FR 3061508 A1 20180706 FR 1761277 A 20171128 1 OUTIL DE DENSITÉ SPECTRALE ROTATIF POUR UN EXAMEN DERRIÈRE DES TUYAUX CONTEXTE [0001] Dans le secteur du pétrole et du gaz, après avoir foré un puits, il est courant de tuber le puits de forage avec une ou plusieurs colonnes de tuyaux appelées dans le secteur « tubages », et de fixer le tubage dans le puits de forage avec du ciment pompé dans l'espace annulaire du puits de forage défini entre le tubage et la paroi du puits de forage. Dans certains cas, deux ou plusieurs colonnes de tubages sont positionnés de manière concentrique dans le puits de forage et le ciment est pompé entre les tubages et l'espace annulaire du puits de forage pour fixer les tubages dans le puits de forage. [0002] Une bonne caractérisation de l'adhésivité du ciment entre le tubage et le puits de forage, ainsi que la localisation et la distribution d'autres catégories de matières de fond et leur caractérisation, sont essentielles et particulièrement critiques dans le cas d'opérations de bouchage et d'abandon. Par exemple, la caractérisation précise des matières ou des substances disposées dans l'espace annulaire, et la détermination de leurs distributions azimutales et en profondeur à travers le puits de forage peuvent aider un opérateur à déterminer un emplacement préféré pour couper le tubage afin que des parties supérieures du tubage puissent être retirées du puits de forage. En particulier, la détermination de l'emplacement azimutal et en profondeur de matières particulières présentes dans l'espace annulaire peut aider à déterminer où le tubage est relativement « libre » ou offre peu de résistance à l'extraction (retrait) depuis le puits après avoir été coupé. Il est également souhaitable d'estimer les forces requises pour extraire le tubage coupé lorsque des parties du tubage sont recouvertes entièrement ou en partie par des matières solides et / ou des matières gélifiées qui augmentent le frottement existant entre le tubage et les 3061508 2 matières dans l'espace annulaire. En outre, il est souhaitable d'estimer la présence de gaz et / ou de fluides plus légers qui peuvent présenter un risque ou un danger pour les opérations réalisées pendant les interventions d'intervention sur le puits et d'abandon. [0003] Les méthodes passées comprenaient l'utilisation de données acquises à partir d'outils de diagraphie d'adhésivité du ciment, tels que des outils de diagraphie omnidirectionnels ou sectorisés / segmentés, des outils de mesure par ultrasons et des outils de diagraphie de densité spectrale montés sur tampon. A l'instar des outils de diagraphie d'adhésivité du ciment sectorisés / segmentés, les outils de diagraphie de densité spectrale montés sur tampon acquièrent des données uniquement à partir d'un secteur du puits de forage et n'acquièrent pas de données à partir de l'ensemble de la circonférence du puits de forage. En outre, dans les puits de forage déviés, les outils de diagraphie de densité spectrale montés sur tampon ne peuvent acquérir des données qu'à partir du côté inférieur du puits de forage, dans la mesure où le tampon de mesure alourdi peut devenir orienté vers le bas en raison de la gravité. Il est donc difficile de déterminer avec précision la présence de certaines substances, telles que les solides de fluide de forage durci (« boue »), dans l'espace annulaire du puits de forage et entre les tubages, et ainsi différencier ces substances du ciment présent dans l'espace annulaire du puits de forage et entre les tubages. [0004] Sur une période d'années allant de la complétion initiale du puits jusqu'au moment de l'abandon du puits, les fluides de forage laissés en place dans l'espace annulaire du puits de forage se détériorent et précipitent les matières alourdissantes suspendues, qui s'accumulent souvent entre les couches de tubage concentriques ou se chevauchant. Ces solides peuvent agir comme un liant qui rend plus difficile l'extraction du tubage coupé au-dessus d'une profondeur de coupe. 3061508 3 [0005] En s'appuyant sur les mesures de densité acoustique et spectrale héritées, l'identification de ces solides est souvent partiellement inexacte. Ceci est dû au fait que les relevés de capteurs acoustiques pour de tels solides ne fournissent pas un, contraste significatif avec les matières adjacentes présentes dans l'espace annulaire du puits de forage à un niveau approprié suffisant à des fins d'identification. Cela entraîne souvent la détermination incorrecte du caractère des matières dans l'espace annulaire et, par conséquent, une erreur de calcul des forces de coupe optimales ou réalisables requises pour extraire le tubage. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS [0006] Les figures suivantes sont incluses pour illustrer certains aspects de la présente invention, et ne doivent pas être considérés comme des modes de réalisation exclusifs. L'objet décrit peut être sujet à des modifications, transformations, combinaison et équivalents considérables au niveau de la forme et de la fonction, sans s'écarter du champ d'application de la présente invention. [0007] La figure 1 est un diagramme schématique d'un exemple de système de diagraphie de puits de forage qui peut utiliser les principes de la présente invention. [0008] La figure 2 représente une vue agrandie d'un exemple de mode de réalisation de la chaîne d'outils de la figure 1. [0009] Les figures 3A et 3B sont des vues latérales schématiques d'un exemple de modes de réalisation de l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle et de l'outil de neutrons à double écartement, respectivement, de la figure 2. [0010] La figure 4A est un exemple de tracé transversal bidimensionnel (2-D) représentant un rapport de densité RATDE (taux de comptage de fenêtre de densité étalonnée de lointain à proche) et un rapport de lithologie RATLI (taux de comptage de fenêtre de lithologie étalonnée de lointain à 3061508 4 proche) pour les réponses obtenues par un outil de diagraphie de densité spectrale monté sur tampon. [0011] La figure 4B est un tracé transversal tridimensionnel (3-D) correspondant au tracé transversal 2-D de la figure 4A. DESCRIPTION DÉTAILLÉE [0012] Les modes de réalisation décrits sont destinés à des outils de fond de puits et à des procédés d'utilisation de ceux-ci pour des opérations améliorées d'intervention sur des puits de forage pour le secteur du pétrole et du gaz et, plus particulièrement, à des outils de diagraphie de densité spectrale circonférentielle permettant de caractériser les matières disposées dans une région annulaire entourant un tubage se trouvant dans un puits de forage, et permettant ainsi un examen amélioré de l'intégrité de la liaison entre le tubage et une matière de liaison remplissant la région annulaire pour fixer le tubage dans le puits de forage. [0013] Les outils de diagraphie de densité spectrale circonférentielle permettent une description ou une caractérisation plus fiable des matières dans la région annulaire en fournissant une couverture circonférentielle complète autour du puits de forage à l'aide d'une source radioactive et de détecteurs de mesure positionnés dans un mécanisme rotatif, contrairement aux outils de diagraphie de densité spectrale montés sur tampon unidirectionnels hérités utilisés actuellement dans tout le secteur. Les outils de diagraphie de densité spectrale circonférentielle effectuent avantageusement des mesures dans toutes les directions autour de la circonférence du puits de forage pour compléter les réponses des capteurs associés et développent une cartographie circonférentielle de l'ensemble du puits de forage. Les mesures obtenues à partir des outils de diagraphie de densité spectrale circonférentielle permettent également une description de phase faisant la distinction entre composants solides, liquides, 3061508 solides de boue durcie (c'est-à-dire de la barite) et gazeux, le cas échéant. Les procédés décrits ici peuvent s'avérer avantageux en permettant une caractérisation plus précise de la région annulaire et une prédiction de la profondeur de coupe estimée à partir d'un modèle historiquement optimisé basé sur des mesures de diagraphie antérieures et un profilage de tension d'appareil de forage appliqué modélisé. Comme on le comprendra, cela peut permettre à un opérateur de puits de mieux planifier les opérations de l'appareil de forage et de gérer les dépenses et les activités de prévision. [0014] Les mesures de densité à partir des outils de densité spectrale circonférentielle sont ajoutées aux mesures acoustiques, ultrasonores et neutroniques héritées et à l'interprétation des données pour caractériser les matières disposées dans la région annulaire. Sur la base de la (des) matière(s) présente(s) dans la région annulaire, on peut déterminer la profondeur à laquelle le tubage du puits de forage peut être coupé pour l'extraction. [0015] De plus, lorsque celui-ci est utilisé dans un environnement à trou ouvert, la mesure obtenue à l'aide des outils de diagraphie spectrale circonférentielle permet de mieux évaluer la variation des propriétés de la formation rocheuse et les distributions élémentaires dans la formation. Ces mesures de trous ouverts peuvent être utilisées pour quantifier la masse volumique apparente de la formation dans les unités gramme / cc et la lithologie dans les unités barn / électron. En plus de faire pivoter les détecteurs, l'espacement (c'est-à-dire la distance annulaire) entre la source radioactive et la paroi interne du puits de forage, la séparation axiale entre les détecteurs lointains et proches de l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle, et l'espacement entre les détecteurs lointains et proches et la paroi interne du puits de forage peuvent être ajustés pour faire varier la profondeur d'étude et acquérir des données supplémentaires sur le puits de forage. En conséquence, l'identification des caractéristiques 3061508 6 de formation, telles que les fractures, les défauts, les druses, les lits inclinés, et analogues, est possible. [0016] Tel qu'utilisé ici, le terme « région annulaire » ou des variations de celui-ci renvoie à un espace annulaire défini entre le tubage et le puits de forage ou un ou plusieurs espaces annulaires définis entre un ou plusieurs tubages se chevauchant (par exemple