organe de traitement 36 devient égale à IVTE1 + M. E2 et peut être employée utilement pour la mesure du champ magnétique puisque les tensions induites par le champ magnétique d'excitation s'annulent. Aucun autre traitement n'est nécessaire. Cette correction reconstitue efficacement la symétrie des enroulements de réception 21, 22 et permet une mesure directe du champ magnétique qui règne dans la partie du sous-sol bordant la paroi du puits de pétrole.
Pour avoir une image complète de toute la partie utile du puits, il suffit de déplacer l'outil 103 comme décrit ci-avant, qui entraîne le patin, en soulignant que le dispositif selon l'invention comportera avantageusement une pluralité de patins répartis autour de l'outil.
La mise en œuvre de la technique d'imagerie magnétique avec le dispositif décrit ci-dessus présente les avantages suivants :ll utilise une technique de mesure « passive », c'est-à-dire sans excitation de la formation rocheuse en bordure de la paroi du puits, ce qui, dans le cas où la sensibilité est suffisante (de l'ordre de quelques dixièmes de nano Tesla), est plus simple qu'une mesure « active », par exemple électromagnétique, car la réponse des capteurs de champ magnétique n'est pas fonction d'un paramètre physique intrinsèque de la formation rocheuse.
Il permet aussi l'enregistrement d'un paramètre complet (induction magnétique totale, composantes suivant deux directions données, ou même trois directions données) qui contient à la fois les informations liées à la rémanence magnétique et la susceptibilité magnétique. Selon un second mode de réalisation possible, le dispositif selon l'invention comporte, en sus des moyens définis ci-dessus, une bobine d'émission et une bobine de compensation dont les enroulements sont réalisés suivant l'axe longitudinal 104 du puits Pp, le circuit électronique de commande et de traitement étant alors relié aux entrées et aux sorties de ces deux bobines respectivement d'émission et de compensation.
Il est en outre mentionné que la composante du champ magnétique à mesurer liée à la susceptibilité magnétique de la partie du sous-sol bordant la paroi d'un puits de pétrole est alors majorée du fait de l'excitation de la partie du sous-sol par le système d'émission du dispositif.
Les deux modes de réalisation du dispositif selon l'invention décrits ci- dessus peuvent être avantageusement utilisés en alternance, la fréquence de cette alternance étant fonction des cadences de mesure dans chacun des deux modes de réalisation et de la vitesse de déplacement du dispositif dans le puits.
Le traitement du calcul des champs magnétiques qui sont mesurés alternativement avec le premier mode de réalisation du dispositif et avec le second mode de réalisation du dispositif, permet de façon avantageuse de déterminer la fraction d'aimantation liée à la susceptibilité magnétique de la formation, notamment dans le but de déterminer la datation des couches du sous-sol et de faire une interprétation en termes de magnéto-stratigraphie des couches entourant la paroi du puits.
Par rapport aux contraintes spécifiques correspondant aux applications en puits de pétrole, le principal avantage du dispositif selon l'invention, outre son très faible encombrement, tient à sa faible dérive en température : 100 ppm/°K sans compensation, soit une amélioration d'au moins un ordre de grandeur par rapport aux meilleurs autres dispositifs de l'art antérieur. Cet avantage est primordial compte tenu des relativement faibles niveaux de signal attendus.
Le dispositif est destiné à une utilisation dans tous les types de puits comme définis auparavant. Dans le mode d'utilisation du dispositif décrit en premier, il existe un autre avantage lié au mode de mesure « passive », qui ne présente pas de limitation en terme de profondeur d'investigation, du fait que la mesure n'est pas liée au degré de pénétration d'une onde d'excitation dans la formation.
Avec le second mode de réalisation, une configuration adaptée du dispositif d'émission d'onde électromagnétique dans la formation permet de modifier l'aimantation de la formation dans un volume suffisamment étendu autour du forage (profondeur d'investigation) pour que la réponse des capteurs magnétiques soit modifiée de manière significative par rapport à la réponse obtenue avec le premier mode de réalisation du dispositif. La mesure magnétique peut en outre dissocier, par des méthodes de traitement adaptées et connues, des sources « proches » et des sources « lointaines », d'où des informations potentielles sur, par exemple, le diamètre du forage, l'épaisseur du paramètre connu des hommes du métier sous l'expression en langue anglaise « mud-cake » traduite en français par «zone envahie ».

