Brevet FR3065253A1 — publié le 20181019

PROCÉDÉ DE LOCALISATION DE POSITION DE MASSES-TIGES ARRIÈRE-PLAN Pour l'exploration et la production de pétrole et de gaz, un réseau de puits, d'installations et d'autres conduits peut être créé en reliant des sections de tige métallique. Une installation de puits peut par exemple être réalisée, en partie, en abaissant plusieurs sections de tige métallique (c'est-à-dire, une colonne de tubage) dans un puits de forage, et en cimentant la colonne de tubage en place. Dans certaines installations de puits, plusieurs colonnes de tubage sont utilisées (par exemple, un agencement concentrique à colonnes multiples) pour permettre différentes opérations liées à l'achèvement du puits, à la production ou à des options de récupération assistée du pétrole (RAP). La corrosion des tiges métalliques est un problème permanent. Les efforts visant à atténuer la corrosion comprennent l'utilisation d'alliages, de revêtements et de traitements résistant à la corrosion et le transfert de corrosion, entre autres. Les efforts visant à améliorer la surveillance de la corrosion sont eux aussi permanents. Pour les colonnes de tubage de fond, il existe divers types d'outils de surveillance de la corrosion. Un type d'outil de surveillance de la corrosion utilise des champs électromagnétiques (EM) pour estimer l'épaisseur des tiges ou d'autres indicateurs de corrosion. À titre d'exemple, un outil de diagraphie EM peut collecter des données sur l'épaisseur des tiges pour produire une diagraphie EM. Les données de diagraphie EM peuvent être interprétées pour déterminer l'état de la production et les colonnes de tubage, les tubes de production, les masses- tiges, les filtres, les packers et les perforations intermédiaires. Lorsque plusieurs colonnes de tubage sont utilisées ensemble, la bonne gestion des opérations des outils de diagraphie EM de détection de la corrosion et de l'interprétation des données peuvent être complexes. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS Ces dessins illustrent des aspects de certains exemples de la présente invention, et ne doivent pas être utilisés pour limiter ou définir l'invention. La figure 1 illustre un exemple d'outil de diagraphie EM disposé dans un puits de forage ; La figure 2 illustre un exemple d'outil de diagraphie EM utilisé avec un système de forage ; 3065253 2 La figure 3 illustre un exemple de diagraphie EM en rapport avec une masse- tige ; La figure 4A illustre un exemple de masse-tige ; La figure 4B illustre un autre exemple de masse-tige ; 5 La figure 5 illustre un exemple de réponses de masse-tige dans un domaine fréquentiel à différentes couches de tige concentrique ; La figure 6 illustre un exemple de réponses de masse-tige dans une diagraphie traitée à différentes couches de tige concentrique ; La figure 7 illustre un exemple de diagraphie EM avec des profils qui peuvent 10 indiquer une masse-tige à différentes couches de tige ; La figure 8A illustre un exemple de corrélation entre une réponse simulée d'une masse-tige sur une première couche de tige et la diagraphie EM mesurée ; La figure 8B illustre un exemple de diagraphie EM d'un canal unique ; et La figure 9 illustre un exemple de processus d'automatisation. 15 DESCRIPTION DÉTAILLÉE La présente invention peut généralement se rapporter à des procédés d'identification de masses-tiges avec un outil de diagraphie électromagnétique. La détection électromagnétique (EM) peut fournir des mesures in situ continues de paramètres liés à l'intégrité de 20 tiges dans des trous tubés. Par conséquent, la détection EM peut être utilisée dans des applications de surveillance de trous tubés. Les outils de diagraphie EM peuvent être conçus pour des tiges concentriques multiples (par exemple, une ou plusieurs) avec le premier diamètre de tige variable (par exemple, d'environ 5 cm à environ 17 cm ou plus). Les outils de diagraphie EM peuvent mesurer les courants de Foucault pour déterminer la perte de métal et utiliser des noyaux 25 magnétiques au niveau des émetteurs. Les outils de diagraphie EM peuvent utiliser un courant de Foucault à impulsion (domaine temporel) et peuvent utiliser plusieurs bobines (longues, courtes et transversales) pour évaluer plusieurs types de défauts dans les tiges doubles. Il convient de noter que les techniques utilisées dans le domaine temporel peuvent être utilisées dans des mesures du domaine fréquentiel. Les outils de diagraphie EM peuvent fonctionner sur un moyen de transport. 30 L'outil de diagraphie EM peut inclure une alimentation électrique indépendante et peut stocker les 3065253 3 données acquises dans une mémoire. Un noyau magnétique peut être utilisé pour la détection de défauts dans plusieurs tiges concentriques. Dans les outils de diagraphie EM, l'interprétation des données peut être basée sur les différences entre les réponses à deux points différents de la diagraphie EM, un point représentant 5 une section nominale et un point où l'épaisseur peut être estimée. Les différences de réponse peuvent être traitées pour déterminer le changement d'épaisseur de paroi dans un tubulaire. La figure 1 illustre un environnement d'exploitation d'un outil de diagraphie EM 100 tel que décrit dans la présente invention. L'outil de diagraphie EM 100 peut comprendre un émetteur 102 et/ou un récepteur 104. Dans des exemples, l'outil de diagraphie EM 100 peut être un 10 outil d'induction qui peut fonctionner avec une exécution d'onde entretenue d'au moins une fréquence. Cela peut être effectué avec n'importe quel nombre d'émetteurs 102 et/ou n'importe quel nombre de récepteurs 104, qui peuvent être disposés sur un outil de diagraphie EM 100. Dans des exemples supplémentaires, l'émetteur 102 peut fonctionner et/ou être utilisé comme un récepteur 104. L'outil de diagraphie EM 100 peut être couplé de manière fonctionnelle à un moyen de 15 transport 106 (par exemple câble, tube enroulé, tige, tracteur de fond, et/ou analogues) qui peut fournir une suspension mécanique, ainsi qu'une connectivité électrique, pour l'outil de diagraphie EM 100. Le moyen de transport 106 et l'outil de diagraphie EM 100 peuvent s'étendre à l'intérieur de la colonne de tubage 108 jusqu'à une profondeur souhaitée dans le puits de forage 110. Le moyen de transport 106, qui peut comprendre un ou plusieurs conducteurs électriques, peut sortir de la tête de 20 puits 112, peut passer autour d'une poulie 114, peut entrer en prise avec un odomètre 116 et peut être enroulé sur un treuil 118, qui peut être utilisé pour soulever et abaisser l'ensemble d'outil dans le puits de forage 110. Les signaux enregistrés par l'outil de diagraphie EM 100 peuvent être stockés dans une mémoire puis être traités par une unité d'affichage et de stockage 120 après récupération de l'outil de diagraphie EM 100 depuis le puits de forage 110. En variante, les signaux enregistrés par 25 l'outil de diagraphie EM 100 peuvent être conduits vers une unité d'affichage et de stockage 120 par l'intermédiaire d'un moyen de transport 106. Une unité d'affichage et de stockage 120 peut traiter les signaux, et les informations contenues dans celle-ci peuvent être affichées pour qu'un opérateur puisse les observer et être stockées en vue d'un traitement et d'une référence ultérieurs. En variante, les signaux peuvent être traités en fond de trou avant réception par une unité d'affichage et de 30 stockage 120 ou à la fois en fond de trou et en surface 122, par exemple, par une unité d'affichage et de stockage 120. Une unité d'affichage et de stockage 120 peut également contenir un appareil de 3065253 4 fourniture de signaux de commande et d'une alimentation de l'outil de diagraphie EM 100. Une colonne de tubage typique 108 peut s'étendre depuis la tête de puits 112 au niveau du sol ou au-dessus jusqu'à une profondeur sélectionnée dans un puits de forage 110. Une colonne de tubage 108 peut comprendre une pluralité de joints 130 ou de segments de colonne de tubage 108, chaque joint 5 130 étant relié aux segments adjacents par une masse-tige 132. Il peut y avoir un nombre quelconque de couches dans une colonne de tubage 108. Par exemple, un premier tubage 134 et un second tubage 136. Il convient de noter qu'il peut y avoir