Brevet FR3040426A1 — publié le 20170303

CONTEXTE [0001] La complétion d'un puits de pétrole ou de gaz comprend souvent une procédure de cimentation pour permettre la liaison des tubages chemisant un puits à la formation. Pendant cette procédure, on pompe la suspension de ciment au fond du trou dans le tubage de puits de forage puis on la renvoie en haut du trou par un espace annulaire de puits de forage défini entre le tubage du puits de forage et une paroi du puits de forage. La suspension de ciment déplace d'autres fluides alors qu'elle se déplace dans le tubage et dans l'espace annulaire. Dans les opérations de cimentation inverse, le ciment est pompé en fait dans l'espace annulaire puis en haut à l'emplacement de la surface par l'intérieur du tubage. [0002] Un placement judicieux de la suspension de ciment dans l'espace annulaire du puits de forage couvre les zones de fluide souterrain, dans le but de récupérer avec efficacité et sécurité des hydrocarbures à partir du puits. Après placement, la suspension de ciment subit une réaction d'hydratation pendant laquelle la suspension de ciment passe de l'état liquide à un état solide. La surveillance du placement de la suspension de ciment et sa transition de l'état liquide à l'état solide peut aider à déterminer quand la suspension de ciment a durci et est prête pour une opération suivante dans le puits. Cela peut entraîner une bonne qualité de ciment, une extraction améliorée de boue, une intégrité accrue de puits et des économies de temps et d'argent. [0003] La suspension de ciment solidifiée forme une gaine de ciment, qui est soumise à des contraintes lors des opérations suivantes effectuées sur le puits. La surveillance de l'intégrité de la gaine de ciment une fois que la suspension de ciment a durci contribue aussi à la sécurité et à l'économie du puits, et contribue à modifier les opérations de fond du trou pour optimiser la production du puits. On peut par exemple suivre, évaluer et modifier une opération de fracturation hydraulique selon les besoins, afin de garantir le bon placement des fractures. Selon un autre exemple, si l'on détecte de l'eau dans la zone proche du puits de forage, alors les perforations proches de la zone peuvent être automatiquement arrêtées lors d'une installation de complétion automatique totale. [0004] Aucune technique n'existe pour l'instant pour la surveillance du fond de puits de l'extraction de fluide de forage à partir de l'espace annulaire, du placement de la suspension de ciment et de l'intégrité successive de puits. Certaines des techniques 3040426 2 existantes impliquent le placement de dispositifs électroniques derrière le tubage pour suivre l'écoulement de fluide et de ciment pendant et après une opération de cimentation. Parmi ces techniques, les dispositifs électroniques obtiennent des données de mesure à partir de marques d'identification de radiofréquence (RFID) dispersées dans le ciment ou 5 dans la boue alors que ces fluides s'écoulent dans l'espace annulaire. Dans d'autres cas, les appareils électroniques mesurent les propriétés diélectriques des fluides s'écoulant dans l'espace annulaire. Ces mesures se fondent sur l'émission d'une énergie ondulatoire électromagnétique (EM) de haute fréquence dans les fluides présents dans l'espace annulaire. Les ondes EM 10 de haute fréquence subissent une atténuation importante dans les fluides du puits de forage, par exemple sous forme de suspension de boue et de ciment à base d'eau. En conséquence, la profondeur d'investigation des appareils utilisant des ondes EM de haute fréquence est typiquement faible. De plus, pour compenser la perte d'énergie, il faut plus de puissance pour transmettre l'énergie électromagnétique dans les fluides pour accroître la profondeur 15 d'investigation. En l'absence de source d'énergie facilement disponible derrière le tubage, cette exigence en matière de puissance implique la conception et le fonctionnement de dispositifs électroniques actifs derrière le tubage. PRESENTATION 20 [00051 Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un procédé, en particulier un procédé permettant une caractérisation de matériau, comprend : la mesure d'un bruit acoustique produit par au moins un matériau de référence de manière à produire au moins un profil acoustique correspondant ; 25 la surveillance d'un matériau annulaire dans un puits de forage foré à travers au moins une formation avec au moins un capteur acoustique positionné dans le puits de forage, de manière à obtenir une réponse acoustique du matériau annulaire ; la comparaison de la réponse acoustique avec l'au moins un profil acoustique en utilisant un processeur couplé en communication avec l'au moins un capteur acoustique ; 30 et la caractérisation du matériau annulaire sur la base de la comparaison de la réponse acoustique et de l'au moins un profil acoustique. 3040426 3 Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la surveillance du matériau annulaire dans le puits de forage comprend la surveillance d'au moins l'un d'un fluide de forage, d'un fluide de séparation, d'une suspension de ciment et d'une gaine de ciment située dans un espace annulaire défini par le puits de forage, et d'au 5 moins un fluide qui s'écoule depuis l'au moins une formation vers le puits de forage. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la mesure du bruit acoustique produit par l'au moins un matériau de référence comprend la mesure du bruit acoustique produit en fonction d'au moins l'un d'un débit, d'une densité, d'un type, d'une viscosité et d'une phase de l'au moins un matériau de référence. 10 Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'obtention de la réponse acoustique du matériau annulaire comprend l'analyse d'une signature de bruit acoustique du matériau annulaire dans le puits de forage pour obtenir la réponse acoustique. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le capteur 15 acoustique comprend une matrice de capteurs électroniques, et dans lequel la surveillance du matériau annulaire avec l'au moins un capteur acoustique comprend l'obtention de la réponse acoustique du matériau annulaire en utilisant la matrice de capteurs électroniques. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la caractérisation du matériau annulaire comprend la caractérisation d'un type de matériau 20 annulaire, et le procédé comprend en outre la transmission du type de matériau annulaire en temps réel à un emplacement de surface, et/ou l'enregistrement du type de matériau annulaire dans le capteur acoustique. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le capteur acoustique comprend une pluralité de capteurs acoustiques positionnés dans le puits de 25 forage à des emplacements connus, et le procédé comprend en outre : l'attribution d'un identifiant unique à chaque capteur acoustique de la pluralité de capteurs acoustiques, l'identifiant unique étant corrélé à l'emplacement connu de chaque capteur acoustique, et la détermination d'un emplacement du matériau annulaire dans le puits de forage en 30 fonction de l'identifiant unique. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'au moins un profil acoustique est enregistré au niveau d'un emplacement de surface et/ou dans un dispositif de mémoire inclus dans le capteur acoustique. 3040426 4 Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le processeur se trouve en une position de surface ou dans le puits de forage. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un système, en particulier un système permettant une caractérisation de matériau, comprend: 5 un câble à fibre optique positionné dans un puits de forage foré à travers au moins une formation, le câble à fibre optique étant configuré pour recevoir des signaux acoustiques depuis un matériau annulaire dans le puits de forage, de manière à produire une réponse acoustique du matériau annulaire ; et un interrogateur de fibre optique couplé optiquement au câble à fibre optique pour 10 caractériser le matériau annulaire sur la base d'une comparaison entre la réponse acoustique telle que reçue par le câble à fibre optique et au moins un profil acoustique d'au moins un matériau de référence correspondant. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le matériau annulaire comprend au moins l'un fluide de forage, d'un fluide de séparation, d'une 15 suspension de ciment et d'une gaine de ciment située dans un espace annulaire défini par le puits de forage, et au moins un fluide qui s'écoule depuis l'au moins une formation vers le puits de forage. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'au moins un profil acoustique est produit par l'analyse du bruit acoustique produit par l'au moins un 20 matériau de référence. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le bruit est produit par l'un au moins d'un débit, d'une densité, d'un type, d'une viscosité et d'une phase de l'au moins un matériau de référence. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'au moins 25 un profil acoustique est enregistré dans une base de données couplée en communication à l'interrogateur de fibre optique. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le câble à fibre optique est fixé à un tubage positionné dans le puits de forage. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le câble à 30 fibre optique est positionné sur l'extérieur du tubage. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le câble à fibre optique est positionné à l'intérieur du tubage. 