concentriques). [0017] La figure 1 est un diagramme schématique d'un exemple de système de diagraphie de puits de forage 100 qui peut utiliser les principes de la présente invention, selon ou plusieurs modes de réalisation. Tel qu'illustré, le système de diagraphie de puits de forage 100 peut comprendre une plateforme en surface 102 positionnée à la surface terrestre et un puits de forage 104 qui se prolonge depuis la plateforme en surface 102 dans une ou plusieurs formations souterraines 106. Dans d'autres modes de réalisation, tels que dans les opérations offshore, un volume d'eau peut séparer la plateforme en surface 102 et le puits de forage 104. Le puits de forage 104 peut comporter une ou plusieurs colonnes de tubage 108 (une représentée) et fixée en place avec un liant, tel que du ciment. Dans certains modes de réalisation, des parties du puits de forage 104 peuvent avoir un seul tubage 108 fixé dans celles-ci, mais d'autres parties du puits de forage 104 peuvent comporter deux colonnes de tubage 108 ou plus qui se chevauchent mutuellement (par exemple tubages concentriques) au moins sur une courte distance et sont fixées dans le puits de forage 104 via du ciment remplissant les espaces annulaires entre les colonnes de tubage se chevauchant 108. Les tubages 108 peuvent être en acier au carbone, en acier inoxydable ou dans un autre matériau capable de supporter une variété de forces, telles que l'effondrement, l'éclatement et la rupture en traction. [0018] Un derrick 110 est soutenu par la plateforme en surface 102 et une installation de tête de puits 112 est positionnée au sommet du puits de forage 104. Un chapelet d'outils 114 (également appelée « sonde ») peut être suspendu 3061508 7 dans le puits de forage 104 sur un moyen de transport 116 tel que, mais sans s'y limiter, un câble métallique, un câble lisse, une ligne électrique, un tube spiralé, une tige de forage, un conduit de production, un tracteur de fond, ou toute combinaison de ceux-ci. [0019] Le chapelet d'outils 114 peut comprendre de multiples capteurs ou outils de diagraphie 118 utilisés pour analyser l'intégrité de liaison entre le tubage 108 et le ciment (ou un autre liant) qui lie le tubage 108 au puits de forage 104. En particulier, les outils de diagraphie 118 peuvent être configurés pour détecter la présence et la distribution circonférentielle de gaz, liquides, solides de boue durcie (c'est-à-dire de la barite), ciment ou toute combinaison des matières précédentes à toute profondeur dans le puits de forage 104 au niveau de l'interface entre le tubage 108 et le ciment. Les outils de diagraphie 118 peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, un outil de diagraphie d'adhésivité du ciment, un outil de balayage acoustique circonférentiel, un outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle et un outil de diagraphie neutronique à double écartement. L'homme de l'art comprendra facilement que les outils de diagraphie 118 peuvent être développés pour inclure d'autres capteurs connus, ou ceux développés à l'avenir avec une application appropriée, sans s'écarter du champ d'application de l'invention. [0020] Le chapelet d'outils 114 peut également comprendre un module de communication 120 comportant un dispositif de communication de liaison montante, un dispositif de communication de liaison descendante, un émetteur de données et un récepteur de données. Le moyen de transport 116 peut comprendre des conducteurs électriques pour alimenter les outils de diagraphie 118 et coupler de façon communicante les outils de diagraphie 118 à une installation de diagraphie 122 située à un emplacement en surface. Alternativement, dans d'autres modes de réalisation, les outils de diagraphie 118 peuvent être alimentés via une source d'alimentation de fond de puits, telle qu'une 3061508 8 batterie, des piles à combustible, un mécanisme de production d'électricité de fond ou analogues, inclus dans le chapelet d'outils 114. Dans d'autres modes de réalisation encore, un câble électrique peut être introduit dans le puits de forage 104 pour transmettre l'électricité aux outils de diagraphie 118. Dans le mode de réalisation illustré, l'installation de diagraphie 122 est représentée comme un camion, mais pourrait en variante être un autre type d'installation de calcul utilisée fréquemment dans la technique. L'installation de diagraphie 122 peut comprendre un module de communication en surface 124 et un ordinateur en surface 126. Le module de communication en surface 124 peut comprendre un dispositif de communication de liaison montante, un dispositif de communication de liaison descendante, un émetteur de données et un récepteur de données. L'ordinateur en surface 126 peut comprendre tout type approprié de logique de traitement et peut comprendre un affichage de diagraphie et un ou plusieurs dispositifs d'enregistrement. L'ordinateur en surface 126 comprend une logique de traitement (par exemple, un ou plusieurs processeurs) et a accès à un logiciel (par exemple, stocké sur n'importe quel support lisible par ordinateur approprié logé dans ou couplé à l'ordinateur 126) et / ou des interfaces d'entrée qui permettent à l'ordinateur 126 d'effectuer, de manière assistée ou non, un ou plusieurs des procédés et techniques décrits ici. En fonctionnement, l'installation de diagraphie 122 peut collecter des mesures à partir des outils de diagraphie 118 via les modules de communication 120, 124, et l'ordinateur en surface 126 peut contrôler, traiter, stocker et / ou visualiser les mesures recueillies par les outils de diagraphie 118. L'ordinateur 126 peut comprendre une logique de traitement (par exemple, un ou plusieurs processeurs) configurée pour exécuter une ou plusieurs séquences d'instructions ou un code de programmation stockés sur un support lisible par ordinateur non transitoire. Le processeur peut être, par exemple, un microprocesseur à usage général, un microcontrôleur, un processeur de signal numérique, 3061508 9 un circuit intégré spécifique à l'application, un réseau prédiffusé programmable par l'utilisateur, un réseau logique programmable, un contrôleur, une machine d'état, une logique commandée par porte, des composants matériels distincts, un réseau neuronal artificiel ou toute entité appropriée analogue qui peut effectuer des calculs ou d'autres manipulations de données. Les formes courantes de supports lisibles par ordinateur non transitoires peuvent inclure, par exemple, des disquettes, des disques souples, des disques durs, des bandes magnétiques, d'autres supports magnétiques analogues, des CD-ROM, des DVD, d'autres supports optiques analogues, des cartes perforées, des bandes papier et des supports physiques analogues avec des trous à motifs, des dispositifs à mémoire vive (RAM), des RAM de dispositifs à mémoire morte (ROM) et des dispositifs de mémoire à semi-conducteurs (par exemple EPROM, EEPROM, dispositifs de mémoire flash). [0021] Dans certains modes de réalisation, la logique de traitement et les supports de stockage peuvent être disposés en fond de trou dans le chapelet d'outils 114 et peuvent être utilisés soit au lieu de l'ordinateur en surface 126, soit en plus de celui-ci. Dans de tels modes de réalisation, les supports de stockage logés dans le chapelet d'outils 114 peuvent stocker des données (telles que celles obtenues à partir des opérations de diagraphie décrites ici), qui peuvent être téléchargées et traitées à l'aide de l'ordinateur en surface 126 ou d'une autre logique de traitement appropriée une fois que le chapelet d'outils 114 a été élevé à la surface. Dans certains modes de réalisation, la logique de traitement logée dans le chapelet d'outils 114 peut traiter au moins certaines des données stockées dans les supports de stockage à l'intérieur du chapelet d'outils 114 avant que le chapelet d'outils 114 ne soit élevé à la surface. [0022] La figure 2 représente une vue agrandie d'un exemple de mode de réalisation du chapelet d'outils 114 de la figure 1. Comme illustré, le chapelet d'outils 114 est 3061508 transporté sur le moyen de transport 116 dans le puits de forage 104, qui pénètre dans la formation souterraine 106 environnante et comporte le tubage 108. Une région annulaire, par exemple un espace annulaire 202, est définie entre le tubage 108 et la paroi du puits de forage 104 et peut être remplie de ciment 204 et / ou d'autres matières qui fixent ou lient le tubage 108 dans le puits de forage 104. Bien que cela ne soit pas explicitement illustré, plusieurs colonnes de tubage 108 peuvent être fixées à l'intérieur du puits de forage 104, par exemple deux colonnes de tubage 108 ou plus qui se chevauchent mutuellement ou qui sont autrement positionnées de manière concentrique. [0023] Le long de la plupart des parties du puits de forage 104, le tubage 108 peut être convenablement lié à la formation 106 par l'intermédiaire de ciment 204 ou d'autres matières qui remplissent l'interface entre le tubage 108 et la formation 106. Cependant, dans certains endroits, la liaison entre le tubage 108 et le ciment 204 (ou d'autres matières) peut être mauvaise ou peut s'affaiblir avec le temps et il est souhaitable d'analyser la matière 206 disposée dans l'espace annulaire 202 pour déterminer si la liaison entre le tubage 108 et le ciment 204 reste intacte ou non. Selon les modes de réalisation décrits, les outils de diagraphie 118 (figure 1) inclus dans le chapelet d'outils 114 peuvent être utilisés pour déterminer un équivalent de composition pour la matière 206 disposée dans l'espace annulaire 202 et ainsi déterminer des emplacements axiaux le long du puits de forage 104 où le tubage 108 peut être convenablement lié ou non au ciment 204 ou à d'autres matières. Bien que les modes de réalisation soient décrits en ce qui concerne la détermination de l'équivalent de composition pour la matière 206 disposée dans l'espace annulaire 202, les modes de réalisation ne sont pas limités à cela. Les modes de réalisation décrits s'appliquent également à la détermination de l'équivalent de composition pour une matière disposée dans l'espace annulaire entre des colonnes de tubage se 3061508 11 chevauchant, sans s'écarter du champ d'application de l'invention. [0024] Tel qu'utilisé ici, le terme « équivalent de composition » se réfère à