un nombre quelconque de couches de tubage. La figure 1 illustre également un train de tiges typique 138, qui peut être 10 positionné à l'intérieur de la colonne de tubage 108 en prolongeant une partie de la distance au fond du puits de forage 110. Le train de tiges 138 peut être une colonne de production, une colonne d'extraction, une colonne de tubage ou une autre tige disposée dans la colonne de tubage 108. Le train de tiges 138 peut comprendre des tiges concentriques. Il est à noter que les tiges concentriques peuvent être reliées par des masses-tiges 132. L'outil de diagraphie EM 100 peut être dimensionné 15 de sorte qu'il peut être abaissé dans le puits de forage 110 à travers le train de tiges 138, en évitant ainsi la difficulté et la dépense associées au retrait du train de tiges 138 hors du puits de forage 110. Dans les systèmes de diagraphie, tels que par exemple les systèmes de diagraphie utilisant l'outil de diagraphie EM 100, un système de télémétrie numérique peut être utilisé, dans lequel un circuit électrique peut être utilisé à la fois pour alimenter électriquement un outil de 20 diagraphie EM 100 et pour transférer des données entre une unité d'affichage et de stockage 120 et un outil de diagraphie EM 100. Une tension CC peut être fournie à un outil de diagraphie EM 100 par une alimentation électrique située au-dessus du niveau du sol, et les données peuvent être couplées au conducteur d'alimentation CC par un système à impulsions de courant à bande de base. En variante, un outil de diagraphie EM 100 peut être alimenté par des batteries situées dans 25 l'ensemble d'outil de fond, et/ou les données fournies par un outil de diagraphie EM 100 peuvent être stockées dans l'ensemble d'outil de fond, plutôt qu'être transmises à la surface pendant la diagraphie (détection de la corrosion). Un outil de diagraphie EM 100 peut être utilisé pour l'excitation d'un émetteur 102. Un émetteur 102 peut émettre des champs électromagnétiques dans une formation souterraine 30 142. Les champs électromagnétiques provenant d'un émetteur 102 peuvent être appelés champs électromagnétiques primaires. Les champs électromagnétiques primaires peuvent produire des 3065253 5 courants de Foucault dans une colonne de tubage 108 et un train de tiges 138. Ces courants de Foucault produisent à leur tour des champs électromagnétiques secondaires qui peuvent être détectés avec les champs électromagnétiques primaires par des récepteurs 104. La caractérisation d'une colonne de tubage 108 et d'un train de tiges 138, comprenant la détermination d'attributs de tiges, 5 peut être effectuée en mesurant et en traitant ces champs électromagnétiques. Les attributs des tiges peuvent comprendre notamment l'épaisseur de la tige, la conductivité de la tige et/ou la perméabilité de la tige. Comme illustré, les récepteurs 104 peuvent être positionnés sur l'outil de diagraphie EM 100 à des distances sélectionnées (par exemple, un espacement axial) par rapport à 10 des émetteurs 102. L'espacement axial de récepteurs 104 par rapport à des émetteurs 102 peut varier, par exemple, d'environ 0 cm (0 pouce) à environ 101,6 cm (40 pouces) ou plus. Il doit être entendu que la configuration d'un outil de diagraphie EM 100 représenté à la figure 1 est simplement illustrative et que d'autres configurations d'un outil de diagraphie EM 100 peuvent être utilisées avec les présentes techniques. Un espacement de 0 cm (0 pouce) peut être obtenu en co-implantant des 15 bobines de diamètres différents. Bien que la figure 1 ne montre qu'un seul réseau de récepteurs 104, il peut y avoir plusieurs réseaux de capteurs où la distance entre un émetteur 102 et des récepteurs 104 dans chacun des réseaux de capteurs peut varier. De plus, un outil de diagraphie EM 100 peut comprendre plusieurs émetteurs 102 et plus ou moins de six des récepteurs 104. De plus, un émetteur 102 peut être une bobine mise en oeuvre pour la transmission d'un champ magnétique tout 20 en mesurant également des champs EM, dans certains cas. Lorsque plusieurs émetteurs 102 sont utilisés, leur fonctionnement peut être multiplexé ou multiplexé dans le temps. Par exemple, un émetteur simple 102 peut émettre, par exemple, un signal multifréquence ou un signal à large bande. Bien que cela ne soit pas représenté, un outil de diagraphie EM 100 peut comprendre un émetteur 102 et un récepteur 104 qui se présentent sous la forme de bobines ou de solénoïdes positionnés de 25 manière coaxiale dans un tubulaire de fond de trou (par exemple une colonne de tubage 108) et séparés le long de l'axe de l'outil. En variante, un outil de diagraphie EM 100 peut comprendre un émetteur 102 et un récepteur 104 qui se présentent sous la forme de bobines ou de solénoïdes positionnés de manière coaxiale dans un tubulaire de fond de trou (par exemple une colonne de tubage 108) et co-implantés le long de l'axe de l'outil. 30 La transmission de champs EM par l'émetteur 102 et l'enregistrement de signaux par des récepteurs 104 peuvent être commandés par une unité d'affichage et de stockage 120, qui 3065253 6 peut comprendre un système de traitement d'informations 144. Comme illustré, le système de traitement d'informations 144 peut être un composant de l'unité d'affichage et de stockage 120. En variante, le système de traitement d'informations 144 peut être un composant d'outil de diagraphie EM 100. Un système de traitement d'informations 144 peut inclure tout instrument ou ensemble 5 d'instruments pouvant fonctionner pour calculer, estimer, classer, traiter, émettre, recevoir, récupérer, élaborer, échanger, stocker, afficher, manifester, détecter, enregistrer, reproduire, traiter ou utiliser toute forme d'informations, de renseignements ou de données à des fins commerciales, scientifiques, de contrôle ou autres. Par exemple, un système de traitement d'informations 144 peut être un ordinateur personnel, un dispositif de stockage en réseau ou tout autre dispositif approprié et 10 dont la taille, la forme, les performances, la fonctionnalité et le prix peuvent varier. Un système de traitement d'informations 144 peut comprendre une unité de traitement 146 (par exemple un microprocesseur, une unité centrale de traitement, etc.) qui peut traiter des données de diagraphie EM en exécutant un logiciel ou des instructions obtenues à partir d'un support local lisible par ordinateur non transitoire 148 (par exemple des disques optiques, des disques magnétiques). Le 15 support lisible par ordinateur non transitoire 148 peut stocker un logiciel ou des instructions selon les procédés décrits dans la présente invention. Le support lisible par ordinateur non transitoire 148 peut inclure tout instrument ou ensemble d'instruments pouvant conserver des données et/ou des instructions pendant une période de temps. Un support lisible par ordinateur non transitoire 148 peut comprendre, par exemple, des supports de stockage tels qu'un dispositif de stockage à accès direct 20 (par exemple, un lecteur de disque dur ou un lecteur de disquette), un dispositif de stockage à accès séquentiel (par exemple, un lecteur de bande magnétique), un disque compact, un CD-ROM, un DVD, une RAM, une ROM, une mémoire morte programmable effaçable électriquement (EEPROM) et/ou une mémoire flash ; ainsi que des supports de communication tels que des câbles, des fibres optiques, des micro-ondes, des ondes radio et d'autres supports électromagnétiques et/ou 25 optiques ; et/ou toute combinaison de ce qui précède. Un système de traitement d'informations 144 peut également comprendre un ou des dispositifs d'entrée 150 (par exemple, un clavier, une souris, un pavé tactile, etc.) et un ou des dispositifs de sortie 152 (par exemple un moniteur, une imprimante, etc.). Le ou les dispositifs d'entrée 150 et le ou les dispositifs de sortie 152 fournissent une interface utilisateur qui permet à un opérateur d'interagir avec un outil de diagraphie EM 100 30 et/ou un logiciel exécuté par une unité de traitement 146. Par exemple, un système de traitement d'informations 144 peut permettre à un opérateur de sélectionner des options d'analyse, d'afficher 3065253 7 des données de diagraphie collectées, d'afficher des résultats d'analyse et/ou d'effectuer d'autres