3040426 5 Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un système, en particulier un système permettant une caractérisation de matériau, comprend: un capteur acoustique positionné dans un puits de forage pour recevoir des signaux acoustiques d'un matériau annulaire dans le puits de forage de manière à obtenir une 5 réponse acoustique du matériau annulaire par analyse d'une signature acoustique du matériau annulaire, et un processeur couplé en communication au capteur acoustique pour caractériser le matériau annulaire sur la base d'une comparaison entre la réponse acoustique et au moins un profil acoustique d'au moins un matériau de référence correspondant. 10 Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, l'au moins un profil acoustique est produit par analyse du bruit acoustique produit par au moins un matériau de référence, et le bruit acoustique étant produit par au moins le débit, la densité, le type, la viscosité et une phase de l'au moins un matériau de référence. Dans un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le capteur 15 acoustique comprend une pluralité de capteurs acoustiques positionnés dans le puits de forage en des emplacements connus, et un identifiant unique est attribué à chaque capteur acoustique, l'identifiant unique étant corrélé à l'emplacement connu de chaque capteur acoustique, et un emplacement du matériau annulaire dans le puits de forage étant déterminé en fonction de l'identifiant unique. 20 BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS [0006] Les figures suivantes sont présentées pour illustrer certains aspects de la présente divulgation, et ne doivent pas être considérées comme des modes de réalisation exclusifs. L'objet de l'invention décrit peut être soumis à des modifications, des altérations 25 considérables, à des combinaisons et à des équivalents en forme et en fonction, sans s'écarter de la portée de cette divulgation. [0007] La figure lA illustre un exemple de système de forage. [0008] La figure 1B illustre une vue en plan d'un exemple d'arrangement radial de capteurs acoustiques de la figure lA sur la surface extérieure du boîtier. 30 [0009] La figure 1C illustre le déplacement du fluide de forage avec le placement d'un fluide de séparation et d'une suspension de ciment à travers le tubage à la figure 1A. 3040426 6 [0010] La figure 2 est un graphique représentant les fluctuations de pression détectées acoustiquement au cours du temps. [0011] La figure 3 représente un graphique qui représente la vitesse du fluide en fonction de la racine carrée de la moyenne quadratique du signal acoustique mesuré 5 dans différentes conditions de fonctionnement. [0012] La figure 4 est un diagramme illustrant un procédé de détermination d'un type de fluide. [0013] La figure 5A illustre un exemple de système de puits de forage contenant des capteurs à fibres optiques. 10 [0014] La figure 5B illustre un autre exemple de système à puits de forage contenant des capteurs à fibre optique. [0015] La figure 6 illustre un exemple de système de traitement servant à déterminer un certain type de matériau annulaire et/ou à réaliser d'autres tâches décrites ici. 15 DESCRIPTION DETAILLEE [001.6] La présente divulgation concerne la production d'hydrocarbures à partir de puits de forage et, plus particulièrement, des appareils et un procédé d'identification de fluides derrière le tubage d'un puits de forage. [0017] La présente divulgation concerne un appareil et un procédé qui ne 20 nécessitent pas de RFID ou d'autres marquages électroniques dans les fluides présents dans l'espace annulaire pour déterminer la progression du ciment. En fait, la présente divulgation concerne des dispositifs d'écoute passive qui ont des exigences réduites en matière de consommation d'électricité. Ces dispositifs peuvent aussi accéder à des données d'étalonnage et comparer la réponse acoustique mesurée d'au moins une matière présente 25 dans un espace annulaire défini dans le puits de forage avec les données d'étalonnage à l'aide de techniques de comparaison relativement simples. Ainsi, les mesures décrites présentement sont relativement plus faciles à obtenir par rapport aux mesures obtenues à partir des marques RFID et aux mesures spectroscopiques diélectriques électromagnétiques (EM). 30 [0018] En se référant à la figure 1A, on trouve l'illustration d'un exemple de système 100 de puits qui peut utiliser les principes de la présente divulgation. Il convient de noter que même si la FIG. lA illustre, de façon générale, un système de puits terrestre, les spécialistes du domaine reconnaîtront facilement que les principes décrits ici sont 3040426 7 également applicables à des opérations sous-marines qui utilisent des plateformes ou installations flottantes ou sur le fond marin, sans s'écarter de la portée de cette divulgation. Un puits de forage 108 a été foré à travers les diverses strates terrestres, y compris la formation 104. Alors qu'il est représenté comme à extension verticale à partir de la surface 5 106, dans d'autres exemples, le puits de forage 108 peut être dévié, horizontal ou courbé sur au moins certaines parties du puits de forage 108. Pendant une opération de forage, au moins une pompe 130 (par ex., une pompe à boue) peut faire circuler du fluide 128 au fond du trou à travers l'intérieur d'un tuyau de forage et à travers au moins un orifices dans le trépan attaché à l'extrémité distale du tuyau de forage. Les pompes 130 peuvent faire 10 circuler un certain nombre d'autres compositions de puits de forage (par ex.des fluides d'espacement ou du ciment) dans le puits pendant ou après l'opération de forage, et comprenant un dispositif de mesure de pression qui donne une lecture de pression au niveau de la sortie de la pompe. Le fluide de forage 128 peut ensuite être recyclé à la surface terrestre 106. 15 [0019] Une plateforme 102 est centrée sur une formation souterraine 104 d'exploitation pétrolière ou gazière située au-dessous de la surface terrestre 106. La plateforme 102 comprend un pont de travail 132 qui soutient un derrick 134. Le derrick 134 soutient un appareil de levage 136 pour élever et pour abaisser des trains de tige tels qu'un tubage 120. Lors de la complétion du forage du puits de forage, le train de forage et 20 le trépan sont enlevés du puits de forage et le tubage 120 est abaissé dans le puits de forage 108. Le tubage 120 est un train de tuyaux ou de pièces tubulaires interconnectés qui s'étendent en bas du puits de forage 108 en facilitant la production d'huile et de gaz à partir de la formation 104. Un espace annulaire 126 est défini entre le tubage 120 et la paroi du puits de forage 108. Un sabot de tubage 122 est typiquement attaché à l'extrémité du train 25 de tubage 120 pour guider le tubage 120 vers le centre du trou en limitant les problèmes associés au heurt des arêtes rocheuses ou aux fuites d'eau dans le puits de forage 108 quand on abaisse le tubage 120 vers le bas du trou. [0020] On peut placer de multiples capteurs acoustiques 138 en divers emplacements sur la surface extérieure du tubage 120, selon les besoins de la conception et 30 de l'application. Les capteurs acoustiques 138 peuvent être conçus pour mesurer et pour enregistrer la signature acoustique de fluides s'écoulant dans l'espace annulaire 126. Dans un mode de réalisation, les capteurs acoustiques 138 peuvent contenir des capteurs électroniques tels que des hydrophones, des capteurs piézoélectriques, des capteurs piézo- 3040426 8 résistants, des capteurs électromagnétiques, des accéléromètres ou similaires. Dans un autre mode de réalisation, les capteurs acoustiques 138 peuvent être des capteurs à fibre optique, tels que des capteurs de points (par ex. des réseaux de Bragg sur fibre, etc.) répartis à des emplacements souhaités ou prédéfinis le long de la longueur d'une fibre 5 optique. Dans un autre mode de réalisation encore, les capteurs acoustiques 138 peuvent être des capteurs acoustiques répartis, qui peuvent aussi utiliser les fibres optiques et permettre une mesure répartie de paramètres acoustiques locaux en tout point donné le long de la fibre. Dans ces modes de réalisation, la fibre optique peut être fixée au tubage 120 ou sinon être transportée dans le puits de forage 108 par le câble (non illustré 10 expressément). Dans un autre mode de réalisation encore, les capteurs acoustiques 138 peuvent contenir des accéléromètres ou des hydrophones optiques dotés de câblages à fibres optiques. [0021] Le placement des capteurs acoustiques 138 peut se fonder sur la conception et sur l'application des capteurs. La figure 1B, par exemple, illustre une vue en 15 plan d'un exemple d'arrangement radial de capteurs acoustiques 138 sur la surface extérieure du tubage 120. La disposition en arrangement radial comprend quatre capteurs acoustiques 138 positionnés à peu près à quatre-vingt-dix degrés les uns par rapport aux autres à la surface radiale extérieure 121 du tubage 120. En conséquence, chaque capteur acoustique 138 peut acquérir des bruits d'écoulement indépendants à différents 20 emplacements angulaires. Ce cas de figure peut s'avérer bénéfique dans des cas de puits à déviation importante voire horizontaux, oit un fluide relativement lourd peut s'écouler près du fond du tubage alors que du fluide plus léger peut s'écouler près de la partie supérieure. L'arrangement de capteurs est ainsi sensible à des écoulements azimutalement non symétriques. On comprendra que le type de capteur, le placement des capteurs acoustiques 25 et le nombre de capteurs acoustiques 138 est simplement un exemple, et ceux-ci peuvent varier selon les besoins. (0022] Dans le cas de capteurs optiques à fibres, un certain nombre de méthodologies distribuées de détection à fibres optiques peut servir à déterminer le fluide voulu dans l'espace annulaire 126, sans s'écarter de la portée de la présente divulgation. 