une catégorie à laquelle la matière 206 peut être affectée et peut inclure des gaz, des liquides, des solides de boue durcie (c'est-à-dire de la barite) ou du ciment. En conséquence, même si elle est représentée dans la figure 2 séparément du ciment 204, dans certains cas, la matière 206 peut comprendre une partie du ciment 204, indiquant ainsi que la liaison entre le tubage 108 et le ciment 204 reste intacte. Si toutefois l'équivalent de composition de la matière 206 est l'un de gaz, de liquides ou de solides de boue durcie, il peut être établi que la liaison entre le tubage 108 et le ciment 204 a échoué à cet endroit. De même, des matières autres que le ciment 204 peuvent s'être accumulées dans des intervalles auparavant non isolés par le ciment 204 ou dans des parties non liées de l'espace annulaire 202. Cela peut créer des intervalles liés au-delà des parties du puits initialement cimentées. [0025] Tandis que le chapelet d'outils 114 traverse le puits de forage 104, un ou plusieurs centreurs 208 peuvent fonctionner pour centrer le chapelet d'outils 114 dans le puits de forage 104. Les centreurs 208 peuvent comprendre, par exemple, des centreurs à ressort à lames ou à ressort arqué, mais pourraient également être tout autre type de dispositif de centrage d'outils de fond. [0026] Comme mentionné ci-dessus, le chapelet d'outils 114 peut comprendre une pluralité d'outils de diagraphie 118 (figure 1, qui peut comprendre, mais sans s'y limiter, un outil de diagraphie d'adhésivité du ciment 210, un outil de balayage acoustique circonférentiel 212, et au moins deux outils nucléaires représentés en tant qu'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 et un outil neutronique à double écartement 216. Pendant le fonctionnement dans le puits de forage 104, chacun des outils de 3061508 12 diagraphie 210, 212, 214, 216 peut être configuré pour obtenir des mesures qui permettent de déterminer l'équivalent de composition pour la matière 206, qu'il s'agisse de ciment 204 ou de l'un des gaz, des liquides, des solides de boue durcie, ou de toute combinaison de ceux-ci. [0027] Comme mentionné ci-dessus, les outils de diagraphie 118 (par exemple, les outils 210, 212, 214, 216) peuvent être développés pour inclure un ou plusieurs autres outils de diagraphie comprenant des capteurs (et les sources correspondantes) afin de déterminer l'équivalent de composition pour la matière 206. Ces capteurs peuvent inclure, sans s'y limiter, des transducteurs à ultrasons comprenant un seul capteur ou un réseau de capteurs multiples, des capteurs de rayons gamma spectraux tels que des capteurs pour détecter des traceurs radioactifs, des capteurs à neutrons pulsés pour réaliser une mesure circonférentielle telle que des mesures C/O inélastique du gadolinium utilisé pour l'examen du massif de gravier, un capteur de neutrons épithermique, un capteur de densité gamma rotatif, un outil de diagraphie acoustique avancé avec de multiples capacités d'excitation (monopolaire, dipolaire, quadripolaire, multipolaire), ou des capteurs de rayons gamma de capture élémentaire ou analogues, sans s'écarter du champ d'application de l'invention. [0028] L'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment 210 peut comprendre un outil de diagraphie omnidirectionnel et sectorisé / segmenté configuré pour fournir des mesures de forme d'onde réfractée acoustique. Dans certains modes de réalisation, l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment 210 peut fonctionner comme un transducteur d'émission-réception. En particulier, l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment 210 peut comprendre un émetteur de source 218 et deux détecteurs 220a et 220b ou plus, qui peuvent être agencés dans une configuration d'émission-réception. En somme, l'émetteur source 218 peut agir comme un transducteur d'émission, et les détecteurs 220a, b peuvent agir comme des transducteurs de 3061508 13 réception proche et lointain espacés respectivement à des distances axiales proche et lointaine appropriées par rapport à l'émetteur source 218. Dans une telle configuration, l'émetteur source 218 émet des ondes sonores ou ultrasonores 222 tandis que les détecteurs proche et lointain 220a, b reçoivent des formes d'ondes réfractées acoustiques 223 après réflexion à partir du fluide dans le puits de forage 104, le tubage 108, le ciment 204 (ou autres contenus annulaires), et la formation 106 et enregistrent les formes d'ondes reçues 223 en tant que formes d'ondes dans le domaine temporel. Étant donné que la distance entre les détecteurs proche et lointain 220a, b est connue, les différences entre les formes d'ondes réfractées 223 reçues au niveau de chaque détecteur 220a, b fournissent des informations concernant l'atténuation qui peuvent être corrélées avec la matière 206 dans l'espace annulaire 202, et permettent une profondeur d'étude circonférentielle autour du puits de forage 104. [0029] L'appariement du transducteur d'émission-réception peut avoir des fréquences, espacements et/ou orientations angulaires différents en fonction des effets environnementaux et / ou de la conception des outils. Par exemple, si l'émetteur source 218 et les détecteurs 220a et 220b opèrent dans la plage sonore, un espacement compris entre 3 et 15 pieds (0,9 et 4,5 mètres) peut être approprié. Cependant, si l'émetteur source 218 et les détecteurs 220a et 220b opèrent dans la plage ultrasonore, l'espacement peut être réduit. [0030] En plus de ou en alternative à la configuration d'émission-réception de l'émetteur source 218 et des détecteurs 220a et 220b, l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment 210 peut également comprendre un transducteur ultrasonore à écho pulsé (non représenté expressément). Le transducteur ultrasonore à écho pulsé peut, par exemple, opérer à une fréquence comprise entre 80 kHz et 800 kHz. La fréquence optimale du transducteur est fonction de la taille, du poids, de l'environnement boueux du tubage 108 et d'autres conditions. Le 3061508 14 transducteur ultrasonore à écho pulsé transmet des ondes, reçoit les mêmes ondes après qu'elles ont été réfléchies par le tubage 108, les matières dans l'espace annulaire 202 et la formation 106, et enregistre les ondes en tant que formes d'ondes dans le domaine du temps. [0031] Les formes d'ondes sonores, ultrasonores écho pulsé et d'émission-réception ont été utilisées historiquement pour évaluer l'espace annulaire 202 concernant la présence de ciment 204 (une gaine en ciment) ou l'absence de celui-ci. Les formes d'ondes sonores 222 utilisent l'amplitude de la première arrivée, l'atténuation des formes d'ondes réfractées 223 à l'aide de plusieurs détecteurs proches et lointains 220a, b et une forme d'onde enregistrée pour déterminer la quantité de ciment 204. Les formes d'ondes ultrasonores à écho pulsé et d'émission-réception sont traitées à l'aide de divers procédés pour déterminer l'impédance des matières dans l'espace annulaire 202, et l'examen des données d'impédance peut être utilisé pour aider à déterminer la distribution et l'équivalent de composition de la matière 206 sur la surface extérieure circonférentielle du tubage 108 dans l'espace annulaire 202. On comprendra toutefois que l'évaluation de la matière 206 peut ne pas être limitée aux procédés décrits ci-dessus, mais peut également inclure d'autres techniques exclusives basées sur la conception et la méthodologie des outils. [0032] Les formes d'ondes sonores, ultrasonores à écho pulsé et d'émission-réception standard peuvent être traitées en se référant aux pics et aux creux des formes d'ondes pour aider à caractériser la matière 206 dans l'espace annulaire 202. Un tel traitement et une telle analyse peuvent être réalisés à l'aide de techniques telles que Peak Analysis for Cernent Evaluation (PACE) et PACE pour les outils de liaison radiale segmentée (PACERS). Les formes d'ondes ont une signature complètement différente lorsque l'espace annulaire 202 est rempli d'un fluide (c'est-à-dire un tuyau ou tubage libre 3061508 108) ou un solide (c'est-à-dire le ciment 204) et des variations associées à d'autres matières, telles que des boues de forage et des solides de boue durcie. La signature du tuyau libre, par exemple, présente généralement des amplitudes plus élevées, un faible taux d'atténuation et une réponse de forme d'onde constante. Lorsque l'espace annulaire 202 est rempli d'une matière solide, cependant, comme le ciment 204, l'amplitude de la forme d'onde est réduite, l'atténuation de la même forme d'onde est augmentée et les formes d'ondes ne sont pas constantes. PACE et PACERS évaluent les pics et les creux de ces formes d'ondes en utilisant une méthodologie standard pour divers systèmes de mesure acoustique avec différents types de formes d'ondes. [0033] Plus précisément, cette nouvelle technique utilise les pics et les creux de la forme d'onde pour analyse et un processus dérivé est ensuite utilisé pour déterminer les pics et les creux. Les emplacements où le dérivé change de signe correspondent au pic ou au creux de cette forme d'onde, et la valeur de la forme d'onde s'appellera un pic. Cela fournit un procédé automatique de sélection des pics positifs et négatifs de la forme d'onde entière. L'étape suivante consiste à prendre la valeur absolue de chaque pic. À ce stade, il est possible de commencer à voir certaines tendances générales dans les données de chaque forme d'onde, et divers groupements ou sections apparaissent. Il est également possible d'empiler ces formes d'ondes pour mettre en évidence ces groupements. [0034] En utilisant la séquence d'étapes ci-dessus, divers motifs commencent à apparaître à la fois des sections libres et liées du puits de forage 104. Il existe au moins quatre zones distinctes (régions) ou ruptures dans la réponse de forme d'onde et peuvent être triées ou étudiées en fonction de ces ruptures. Chaque zone ou rupture peut être ajustée ou déplacée en fonction de la réponse de forme d'onde, de la taille du tubage, du poids du tubage, des propriétés du ciment et d'autres conditions environnementales du puits. 