tâches. Un outil de diagraphie EM 100 peut utiliser n'importe quelle technique EM appropriée basée sur le courant de Foucault (« CdF ») pour l'inspection de tiges concentriques (par 5 exemple, une colonne de tubage 108 et un train de tiges 138). Les techniques CdF peuvent être particulièrement adaptées à la caractérisation d'un agencement à colonnes multiples dans lequel des tiges concentriques sont utilisées. Les techniques CdF peuvent inclure notamment des techniques CdF de domaine fréquentiel et des techniques CdF de domaine temporel. Dans les techniques CdF de domaine fréquentiel, un émetteur 102 d'un outil de 10 diagraphie CdF 100 peut être alimenté par un signal sinusoïdal continu, produisant des champs magnétiques primaires qui éclairent les tiges concentriques (par exemple, une colonne de tubage 108 et un train de tiges 138). Les champs électromagnétiques primaires produisent des courants de Foucault dans les tiges concentriques. Ces courants de Foucault produisent à leur tour des champs électromagnétiques secondaires qui peuvent être détectés avec les champs électromagnétiques 15 primaires par les récepteurs 104. La caractérisation des tiges concentriques peut être effectuée en mesurant et en traitant ces champs électromagnétiques. Dans les techniques CdF de domaine temporel, qui peuvent également être appelées CdF pulsé (« CdFP »), un émetteur 102 peut être alimenté par une impulsion. Des champs électromagnétiques primaires transitoires peuvent être produits en raison de la transition de 20 l'impulsion de l'état « désactivé » à l'état « activé » ou de l'état « activé » à l'état « désactivé » (plus commun) Ces champs électromagnétiques transitoires peuvent produisent un CdF dans les tiges concentriques (par exemple, une colonne de tubage 108 et un train de tiges 138). Le CdF produit à son tour des champs électromagnétiques secondaires qui peuvent être mesurés par des récepteurs 104 placés à une certaine distance sur l'outil de diagraphie EM 100 à partir d'un émetteur 102, 25 comme indiqué sur la figure 1. En variante, les champs électromagnétiques secondaires peuvent être mesurés par un récepteur co-implanté (non représenté) ou avec l'émetteur 102 lui-même. Il doit être entendu que, tandis qu'une colonne de tubage 108 est illustrée comme une colonne de tubage unique, il peut y avoir plusieurs couches de tiges concentriques disposées dans la section de puits de forage 110 avec une colonne de tubage 108. Des données de diagraphie 30 EM peuvent être obtenues dans deux sections ou plus d'un puits de forage 110 avec plusieurs couches de tiges concentriques. Par exemple, un outil de diagraphie EM 100 peut effectuer une 3065253 8 première mesure de train de tiges 138 comprenant n'importe quel nombre approprié de joints 130 reliés par des masses-tiges 132. Des mesures peuvent être effectuées dans le domaine temporel et/ou la plage de fréquences. Un outil de diagraphie EM 100 peut effectuer une seconde mesure dans une colonne de tubage 108 de premier tubage 134, dans lequel un premier tubage 134 5 comprend n'importe quel nombre approprié de tiges reliées par des masses-tiges 132. Des mesures peuvent être effectuées dans le domaine temporel et/ou le domaine fréquentiel. Ces mesures peuvent être répétées un certain nombre de fois et pour un second tubage 136 et/ou n'importe quelles couches supplémentaires de colonne de tubage 108. Dans la présente description, comme discuté plus en détail ci-dessous, des procédés peuvent être utilisés pour déterminer l'emplacement d'un 10 nombre quelconque de masses-tiges 132 dans une colonne de tubage 108 et/ou un train de tiges 138. La détermination de l'emplacement de masses-tiges 132 dans le domaine fréquentiel et/ou dans le domaine temporel peut permettre un traitement précis des données enregistrées pour déterminer les propriétés d'une colonne de tubage 108 et/ou d'un train de tiges 138 comme la corrosion. Comme indiqué ci-dessus, des mesures peuvent être effectuées dans le domaine fréquentiel et/ou le domaine 15 temporel. Dans le domaine fréquentiel EC, la fréquence de l'excitation peut être ajustée de sorte que les réflexions multiples dans la paroi de la tige (par exemple, une colonne de tubage 108 ou un train de tiges 138) soient insignifiantes et que l'espacement entre des émetteurs 102 et/ou un récepteur 104 soit suffisamment grand pour que la contribution à l'impédance mutuelle du mode de 20 guide d'onde dominant (mais évanescent) soit faible par rapport à la contribution à l'impédance mutuelle de la composante de coupure de branche, l'effet de courant de Foucault de champ distant (CdFCD) peut être observé. Dans un régime CdFCD, l'impédance mutuelle entre la bobine d'émetteur 102 et la bobine d'un des récepteurs 104 peut être sensible à l'épaisseur de la paroi de la tige. Pour être plus précis, la phase de l'impédance varie comme suit : 25 (1) et l'ampleur de l'impédance illustre la dépendance : exP (2) 3065253 9 où co est la fréquence angulaire de la source d'excitation, At est la perméabilité magnétique de la tige, ct est la conductivité électrique de la tige, et t est l'épaisseur de la tige. En utilisant la définition commune de la profondeur de pénétration des métaux comme suit : (3) 5 La phase de l'impédance varie comme suit : (4) et l'ampleur de l'impédance illustre la dépendance : exp [-2t / (5] (5) Dans un CdfCD, la quantité estimée peut être l'épaisseur totale du métal. Ainsi, 10 pour de multiples tiges concentriques, le paramètre estimé peut être l'ensemble ou la somme des épaisseurs des tiges. La variation quasi-linéaire de la phase d'impédance mutuelle avec l'épaisseur totale du métal peut être utilisée pour effectuer une estimation rapide afin d'estimer l'épaisseur globale de multiples tiges concentriques. À cet effet, pour tout ensemble donné de dimensions de tiges, de propriétés de matériau et de configuration d'outil, cette variation linéaire peut être 15 interprétée rapidement et peut être utilisée pour estimer l'épaisseur totale de tiges concentriques. La figure 2 illustre un exemple dans lequel un outil de diagraphie EM 100 (en référence à la figure 1) peut être disposé dans un système de forage 200. Comme illustré, un puits de forage 110 (en référence à la figure 1) peut s'étendre depuis une tête de puits 202 dans une formation souterraine 204 à partir d'une surface 122 (en référence à la figure 1). Généralement, un puits de 20 forage 110 peut comprendre des géométries et des orientations de puits de forage horizontales, verticales, inclinées, courbes et autres. Un puits de forage 110 peut être tubé ou non. Dans les exemples, un puits de forage 110 peut comprendre un matériau métallique. À titre d'exemple, l'élément métallique peut être une enveloppe, une chemise, un tube de production ou un autre tubulaire allongé en acier disposé dans un puits de forage 110. 25 Comme illustré, un puits de forage 110 peut s'étendre à travers une formation souterraine 204. Comme illustré à la figure 2, un puits de forage 110 peut s'étendre généralement à 3065253 10 la verticale dans la formation souterraine 204, cependant un puits de forage 110 peut s'étendre selon un angle à travers une formation souterraine 204, comme dans le cas de puits de forage horizontaux et inclinés. Par exemple, bien que la figure 2 représente un puits avec un angle d'inclinaison vertical ou faible, un angle d'inclinaison élevé ou une disposition horizontale du puits et de l'équipement 5 peut être possible. Il convient en outre de noter que, bien que la figure 2 représente généralement une opération terrestre, l'homme de l'art peut reconnaître que les principes décrits ici sont également applicables à des opérations sous-marines qui emploient des plates-formes ou appareils de forage flottants ou maritimes, sans s'écarter de la portée de l'invention. Comme illustré, une plateforme de forage 206 peut soutenir un derrick 208 ayant 10 une moufle mobile 210 pour soulever et abaisser un train de forage 212. Un train de forage 212 peut comprendre notamment une tige de forage et un tubage enroulé, qui sont généralement connus de l'homme de l'art. Une tige d'entraînement 214 peut soutenir un train de forage 212 tandis qu'il peut être abaissé à travers une table de