30 Typiquement, une fibre optique comprenant des capteurs ponctuels ou utilisée en tant que capteur acoustique réparti est couplée optiquement avec (c.-à-d. en communication optique avec) une source de rayonnement électromagnétique à bande étroite, telle qu'un laser à bande étroite ou similaire situé à la surface terrestre 106. Le laser peut servir à produire de 3040426 9 brèves impulsions lumineuses qui sont libérées dans la fibre optique, et une fraction de la lumière rétrodiffusée qui tombe dans le cône d'acceptation angulaire dans le sens retour, C.- à-d. vers la source laser, peut être guidée de retour vers l'extrémité de lancement de la fibre sous la forme d'un signal rétrodiffusé. 5 [0023] Le signal rétrodiffusé peut provenir d'impuretés de la fibre, de zones de différents indices de réfraction dans la fibre produites au cours de la fabrication de la fibre, d'interactions avec les surfaces de la fibre optique et/ou de connexions entre la fibre et d'autres fibres ou composants optiques. Une part du rayonnement électromagnétique rétrodiffusé est traitée en tant que bruit indésirable, et des mesures peuvent être prises pour 10 réduire cette rétrodiffusion. Le signal de retour rétrodiffusé peut servir à obtenir des informations concernant l'état de variation du temps de la contrainte le long de la fibre optique, qui peut être mise en équation là où les fluctuations dans le bruit (les vibrations) ont lieu. Un détecteur, tel qu'un dispositif optoélectronique, peut être en communication optique avec la fibre optique et servir à convertir les signaux électromagnétiques 15 rétrodiffusés en signaux électriques, et un processeur de signaux peut traiter les signaux électriques pour déterminer l'amplitude de la contrainte subie par la fibre optique en aval du détecteur. [0024] Deux principes de mesure pour la technologie de détection distribuée sont la Méthode de rétrodiffusion (OTDR) et la Réflectométrie optique dans le domaine 20 des fréquences (OFDR). L'OTDR détecte et analyse les signaux de rétrodiffusion de Rayleigh cohérents produits à partir d'impulsions étroites de laser produites par un laser, envoyées dans la fibre optique. Selon le temps nécessaire pour que la lumière rétrodiffusée revienne à un détecteur associé, il est possible de situer l'emplacement d'une variation dans les caractéristiques de la fibre optique. L'OFDR donne des informations sur la 25 caractéristique locale uniquement quand le signal rétrodiffusé détecté pendant toute la durée de la mesure est mesuré en fonction d'une fréquence d'une manière complexe, puis soumis à une transformation de Fourier. Les principes essentiels de la technologie OFDR sont le mode d'onde quasi-continu employé par le laser et la détection à bande étroite du signal optique rétrodiffusé. 30 [0025] La figure 1C est une vue schématique agrandie d'une partie du système de puits 100 de la FIG. IA. Après forage du puits de forage 108, le tubage 120 est introduit dans le puits de forage 108, qui peut être encore complètement ou en partie rempli de fluide de forage 128. Le tubage 120 peut alors être attaché dans le puits de forage 108 par 3040426 10 pompage d'une suspension de ciment 142 en bas à travers le tubage 120 et dans l'espace annulaire 126, comme l'indiquent globalement les flèches de la figure 1C. Pour cela, le fluide de forage 128 peut être déplacé du puits de forage 108 à l'aide d'un fluide de séparation 140 et d'une suspension de ciment 142. Dans d'autres modes de réalisation, le 5 fluide de séparation 140 peut être un fluide de traitement contenant de la poussière de four et de l'eau, mais sinon, il peut contenir d'autres fluides tels que de l'eau douce, de l'eau salée ou un autre fluide non coûteux. Le fluide de séparation 140 peut être pompé dans le tubage 120 et forcer ainsi de manière hydraulique le fluide de forage 128 hors du tubage 120 et dans l'espace annulaire 126 par le sabot de tubage 122. Le fait de forcer le fluide de 10 forage 128 dans l'espace annulaire 126 élimine le fluide déshydraté/gélifié de forage et/ou les matières solides du gâteau de filtre du puits de forage 108 à l'avance par rapport à la suspension de ciment 142. [0026] Comme on peut le constater, le fluide de séparation 140 peut aussi séparer le fluide de forage 128 de la suspension de ciment 142. La suspension de ciment 15 142 peut être introduite dans le tubage 120 derrière le fluide de séparation 140 et peut s'écouler jusqu'en bas du tubage 120 et jusqu'en haut de l'espace annulaire 126 pour former la gaine de ciment qui fixe le tubage 120 au puits de forage 108. [0027] Alors que le fluide de forage 128, le fluide de séparation 140 et la suspension de ciment 142 s'écoulent dans l'espace annulaire 126, la pression dynamique de 20 l'écoulement peut entraîner de petites fluctuations de pression qui peuvent être surveillées grâce aux capteurs acoustiques 138. La pression dynamique peut être de plusieurs ordres de grandeur inférieure à la pression statique en l'absence de l'écoulement. La pression dynamique AP est liée au bruit acoustique produit par l'écoulement de fluide et elle est mesurable. Spécifiquement, la pression dynamique àP est proportionnelle à la moyenne 25 quadratique du signal acoustique Y sous la forme AP a RMS(0 [0028] Pour le débit d'eau, la pression dynamique est liée à la vitesse du fluide dans un tuyau par la relation OP a P ' , où P représente la densité du fluide et où représente la vitesse moyenne d'écoulement du fluide. Pour des fluides autres que l'eau, la forme fonctionnelle AP ce P - i72 peut être une expression relativement complexe liée à la 30 pression dynamique vis-à-vis de la densité, la vitesse du fluide et la viscosité, et peut être généralement représentée sous la forme AP = f (p. a* P) . Cette expression peut s'obtenir avec des résultats de laboratoire et/ou peut être représentée comme une équation ou un tableau de consultation. 3040426 11 [0029] Tout écoulement de fluide dans l'espace annulaire 126 pendant le placement de la suspension de ciment, le durcissement du ciment et la durée de service du puits peut se déterminer selon l'analyse qui précède. Pendant le placement de la suspension de ciment par exemple, le fluide de forage 128, le fluide de séparation 140 et la suspension 5 de ciment 142 dans l'espace annulaire 126 doivent chacun émettre une signature acoustique unique qui est détectée par les capteurs acoustiques 138. En fonction de la signature acoustique détectée, on détermine l'emplacement du fluide de forage 128, le fluide de séparation 140 et la suspension de ciment 142 dans l'espace annulaire 126. [0030] Pendant le durcissement, la suspension de ciment 142 passe d'une gaine 10 de ciment liquide à solide. Pendant la transition, la viscosité de la suspension de ciment 142 varie au cours du temps, et cela entraîne une variation de la signature acoustique de la suspension de ciment 142. La surveillance de la signature de la suspension de ciment 142 quand elle passe de l'état liquide à l'état solide peut aider à déterminer le bon moment des opérations suivantes dans le puits, telles que le forage, les complétions, la production, etc. 15 [0031] La gaine de ciment dans l'espace annulaire 126 peut produire des fissures pendant la durée de service du puits. Cela peut être dû à l'expansion et à la contraction du tubage ou à des opérations de puits de forage. Pendant la fissuration, un bruit de fissuration présentant une signature acoustique distincte est produit par la gaine de ciment. Les capteurs acoustiques 138 détectent la signature acoustique à partir du bruit de 20 fissuration et on peut déterminer l'emplacement de la fissure dans la gaine de ciment. Des voies d'écoulement peuvent se produire dans la gaine de ciment fissurée et/ou dans le micro-espace annulaire. Tout écoulement de fluide dans les voies d'écoulement aura une signature acoustique unique qui est détectée par les capteurs acoustiques 138. D'après la signature acoustique unique, on peut déterminer l'emplacement de la voie d'écoulement et 25 de la fissure dans la gaine de ciment. La signature acoustique peut aussi servir à déterminer la création de tout micro-espace annulaire. [0032] Lors de procédures d'abandon de puits, on peut identifier toute zone de production dans le puits à partir des signatures acoustiques et la sceller. Toutes les zones qui communiquent sont identifiées et traitées. En fonction des signatures acoustiques, on 30 peut déterminer la nature de tout fluide pénétrant dans l'espace annulaire 126 à partir de la formation 104. Le fluide entrant entraîne une variation des signatures acoustiques, ce qui indique l'emplacement de la fuite de fluide. On peut alors procéder à des tâches de réparation, afin d'empêcher l'influx de fluide depuis la formation 104. 