Claims

W10R E V E N D I C A T I O N S
1. Dispositif pour imagerie magnétique de la partie du sous-sol bordant la paroi (Pa) d'un puits de pétrole (Pp) ayant un axe longitudinal déterminé (104), comportant :
• un outil (103) apte à se déplacer dans ledit puits suivant ledit axe (104),
• au moins un patin (101, 102, ...), • des moyens (105) pour relier ledit patin (101, 102) au dit outil (103) de façon que, lorsque ledit outil se déplace dans ledit puits, ledit patin se déplace sensiblement en regard et à proximité de la paroi (Pa) du puits,
• un capteur de champ magnétique (C1 , C2) comportant des entrées de commande (115, 117) et des sorties de signal de mesure (121, 122), • des moyens pour monter ledit capteur en coopération avec ledit patin, et
• un circuit électronique (Cct) de commande et de traitement relié aux entrées (115, 117) et aux sorties (121 , 122) du dit capteur (C1 , C2), caractérisé par le fait que ledit capteur est constitué par : • un noyau magnétique (10) sensiblement défini dans un plan (Pn), lesdits moyens (105) pour monter ledit capteur en coopération avec ledit patin (101 , 102) étant agencés de façon que, lorsque ledit outil (103) se déplace dans ledit puits (Pp) suivant son axe (104), ledit plan (Pn) soit constamment parallèle au dit axe, • au moins un bobinage d'émission (13), ledit bobinage d'émission étant agencé de façon à créer un champ magnétique d'émission dans ledit noyau (10), et
• un bobinage de réception (20) comportant deux enroulements.
2. Dispositif selon la revendication 1 , caractérisé par le fait que ledit noyau magnétique (10) affecte sensiblement l'une des formes suivantes : en rectangle, en U, avec au moins deux première et seconde banches principales (11, 12) sensiblement parallèles contenues dans ledit plan (Pn).
3. Dispositif selon la revendication 2, caractérisé par le fait que ledit bobinage d'émission (13) comporte quatre enroulements d'émission (15-18) montés en série et définissant deux couples d'enroulements, un premier couple (15, 17) situé autour de la première branche principale (11) et un second couple (16, 18) situé autour de la seconde branche principale (12), les enroulements d'émission (15-18) étant reliés entre eux de telle façon qu'un champ magnétique d'excitation circule en sens inverse dans les deux branches principales (11, 12), les enroulements (15, 17) du premier couple étant bobinés dans un même sens autour de la première branche principale (11), et les enroulements (16, 18) du second couple étant bobinés en sens contraire du précédent autour de la seconde branche principale (12).
4. Dispositif selon la revendication 3, caractérisé par le fait que le circuit électronique (Cct) de commande et de traitement relié respectivement aux entrées et aux sorties du dit capteur comporte une source d'alimentation (40) et un circuit de mesure (30).
5. Dispositif selon la revendication 4, caractérisé par le fait que la source d'alimentation (40) est apte à délivrer, au premier bobinage d'émission (13), un courant d'excitation à une fréquence déterminée et comporte un oscillateur, un diviseur de fréquence par deux, un convertisseur d'onde carrée et un convertisseur tension-courant.
6. Dispositif selon l'une des revendications 4 et 5, caractérisé par le fait que le circuit de mesure (30) comporte deux circuits en boucle (31 , 32) reliant respectivement les bornes positives de deux premier et second soustracteurs préamplificateurs (33, 34), à la masse (T) en passant respectivement par les enroulements (21, 22) du bobinage de réception (20), les bornes de sortie (133, 134) des soustracteurs préamplificateurs (33, 34) étant reliées aux entrées correspondantes (135, 235) d'un sommateur (35) dont la sortie (335) est reliée à une première entrée (137) d'un détecteur synchrone (37) et à un organe de traitement (36) qui est apte à délivrer, à sa sortie (236), un signal de mesure fonction du champ magnétique à mesurer en un point de la partie du sous-sol bordant la paroi (Pa) du puits (Pp), la borne négative du second soustracteur (34) étant reliée à la masse (T) par une résistance fixe (39) tandis que la borne négative du premier soustracteur (33) est reliée à la masse (T) par une résistance variable (38) dont l'entrée d'asservissement (138) est reliée à la sortie (337) du détecteur synchrone (37).
7. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé par le fait qu'il comporte en outre une bobine d'émission et une bobine de compensation dont les enroulements sont définis suivant l'axe longitudinal déterminé (104), ledit circuit électronique de commande et de traitement étant relié aux entrées et aux sorties respectivement des deux dites bobines d'émission et de compensation.
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