3061508 16 [0035] Il est évident que la première région correspond aux arrivées du tubage 108, tandis que la cinquième région constitue des arrivées dérivées de la formation 106. Les autres régions englobent la zone entre le tubage 108 et la formation 106 (c'est-à-dire l'espace annulaire 202). Les deuxième et quatrième régions, par exemple, semblent être respectivement influencées par le tubage 108 et la formation 106, et pourront être analysées dans le futur. La troisième région peut également être influencée par les régions environnantes, mais on ne sait pas vraiment par quel effet. Ce regroupement de régions peut être fonction des conditions environnementales et des outils, mais a été reconnu à la fois par la diagraphie d'adhésivité du ciment standard et la diagraphie d'adhésivité du ciment à liaison radiale, qui opèrent à des fréquences différentes. [0036] Une fois que les régions sont sélectionnées, la zone sous chaque forme d'onde pour chaque région est déterminée. La zone de la première région est calculée sans utiliser le premier pic positif. Ceci est dû au fait que le premier pic positif est toujours plus petit que les pics ultérieurs, et donc enlever ce pic naturellement bas permet une comparaison plus facile avec les autres zones. Ces zones sont ensuite normalisées par rapport à un tuyau 100 % libre et un code-couleur est créé pour permettre une visualisation plus facile. Ceci est quelque peu analogue à l'utilisation de l'amplitude des formes d'ondes pour déterminer la liaison, mais des pics multiples sont utilisés au lieu d'utiliser un seul cycle. [0037] L'outil de balayage acoustique circonférentiel 212 peut obtenir des mesures ultrasonores de la matière 206 en utilisant un transducteur rotatif pour émettre des impulsions acoustiques haute fréquence qui sont réfléchies par le fluide dans le puits de forage 104, le tubage 108, le ciment 204 (ou d'autres contenus annulaires) et la formation 106. Le transducteur détecte les impulsions réfléchies, et un 3061508 17 système de diagraphie associé mesure et enregistre l'amplitude d'impulsion réfléchie et le temps de déplacement bidirectionnel. Ces données peuvent être traitées pour produire des images visuelles détaillées du tubage 108, du ciment 204 (ou d'autres contenus annulaires) et au-delà. Les outils appropriés qui peuvent être utilisés en tant qu'outil de balayage acoustique circonférentiel 212 comprennent, sans s'y limiter, la gamme d'outils de balayage acoustique circonférentiel (CAST) actuellement disponible chez Halliburton Energy Services, une entreprise installée à Houston, au Texas (par exemple CAST-ITM, CAST-VTM, CAST-MTM, CAST-XRTM, FASTCASTTM, etc.). [0038] L'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 peut comprendre un type d'outil de diagraphie nucléaire. Dans certains modes de réalisation, comme illustré, l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 peut comprendre une partie rotative 221 qui peut comprendre une source radioactive et des détecteurs de mesure. Dans un exemple, la partie rotative 221 peut être une tête de balayage sur laquelle la source radioactive et les détecteurs de mesure sont montés. La partie rotative 221 est centrée dans le puits de forage 104 et donc dans le tubage 108, à l'aide des centreurs 208, et peut être pivotée pour effectuer des mesures dans le puits de forage 104. Cependant, dans d'autres exemples, la partie rotative 221 peut être un boîtier immobile et la source radioactive et les détecteurs de mesure peuvent être montés sur un ensemble rotatif compris dans la partie rotative 221. Dans de tels exemples, la partie rotative 221 peut définir une ou plusieurs « fenêtres » pour permettre au rayonnement gamma émis par la source radioactive de sortir de la partie rotative 221 et au rayonnement gamma diffusé d'être détecté par les détecteurs de mesure. [0039] L'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 peut être configuré pour ajuster la distance annulaire entre la source radioactive et la paroi interne du puits de forage 104. De plus, l'outil de diagraphie 3061508 18 de densité spectrale circonférentielle 214 peut également être configuré pour ajuster la distance annulaire entre les détecteurs de mesure et la paroi interne du puits de forage 104, et la séparation axiale entre les détecteurs de mesure. En ajustant les distances annulaires et la séparation axiale de la source radioactive et des détecteurs de mesure, la profondeur d'examen peut être modifiée pour obtenir des mesures. Bien que cela ne soit pas illustré expressément, l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 peut comprendre les instruments et l'électronique nécessaires (par exemple, moteurs, engrenages, circuits de commande, etc.) pour commander le fonctionnement de la partie rotative 221 et pour ajuster les distances annulaires et la séparation axiale entre la source radioactive et les détecteurs de mesure. Comme on le comprendra, ces variations radiales et axiales des positions de la source radioactive et des détecteurs de mesure s'adaptent à la variation de l'état du puits de forage, y compris, mais sans s'y limiter, des contenus du puits de forage (boues, saumures, fluides de production, etc.), des tailles du tubage, du matériau du tubage, de l'épaisseur du tubage, des contenus annulaires entre les tubages se chevauchant et entre le tubage et le puits de forage, et de l'espacement entre les tubages concentriques multiples et la formation. En conséquence, l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 prévoit des profondeurs d'étude multiples qui peuvent être effectuées de manière rotative pour fournir une couverture circonférentielle complète du puits de forage 104. [0040] La figure 3A représente une vue latérale schématique d'un exemple de réalisation de la partie rotative 221 de l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 tel que disposé dans le puits de forage 104. Dans un exemple, une mesure objective des matières dans l'espace annulaire 202 peut être réalisée en contrôlant la distance annulaire entre une source radioactive 304 et la paroi interne du tubage 108, en commandant une rotation de la partie 3061508 19 rotative 221 et en faisant varier la séparation axiale entre les détecteurs de densité spectrale 306a, b (expliqué ci-dessous) contenus dans la partie rotative 221. [0041] La partie rotative 221 peut contenir la source radioactive 304, un détecteur de densité spectrale proche 306a et un détecteur de densité spectrale lointain 306b espacés axialement l'un de l'autre à l'intérieur de la partie rotative 221 de sorte que le détecteur de densité spectrale proche 306a s'interpose axialement entre la source radioactive 304 et le détecteur de densité spectrale lointain 306b. Bien que la figure 3A illustre l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 comprenant une source radioactive 304 et deux détecteurs 306a, b, plus d'une source radioactive et plus de deux détecteurs peuvent être utilisés, sans s'écarter du champ d'application de l'invention. La source radioactive 304, qui peut comprendre du césium-137 (Cs-137), émet des rayons gamma 308 vers le tubage 108 (plusieurs tubages 108 peuvent être présents), le ciment 204 (ou d'autres contenus annulaires) et la formation 106 pour déterminer les taux de comptage des détecteurs proches et lointains dans différentes parties du spectre mesuré et peut ainsi dériver la masse volumique apparente et l'absorption photoélectrique des matières sur son chemin. Les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b sont configurés pour détecter le rayonnement gamma 310 rétrodiffusé à partir du tubage 108, les matières dans l'espace annulaire 202 (par exemple, la matière 206 de la figure 2), et la formation 106. Les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b peuvent être couplés à un mécanisme d'entraînement (par exemple, un système d'entraînement électromécanique 302) pour faire varier axialement les positions des détecteurs de densité spectrale proche et lointain 306a, b l'un par rapport à l'autre et / ou par rapport à la source radioactive 304. De plus, la distance annulaire entre la paroi interne du puits de forage 104 et les détecteurs de densité spectrale proche et lointain 306a, b peut également être 3061508 modifiée à l'aide du mécanisme d'entraînement 302 ou d'un autre mécanisme d'entraînement distinct (non illustré de manière explicite). Ainsi, en ce qui concerne l'axe du puits de forage de la figure 3A, les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b peuvent être mobiles dans les directions axiale et radiale. [0042] La détection du rayonnement gamma 310 peut se faire en mesurant un taux de comptage de photons en fonction de l'énergie. Tandis que les rayons gamma 308 se déplacent à partir de la source radioactive 304, ils sont atténués par les structures et les matières sur leurs chemins et atteignent les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b en tant que rayonnement gamma 310. L'atténuation est fonction des densités d'électrons ainsi que des propriétés d'absorption photoélectrique de ces structures et matières. L'analyse en temps réel du spectre d'énergie du rayonnement gamma détecté 310 peut révéler une masse volumique apparente et une absorption photoélectrique du tubage 108, des matières dans l'espace annulaire 202 (par exemple, la matière 206 de la figure 2), et de la formation 106. Les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b peuvent être étalonnés pour détecter le spectre complet de rayonnement gamma 310, mais peuvent également être étalonnés pour détecter le rayonnement gamma 310 ayant des énergies dans une fenêtre fixe prédéterminée analogue à celle des outils de diagraphie de densité existants. En raison de l'acquisition du spectre complet du rayonnement gamma 310, des techniques de traitement spectral avancées peuvent être exécutées pour fournir un résultat dans une évaluation de composition détaillée des volumes de formation en dehors du tubage 108 ou, dans le cas d'un chevauchement de tubage, des volumes de puits de forage à l'extérieur du tubage le plus à l'intérieur. Dans un mode de réalisation, l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 peut comprendre une pluralité de sources radioactives 304 et le rayonnement gamma 310 peut être mesuré avec un seul détecteur de 3061508 21 densité spectrale 306 ou un réseau de détecteurs de densité spectrale multiples 306. [0043] Comme illustré, la source radioactive 304 peut être située dans une cavité 311 