3040426 12 [0033] On comprendra donc que les réponses acoustiques de tout matériau situé dans l'espace annulaire 126 (qu'on appelle aussi un matériau annulaire) peuvent être surveillées en fonction des modes de réalisation décrits ici. Dans certains modes de réalisation, le matériau annulaire peut être le fluide de forage 128, le fluide de séparation 5 140 et la suspension de ciment 142. Dans d'autres modes de réalisation, le matériau d'espace annulaire peut comprendre la suspension de ciment dans divers stades de la transition de phase de liquide à gel à solide alors que la suspension de ciment 142 durcit dans l'espace annulaire 126. Dans d'autres modes de réalisation encore, le matériau d'espace annulaire peut comprendre la gaine de ciment solide dans l'espace annulaire 126. 10 Dans d'autres modes de réalisation encore, le matériau d'espace annulaire peut comprendre une gaine de ciment fissurée ou déformée comptant au moins une voie d'écoulement. Dans au moins un mode de réalisation, le matériau annulaire peut être tout fluide de formation. Dans au moins un autre mode de réalisation encore, le matériau d'espace annulaire peut comprendre le fluide (y compris du gaz) s'écoulant de la formation 104 vers le puits de 15 forage 108. Les capteurs acoustiques 138 détectent la signature acoustique de ce fluide près du puits de forage 108, et déterminent ainsi si un fluide a atteint une zone proche du puits de forage 108 qui n'est pas attendu pendant la durée de service du puits. Cela peut empêcher la production de fluides indésirables à travers la remédiation et/ou la fermeture de perforations. Cela est possible par intervention ou par un processus automatique, ou par 20 une combinaison de ceux-ci. [0034] La figure 2 est un graphique 200 représentant les fluctuations de pression détectées acoustiquement 202 au cours du temps. La ligne 202 représente la pression dépendant du temps P . La pression dépendant du temps P doit fluctuer du fait de tourbillons produits dans le fluide qui s'écoule. On peut déterminer une pression 25 médiane F , et elle apparaît sous forme de ligne 204. On peut déterminer la pression dynamique AP en fonction de = P - P . Dans la mesure 206, ems(v) indique la moyenne quadratique de la pression dynamique AP [0035] La moyenne de la pression dynamique AP peut être nulle, tandis que la moyenne quadratique des fluctuations de pression peut ne pas l'être. Si la relation 30 AP 7= f tp, u - etc-) entre la pression dynamique ou de manière équivalente RMS(y) et les paramètres fluidiques et la vitesse du fluide est connue, alors la densité du fluide doit être 3040426 13 calculable soit analytiquement soit informatiquement à partir des autres paramètres de l'équation. [0036] Selon un exemple illustratif, on considère un fluide qui suit la même relation que pour l'eau, avec fP K ' P -i-Ve . Si le débit est connu, par exemple si le débit 5 est mesuré lors de la pénétration dans le puits de forage ou qu'il est contrôlé par l'équipement de surface, la densité du fluide peut être estimée sous la forme RMS(v) , Équation 1, où K représente une constante de proportionnalité,t le débit connu, P la densité du fluide et RADS() la moyenne quadratique du signal acoustique mesuré. La constante de 10 proportionnalité K peut dépendre du type de fluide et des caractéristiques mécaniques du puits, qu'on peut déterminer par une procédure d'étalonnage utilisant des fluides de densité connue. Pour des fluides à expression plus complexe liés à la pression dynamique vis-à-vis de la vitesse d'écoulement, de la densité et de la viscosité, etc., on peut estimer la densité analytiquement ou informatiquement. On notera que l'équation I est simplement un 15 exemple et que la relation peut être exprimée selon d'autres équations aussi. Pour l'équation 1, si l'on considère que les vitesses de fluide sont les mêmes à un point particulier dans l'espace annulaire 126 et que la viscosité des différents fluides est la même, alors la densité relative des différents fluides peut être mesurée sous la forme RitiS(v,) P = K P = P 1 RMS(v), Équation 2 20 où Pi, Pz représentent les valeurs de densité d'un premier fluide et d'un deuxième fluide, respectivement, et où RMS(n) , RMS(v;) représentent les moyennes quadratiques des signaux acoustiques mesurés à partir du premier fluide et du deuxième fluide, respectivement. Une augmentation de la viscosité entraîne une réduction des fluctuations acoustiques ou de la puissance acoustique à bande large. Ces réponses peuvent être 25 étalonnées dans un laboratoire pour les fluides utiles par rapport à des vitesses de fluide représentatives. La figure 3 représente un graphique 300 qui représente la vitesse du fluide en fonction de la racine carrée de la moyenne quadratique du signal acoustique mesuré dans différentes conditions de fonctionnement. Au graphe 300, le signal acoustique est représenté graphiquement en fonction des variations du débit de fluide, comme l'indiquent 30 les points de l'échantillon 304. Comme on peut le voir, la répartition égale des points 3040426 14 d'échantillon de part et d'autre de la ligne 302 indique une relation à variation linéaire entre le débit du fluide et le signal acoustique. [0037] La figure 4 est un organigramme illustrant un procédé 400 de détermination d'un type de matériau annulaire. Comme on le voit, le procédé 400 contient 5 une première étape 401 et une deuxième étape 403. La première étape 401 implique un processus d'étalonnage des capteurs acoustiques 138 (voir la figure 1A). Dans ce contexte, les capteurs acoustiques 138 peuvent être au moins l'un des détecteurs électroniques décrits précédemment. La première étape 401 peut avoir lieu avant l'opération de cimentation, dans un laboratoire avant d'installer les capteurs acoustiques 138 dans le puits de forage 10 108 (voir la figure 1C) ou bien elle peut avoir lieu pendant l'introduction du tubage. La deuxième étape 403 implique l'identification et autrement la caractérisation du type de matériau annulaire pendant et après l'opération de cimentation. [0038] Lors de l'étape 401, le bruit acoustique produit par au moins un matériau de référence est mesuré, comme en 402. Dans certains modes de réalisation, les matériaux 15 de référence peuvent être le fluide de forage 128 voir la figure 1C), le fluide de séparation 140 (voir la figure 1C) et la suspension de ciment 142 (voir la figure 1C). Dans d'autres modes de réalisation, les matériaux de référence peuvent comprendre la suspension de ciment dans diverses phases alors qu'elle passe de l'état liquide à l'état solide. Dans d'autres modes de réalisation encore, le matériau de référence peut être une gaine de ciment 20 solidifiée. Dans d'autres modes de réalisation encore, les matériaux de référence peuvent comprendre des fluides susceptibles de s'écouler depuis la formation 104 vers le puits de forage 108 (par exemple, des fluides qui s'écoulent dans l'espace annulaire 126) pendant la durée de service du puits. On comprendra donc que les matériaux de référence ne se limitent pas aux matériaux susmentionnés et qu'ils peuvent comprendre tout matériau 25 annulaire qui est introduit ou formé dans l'espace annulaire 126 défini dans le puits de forage 108. Le bruit acoustique mesuré peut alors être caractérisé, comme en 404. Plus particulièrement, chaque matériau produit un bruit acoustique distinct qui dépend du débit, de la densité, du type, de la viscosité et d'une phase du matériau. Pendant la caractérisation, les expressions analytiques (par ex., les équations 1 et 2 qui précèdent) ou les tableaux de 30 consultation servent à corréler le type de matériau de référence et au moins un paramètre mesuré expérimentalement (par ex., la puissance acoustique) peut être extrait selon des techniques d'analyse de données standard, d'apprentissage automatique ou par des algorithmes d'optimisation tels que des algorithmes génétiques. Les résultats de la 3040426 15 caractérisation d'un profil acoustique sont obtenus pendant une durée voulue pour chaque matériau de référence, comme en 406. Chaque profil acoustique peut représenter une variation de l'au moins un paramètre mesuré pendant une durée voulue. Au moins un critère parmi le débit, la densité, la viscosité et une phase des matériaux de référence peut 5 varier pour produire différents profils acoustiques du même matériau de référence. Les profils acoustiques peuvent être enregistrés (par exemple dans un tableau de consultation) dans une mémoire non volatile de chaque capteur acoustique 138, comme en 408. Sinon, les profils acoustiques peuvent être enregistrés en une position de surface, par exemple dans une base de données située au niveau d'une installation informatique centrale. Dans 10 certains modes de réalisation, les expressions analytiques (par ex., les équations 1 ou 2 qui précèdent) utilisées pour créer les différents profils acoustiques peuvent être enregistrés et les différents profils acoustiques peuvent être produits en temps réel pendant le fonctionnement. Par souci de clarté, on considère que trois profils Pl, P2 et P3 sont produits dans l'étape d'étalonnage 401. On comprendra toutefois que le nombre de profils 15 acoustiques produits peut être supérieur ou inférieur à trois. [0039] Lors de la deuxième étape 403, au moins un matériau annulaire peut être caractérisé (ou identifié) pendant ou après une opération de cimentation. La deuxième étape 403 peut aussi impliquer la caractérisation d'au moins un matériau annulaire pendant la durée de service du puits. L'au moins un matériau annulaire peut contenir le fluide de 20 forage 128, le fluide de séparation 140, la suspension de ciment 142, la suspension de ciment 142 dans diverses phases alors qu'elle passe de l'état liquide à l'état solide et la gaine de ciment solide. Pendant l'opération de cimentation, les capteurs acoustiques 138 enregistrent les signatures acoustiques des matériaux annulaires s'écoulant à travers l'espace annulaire 126, comme en 410. Dans un exemple, les capteurs acoustiques 138 25 peuvent enregistrer les signatures acoustiques sur une fenêtre temporelle prédéfinie (par ex., 1 à 2 min). Au moins un processeur couplé avec communication à chaque capteur acoustique 138 analyse les signatures acoustiques enregistrées, comme en 412. L'au moins un processeur peut être soit localisé dans chaque capteur acoustique 138, soit situé au niveau d'un emplacement de surface. L'analyse peut comprendre l'analyse des contenus en 30 fréquence à partir de la transformée rapide de Fourier (TFF), l'analyse spectrale de puissance ou similaires. L'au moins un processeur produit une réponse acoustique en fonction de l'analyse, comme en 414. 