rotation 216. Un trépan 218 peut être fixé à l'extrémité distale du train de forage 212 et peut être alimenté soit par un moteur de fond de trou et/ou par la rotation du 15 train de forage 212 à partir d'une surface 122. Un trépan 218 peut comprendre notamment des trépans à molettes, des trépans PDC, des trépans à diamant naturel, tous élargisseurs, aléseurs, carottiers, et analogues. Lorsqu'un trépan 218 tourne, il peut créer et prolonger un puits de forage 110 qui pénètre dans diverses formations souterraines 204. Une pompe 220 peut faire circuler du fluide de forage à travers une conduite d'alimentation 222 vers une tige d'entraînement 214, au fond 20 du trou à travers l'intérieur d'un train de forage 212, à travers des orifices dans un trépan 218, de retour à la surface 122 via un espace annulaire 224 entourant un train de forage 212, et dans une fosse de rétention 226. Toujours en référence à la figure 2, un train de forage 212 peut commencer au niveau d'une tête de puits 202 et peut traverser un puits de forage 110 (en référence à la figure 1). Un 25 trépan 218 peut être fixé à une extrémité distale du train de forage 212 et peut être entraîné, par exemple, soit par un moteur de fond et/ou par la rotation du train de forage 212 à partir de la surface 122 (en référence à la figure 1). Un trépan 218 peut faire partie d'un ensemble de trou de fond 228 à une extrémité distale de la colonne de forage 212. Un ensemble de fond de trou 228 peut en outre comprendre un outil de diagraphie EM 100 (en référence à la figure 1). Un outil de diagraphie EM 30 100 peut être disposé à l'extérieur et/ou à l'intérieur d'un ensemble de fond de trou 228. Un outil de diagraphie EM 100 peut comprendre une pluralité d'émetteurs 102 et/ou de récepteurs 104 (en 3065253 11 référence à la figure 1). Un outil de diagraphie EM 100 et/ou la pluralité d'émetteurs 102 et/ou de récepteurs 104 peut être utilisé et/ou fonctionner comme décrit ci-dessus. Comme cela sera compris par l'homme de l'art, l'ensemble de fond de trou 228 peut être un système de mesure en cours de forage (MWD) ou de diagraphie en cours de forage (LWD). 5 Sans limitation, un ensemble de fond de trou 228, un émetteur 102 et/ou un récepteur 104 peuvent être connectés et/ou commandés par un système de traitement d'informations 144, qui peut être disposé à la surface 122 (en référence à la figure 1). Sans limitation, un système de traitement d'informations 144 peut être disposé au fond du trou dans un ensemble de fond de trou 228. Le traitement des informations enregistrées peut se produire au fond du trou et/ou à la surface 10 122. Le traitement se produisant au fond du trou peut être transmis à la surface 122 pour être enregistré, observé et/ou analysé plus avant. De plus, les informations enregistrées dans un système de traitement d'informations 144 qui peut être disposé au fond du trou peuvent être stockées jusqu'à ce qu'un ensemble de fond de trou 228 puisse être mis à la surface 122. Dans des exemples, un système de traitement d'informations 144 peut communiquer avec un ensemble de fond de trou 228 15 à travers une ligne de communication (non illustrée) disposée dans (ou sur) un train de forage 212. Dans des exemples, une communication sans fil peut être utilisée pour transmettre des informations dans les deux sens entre un système de traitement d'informations 144 et un ensemble de fond de trou 228. Un système de traitement d'informations 144 peut transmettre des informations à un ensemble de fond de trou 228 et peut recevoir également des informations de traitement enregistrées par un 20 ensemble de fond de trou 228. Dans des exemples, un système de traitement d'informations de fond (non illustré) peut comprendre notamment un microprocesseur ou un autre circuit approprié pour estimer, recevoir et traiter des signaux provenant d'un ensemble de fond de trou 228. Un système de traitement d'informations de fond de trou (non illustré) peut en outre inclure des composants supplémentaires, tels que de la mémoire, des dispositifs d'entrée/sortie, des interfaces et analogues. 25 Dans des exemples, bien que non illustrés, un ensemble de fond de trou 228 peut comprendre un ou plusieurs composants supplémentaires, tels qu'un convertisseur analogique-numérique, un filtre et un amplificateur, entre autres, qui peuvent être utilisés pour traiter les mesures d'un ensemble de fond de trou 228 avant qu'elles puissent être transmises à la surface 122. En variante, des mesures brutes provenant d'un ensemble de fond de trou 228 peuvent être transmises à la surface 122. 30 Toute technique appropriée peut être utilisée pour transmettre des signaux depuis un ensemble de fond de trou 228 jusqu'à la surface 122, y compris, notamment, jusqu'à la télémétrie 3065253 12 par tiges câblées, la télémétrie d'impulsion par la boue, la télémétrie acoustique et la télémétrie électromagnétique. Bien que cela ne soit pas illustré, un ensemble de fond de trou 228 peut comprendre un sous-ensemble de télémétrie qui peut transmettre des données de télémétrie à la surface 122. Sans limitation, une source électromagnétique dans le sous-ensemble de télémétrie peut 5 être exploitable pour générer des impulsions de pression dans le fluide de forage qui se propagent le long du courant de fluide jusqu'à la surface 122. À la surface 122, des transducteurs de pression (non représentés) peuvent convertir le signal de pression en signaux électriques pour un numériseur (non illustré). Le numériseur peut fournir une forme numérique des signaux de télémesure à un système de traitement d'informations 144 via une liaison de communication 230, qui peut être une liaison 10 câblée ou sans fil. Les données de télémétrie peuvent être analysées et traitées par un système de traitement d'informations 144. Comme illustré, une liaison de communication 230 (qui peut être câblée ou sans fil, par exemple) peut être prévue de sorte à transmettre des données d'un ensemble de fond de trou 228 à un système de traitement d'informations 144 en surface 122. Un système de traitement 15 d'informations 144 peut comprendre une unité de traitement 146 (en référence à la figure 1), des dispositifs de sortie 152 (en référence à la figure 1), un dispositif d'entrée 150 (par exemple, un clavier, une souris, etc.) (en référence à la figure 1), et/ou un support lisible par ordinateur non transitoire 148 (par exemple, des disques optiques, des disques magnétiques) (en référence à la figure 1) qui peut stocker un code représentatif des procédés décrits dans la présente invention. En 20 plus ou à la place d'un traitement à la surface 122, un traitement peut se produire au fond du trou. Un ensemble de fond de trou 228 peut comprendre un émetteur 102 et/ou un récepteur 104 (en référence à la figure 1). Dans des exemples, un ensemble de fond de trou 228 peut fonctionner avec un équipement supplémentaire (non illustré) à la surface 122 et/ou disposé dans un système de mesure de puits distinct (non illustré) pour enregistrer des mesures et/ou des valeurs à 25 partir d'une formation souterraine 204. Pendant les opérations, un émetteur 102 peut diffuser un signal depuis un ensemble de fond de trou 228. Un émetteur 102 peut être connecté à un système de traitement d'informations 144, qui peut en outre commander le fonctionnement d'un émetteur 102. De plus, un récepteur 104 peut mesurer et/ou enregistrer des signaux diffusés à partir d'un émetteur 102. Un récepteur 104 peut transférer des informations enregistrées à un système de traitement 30 d'informations 144. Un système de traitement d'informations 144 peut commander le fonctionnement d'un récepteur 104. Par exemple, le signal diffusé à partir d'un émetteur 102 peut 3065253 13 être réfléchi par une colonne de tubage 108 (c'est-à-dire premier tubage 134, deuxième tubage 136 et/ou n'importe quel nombre de tubages supplémentaires), un train de tiges 138 et/ou une formation souterraine 204. Il est à noter qu'un premier tubage 134 et un deuxième tubage 136 comprennent des joints 130, qui peuvent être reliés par des masses-tiges 132 (en référence à la figure 1). Le signal 5 réfléchi peut être enregistré par un récepteur 104. Le signal enregistré peut être transféré à un système de