définie dans la partie rotative 221 et une position de la source radioactive 304 dans la cavité 311 peut être variable. Par exemple, la source radioactive 304 peut être déplacée d'avant en arrière (indiqué par la flèche A) dans la cavité 311 à l'aide d'un mécanisme d'entraînement (non illustré). En faisant varier la position de la source radioactive 304, la distance annulaire entre la source radioactive 304 et la paroi interne du puits de forage 104 peut être modifiée. Dans certains modes de réalisation, la cavité 311 peut fonctionner comme un collimateur pour diriger les rayons gamma émis 308 dans un chemin préféré. Les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b peuvent chacun être couplés aux collimateurs respectifs 312a et 312b pour rétrécir le rayonnement gamma 310 détecté. Les collimateurs 312a, b peuvent être couplés aux détecteurs de densité spectrale proches et lointains respectifs 306a, b de sorte que les collimateurs 312a, b se déplacent également lorsque la position des détecteurs de densité spectrale proches et lointains respectifs 306a, b est modifiée. Chacun des collimateurs 312a, b est un composant optionnel de l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214. [0044] La figure 3B représente une vue latérale schématique d'un exemple de réalisation de l'outil neutronique à double écartement 216 de la figure 2 tel que disposé dans le puits de forage 104. L'outil neutronique à double écartement 216 peut également atteindre une mesure objective des matières dans l'espace annulaire 202 en contrôlant l'espacement (c'est-à-dire la distance annulaire) entre la face de l'outil neutronique à double écartement 216 et la paroi interne du tubage 108. De même que l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214, l'outil neutronique à double écartement 216 peut également comprendre un type d'outil de diagraphie 3061508 22 nucléaire. Comme illustré, l'outil neutronique à double écartement 216 peut comprendre un boîtier 314 qui contient une source radioactive 316, un détecteur de neutrons proche 318a, et un détecteur de neutrons lointain 318b espacés axialement l'un de l'autre à l'intérieur du boîtier 314 de sorte que le détecteur de neutrons proche 318a s'interpose axialement entre la source radioactive 316 et le détecteur de neutrons lointain 318b. Dans un exemple, un réseau de détecteurs de neutrons multiples peut être utilisé à la place du détecteur de neutrons proche 318a et du détecteur de neutrons lointains 318b. La source radioactive 316, telle que de l'américium-béryllium (AmBe), bombarde le tubage 108 (plusieurs tubages peuvent être présents), le ciment 204 et toutes autres matières contenues dans l'espace annulaire 202, et la formation 106 avec des neutrons rapides 320. Les neutrons rapides 320 peuvent se référer à des neutrons à éclatement de source AmBe avec une énergie de 4,6 MeV. Les collisions avec des éléments sur le chemin des neutrons rapides 320, notamment l'hydrogène, réduisent l'énergie des neutrons rapides 320 au niveau thermique, ce qui entraîne un rayonnement neutronique thermique 322. L'intensité du rayonnement neutronique thermique 322 peut être mesurée par les détecteurs de neutrons proches et lointains 318a, b [0045] La mesure obtenue par l'outil neutronique à double écartement 216 consiste en le rapport étalonné des taux de comptage entre les détecteurs de neutrons lointains et proches 318a, b (ou, le réseau de détecteurs multiples, lorsqu'il est utilisé). Le taux de comptage est lié à la teneur en hydrogène dans les matières pénétrées par les neutrons rapides 320, telles que les matières 206 (figure 2) présentes dans l'espace annulaire 202. Lorsque de l'hydrogène est associé à un volumes des vides rempli de liquide dans l'espace annulaire 202, ce rapport peut être utilisé pour déterminer la porosité, et lorsqu'il est combiné avec d'autres mesures de porosité, la 3061508 23 porosité des neutrons peut être utilisée pour détecter la présence de gaz de formation et identifier la lithologie. [0046] Dans certains modes de réalisation, la source radioactive 316 et les détecteurs de neutrons proches et lointains 318a, b (ou le réseau de détecteurs multiples, lorsqu'il est utilisé) peuvent chacun être couplés à des collimateurs 324 (représentés en tant que collimateurs 324a, 324b et 324c). Le premier collimateur 324a couplé à la source radioactive 316 dirige les neutrons rapides émis 320 dans un chemin préféré, et les deuxième et troisième collimateurs 324b, c couplés respectivement aux détecteurs de neutrons proches et lointains 318a, b, rétrécissent le rayonnement neutronique thermique 322 détecté. Chacun des collimateurs 324a-c est un composant optionnel de l'outil neutronique à double écartement 216. [0047] Les procédés et analyses présentés ici peuvent utiliser des rapports de réponse entre les nombres de rayons gamma obtenus à partir d'un détecteur lointain et le nombre de rayons gamma obtenus à partir du détecteur proche dans une fenêtre d'énergie souhaitée obtenue en utilisant l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 et l'outil neutronique à double écartement 216. Sur la base des rapports de réponse, des tracés transversaux et des présentations continues de diagraphies basées sur la profondeur peuvent être générés, et peuvent ensuite être analysés pour déterminer l'équivalent de composition pour la matière 206 (figure 2). Comme décrit ci-dessus, les équivalents de composition peuvent être des compositions ou des substances classées analogues à la matière 206 et peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, des gaz, des liquides, des solides de boue durcie, ou le ciment 204. Si l'analyse décrite ici précise que la matière 206 prend par exemple la forme de solides de boue durcie, cela peut indiquer que la matière 206 comprend un fluide de forage alourdi avec de la barite ou, en variante, un fluide de forage alourdi avec un autre agent alourdissant tel que de l'hématite, du carbonate de 3061508 24 calcium, de l'ilménite, du sable, etc. En conséquence, l'équivalent de composition n'identifie pas positivement une composition exacte de la matière 206, mais identifie plutôt la matière 206 sur la base d'un type général ou d'une catégorie de composition, par exemple comme étant de la barite ou un ciment, ou sur la base de la composition de phase, comme étant un solide, un liquide ou un gaz. [0048] Des exemples de la matière 206 qui peuvent être classés comme un équivalent de composition gazeux peuvent inclure, mais sans s'y limiter, l'air, le gaz naturel, et analogues. Des exemples de la matière 206 qui peuvent être classés comme un équivalent de composition liquide peuvent inclure, mais sans s'y limiter, l'eau, des saumures, une émulsion, le pétrole, un alcane, une oléfine, un composé organique aromatique, un alcane cyclique, une paraffine, un fluide diesel, une huile minérale, un kérosène hydrogéné désulfuré, de la boue à base d'huile, de la boue à base d'eau, et analogues. [0049] Comme on le comprendra, l'identification de l'équivalent de composition de la matière 206 peut aider un exploitant de puits à déterminer un emplacement préféré où le tubage 108 pourrait être coupé pour réduire au maximum le frottement lors d'une opération de coupe et de retrait impliquant le tubage 108. Par-dessus le ciment 204, on trouve généralement des couches de ciment, de solides de boue durcie, de liquides et de gaz. En conséquence, la profondeur de coupe est de préférence aussi proche du sommet du ciment 204 que possible afin que la longueur maximale du tubage 108 puisse être récupérée tout en réduisant aux maximum les forces de frottement provoquées par des liaisons entre le tubage 108, le ciment 204 et d'autres matières disposées derrière le tubage 108 dans l'espace annulaire 202. Les analyses et les procédés décrits ici pour identifier l'équivalent de composition de la matière 206 peuvent permettre une meilleure estimation de la profondeur 3061508 de coupe pour améliorer l'efficacité et l'efficience des opérations de coupe et de retrait. [0050] Dans certains modes de réalisation, les taux de comptage bruts pour les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b et les détecteurs de neutrons proches et lointains 318a, b peuvent être utilisés pour identifier l'équivalent de composition de la matière 206. Cependant, dans d'autres modes de réalisation, les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b et les détecteurs de neutrons proches et lointains 318a, b peuvent être étalonnés par rapport à une norme commune pour obtenir des taux de comptage étalonnés. Étant donné que chaque outil de diagraphie est légèrement différent et que chaque source radioactive présente une force différente, les outils non étalonnés se traduiront par des relevés différents provenant de chaque outil de diagraphie. En outre, l'efficacité des détecteurs peut varier d'un instrument de diagraphie à un autre. [0051] Par exemple, il existe des différences au niveau des sources radioactives 304, 316 (figures 3A-3B) utilisées dans l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 (par exemple Cs-137) et l'outil neutronique à double écartement 216 (par exemple, AmBe) tels qu'utilisés sur différentes acquisitions de diagraphies et dans des emplacements de puits individuels où ces services sont réalisés. Cependant, l'étalonnage des taux de comptage des détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b et des détecteurs de neutrons proches et lointains 318a, b offre une base de comparaison uniforme entre études et apporte un éclairage plus uniforme sur les conditions environnementales du puits de forage 104 (figures 2 et 3A-3B) et une caractérisation de la matière 206, y compris sa phase. L'étalonnage des taux de comptage rend tous les taux de détection uniformes, même si différentes sources radioactives 304, 316 peuvent être utilisées. 