3040426 16 [0040] La réponse acoustique peut alors être comparée ou autrement adaptée aux profils acoustiques, comme en 416, en 420 et en 424. Dans certains modes de réalisation, par exemple, la réponse acoustique peut être comparée successivement aux profils acoustiques. En conséquence, la réponse acoustique est d'abord comparée au profil 5 acoustique P1, comme en 416. Si la réponse acoustique correspond au profil acoustique Pl, le matériau annulaire est identifié comme le premier matériau de référence (correspondant au profil acoustique P1), comme en 418, et le résultat est enregistré dans la mémoire de bord du capteur acoustique 138, comme en 428. Le résultat peut être récupéré plus tard à l'aide d'un outil d'intervention. Sinon, en 428, le résultat peut être communiqué en temps 10 réel à la surface 106 grâce à un ensemble de moyens de télécommunication tels que, sans s'y limiter, la télémétrie électromagnétique, la télémétrie acoustique, la télémétrie à fibre optique, les signaux par fils ou sans fils, ou toute combinaison de ceux-ci. [0041] Si la réponse acoustique ne correspond pas au profil acoustique Pl, la réponse acoustique peut alors être comparée au profil acoustique P2, comme en 420. Si la 15 réponse acoustique correspond au profil acoustique P2, le matériau annulaire est identifié comme le deuxième matériau de référence (correspondant au profil acoustique P2), comme en 422, et le résultat est enregistré dans la mémoire de bord du capteur acoustique 138, comme en 428. Sinon, comme indiqué précédemment, le résultat peut être communiqué en temps réel à la surface 106 grâce à au moins un procédé de télécommunication. 20 [0042] Si la réponse acoustique ne correspond pas au profil acoustique P2, la réponse acoustique peut alors être comparée au profil acoustique P3, comme en 424. Si la réponse acoustique correspond au profil acoustique P3, le matériau annulaire est identifié comme le troisième matériau de référence (correspondant au profil acoustique P3), comme en 426, et le résultat est enregistré dans la mémoire de bord du capteur acoustique 138, 25 comme en 428. Sinon, le résultat peut être communiqué en temps réel à la surface 106 grâce à au moins un procédé de télécommunication, comme on l'a déjà indiqué. Le procédé 400 se répète alors, comme en 430, où les capteurs acoustiques 138 peuvent enregistrer les signatures acoustiques de fluides s'écoulant dans l'espace annulaire 126 dans la fenêtre temporelle suivante. 30 [0043] On attribue un identifiant unique à chaque capteur acoustique 138, et il est lié à la position (profondeur) de chaque capteur acoustique 138 dans l'espace annulaire 126. Ainsi, l'emplacement des différents matériaux annulaires identifié dans l'espace annulaire 126 peut être induit par l'identifiant unique. 3040426 17 [0044] On comprendra facilement que le nombre de matériaux annulaires et les types de matériaux annulaires susmentionnés ne sont que des exemples, et ceux-ci ne se limitent pas à ces exemples. Par exemple, les capteurs acoustiques 138 peuvent être étalonnés alors que les profils et d'autres matériaux, tels que des hydrocarbures, des huiles, 5 de l'eau (douce ou salée), des fluides de nettoyage, des produits de lavage chimique, ou similaires. De plus, le nombre de matériaux peut être augmenté ou réduit selon les besoins. [0045] Dans un exemple, les capteurs acoustiques 138 peuvent enregistrer la signature acoustique d'un écoulement mixte pendant une fenêtre temporelle. Un flux mixte peut correspondre à un mélange d'au moins deux types de matériaux. Ainsi, la réponse 10 produite à partir d'un tel flux mixte ne doit correspondre à aucun des profils acoustiques. Comme la signature acoustique dépend du débit du matériau annulaire, on peut extraire les différents débits à partir de la réponse acoustique. Les débits peuvent être extraits par l'un des processeurs à l'intérieur des capteurs acoustiques 138, ou les débits peuvent être transmis en un point en surface pour traitement. Selon les débits, on peut déterminer le 15 type de matériaux annulaires dans le flux mixte. [0046] La figure 5A illustre un exemple de système de puits de forage 500 contenant des capteurs à fibres optiques. Le système 500 peut contenir un puits de forage 502 qui pénètre dans une formation souterraine 504. Le puits de forage 502 peut être foré dans la formation souterraine 504, selon toute technique appropriée de forage. Même s'il 20 est illustré comme s'étendant verticalement à partir de la surface 506 dans la figure 5A, dans d'autres exemples, le puits de forage 502 peut être dévié, horizontal ou incurvé sur au moins certaines parties du puits de forage 502. Le puits de forage 502 peut comprendre un tubage de surface 508, un tubage de production 510 et une tuyauterie 512. Des parties du puits de forage 502 peuvent sinon être hors tubage ou « à puits ouvert ». La tuyauterie 512 25 peut s'étendre à partir de la surface 506 dans une zone intérieure définie par le tubage de production 510. La tuyauterie 512 peut être la tuyauterie de production à travers laquelle les hydrocarbures ou un autre fluide peuvent entrer ou être conduits à la surface 506. [0047] Bien que non illustré par souci de clarté, le système de puits 500 peut comprendre une plateforme de service, par exemple une plateforme de forage, une 30 plateforme de complétion, une plateforme de reconditionnement, une autre structure à mât ou une combinaison de celles-ci. Dans certains aspects, la plateforme de service peut comprendre un pont de travail qui soutient un derrick. Dans des opérations sous-marines, les jetées s'étendant vers le bas jusqu'à un fond marin dans certaines implémentations 3040426 18 peuvent soutenir la plateforme de service. Sinon, la plateforme de service peut être soutenue par des colonnes reposant sur des coques ou sur des pontons (ou sur les deux) qui sont lestés sous la surface de l'eau, qu'on peut appeler une plateforme semi-submersible ou une platefonne tout court. Dans un emplacement offshore, une colonne montante peut 5 s'étendre depuis la plateforme de service pour exclure l'eau de mer et contenir des retours de fluide de forage. On peut aussi trouver une tête de puits au sommet du puits à la surface. D'autres mécanismes mécaniques qui ne sont pas visibles peuvent contrôler l'introduction et le retrait d'un train de travail dans le puits de forage 502. Parmi les exemples de tels mécanismes mécaniques, on trouve un ouvrage de traction couplé à un appareil de levage, 10 une unité de câble lisse ou une unité de ligne câblée comprenant un appareil de levage, un autre véhicule de service et une unité à tuyauterie enroulée. [0048] Le système de puits de forage 500 contient un sous-système de détection acoustique optique à fibres qui peut détecter du bruit ou d'autres vibrations dans le puits de forage 502, par exemple pendant une opération de cimentation. Le sous-système de 15 détection acoustique optique à fibres comprend un interrogateur de fibre optique 516 situé à la surface 506 et au moins un câble à fibre optique 514 couplé avec communication à l'interrogateur de fibre optique 516. Les câbles de fibre optique 514 peuvent comprendre de multiples capteurs, tels que des capteurs à points situés dans différentes zones du puits de forage 502, ou peuvent sinon opérer en tant que câble de détection acoustique répartie. Les 20 câbles à fibres optiques 514 peuvent se trouver sur une ligne câblée récupérable 518. Les câbles à fibres optiques 514 peuvent contenir des fibres optiques à mode simple, des fibres optiques à mode multiple ou des fibres multiples de multiples types de fibres. Les câbles à fibres optiques 514 peuvent chacun contenir au moins une fibre à mode simple, au moins une fibre à modes multiples ou une combinaison de celles-ci. 25 [0049] L'interaction du câble à fibre optique 514 avec le bruit ou avec d'autres vibrations issues du puits de forage 502 produit une contrainte dans le câble à fibre optique 514. Pendant le fonctionnement, l'interrogateur de fibre optique 516 injecte un faisceau de lumière hautement cohérente, telle qu'une impulsion laser, dans le câble à fibre optique 514. La variation de contrainte dans le câble à fibre optique 514 entraîne une différence de 30 chemin optique transmis par l'interrogateur de fibre optique 516. La différence de chemin optique induit une variation de phase optique dans la lumière rétrodiffusée. La variation de phase est détectée par l'interrogateur de fibre optique 516 selon diverses techniques 3040426 19 d'interférométrie pour déterminer l'emplacement de la contrainte et donc l'emplacement du matériau annulaire dans le puits de forage 106. [0050] La figure 5B illustre un autre exemple de système de puits de forage 600 contenant des capteurs à fibres optiques. Le système de puits de forage 600 peut être 5 semblable selon certains aspects au système de puits de forage 500 de la figure 5A et donc peut être compris au mieux si l'on s'y réfère, alors que des numéros identiques représentent des composants semblables qui ne seront plus décrits en détail. Contrairement au système de puits de forage 500, au moins un câble à fibre optique 514 (un représenté) se trouve à l'extérieur du tubage de production 510. Comme on peut le voir, le câble à fibre optique 10 514 peut être couplé à la tuyauterie 512 par des pinces de tubage 513. Dans certains modes de réalisation, les pinces de tubage 513 sont des protections transversales de couplage situées tous les deux joints de la tuyauterie 512. Le fonctionnement du système de puits de forage 600 est similaire à celui du système de puits de forage 500 décrit précédemment, et on ne le répète pas ici par souci de concision. 