traitement d'informations 144 en vue d'un traitement ultérieur. Dans des exemples, il y peut y avoir n'importe quel nombre approprié d'émetteurs 102 et/ou de récepteurs 104, qui peuvent être commandés par un système de traitement d'informations 144. Des informations et/ou des mesures peuvent être traitées plus avant par un système de traitement d'informations 144 pour 10 déterminer des propriétés de puits de forage 110, de colonne de tubage 108, de train de tiges 138, de masses-tiges 132, (en référence à la figure 1), de fluides et/ou de formation souterraine 204. Comme mentionné ci-dessus, des procédés peuvent être utilisés pour déterminer l'emplacement de masses-tiges 132 (en référence à la figure 1). La figure 3 illustre un outil de diagraphie EM 100 disposé dans un train de tiges 138 et une colonne de tubage 108, dans lequel une 15 colonne de tubage 108 comprend un premier tubage 134 et un deuxième tubage 136 (en référence à la figure 1). La figure 3 met en corrélation la position de masses-tiges 132 avec une diagraphie EM 300. En outre, une diagraphie EM 300 illustre une réponse EM 302 qui peut indiquer l'emplacement d'une masse-tige 132. Des masses-tiges 132 peuvent souvent être une section de tige tubulaire qui est filetée à l'intérieur et utilisée pour relier un joint 130 à un joint adjacent 130. Dans des exemples, 20 un couplage entre chaque joint 130 peut être réalisé en mettant en prise des filetages disposés sur des joints individuels 130, auquel cas la quantité de métal supplémentaire associée à une masse-tige 132 peut être relativement faible. Ainsi, une tige concentrique a une plus grande épaisseur au niveau de chaque masse-tige 132, ce qui conduit à des réponses plus importantes enregistrées par un outil de diagraphie EM 100 et affichées dans une diagraphie EM 300. Une réponse EM 304 illustre la 25 réponse enregistrée à partir d'un train de tiges 138. Une réponse EM 306 illustre la réponse enregistrée à partir d'un premier tubage 134. Une réponse EM 308 illustre la réponse enregistrée à partir d'un deuxième tubage 136. Des réponses EM 304, 306 et 308 peuvent être combinées dans une diagraphie EM 300, ce qui peut donner une analyse détaillée de l'emplacement de masses-tiges 132 dans un puits de forage 110 (en référence à la figure 1). 30 La détection de masses-tiges 132 peut être facilitée par la périodicité approximative que les signaux associés à des masses-tiges 132 peuvent comprendre, puisque dans 3065253 14 de nombreux cas, les longueurs des joints 130 peuvent être similaires pour un diamètre de tige concentrique donné. Dans des exemples, des longueurs de joints 130 peuvent ne pas être parfaitement périodiques mais quasiment périodiques, comme illustré à la figure 3. Cela peut permettre du gagner du temps au niveau de l'interprétation, des estimations de la position de masses- 5 tiges 132 étant fournies. Lorsqu'une tige concentrique contient des joints 130 de longueurs variables, un procédé applicable aux cas non périodiques peut être nécessaire. Ce procédé peut comprendre des mesures de traitement provenant d'outils de diagraphie EM 100 (en référence à la figure 1). Un outil de diagraphie EM 100 (en référence à la figure 1) peut être un outil électronique de mesure de précision ou un outil de domaine fréquentiel à onde entretenue. 10 Habituellement, les opérations du domaine fréquentiel et temporel ont plusieurs canaux pour enregistrer les mesures. Dans le domaine temporel, de nombreux canaux temporels différents peuvent être utilisés. Dans le domaine fréquentiel, de nombreuses fréquences différentes peuvent être utilisés. Ainsi, les mesures effectuées par un outil de diagraphie EM 100 dans le domaine fréquentiel ou dans le domaine temporel peuvent être interprétées par des procédés différents. 15 Par exemple, les données peuvent être traitées en utilisant la théorie du courant de Foucault de champ distant (CdFCD) qui utilise une relation linéaire entre l'épaisseur totale et la phase du champ EM détecté à une distance suffisante pour être dans le régime CdFCD. Les données provenant de canaux multiples peuvent également être traitées avec une inversion numérique pour extraire l'épaisseur de tiges concentriques individuelles dans une colonne de tubage 108 et/ou un 20 train de tiges 138. Dans des exemples, la détermination de la position de masses-tiges 132 dans une colonne de tubage 108 et/ou un train de tiges 138 peut faciliter l'évaluation des épaisseurs de tiges concentriques dans une colonne de tubage 108 et/ou un train de tiges 138. Pour déterminer l'emplacement de masses-tiges 132, les informations antérieures concernant la géométrie de masse-tige 132 ou une signature de signal de masse-tige 132 provenant de diagraphies mesurées par un 25 outil de diagraphie EM 100 (en référence à la figure 1) peuvent être utilisées. Les informations antérieures concernant la géométrie de masse-tige 132 peuvent être utilisées pour déterminer l'emplacement de masse-tige 132. La géométrie de masses-tiges 132 peut varier et le signal que des masses-tiges 132 envoient dépend de la quantité de métal supplémentaire que des masses-tiges 132 peuvent ajouter à des tiges concentriques. Les figures 4A 30 et 4B illustrent des géométries de masses-tiges 132. Comme illustré à la figure 4A, des quantités 3065253 15 relativement faibles de métal ont été ajoutées. À la figure 4B, de grandes quantités de métal ont été ajoutées. L'identification de masses-tiges 132 peut être compliquée, dans la mesure où des joints 130 (en référence à la figure 1) pour une tige concentrique donnée peuvent ne pas être 5 parfaitement périodiques. Lorsque des joints 130 peuvent être périodiques ou quasiment périodiques, un procédé permettant de déterminer l'emplacement de masses-tiges 132 en relation avec la figure 3 peut être utilisé. Par exemple, un procédé peut reposer sur la modélisation de masses-tiges 132 pour chacune des tiges concentriques de diamètre différent et les signatures que des masses-tiges 10 132 peuvent induire dans les réponses multiples d'un outil de diagraphie EM 100 (en référence à la figure 1). En outre, des signaux mesurés de masse-tige 132 peuvent être utilisés, qui peuvent être identifiés dans certains cas. Ce procédé peut évaluer la corrélation entre des signatures de masse-tige pour une masse-tige 132 avec les diagraphies des canaux qui peuvent être particulièrement sensibles à une masse-tige 132 avec une tige d'un diamètre donné et à une position donnée dans une colonne 15 de tubage 108 et/ou un train de tiges 138. Dans des exemples, la corrélation des signatures de masse- tige peut fonctionner pour évaluer la similarité entre la signature de masse-tige 132 et la diagraphie en fonction de la position. Des fonctions telles que la covariance et l'inadaptation peuvent être utilisées lors de la corrélation. Plusieurs canaux peuvent être utilisés dans l'évaluation de la corrélation. Par exemple, chaque canal peut produire une signature pour une masse-tige 132. Les 20 points de forte corrélation peuvent indiquer la présence d'une masse-tige 132 à cette position (comme illustré à la figure 3). Ce procédé peut être facilement automatisé en rendant automatique la recherche de corrélations et en établissant une valeur seuil, de sorte que lorsque la corrélation dépasse la valeur seuil, un emplacement de masse-tige 132 peut être identifié. La recherche de corrélations peut être effectuée avec des signatures de masses-tiges 132 dans une colonne de tubage 25 108 et/ou un train de tiges 138. Par exemple, une signature de masses-tiges 132 dans un deuxième tubage 136 (en référence à la figure 1) peut être mise en corrélation avec d'autres signatures de masses-tiges 132 dans un deuxième tubage 136 et, à partir de ces valeurs de forte corrélation, la présence de masses-tiges 132 dans un deuxième tubage 136 peut être déterminée. Cela peut être répété pour un premier tubage 134, un train de tiges 138 et/ou n'importe quel nombre de couches de 30 tubage supplémentaires dans une colonne de tubage 108. 