3061508 26 [0052] Des modes de réalisation de la présente invention peuvent utiliser des taux de comptage de détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b étalonnés ainsi que des taux de comptage de détecteurs de neutrons proches et lointains 318a, b étalonnés et des rapports de ceux-ci sous diverses formes. Cette amélioration permet une normalisation et une comparaison égale de tous les outils de diagraphie d'une conception particulière à comparer sur une base similaire, et fournit des résultats cohérents entre différentes générations d'outils de diagraphie et des forces de sources radioactives et des efficacités de détecteurs variables. De tels modes de réalisation diffèrent des procédés de mesure de densité antérieurs, qui reposaient couramment sur la masse volumique apparente standard du secteur (RHOB) basée sur les taux de comptage bruts pour les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b. De tels modes de réalisation diffèrent également des procédés de mesure neutronique antérieurs, qui reposaient couramment sur la porosité neutronique standard du secteur (NPHI) basée sur les taux de comptage bruts pour les détecteurs de neutrons proches et lointains 318a, b. En conséquence, l'utilisation de comptages étalonnés peut s'avérer avantageuse en ce que cela généralise les réponses, qui ne dépendent pas du modèle d'outil ou du perfectionnement d'outils similaires. [0053] La figure 4A est un exemple de tracé transversal bidimensionnel (2-D) 400 représentant un rapport de densité RATDE en comparaison avec un rapport de lithologie RATLI pour les réponses obtenues par un outil de diagraphie de densité spectrale monté sur tampon. Le rapport de densité RATDE est un rapport des comptages étalonnés pour un détecteur de densité spectrale proche (NDE) et un détecteur de densité spectrale lointain (FDE) de l'outil de diagraphie de densité spectrale monté sur tampon regroupés en grappes par caractéristiques de réponse photoélectrique. Le rapport de lithologie RATLI est un rapport de comptages étalonnés pour le détecteur de densité 3061508 27 spectrale proche (NLI) et un détecteur de densité spectrale lointain (FLI) regroupés en grappes par caractéristiques de réponse lithologique. L'abscisse du tracé transversal 400 fournit le rapport de lithologie RATLI = FLI / NLI sur une échelle comprise entre 0,0 et 2,0, et l'ordonnée fournit le rapport de densité RATDE = FDE / NDE également sur une échelle comprise entre 0,0 et 2,0. [0054] Le tracé transversal 400 fournit une pluralité de réponses de densité et de lithologie regroupées 402 provenant des détecteurs de densité spectrale proches et lointains avec une mise à l'échelle de rapport souhaitée de comptages lointains à proches. Les réponses 402 peuvent résulter des outils de diagraphie de densité spectrale montés sur tampon mesurant le rapport entre le poids atomique (Z) et le nombre atomique (A) obtenu à partir de la matière présente dans le puits de forage. [0055] Une base de comparaison 404 a été superposée à travers les réponses 402 et indique le rapport Z / A moyen des réponses 402. Les réponses 402 sont délimitées par une ligne d'enveloppe de données supérieure 406 et une limite de réponse de barite 408. La ligne d'enveloppe de données supérieure 406 est située en fonction d'un écart type prédéterminé. La limite de réponse de barite 408 est située en fonction de la même valeur d'écart type prédéterminé que la ligne d'enveloppe de données supérieure 406. Les réponses obtenues à partir d'une majorité de fluides de puits de forage typiques peuvent se situer entre la ligne d'enveloppe de données supérieure 406 et la limite de réponse de barite 408. Toute réponse qui peut se situer en dessous ou à droite de la limite de réponse de barite 408 peut être déterminée comme étant obtenue à partir d'une matière comprenant de la barite. [0056] Sont également illustrées une limite de phase solide-liquide 410 et une limite de phase liquide-gazeuse 412. Les réponses de densité et de lithologie 402 situées au- dessous de la limite de phase solide-liquide 410 indiquent que 3061508 28 les réponses 402 sont obtenues à partir d'une matière solide (par exemple, du ciment) 206 dans l'espace annulaire 202. Les réponses de densité et de lithologie 402 situées entre la limite de phase solide-liquide 410 et la limite de phase liquide-gazeuse 412 indiquent que les réponses 402 sont obtenues partir d'un liquide (par exemple, des liquides plus lourds tels que la boue et l'eau). Les réponses de densité et de lithologie 402 situées au-dessus (ou à droite) de la limite de phase liquide-gazeuse 412 indiquent que les réponses 402 sont obtenues à partir d'une matière gazeuse 206 dans l'espace annulaire 202. Comme on le voit sur la figure 4A, il n'y a pas d'indication de la présence de barite ou de gaz dans le tracé transversal 400 car il n'y a pas de réponse située à droite de la limite de (indiquant la présence de gaz) et au-réponse de barite 408 (indiquant la phase liquide-gazeuse 412 dessous de la limite de présence de barite). [0057] Les réponses obtenues par le détecteur de densité spectrale proche proviennent généralement de la région du puits de forage 104 (figures 2 et 3A) dominée par des liquides. En conséquence, les procédés d'évaluation peuvent utiliser les réponses obtenues par le détecteur de densité spectrale proche comme indicateur de réponse du fluide de forage dans les efforts d'interprétation. Par ailleurs, les réponses obtenues par le détecteur de densité spectrale lointain peuvent s'étendre plus profondément à travers le tubage 108 et l'espace occupé par l'espace annulaire 202, ainsi que certains effets émanant de la formation 106. [0058] Comme mentionné ci-dessus, les mesures réalisées à partir de l'outil de diagraphie de densité spectrale monté sur tampon existant sont acquises uniquement à partir d'un secteur du puits de forage et l'outil de diagraphie de densité spectrale monté sur tampon ne peut pas acquérir de données à partir de l'ensemble de la circonférence du puits de forage. À l'inverse, l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 (figure 2), selon un ou plusieurs modes de 3061508 29 réalisation décrits ici, peut acquérir des données à partir de l'ensemble de la circonférence du puits de forage. Les mesures obtenues par l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 peuvent être identiques ou analogues aux mesures telles qu'acquises par l'outil de diagraphie de densité spectrale monté sur tampon existant. Cependant, étant donné que l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 mesure l'ensemble de la circonférence du puits de forage 104, les mesures prises à un emplacement dans le puits de forage 104 indiquent l'équivalent de composition des matières 206 (figure 2) dans l'ensemble de la circonférence du puits de forage 104 à cet endroit et pas seulement dans un secteur du puits de forage. [0059] Dans certains modes de réalisation, les rapports de réponse obtenus à partir de l'outil neutronique à double écartement 216 peuvent également être utilisés pour aider à déterminer et autrement affiner l'équivalent de composition de la matière 206. En particulier, un rapport (RATN) entre les taux de comptage (FDSN) de détecteurs de neutrons lointains étalonnés 318b et les taux de comptage (NDSN) de détecteurs de neutrons proches étalonnés 318a (figure 3B) peut être utilisé pour déterminer un indice d'hydrogène relatif pour l'environnement du puits de forage 104. [0060] Le rapport de neutrons RATN obtenu lors de l'exécution d'une opération de diagraphie dans la direction du fond du trou (le chapelet d'outils 114 étant dirigé vers le pied du puits) peut être représenté graphiquement sur le tracé 400 selon une échelle avec un code couleur / nuancier 414. La couleur ou le nuancé des réponses 402 peut indiquer la teneur en hydrogène de la matière détectée. Les compositions ayant une teneur en hydrogène plus élevée, par exemple de la boue, auront un RATN plus bas sur l'échelle de l'index de couleurs / nuances 414, tandis qu'une teneur en hydrogène plus faible correspondra à un RATN plus élevé sur l'échelle de l'index de couleurs / nuances 414. Le ciment et le gaz, par exemple, présentent un faible indice d'hydrogène, tandis que les boues et saumures de 3061508 forage présentent généralement de grandes quantités d'hydrogène. En conséquence, il peut exister une corrélation visible entre l'indice d'hydrogène et l'équivalent de composition de la matière 206 (figure 2), telle que sa phase, et la couleur ou le nuancé des réponses 402 peut constituer l'indicateur visuel sur le tracé 400. En conséquence, l'utilisation de comptages étalonnés pour les réponses généralisées pour différents modèles d'outils peut s'avérer avantageuse en ce qu'elle fournit des réponses plus cohérentes. [0061] La figure 4B est un tracé transversal tridimensionnel (3-D) 450 correspondant au tracé transversal 2-D 400 de la figure 4A. Pour des raisons de clarté d'illustration, les lignes 404, 406, 408 et 412 ne sont pas illustrées dans la figure 4B. Dans la figure 4A, étant donné que le tracé transversal 400 représente les réponses de densité et de lithologie 402 en 2-D, certaines des réponses 402 qui ne sont pas visibles (par exemple, en raison d'un chevauchement) dans le tracé transversal 400 peuvent être visibles dans le tracé transversal 3-D 450. Par exemple, le tracé transversal 3-D 450 peut représenter de manière visible les réponses de couleurs plus sombres 402 (haut de l'échelle 414) indiquant un rapport de neutrons RATN relativement plus élevé qui est caractéristique de la présence de solides. Le tracé transversal 3-D 450 représente plus clairement la variation des données d'un solide à un liquide pur. [0062] Les analystes de diagraphies utilisant les procédés d'interprétation et de modélisation décrits présentement peuvent être en mesure de générer et évaluer les résultats avant que le chapelet d'outils 114 (figures 1 et 2) soit renvoyé à la surface. Les procédés décrits présentement permettent de réaliser une distinction entre le ciment, la barite (et les matériaux alourdissants de fluide de forage minéral lourd analogues), les solides durcis, les gaz et la boue de forage à partir desquels il existe parfois une séparation des solides précipités, que les procédés antérieurs s'appuyant sur 3061508 31 une mesure acoustique et ultrasonore seule ne pouvaient pas identifier précisément. La mesure circonférentielle complète obtenue à l'aide de l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 (figure 2) est analogue aux mesures fournies par l'outil neutronique à double écartement 216 (figure 2) et l'outil de balayage acoustique circonférentiel 212 (figure 2). En conséquence, les mesures obtenues