15 [0051] La figure 6 illustre un exemple de système de traitement 700 servant à déterminer un certain type de matériau annulaire. Le système 700 peut par exemple traiter des données issues d'au moins un des capteurs 138 aux figures lA à 1C, configurer et/ou contrôler l'interrogateur de fibre optique 516 aux figures 5A et 513, peut mettre en oeuvre le procédé 400 décrit précédemment, ou effectuer d'autres tâches décrites ici. 20 [0052] Le système 700 peut comprendre un processeur 710, une mémoire 720, un dispositif d'enregistrement 730 et un dispositif entrée/sortie 740. Chacun des composants 710, 720, 730 et 740 peut être interconnecté, par exemple avec un bus de système 750. Le processeur 710 peut traiter des instructions destinées à être exécutées à l'intérieur du système 700. Dans certains modes de réalisation, le processeur 710 est un 25 processeur à une seule file, un processeur à files multiples ou un autre type de processeur. Le processeur 710 peut traiter des instructions de traitement enregistrées dans la mémoire 720 ou sur le dispositif d'enregistrement 730. La mémoire 720 et le dispositif d'enregistrement 730 peuvent enregistrer des informations à l'intérieur du système informatique 700. 30 [0053] Le dispositif d'entrée/de sortie 740 permet des opérations d'entrée/sortie pour le système 700. Dans certains modes de réalisation, le dispositif d'entrée/sortie 740 peut comprendre au moins un dispositif d'interface de réseau, par ex. une carte Ethernet ; un dispositif de communication en série, par ex. un port RS-232 ; et/ou un dispositif 3040426 20 d'interfaces sans fil, par ex., une carte 802.11 , un modem sans fil 3G ou un modem sans fil 4G. Dans certains modes de réalisation, le dispositif d'entrée/sortie peut comporter des dispositifs pilotes conçus pour recevoir des données d'entrée et pour envoyer des données de sortie vers d'autres dispositifs d'entrée/sortie, par ex., un clavier, une imprimante et des 5 dispositifs d'affichage 760. Dans certains modes de réalisation, des dispositifs informatiques mobiles, des dispositifs de télécommunication mobiles et d'autres dispositifs peuvent être utilisés. [0054] En conformité avec au moins certains modes de réalisation, les procédés et les systèmes décrits apparentés à du matériel de balayage et d'analyse peuvent être 10 implémentés dans un circuit électronique numérique, ou dans un logiciel informatique, un micrologiciel ou un matériel, comprenant les structures décrites dans cette description et leurs équivalents structuraux, ou dans des combinaisons d'un ou de plusieurs de ceux-ci. Les logiciels informatiques peuvent comprendre, par exemple, un ou plusieurs modules d'instructions, codés sur un support d'enregistrement lisible par ordinateur pour être 15 exécutés par, ou pour commander le fonctionnement d'un dispositif de traitement de données. Des exemples de dispositif d'enregistrement lisible par un ordinateur comprennent des dispositifs de mémoire vive (RAM), des dispositifs de mémoire morte (ROM), des dispositifs optiques (par ex., CD ou DVD) et des lecteurs de disques. [0055] Le terme « dispositif de traitement de données » englobe tous les types 20 d'appareils, de dispositifs et de machines pour le traitement des données, comprenant, comme exemple, un processeur programmable, un ordinateur, un système sur une puce, ou de multiples puces, ou des combinaisons de ceux-ci. Le dispositif peut comprendre un circuit de logique spécialisée, par ex., un FPGA (circuit intégré prédiffusé programmable) ou un ASIC (circuit intégré à application spécifique). Les appareils peuvent également 25 comprendre, en sus du matériel, un code qui créé un environnement d'exécution pour le programme informatique en question, par ex., un code qui constitue le micrologiciel du processeur, une pile de protocoles, un système de gestion de bases de données, un système de gestion de bases de données, un système d'exploitation, un environnement de durée d'exécution multiplateformes, une machine virtuelle ou une combinaison de l'un ou de 30 plusieurs de ceux-ci. L'appareil et l'environnement d'exécution peuvent réaliser différentes infrastructures de modèles informatiques, telles que des services Web et des infrastructures informatiques distribuées et en grille. 3040426 21 [0056] Un programme informatique (aussi appelé, programme, logiciel, application logicielle, script ou code) peut être écrit dans une quelconque forme de langage de programmation, y compris des langages compilés ou interprétés, déclaratifs ou langues procédurales. Un programme informatique peut, mais pas nécessairement, correspondre à 5 un fichier d'un système de fichiers. Un programme peut être enregistré dans une partie d'un fichier qui contient d'autres programmes ou données (par ex., un ou plusieurs scripts enregistrés dans un document de langage de marquage), dans un fichier unique dédié au programme en question ou dans plusieurs fichiers coordonnés (par ex., les fichiers qui contiennent un ou plusieurs modules, des sous programmes ou des portions de code). Un 10 programme informatique peut être exécuté sur un ordinateur ou de multiples ordinateurs qui sont localisés sur un site ou sur de multiples sites dispersés et connectés entre eux par un réseau de télécommunication. [0057] Certains des processus et des flux logiques décrits dans cette spécification peuvent être réalisés par un ou plusieurs processeurs programmables 15 exécutant un ou plusieurs programmes informatiques pour générer des actions en traitant des données d'entrée et en générant une sortie. Les processus et les flux logiques peuvent également être réalisées par, et le dispositif peut être également implémenté sous forme de circuits logiques à fonction spéciale, par ex., un FPGA (circuit intégré prédiffusé programmable) ou un ASIC (circuit intégré à application spécifique). 20 [0058] Les processeurs appropriés pour l'exécution d'un programme informatique comprennent, comme exemple, à la fois des microprocesseurs et des processeurs polyvalents et spécialisés d'un type quelconque d'ordinateur numérique. En général, un processeur recevra des instructions et des données à partir d'une mémoire morte ou d'une mémoire vive, ou des deux. Un ordinateur comprend un processeur permettant 25 d'exécuter des actions en conformité avec des instructions et un ou plusieurs dispositifs de mémoire pour enregistrer des instructions et des données. Un ordinateur peut également comprendre, ou peut être couplé de façon fonctionnelle pour recevoir des données d'un ou de plusieurs dispositifs d'enregistrement de masse permettant d'enregistrer des données ou pour transférer des données vers ceux-ci, ou les deux, par ex., des disques magnétiques, 30 magnéto-optiques ou des disques optiques. Cependant, un ordinateur peut ne pas comporter ces dispositifs. Les dispositifs appropriés pour enregistrer des instructions et des données d'un programme infoiniatique comprennent toutes les formes de mémoire non volatile, des supports et des dispositifs de mémoire, comprenant par exemple des 3040426 22 dispositifs semi-conducteurs de mémoire (par ex., EPROM, EEPROM, dispositifs à mémoire flash, et d'autres), des disques magnétiques (par ex., des disques durs internes, des disques amovibles et autres), des disques magnéto-optiques et des disques CD-ROM et DVD-ROM. Le processeur et la mémoire peuvent être complétés par, ou incorporés dans, 5 un circuit logique dédié. [0059] Afin d'assurer une interaction avec un utilisateur, les opérations peuvent être implémentées sur un ordinateur possédant un dispositif d'affichage (par ex., un écran ou un autre type de dispositif d'affichage) pour afficher des informations à l'utilisateur et un clavier et un dispositif de pointage (par ex., une souris, une boule de commande, une 10 tablette, un écran tactile ou un autre type de dispositif de pointage) grâce auquel l'utilisateur peut entrer des données dans l'ordinateur. D'autres types de dispositifs peuvent également être utilisés pour assurer une interaction avec un utilisateur ; par exemple, une rétroaction procurée à l'utilisateur peut être sous forme d'une rétroaction sensorielle quelconque, par ex., une rétroaction visuelle, une rétroaction acoustique ou une rétroaction 15 tactile ; et l'entrée de l'utilisateur peut être reçue sous n'importe quelle forme, y compris acoustique, la voix ou une saisie tactile. En outre, un ordinateur peut interagir avec un utilisateur en envoyant des documents vers et en recevant des documents provenant d'un dispositif qui est utilisé par l'utilisateur ; par ex., en envoyant des pages Web vers un navigateur ou un dispositif client de l'utilisateur en réponse aux requêtes provenant du 20 navigateur Web. [0060] Un système informatique peut comprendre un dispositif informatique unique, ou de multiples ordinateurs qui fonctionnent à proximité ou généralement à distance les uns des autres et qui communiquent généralement à travers un réseau de télécommunication. Des exemples de réseaux de communication comprennent un réseau 25 local (« LAN ») et un réseau étendu (« WAN »), un inter-réseau (par ex., l'Internet), un réseau comprenant une liaison satellite et des réseaux poste à poste (par ex., des réseaux poste à poste ad hoc). Une relation de client et de serveur peut être générée par des programmes informatiques qui sont exécutés sur les ordinateurs respectifs et qui possèdent une relation client/serveur l'un vers l'autre. 