3065253 16 Un exemple de détermination de masses-tiges 132 est représenté à la figure 5, où il peut s'avérer que des masses-tiges 132 dans un train de tiges 138, un premier tubage 134 et/ou un deuxième tubage 136 (en référence à la figure 1) ont un effet différent sur les différents canaux d'un outil de diagraphie EM 100 dans un domaine fréquentiel. Les courbes représentées à la figure 5 sont 5 des courbes non traitées, appelées courbes brutes d'outil de diagraphie EM 100. Les courbes représentées à la figure 6 peuvent être des courbes qui ont été traitées avec un schéma d'inversion qui utilise une modélisation prospective radiale 1D pour trouver les épaisseurs de train de tiges 138, de premier tubage 134 et/ou de deuxième tubage 136. Le procédé décrit pour la détection de masses-tiges 132 peut comprendre la 10 mesure de la corrélation entre un nombre sélectionné de réponses de canal d'outil de diagraphie EM 100 et des signatures de masse-tige 132 à partir de données simulées ou de données mesurées des mêmes canaux. C'est-à-dire qu'en évaluant la corrélation entre la diagraphie mesurée et la réponse simulée et/ou mesurée, les positions probables de masses-tiges 132 peuvent être trouvées (en référence à la figure 1). 15 À la figure 7, des courbes brutes mesurées dans le domaine fréquentiel par un outil de diagraphie EM 100 sont illustrées. Similarité entre des signatures de masses-tiges 132 dans la simulation et les courbes brutes mesurées par un outil de diagraphie EM 100. Trois identifications de masses-tiges 132 possibles dans un train de tiges 138, un premier tubage 134 et/ou un deuxième tubage 136 sont représentées à partir de mesures de récepteur 104 provenant d'un outil de diagraphie 20 EM 100 (en référence à la figure 1). La figure 8A illustre l'évaluation de la corrélation entre la diagraphie et la réponse modélisée dans l'un des canaux. La figure 8A illustre l'évaluation de la corrélation entre la diagraphie et la réponse simulée de masse-tige 132 sur un train de tiges 138 pour ce même canal. La figure 8B illustre la réponse du canal. La corrélation dans la figure 8A montre des maxima dans la 25 position de train de tiges 138 de masse-tige 132 (en référence à la figure 1). À partir de l'identification des maxima des corrélations, la position de masses-tiges 132 peut être trouvée. Le procédé peut être étendu à la corrélation de plusieurs canaux. Par exemple, dans l'équation 6 ci-dessous, les corrélations entre réponses de masse-tige simulées et signaux bruts peuvent être combinées pour générer une estimation de la position de masses-tiges 30 132. 3065253 17 Position estimée de masses-tiges = {x, de sorte que C(x) est le maximum} (6) Lorsque le nombre de maxima choisis est égal au nombre de masses-tiges 132 trouvées. Dans des exemples, lorsque des canaux multiples peuvent être utilisés à partir de 5 récepteurs différents 104, qui peuvent être positionnés à une distance relative différente par rapport à un émetteur 102, des signatures de masse-tige 132 dans des canaux différents peuvent respecter un profil spatial spécifique. Le profil peut dépendre de la vitesse de diagraphie, qui peut être causée par une séquence temporelle d'aspect, dans laquelle la signature de masse-tige 132 peut être identifiée sur des canaux différents. Il peut y avoir un niveau d'accord entre des signatures de masse-tige 132 10 sur des canaux différents. Les valeurs peuvent être sélectionnées automatiquement et/ou peuvent être sélectionnées et examinées par un professionnel du traitement. La sélection automatique peut être mise en oeuvre en établissant un seuil pour la valeur de la corrélation, une violation indiquant la présence de masse-tige 132. La valeur du seuil peut être ajustée avec des données de terrain réelles 15 pour déterminer l'emplacement de masse-tige 132. Le procédé peut être généralisé en utilisant des canaux multiples et en trouvant la position de masses-tiges 132 en combinant les estimations de canaux multiples. Il peut y avoir différentes façons de combiner la sortie de canaux multiples. Une possibilité peut consister à multiplier toutes les corrélations trouvées pour les différents canaux (en combinant les résultats des 20 corrélations, chacun d'eux étant identique à celui représenté en bas de la figure 8B). En général, la combinaison des corrélations des différents canaux peut être fonction des corrélations et les positions de masses-tiges 132 trouvées à partir de celles-ci peuvent correspondre aux maxima de cette fonction. 25 Position estimée de masses-tiges = {x, de sorte que Max IF(ci(x), c2(x), ...,cN(x))1 (7) Dans l'expression ci-dessus, chaque ci représente la courbe de corrélation obtenue à partir de chaque canal (équivalente à la courbe représentée au bas de la figure 8B). Le procédé, tel que décrit, peut être appliqué à des mesures brutes (mesures non 30 traitées) d'un outil de diagraphie EM 100, pour déterminer des corrélations entre des signatures de masses-tiges 132 et des réponses de canal brutes. Le même procédé peut également être appliqué 3065253 18 aux résultats traités en traitant les réponses synthétiques de masses-tiges 132 et en les comparant à la diagraphie traitée. Le procédé peut être analogue à celui décrit ici, sauf que dans le cas des résultats traités, il peut y avoir moins de courbes car les résultats traités fournissent des estimations de l'épaisseur de différentes couches, de sorte que le nombre de courbes à mettre en corrélation peut 5 être égal au nombre de tiges concentriques différentes qui peuvent être présentes. Par exemple, pour une masse-tige 132 dans un train de tiges 138, les courbes traitées peuvent générer une épaisseur pour chaque joint 130 (en référence à la figure 1). Ces épaisseurs peuvent être mises en corrélation avec les épaisseurs pouvant être obtenues à partir du traitement de la réponse synthétique à la présence de masse-tige 132. La corrélation peut être effectuée entre des tiges équivalentes, c'est-à- 10 dire que les résultats d'épaisseur pour un train de tiges 138 dans la simulation peuvent être comparés aux résultats d'épaisseur d'un train de tiges 138, d'un premier tubage 134 et d'un deuxième tubage 136. Ainsi, il peut y avoir un nombre de courbes de corrélation égal au nombre de tiges concentriques dans l'essai. Ces corrélations peuvent être combinées comme représenté dans l'équation (6) et l'équation (7), pour obtenir des estimations de la position de masses-tiges 132. 15 Les procédés décrits ci-dessus peuvent être automatisés, car ils peuvent être basés sur des évaluations de corrélations et des positions d'identification de masse-tige 132 en évaluant si la valeur de la corrélation est supérieure et/ou inférieure à une certaine valeur seuil. Ces deux opérations peuvent être facilement automatisées. Un algorithme automatique permettant de localiser les emplacements de masses-tiges 132 peut être trouvé à travers un processus d'automatisation 900 20 illustré à la figure 9. Un processus d'automatisation 900 peut commencer par identifier les réponses de masse-tige 902. L'identification peut prendre la forme d'une modélisation à partir de la géométrie de masse-tige ou de l'identification de masse-tiges à partir de mesures brutes. La modélisation à partir de la géométrie de masse-tige peut comprendre une simulation numérique de la géométrie de masse- 25 tige. Après avoir identifié des réponses de masse-tige 902, un opérateur peut ensuite sélectionner des réponses de canal 904, qui peuvent être effectuées automatiquement en identifiant des canaux qui peuvent être sensibles à une couche spécifique de tige concentrique. Cela peut générer une diagraphie qui peut être spécifique aux réponses provenant de la couche choisie de tige concentrique. Le nombre de réponses de canal de mesure peut être mis en corrélation avec les 30 réponses de masse-tiges trouvées dans une tige concentrique spécifique (notée i). Après avoir sélectionné les réponses de canal 904, les résultats peuvent être envoyés pour évaluer la fonction de 3065253 19 corrélation 906. Dans cette étape, les résultats sont évalués entre les réponses brutes de canaux sélectionnés et les réponses de masse-tige de tige concentrique (i). Après avoir évalué la fonction de corrélations 906, les résultats peuvent être utilisés pour déterminer les valeurs de position 908. Cela peut comprendre le fait de déterminer si les valeurs de position de la fonction de corrélation sont 5 plus grandes qu'une valeur seuil prédéfinie. Une fois que les valeurs ont été déterminées, le processus peut identifier la position de masses-tiges 910. En identifiant la position de masses-tiges 910, les réponses de masse-tige sur la tige concentrique (i) peuvent être représentées sous forme de points où la corrélation est plus grande que le seuil. Dans une étape de détermination 912, si des réponses de masse-tige sur une tige concentrique (i) sont supérieures et/ou égales au nombre de 10 tiges, le processus peut se terminer, sinon le processus peut revenir en arrière pour sélectionner des réponses de canal 904 et répéter chaque étape jusqu'à ce qu'une étape de détermination 912 termine le processus. Les systèmes et procédés peuvent comprendre l'une quelconque des diverses caractéristiques des systèmes et procédés décrits dans la présente invention, y compris une ou plusieurs 15 des affirmations suivantes. Affirmation 1 : Un procédé permettant de déterminer l'emplacement d'une masse-tige dans un puits de forage peut comprendre la réalisation d'une mesure électromagnétique, la production d'une diagraphie électromagnétique à partir de la mesure électromagnétique, dans lequel la diagraphie électromagnétique comprend une pluralité de canaux, et la localisation d'une position 20 de la masse-tige dans la diagraphie électromagnétique d'après une signature de masse-tige dans la diagraphie électromagnétique, dans lequel la signature de masse-tige comprend au moins un canal parmi la pluralité de canaux. Affirmation 2: Procédé selon l'affirmation 1, dans lequel la diagraphie électromagnétique est une courbe brute comprenant une tension provenant de l'au moins un canal. 25 Affirmation 3: Procédé selon l'affirmation 2 ou l'affirmation 1, dans lequel la diagraphie électromagnétique est traitée et comprend une épaisseur d'au moins une colonne de tubage ou d'au moins un train de tiges. Affirmation 4 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel la signature de masse-tige est identifiée par une modélisation synthétique d'une géométrie de masse-30 tige. 3065253 20 Affirmation 5 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel la signature de masse-tige est obtenue à partir de la diagraphie électromagnétique. Affirmation 6 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel des positions d'une pluralité de masses-tiges sont identifiées en utilisant au moins une signature de 5 masse-tige et la diagraphie électromagnétique. Affirmation 7 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel la localisation d'une position de la masse-tige comprend la réalisation d'une corrélation, d'une covariance ou d'une inadaptation entre la signature de masse-tige et la diagraphie électromagnétique. Affirmation 8 : Procédé selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel 10 une périodicité de la masse-tige est utilisée pour filtrer la localisation d'une position de la masse- tige. Affirmation 9: Procédé selon une quelconque affirmation précédente, dans lequel un niveau d'accord entre une pluralité d'emplacements de masses-tiges obtenue à partir de canaux différents est utilisée pour filtrer la pluralité d'emplacements de masses-tiges. 15 Affirmation 10: Système de mesure de puits permettant de localiser une masse- tige comprenant : un outil de diagraphie électromagnétique, dans lequel l'outil de diagraphie électromagnétique comprend : au moins un récepteur ; et au moins un émetteur ; un moyen de transport, dans lequel le moyen de transport est fixé à l'outil de diagraphie électromagnétique ; et un système de traitement d'informations, dans lequel le système de traitement d'informations est conçu 20 pour recevoir une mesure électromagnétique provenant de l'outil de diagraphie électromagnétique, produire une diagraphie électromagnétique à partir de la mesure électromagnétique, dans lequel la diagraphie électromagnétique comprend au moins un canal, et localiser une position d'une masse-tige dans la diagraphie électromagnétique avec une signature de masse-tige. Affirmation 11: Système de mesure de puits selon l'affirmation 10, dans lequel la 25 mesure électromagnétique est effectuée par l'outil de diagraphie électromagnétique dans lequel l'outil de diagraphie électromagnétique est un outil d'induction qui fonctionne avec une excitation d'onde entretenue d'au moins une fréquence. Affirmation 12 : Système de mesure de puits selon l'affirmation 11 ou l'affirmation 10, dans lequel la mesure électromagnétique est effectuée par l'outil de diagraphie 30 électromagnétique dans lequel l'outil de diagraphie électromagnétique est un outil d'induction qui fonctionne avec une excitation d'impulsion dans le domaine temporel. 3065253 21 Affirmation 13: Système de mesure de puits selon les affirmations 10 à 12, dans lequel la diagraphie électromagnétique est une courbe brute comprenant une tension provenant de l'au moins un canal. Affirmation 14: Système de mesure de puits selon les affirmations 10 à 13, dans 5 lequel la diagraphie électromagnétique est traitée et comprend une épaisseur d'une colonne de tubage ou d'un train de tiges. Affirmation 15: Système de mesure de puits selon l'affirmation 10 à 14, dans lequel la signature de masse-tige est obtenue par une modélisation synthétique d'une géométrie de masse-tige. 10 Affirmation 16: Système de mesure de puits selon les affirmations 10 à 15, dans lequel la signature de masse-tige est obtenue à partir de la diagraphie électromagnétique. Affirmation 17: Système de mesure de puits selon les affirmations 10 à 16, dans lequel une pluralité de masses-tiges est localisée à partir d'une pluralité de signatures de masse-tige. Affirmation 18 : Système de mesure de puits selon les affirmations 10 à 17, dans 15 lequel une position de masse-tige est déterminée par une corrélation, une covariance ou une inadaptation entre une signature de masse-tige et la diagraphie électromagnétique. Affirmation 19: Système de mesure de puits selon les affirmations 10 à 18, dans lequel le système de traitement d'informations est en outre conçu pour exécuter un processus d'automatisation comprenant l'identification de réponses de masse-tige, la sélection d'une réponse de 20 canal, l'évaluation d'une fonction de comparaison et l'identification d'une position de masses-tiges à partir de la fonction de comparaison. Affirmation 20: Système de mesure de puits selon les affirmations 10 à 19, dans lequel l'identification de positions de masses-tiges est effectuée par un algorithme qui utilise une corrélation, une covariance ou une inadaptation entre la signature de masse-tige et la diagraphie 25 électromagnétique. Affirmation 21: Système de mesure de puits selon les affirmations 10 à 20, dans lequel l'identification de réponses de masse-tige est effectuée par une inspection de la diagraphie électromagnétique. Affirmation 22: Système de mesure de puits selon les affirmations 10 à 21, dans 30 lequel l'identification de réponses de masse-tige est effectuée par une simulation numérique d'une géométrie de masse-tige. 3065253 22 La description précédente fournit différents exemples des systèmes et procédés d'utilisation décrits dans la présente invention qui peuvent contenir différentes étapes de procédé et des combinaisons alternatives de composants. Il faut comprendre que, bien que des exemples individuels puissent être décrits dans la présente invention, celle-ci couvre toutes les combinaisons 5 des exemples décrits, y compris, notamment, les différentes combinaisons de composants, les combinaisons d'étapes de procédé et les propriétés du système. Il faut comprendre que les compositions et les procédés sont décrits par les termes « comprenant », « contenant » ou « incluant » divers composants ou étapes, les compositions et les procédés peuvent également « être essentiellement constitués » ou « être constitués » des différents composants et étapes. De plus, les 10 articles indéfinis « un » ou « une », tels qu'utilisés dans les revendications, sont définis dans la présente invention comme désignant un ou plusieurs des éléments qu'ils introduisent. Pour des raisons de concision, seules certaines plages sont explicitement décrites dans la présente invention. Cependant, les plages à partir de toute