30 [0061] Les modes de réalisation décrits ici comprennent : [0062] A : Un procédé comprenant la mesure d'un bruit acoustique généré par au moins un matériau de référence et qui produit au moins un profil acoustique correspondant, la surveillance d'un matériau annulaire dans un puits de forage foré à 3040426 23 travers au moins une formation avec au moins un capteur acoustique positionné dans le puits de forage de manière à obtenir une réponse acoustique du matériau annulaire, la comparaison de la réponse acoustique avec au moins un profil acoustique en utilisant un processeur couplé en communication avec l'au moins un capteur acoustique, et la 5 caractérisation du matériau annulaire sur la base de la comparaison de la réponse acoustique avec l'au moins un profil acoustique. [0063] B : Un système qui comprend un câble à fibre optique positionné dans un puits de forage foré à travers au moins une formation, le câble à fibre optique étant configuré pour recevoir des signaux acoustiques d'un matériau annulaire dans le puits de 10 forage, de manière à produire une réponse acoustique du matériau annulaire, et un interrogateur de fibre optique couplé optiquement au câble à fibre optique pour caractériser le matériau annulaire sur la base d'une comparaison entre la réponse acoustique telle que reçue par le câble à fibre optique et au moins un profil acoustique d'au moins un matériau de référence correspondant. 15 [0064] C : Un système qui comprend un capteur acoustique positionné dans un puits de forage pour recevoir des signaux acoustiques d'un matériau annulaire dans le puits de forage de manière à obtenir une réponse acoustique du matériau annulaire par analyse d'une signature acoustique du matériau annulaire, et un processeur couplé en communication au capteur acoustique pour caractériser le matériau annulaire sur la base 20 d'une comparaison entre la réponse acoustique et au moins un profil acoustique d'au moins un matériau de référence correspondant. [0065] Chacun des modes de réalisation A, B et C peut avoir un ou plusieurs des éléments supplémentaires suivants, selon une combinaison quelconque : Élément 1 : la surveillance du matériau annulaire dans le puits de forage comprend la surveillance d'au 25 moins l'un d'un fluide de forage, d'un fluide de séparation, d'une suspension de ciment et d'une gaine de ciment située dans un espace annulaire défini par le puits de forage, et d'au moins un fluide qui s'écoule depuis l'au moins une formation vers le puits de forage. Élément 2 : la mesure du bruit acoustique produit par l'au moins un matériau de référence comprend la mesure du bruit acoustique produit en fonction d'au moins l'un d'un débit, 30 d'une densité, d'un type, d'une viscosité et d'une phase de l'au moins un matériau de référence. Élément 3 : l'obtention de la réponse acoustique du matériau annulaire comprend l'analyse d'une signature de bruit acoustique du matériau annulaire dans le puits de forage pour obtenir la réponse acoustique. Élément 4 : le capteur acoustique comprend une 3040426 24 matrice de capteurs électroniques et la surveillance du matériau annulaire avec l'au moins un capteur acoustique comprend l'obtention de la réponse acoustique du matériau annulaire en utilisant la matrice de capteurs électroniques. Élément 5 : comprend en outre l'obtention de la réponse acoustique du matériau annulaire pendant une fenêtre temporelle prédéfinie. 5 Élément 6 : la caractérisation du matériau annulaire comprend la caractérisation d'un type de matériau annulaire, et le procédé comprend en outre la transmission du type de matériau annulaire en temps réel à un emplacement de surface, et/ou l'enregistrement du type de matériau annulaire dans le capteur acoustique. Élément 7 : le capteur acoustique comprend une pluralité de capteurs acoustiques positionnés dans le puits de forage en des 10 emplacements connus et le procédé comprend en outre l'attribution d'un identifiant unique à chaque capteur acoustique de la pluralité de capteurs acoustiques, l'identifiant unique étant corrélé à l'emplacement connu de chaque capteur acoustique, et la détermination d'un emplacement du matériau annulaire dans le puits de forage en fonction de l'identifiant unique. Élément 8 : l'au moins un profil acoustique est enregistré dans un dispositif de 15 mémoire inclus dans le capteur acoustique. Élément 9 : l'au moins un profil acoustique est enregistré en une position de surface. Élément 10 : le processeur se trouve dans le puits de forage. Élément 11 : le processeur se trouve en une position de surface. [0066] Élément 12 : le matériau annulaire comprend au moins l'un fluide de forage, d'un fluide de séparation, d'une suspension de ciment et d'une gaine de ciment 20 située dans un espace annulaire défini par le puits de forage, et au moins un fluide qui s'écoule depuis l'au moins une formation vers le puits de forage. Élément 13 : l'au moins un profil acoustique est produit par l'analyse du bruit acoustique produit par l'au moins un matériau de référence. Élément 14 : le bruit est produit par au moins l'un d'un débit, d'une densité, d'un type, d'une viscosité et d'une phase de l'au moins un matériau de référence. 25 Élément 15 : l'au moins un profil acoustique est enregistré dans une base de données couplée en communication à l'interrogateur de fibre optique. Élément 16 : le câble à fibre optique est fixé à un tubage positionné dans le puits de forage. Élément 17 : le câble à fibre optique est positionné sur l'extérieur du tubage. Élément 18 : le câble à fibre optique est positionné à l'intérieur du tubage. Élément 19 : le câble à fibre optique est conduit jusqu'au 30 puits de forage par une ligne câblée. [0067] Élément 20 : l'au moins un profil acoustique est produit par analyse du bruit acoustique produit par au moins un matériau de référence, et le bruit acoustique est produit par au moins l'un d'un débit, d'une densité, d'un type, d'une viscosité et d'une 3040426 25 phase de l'au moins un matériau de référence. Élément 21 : le capteur acoustique comprend une pluralité de capteurs acoustiques positionnés dans le puits de forage en des emplacements connus, et un identifiant unique est attribué à chaque capteur acoustique, l'identifiant unique étant corrélé à l'emplacement connu de chaque capteur acoustique, et 5 un emplacement du matériau annulaire dans le puits de forage est déterminé en fonction de l'identifiant unique. [0068] Comme exemple non limitatif, des exemples de combinaisons applicables à A, B et C comprennent : élément 13 avec élément 14 ; élément 13 avec élément 15 ; élément 16 avec élément 17 ; et élément 16 avec élément 18. 10 [0069] Ainsi, les systèmes et les procédés décrits sont bien adaptés pour parvenir aux fins et aux avantages mentionnés, aussi bien que ceux qui sont inhérents à ceux-ci. Les modes de réalisation particuliers décrits ci-dessus sont de nature illustrative seulement, et les enseignements de la présente divulgation peuvent être modifiés et pratiqués de façons différentes mais équivalentes qui seront évidentes aux spécialistes du 15 domaine qui bénéficient de ces enseignements. De plus, aucune limitation n'est prévue aux détails de construction ou de conception divulgués ici, autres que ceux décrits dans les revendications ci-dessous. Il est donc évident que les modes de réalisation illustratifs particuliers décrits ci-dessus peuvent être altérés, combinés ou modifiés et que toutes les variations de ce type sont considérées comme étant dans la portée de la présente 20 divulgation. Les systèmes et les procédés décrits de manière illustrative ici peuvent être mis en pratique de manière appropriée en l'absence de tout élément qui n'est pas spécifiquement décrit ici et/ou de tout élément optionnel décrit ici. Bien que les compositions et les procédés soient décrits ici en termes de « comprenant », « contenant » ou « incluant » divers composants ou étapes, les compositions et procédés peuvent aussi « 25 être constitués essentiellement de » ou « être constitués de » divers composants et étapes. Tous les chiffres et les intervalles divulgués ci-dessus peuvent varier d'une certaine quantité. Lorsqu'un intervalle numérique avec une limite inférieure et une limite supérieure est indiqué, tout chiffre et tout intervalle compris se situant à l'intérieur de l'intervalle sont spécifiquement indiqués. En particulier, chaque intervalle de valeurs (de la forme, 30 « d'environ a à environ b » ou, de façon équivalente, « d'environ a à b », ou, de façon équivalente, « d'environ a-b ») indiqué ici doit être compris comme décrivant chaque nombre et chaque intervalle englobé à l'intérieur de l'intervalle le plus large de valeurs. Mais également, les termes dans les revendications ont une signification claire et ordinaire, 3040426 26 sauf en cas d'indication explicite et claire autre définie par le demandeur. En outre, les articles indéfinis « un » ou « une », utilisés dans des revendications, tels qu'ils sont définis ici, veulent dire un ou plusieurs des éléments qu'ils introduisent. [0070] Dans ce contexte, l'expression « au moins un » précédent une série 5 d'articles, avec les termes « et » ou « ou » pour séparer l'un quelconque des articles, modifie la liste en tant que tout, plutôt que chaque membre de la liste (c.-à-d., chaque article). L'expression « au moins un » permet une signification qui comprend au moins l'un des articles et/ou au moins une de toute combinaison des articles et/ou au moins un de chacun des articles. Comme exemple, les phrases « au moins l'un de A, B et C » ou « au 10 moins l'un de A, B ou C » décrivent seulement A, seulement Bou seulement C ; une quelconque combinaison de A, B et C et/ou au moins l'un de chacun de A, B et C. [0071] L'utilisation des termes directionnels tels que au-dessus, en dessous, supérieur, inférieur, vers le haut, vers le bas, à gauche, à droite, en haut du trou, en bas du trou, etc., sont utilisés en relation aux modes de réalisation illustratifs tels qu'ils sont 15 illustrés dans les figures, la direction vers le haut étant vers le haut de la figure correspondante et la direction vers le bas étant vers le bas de la figure correspondante, la direction vers le haut du trou étant vers la surface du puits et la direction vers le bas du trou étant vers le sabot du puits. REVENDICATIONS1. Procédé (400) permettant une caractérisation de matériau, caractérisé en ce que ledit procédé (400) comprend : la mesure d'un bruit acoustique produit par au moins un matériau de référence de manière à produire au moins un profil acoustique (P1, P2, P3) correspondant ; la surveillance d'un matériau annulaire dans un puits de forage (108, 502) foré à travers au moins une formation (104, 504) avec au moins un capteur acoustique (138) positionné dans le puits de forage (108, 502), de manière à obtenir une réponse acoustique du matériau annulaire ; la comparaison de la réponse acoustique avec l'au moins un profil acoustique (P1, P2, P3) en utilisant un processeur (710) couplé en communication avec l'au moins un capteur acoustique (138); et la caractérisation du matériau annulaire sur la base de la comparaison de la réponse acoustique et de l'au moins un profil acoustique (P1, P2, P3). 2. Procédé (400) selon la revendication 1, dans lequel la surveillance du matériau annulaire dans le puits de forage (108, 502) comprend la surveillance d'au moins l'un d'un fluide de forage (128), d'un fluide de séparation (140), d'une suspension de ciment (142) et d'une gaine de ciment située dans un espace annulaire (126) défini par le puits de forage (108, 502), et d'au moins un fluide qui s'écoule depuis l'au moins une formation (104, 504) vers le puits de forage (108, 502). 3. Procédé (400) selon la revendication 1 ou 2, dans lequel la mesure du bruit acoustique produit par l'au moins un matériau de référence comprend la mesure du bruit acoustique produit en fonction d'au moins l'un d'un débit, d'une densité, d'un type, d'une viscosité et d'une phase de l'au moins un matériau de référence. 4. Procédé (400) selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel l'obtention de la réponse acoustique du matériau annulaire comprend l'analyse d'une signature de bruit acoustique du matériau annulaire dans le puits de forage (108, 502) pour obtenir la réponse acoustique. 3040426 28 5. Procédé (400) selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel le capteur acoustique (138) comprend une matrice de capteurs électroniques et dans lequel la surveillance du matériau annulaire avec l'au moins un capteur acoustique (138) comprend l'obtention de la réponse acoustique du matériau annulaire en utilisant la matrice 5 de capteurs électroniques. 6. Procédé (400) selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel la caractérisation du matériau annulaire comprend la caractérisation d'un type de matériau annulaire, et dans lequel le procédé comprend en outre la transmission du type de matériau 10 annulaire en temps réel à un emplacement de surface et/ou l'enregistrement du type de matériau annulaire dans le capteur acoustique (138). 7. Procédé (400) selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel le capteur acoustique (138) comprend une pluralité de capteurs acoustiques (138) 15 positionnés dans le puits de forage (108, 502) à des emplacements connus, et le procédé (400) comprenant en outre : l'attribution d'un identifiant unique à chaque capteur acoustique (138) de la pluralité de capteurs acoustiques (138), l'identifiant unique étant corrélé à l'emplacement connu de chaque capteur acoustique (138), et 20 la détermination d'un emplacement du matériau annulaire dans le puits de forage (108, 502) en fonction de l'identifiant unique. 8. Procédé (400) selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel l'au moins un profil acoustique (P I , P2, P3) est enregistré au niveau d'un emplacement de 25 surface et/ou dans un dispositif de mémoire inclus dans le capteur acoustique (138). 9. Procédé (400) selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel le processeur (710) se trouve en une position de surface ou dans le puits de forage (108, 502). 30 10. Système permettant une caractérisation de matériau, caractérisé en ce que ledit système comprend : 3040426 29 un câble à fibre optique (514) positionné dans un puits de forage (108, 502) foré à travers au moins une formation (104, 504), le câble à fibre optique (514) étant configuré pour recevoir des signaux acoustiques depuis un matériau annulaire dans le puits de forage (108, 502), de manière à produire une réponse acoustique du matériau annulaire ; et 5 un interrogateur de fibre optique (516) couplé optiquement au câble à fibre optique (514) pour caractériser le matériau annulaire sur la base d'une comparaison entre la réponse acoustique telle que reçue par le câble à fibre optique (514) et au moins un profil acoustique (P1, P2, P3) d'au moins un matériau de référence correspondant. 10 11. Système selon la revendication 10, dans lequel le câble à fibre optique (514) est fixé à un tubage (120, 510) positionné dans le puits de forage (108, 502). 12. Système selon la revendication 11, dans lequel le câble à fibre optique (514) est positionné sur l'extérieur du tubage (120, 510). 15 13. Système selon la revendication 11, dans lequel le câble à fibre optique (514) est positionné à l'intérieur du tubage (120, 510). 14. Système selon l'une quelconque des revendications 10 à 13, dans lequel l'au 20 moins un profil acoustique (P1, P2, P3) est enregistré dans une base de données couplée en communication à l'interrogateur de fibre optique (516). 15. Système permettant une caractérisation de matériau, caractérisé en ce que ledit système comprend : 25 un capteur acoustique (138) positionné dans un puits de forage (108, 502) pour recevoir des signaux acoustiques d'un matériau annulaire dans le puits de forage (108, 502) de manière à obtenir une réponse acoustique du matériau annulaire par une analyse d'une signature acoustique du matériau annulaire, et un processeur (710) couplé en communication au capteur acoustique (138) pour 30 caractériser le matériau annulaire sur la base d'une comparaison entre la réponse acoustique et au moins un profil acoustique (Pl, P2, P3) d'au moins un matériau de référence correspondant. 3040426 30 16. Système selon la revendication 15, dans lequel le capteur acoustique (138) comprend une pluralité de capteurs acoustiques (138) positionnés dans le puits de forage (108, 502) en des emplacements connus, et un identifiant unique étant attribué à chaque capteur acoustique (138), l'identifiant unique étant corrélé à l'emplacement connu de 5 chaque capteur acoustique (138), et un emplacement du matériau annulaire dans le puits de forage (108, 502) étant déterminé en fonction de l'identifiant unique. 17. Système selon l'une quelconque des revendications 10 à 16, dans lequel le matériau annulaire comprend au moins l'un d'un fluide de forage (128), d'un fluide de 10 séparation (140), d'une suspension de ciment (142) et d'une gaine de ciment située dans un espace annulaire (126) défini par le puits de forage (108, 502), et au moins un fluide qui s'écoule depuis au moins une formation (104, 504) vers le puits de forage (108, 502). 18. Système selon l'une quelconque des revendications 10 à 17, dans lequel l'au 15 moins un profil acoustique (Pl, P2, P3) est produit par l'analyse du bruit acoustique produit par l'au moins un matériau de référence. 19. Système selon la revendication 18, dans lequel le bruit est produit par au moins l'un d'un débit, d'une densité, d'un type, d'une viscosité et d'une phase de l'au 20 moins un matériau de référence.