limite inférieure peuvent être combinées avec toute limite supérieure pour décrire une plage non explicitement décrite et des 15 plages à partir de toute limite inférieure peuvent être combinées avec toute autre limite inférieure pour décrire une plage non explicitement décrite ; de même, des plages à partir de toute limite supérieure peuvent être combinées avec toute autre limite supérieure pour décrire une plage non explicitement décrite. En outre, chaque fois qu'une plage numérique avec une limite inférieure et une limite supérieure est décrite, tout nombre et toute plage incluse situés dans la plage sont 20 spécifiquement décrits. En particulier, toute plage de valeurs (de la forme, « d'environ a à environ b », ou, de manière équivalente, « d'environ a à b », ou, de manière équivalente, « d'environ a-b ») décrite dans la présente invention doit être comprise comme incluant tous les nombres et toutes les plages englobés dans la plage de valeurs la plus large, même si cela n'est pas explicitement décrit. Ainsi, chaque point ou valeur individuelle peut servir de limite inférieure ou supérieure combinée à 25 tout autre point ou valeur individuelle ou à toute autre limite inférieure ou supérieure, pour décrire une plage non explicitement décrite. Par conséquent, les présents exemples sont bien adaptés pour atteindre les objectifs et les avantages mentionnés ainsi que ceux qui y sont inhérents. Les exemples particuliers décrits ci-dessus ne sont que des exemples illustratifs, et peuvent être modifiés et mis en pratique de 30 manières différentes mais équivalentes, évidentes pour l'homme de l'art bénéficiant des enseignements contenus dans la présente invention. Bien que des exemples individuels soient 3065253 23 décrits, l'invention couvre toutes les combinaisons de tous les exemples. En outre, aucune limitation ne se rapporte aux détails de fabrication ou de conception illustrés dans la présente invention, sauf dans les cas décrits dans les revendications ci-dessous. De même, les termes dans les revendications ont leur sens simple et ordinaire, à moins qu'ils soient définis autrement de manière explicite et 5 claire par le titulaire du brevet. Il est donc évident que les exemples illustratifs particuliers décrits ci-dessus peuvent être changés ou modifiés et toutes ces modifications sont considérées comme faisant partie du champ d'application et de l'esprit de ces exemples. En cas de conflit dans les usages d'un mot ou d'un terme dans la présente description et un ou plusieurs brevets ou autres documents qui peuvent être incorporés à la présente invention par renvoi, les définitions conformes 10 à la présente description doivent être adoptées. REVENDICATIONS1. Procédé de détermination d'un emplacement d'une masse-tige dans un puits de forage, comprenant : la réalisation d'une mesure électromagnétique ; la production d'une diagraphie électromagnétique à partir de la mesure électromagnétique, dans lequel la diagraphie électromagnétique comprend une pluralité de canaux ; et la localisation d'une position de masse-tige dans la diagraphie électromagnétique d'après une signature de masse-tige dans la diagraphie électromagnétique, dans lequel la signature de masse-tige comprend au moins un canal parmi la pluralité de canaux. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la diagraphie électromagnétique est une courbe brute comprenant une tension provenant de l'au moins un canal. 3. Procédé selon les revendications 1 ou 2, dans lequel la diagraphie électromagnétique est traitée et comprend une épaisseur d'au moins une colonne de tubage ou d'au moins un train de tiges. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel la signature de masse- tige est identifiée par une modélisation synthétique d'une géométrie de masse-tige et, éventuellement, dans lequel la signature de masse-tige est obtenue à partir de la diagraphie 20 électromagnétique. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel des positions d'une pluralité de masses-tiges sont identifiées en utilisant au moins une signature de masse-tige et la diagraphie électromagnétique, et/ou dans lequel la localisation d'une position de la masse-tige comprend la réalisation d'une corrélation, d'une covariance ou d'une inadaptation entre la signature 25 de masse-tige et la diagraphie électromagnétique, et/ou dans lequel une périodicité de la masse-tige est utilisée pour filtrer la localisation d'une position de la masse-tige, et, éventuellement, dans lequel un niveau d'accord entre une pluralité d'emplacements de masses-tiges obtenue à partir de canaux différents est utilisée pour filtrer la pluralité d'emplacements de masses-tiges. 30 6. Système de mesure de puits permettant de localiser une masse-tige comprenant : 3065253 25 un outil de diagraphie électromagnétique, dans lequel l'outil de diagraphie électromagnétique comprend : au moins un récepteur ; et au moins un émetteur ; 5 un moyen de transport, dans lequel le moyen de transport est fixé à l'outil de diagraphie électromagnétique ; et un système de traitement d'informations, dans lequel le système de traitement d'informations est conçu pour recevoir une mesure électromagnétique provenant de l'outil de diagraphie électromagnétique, produire une diagraphie électromagnétique à partir de la mesure 10 électromagnétique, dans lequel la diagraphie électromagnétique comprenant au moins un canal, et localiser une position d'une masse-tige dans la diagraphie électromagnétique avec une signature de masse-tige. 7. Système de mesure de puits selon la revendication 6, dans lequel la mesure électromagnétique est effectuée par l'outil de diagraphie électromagnétique dans lequel l'outil de 15 diagraphie électromagnétique est un outil d'induction qui fonctionne avec une excitation d'onde entretenue d'au moins une fréquence. 8. Système de mesure de puits selon les revendications 6 ou 7, dans lequel la mesure électromagnétique est effectuée par l'outil de diagraphie électromagnétique dans lequel l'outil de diagraphie électromagnétique est un outil d'induction qui fonctionne avec une excitation d'impulsion 20 dans le domaine temporel. 9. Système de mesure de puits selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la diagraphie électromagnétique est une courbe brute comprenant une tension provenant de l'au moins un canal. 10. Système de mesure de puits selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans 25 lequel la diagraphie électromagnétique est traitée et comprend une épaisseur d'une colonne de tubage ou d'un train de tiges. 11. Système de mesure de puits selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la signature de masse-tige est obtenue par une modélisation synthétique d'une géométrie de masse-tige. 30 12. Système de mesure de puits selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la signature de masse-tige est obtenue à partir de la diagraphie électromagnétique. 3065253 26 13. Système de mesure de puits selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel une pluralité de masses-tiges est localisée à partir d'une pluralité de signatures de masse-tige. 14. Système de mesure de puits selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel une position de masse-tige est déterminée par une corrélation, une covariance ou une 5 inadaptation entre une signature de masse-tige et la diagraphie électromagnétique. 15. Système de mesure de puits selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le système de traitement d'informations est en outre conçu pour exécuter un processus d'automatisation comprenant l'identification de réponses de masse-tige, la sélection d'une réponse de canal, l'évaluation d'une fonction de comparaison et l'identification d'une position de masses-tiges à 10 partir d'une fonction de comparaison, et/ou dans lequel l'identification de positions de masses-tiges est effectuée par un algorithme qui utilise une corrélation, une covariance ou une inadaptation entre la signature de masse-tige et la diagraphie électromagnétique, et, éventuellement, dans lequel l'identification de réponses de masse-tige est effectuée par une inspection de la 15 diagraphie électromagnétique, et/ou une simulation numérique d'une géométrie de masse-tige.