par l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214, l'outil neutronique à double écartement 216 et l'outil de balayage acoustique circonférentiel 212 sont obtenues à partir de l'ensemble de la circonférence du puits de forage 104, et il est donc relativement plus facile d'interpréter ces mesures. De plus, en faisant varier la séparation axiale entre les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b, la distance annulaire entre la source radioactive 304 et la paroi interne du tubage 108 et la distance annulaire entre les détecteurs de densité spectrale proches et lointains 306a, b, et la paroi interne du tubage 108 optimise les mesures de densité pour divers environnements de diagraphie. [0063] Dans certains modes de réalisation, un produit de réponse de la technique d'examen derrière des tuyaux (BPET) ou « livrable » peut être généré et dérivé autrement des diverses réponses des outils de diagraphie interprétées ici. La livrable BPET, par exemple, peut être calculée et générée à l'aide de l'ordinateur en surface 126 (figure 1) de l'installation de diagraphie 122 (figure 1), ou avec tout autre dispositif ou installation de calcul ayant accès aux réponses des outils de diagraphie. Les résultats de BPET peuvent être affichés (par exemple, en tant qu'images bidimensionnelles ou tridimensionnelles) sur une interface utilisateur graphique ou tout autre format capable d'afficher ou de fournir les résultats à prendre en compte. Dans certains modes de réalisation, la livrable BPET peut inclure et afficher graphiquement les résultats d'évaluation obtenus à partir de tout ou partie de l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment 210, de l'outil de 3061508 32 balayage acoustique circonférentiel 212, de l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214, de l'outil neutronique à double écartement 216 et de tout autre outil (ou capteur) inclus dans le chapelet d'outils 114 (figure 2). [0064] Dans certains modes de réalisation, lorsqu'un ou plusieurs autres types d'outils de diagraphie (voir ci-dessus) sont inclus dans le chapelet d'outils 114, la livrable BPET peut inclure et afficher graphiquement les résultats d'évaluation obtenus à partir de tout ou partie de ces autres outils de diagraphie en combinaison avec les résultats d'examen obtenus à partir de tout ou partie de l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment 210, l'outil de balayage acoustique circonférentiel 212, l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214 et l'outil neutronique à double écartement 216. Dans au moins un mode de réalisation, la livrable BPET peut en outre inclure une diagraphie composite dérivée des mesures obtenues à partir de l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment 210, l'outil de balayage acoustique circonférentiel 212, l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle 214, l'outil neutronique à double écartement 216, et tout autre outil (ou capteur) inclus dans le chapelet d'outils 114. La diagraphie composite peut indiquer collectivement les mesures obtenues à partir des outils de diagraphie inclus dans le chapelet d'outils 114, par opposition à une diagraphie unique qui indique les mesures à partir d'un seul outil de diagraphie. La livrable BPET peut également inclure des points saillants d'interprétation qui identifient les intervalles d'intérêt, les résultats historiques et les recommandations possibles ayant cours, telles que les endroits préférés pour couper le tubage 108 en vue d'une opération de coupe et de retrait. Dans certains modes de réalisation, la livrable BPET peut également inclure une légende d'interprétation et d'examen fournissant des recommandations et des solutions d'exploitation de l'appareil de forage. 3061508 33 [0065] Les exemples décrits ici comprennent : [0066] A. Un procédé qui comprend l'introduction d'un chapelet d'outils dans un puits de forage comportant au moins en partie un tubage et ayant une matière disposée dans une région annulaire entourant le tubage, dans lequel le chapelet d'outils comprend une pluralité d'outils de diagraphie comprenant un outil de diagraphie d'adhésivité du ciment, un outil de balayage acoustique circonférentiel, un outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle et un outil de diagraphie neutronique à double écartement ; l'obtention de mesures de forme d'onde réfractée acoustique de la matière à l'aide de l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment ; l'obtention de mesures ultrasonores de la matière à l'aide de l'outil de balayage acoustique circonférentiel ; l'obtention de mesures de rayonnement gamma diffusées à partir de la matière à l'aide de l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle, les mesures de rayonnement gamma étant obtenues en émettant un rayonnement gamma à partir d'une première source radioactive positionnée dans une partie rotative de l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle tout en faisant pivoter la partie rotative et en détectant le rayonnement gamma diffusé par la matière à l'aide d'un détecteur de densité spectrale proche et d'un détecteur de densité spectrale lointain positionné dans la partie rotative ; l'obtention de mesures de rayonnement neutronique thermique diffusées à partir de la matière à l'aide de l'outil de diagraphie neutronique à double écartement ayant une seconde source radioactive, un détecteur de neutrons proche et un détecteur de neutrons lointain ; la collecte des mesures obtenues grâce à la pluralité d'outils de diagraphie avec un ordinateur ; et la génération avec l'ordinateur d'une livrable qui comprend un ou plusieurs tracés transversaux qui identifient un équivalent de composition de la matière dans une circonférence complète du puits de forage. 3061508 34 [0067] B. Un système de diagraphie de puits de forage qui comprend un chapelet d'outils pouvant s'étendre dans un puits de forage comportant au moins en partie un tubage et ayant une matière disposée dans une région annulaire entourant le tubage, dans lequel le chapelet d'outils comprend une pluralité d'outils de diagraphie comprenant un outil de diagraphie d'adhésivité du ciment qui obtient des mesures de forme d'onde réfractée acoustique de la matière ; un outil de balayage acoustique circonférentiel qui obtient des mesures ultrasonores de la matière ; un outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle ayant une partie rotative comprenant une première source radioactive, un détecteur de densité spectrale proche, et un détecteur de densité spectrale lointain positionné dans celui-ci, dans lequel l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle obtient des mesures de rayonnement gamma en émettant un rayonnement gamma à partir de la première source radioactive tout en faisant pivoter la partie rotative et en détectant le rayonnement gamma qui est diffusé par la matière à l'aide des détecteurs de densité spectrale proche et lointain ; et un outil de diagraphie neutronique à double écartement ayant une seconde source radioactive, un détecteur de neutrons proche et un détecteur de neutrons lointain, dans lequel les détecteurs de neutrons proche et lointain obtiennent des mesures de rayonnement neutronique thermique diffusées à partir de la matière ; un ordinateur couplé de façon communicante à la pluralité d'outils de diagraphie et comprenant un support lisible par ordinateur non transitoire pouvant être lu par un processeur et stockant des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, font en sorte que l'ordinateur obtienne les mesures à partir de la pluralité d'outils de diagraphie ; et une livrable générée par l'ordinateur et comprenant un ou plusieurs tracés transversaux qui identifient un équivalent de composition de la matière dans une circonférence complète du puits de forage. 3061508 [0068] Chacun des exemples A et B peut compter un ou plusieurs des éléments supplémentaires suivants, selon une combinaison quelconque : Élément 1 : comprenant en outre l'optimisation d'une séparation axiale entre les détecteurs de densité spectrale proches et lointains. Élément 2 : comprenant en outre l'optimisation d'une distance annulaire entre la première source radioactive et une paroi interne du tubage. Élément 3 : comprenant en outre l'optimisation d'une distance annulaire entre une paroi interne du tubage et l'un du détecteur de densité spectrale proche et du détecteur de densité spectrale lointain, ou les deux. Élément 4 : dans lequel la région annulaire est un espace annulaire défini entre le tubage et le puits de forage. Élément 5 : dans lequel le tubage comprend deux colonnes de tubage ou plus qui se chevauchent mutuellement ou sont positionnées de manière concentrique, et la région annulaire est un espace annulaire défini entre deux des deux colonnes de tubage ou plus. Élément 6 : dans lequel les un ou plusieurs tracés transversaux représentent : des réponses basées sur un rapport de densité de taux de comptage basés sur une réponse de densité par opposition à un rapport de lithologie de taux de comptage basés sur une réponse de lithologie ainsi que d'autres parties de spectres de densité mesurés et leurs rapports ; et une échelle d'indice d'hydrogène codée des réponses basée sur un rapport entre les taux de comptage du détecteur de neutrons lointain et du détecteur de neutrons proche. Élément 7 : détermination d'un emplacement pour couper le tubage en fonction de l'équivalent de composition de la matière identifié à partir d'un ou plusieurs tracés transversaux ; et réalisation d'une opération de coupe et de retrait pour enlever le tubage du puits de forage. Élément 8 : comprenant en outre : étalonnage des taux de comptage des détecteurs de densité spectrale proches et lointains et des détecteurs de neutrons proches et lointains par rapport à une norme commune pour obtenir des taux de comptage étalonnés ; et utilisation des taux de comptage étalonnés pour tracer des 3061508 36 réponses sur les un ou plusieurs tracés transversaux. Élément 9 : dans lequel la livrable comprend en outre une diagraphie composite dérivée des mesures obtenues à partir de l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment, l'outil de balayage acoustique circonférentiel, l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle et l'outil de diagraphie neutronique à double écartement. Élément 10 : comprenant en outre le traitement des mesures de forme d'onde réfractée acoustique en se référant aux pics et aux creux des formes d'ondes obtenus grâce à l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment. Élément 11 : comprenant en outre la détermination d'une phase de la matière sur la base des rapports de densité et de lithologie ainsi que des autres parties mesurées de spectres de densité et leurs rapports associés. [0069] Élément 12 : dans lequel l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle fait varier une séparation axiale entre les détecteurs de densité spectrale proches et lointains. Élément 13 : dans lequel l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle fait varier une distance annulaire entre la première source radioactive et une paroi interne du tubage. Élément 14 : dans lequel l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle fait varier une distance annulaire entre une paroi interne du tubage et l'un du détecteur de densité spectrale proche et du détecteur de densité spectrale lointain, ou les deux. Élément 15 : dans lequel les un ou plusieurs tracés transversaux représentent : des réponses basées sur un rapport de densité de taux de comptage pour les détecteurs de densité spectrale proches et lointains basés sur une réponse de densité par opposition à un rapport de lithologie de taux de comptage pour les détecteurs de densité spectrale proches et lointains basés sur une réponse de lithologie ainsi que d'autres parties de spectres de densité mesurés ; et une échelle d'indice d'hydrogène codée des réponses basée sur un rapport entre les taux de comptage du détecteur de neutrons lointain et du détecteur de neutrons proche. Élément 3061508 37 16 : dans lequel l'ordinateur est un ordinateur en surface disposé à un emplacement en surface et le chapelet d'outils est couplé de façon communicante à l'ordinateur en surface par l'intermédiaire d'un câble qui transporte le chapelet d'outils dans le puits de forage. Élément 17 : dans lequel l'équivalent de composition de la matière comprend l'un d'un gaz, d'un liquide, d'un solide de boue durcie et du ciment. Élément 18 : dans lequel les taux de comptage des détecteurs de densité spectrale proches et lointains et des détecteurs de neutrons proches et lointains sont étalonnés par rapport à une norme commune pour obtenir des taux de comptage étalonnés. Élément 19 : dans lequel la livrable comprend en outre une diagraphie composite dérivée des mesures obtenues à partir de l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment, l'outil de balayage acoustique circonférentiel, l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle et l'outil neutronique à double écartement. [0070] Par conséquent, les systèmes et procédés décrits sont bien adaptés pour atteindre les objectifs et obtenir les avantages mentionnés ainsi que ceux qui y sont inhérents. Les modes de réalisation particuliers décrits ci- dessus sont donnés à des fins d'illustration uniquement, dans la mesure où les enseignements de la présente invention peuvent être modifiés et mis en pratique de manières différentes mais équivalentes, évidentes pour l'homme de l'art qui tire parti des enseignements de la présente invention. En outre, aucune limitation ne se rapporte aux détails de construction ou de conception présentés ici, autre que celles décrites dans les revendications ci-dessous. Il est donc évident que les modes de réalisation illustratifs particuliers décrits ci-dessus peuvent être changés, combinés ou modifiés et toutes ces variations sont considérées comme faisant partie du champ d'application de la présente invention. Les systèmes et procédés décrits ici de manière illustrative peuvent être mis en pratique de manière appropriée en l'absence de tout élément qui n'est pas 3061508 38 spécifiquement décrit ici et / ou tout élément optionnel décrit ici. Alors 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 « se composer essentiellement » ou « se composer » des divers composants et étapes. Tous les nombres et les plages décrits ci-dessus peuvent varier dans une certaine mesure. Chaque fois qu'une plage numérique avec une limite inférieure et une limite supérieure est décrite, tout nombre et toute plage incluse dans cette fourchette sont décrits de manière spécifique. En particulier, toute plage de valeurs (sous 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 ici doit être comprise comme énonçant tous les nombres et toutes les fourchettes englobés dans la plage de valeurs plus large. De même, les termes dans les revendications ont leur sens ordinaire, à moins qu'ils soient définis autrement de manière explicite et claire par le titulaire du brevet. De plus, les articles indéfinis « un » ou « une », tels qu'utilisés dans les revendications, sont définis ici comme désignant un ou plusieurs des éléments qu'ils introduisent. En cas de conflit concernant 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 ici par renvoi, les définitions conformes à la présente description doivent être adoptées. [0071] Telle qu'utilisée ici, l'expression « au moins l'un de » précédant une série d'éléments, avec les termes « et » ou « ou » pour séparer l'un des éléments, modifie la liste dans son ensemble, plutôt que chaque partie de la liste (c'est-à-dire chaque élément). L'expression « au moins un de » a un sens qui comprend au moins un de l'un quelconque des éléments, et / ou au moins un de toute combinaison des éléments et / ou au moins un de chacun des éléments. À titre d'exemple, les expressions « au moins l'un de A, B et C » ou « au moins 3061508 39 l'un de A, B ou C » désignent chacune uniquement A, uniquement B, ou uniquement C ; toute combinaison de A, B et C ; et / ou au moins un de chacun de A, B et C. 1 REVENDICATIONS1. Procédé, comprenant : l'introduction d'un chapelet d'outils dans un puits de forage comportant au moins en partie un tubage et ayant une matière disposée dans une région annulaire entourant le tubage, dans lequel le chapelet d'outils comprend une pluralité d'outils de diagraphie comprenant un outil de diagraphie d'adhésivité du ciment, un outil de balayage acoustique circonférentiel, un outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle et un outil de diagraphie neutronique à double écartement ; l'obtention de mesures de forme d'onde réfractée acoustique de la matière à l'aide de l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment ; l'obtention de mesures ultrasonores de la matière à l'aide de l'outil de balayage acoustique circonférentiel ; l'obtention de mesures de rayonnement gamma diffusées à partir de la matière à l'aide de l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle, les mesures de rayonnement gamma étant obtenues en émettant un rayonnement gamma à partir d'une première source radioactive positionnée dans une partie rotative de l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle tout en faisant pivoter la partie rotative et en détectant le rayonnement gamma diffusé par la matière à l'aide d'un détecteur de densité spectrale proche et d'un détecteur de densité spectrale lointain positionné dans la partie rotative ; l'obtention de mesures de rayonnement neutronique thermique diffusées à partir de la matière à l'aide de l'outil de diagraphie neutronique à double écartement ayant une seconde source radioactive, un détecteur de neutrons proche et un détecteur de neutrons lointain ; la collecte des mesures obtenues grâce à la pluralité d'outils de diagraphie avec un ordinateur ; et la génération avec l'ordinateur d'une livrable qui comprend un ou plusieurs tracés transversaux qui identifient un équivalent de composition de la matière dans une circonférence complète du puits de forage. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre un ou plusieurs éléments parmi l'optimisation d'une séparation axiale entre les détecteurs de densité spectrale proches et lointains, 2 3061508 l'optimisation d'une distance annulaire entre la première source radioactive et une paroi interne du tubage, et l'optimisation d'une distance annulaire entre une paroi interne du tubage et l'un du détecteur de densité spectrale proche et du détecteur de densité spectrale lointain, ou les deux. 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les un ou plusieurs tracés transversaux représentent : des réponses basées sur un rapport de densité de taux de comptage basés sur une réponse de densité par opposition à un rapport de lithologie de taux de comptage basés sur une réponse de lithologie ainsi que d'autres parties de spectres de densité mesurés et leurs rapports ; et une échelle d'indice d'hydrogène codée des réponses basée sur un rapport entre les taux de comptage du détecteur de neutrons lointain et du détecteur de neutrons proche. 4. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : la détermination d'un emplacement pour couper le tubage en fonction de l'équivalent de composition de la matière identifié à partir d'un ou plusieurs tracés transversaux ; et la réalisation d'une opération de coupe et de retrait pour enlever le tubage du puits de forage. 5. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : l'étalonnage des- taux de comptage des détecteurs de densité spectrale proches et lointains et des détecteurs de neutrons proches et lointains par rapport à une norme commune pour obtenir des taux de comptage étalonnés ; et l'utilisation des taux de comptage étalonnés pour tracer des réponses sur les un ou plusieurs tracés transversaux. 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la livrable comprend en outre une diagraphie composite dérivée des mesures obtenues à partir de l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment, l'outil de balayage acoustique circonférentiel, l'outil de diagraphie de densité spectrale circontérentielle et l'outil neutronique à double écartement. 3 3061508 7. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre le traitement des mesures de forme d'onde réfractée acoustique en se référant aux pics et aux creux des formes d'ondes obtenus grâce à l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment. 8. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre la détermination d'une phase de la matière sur la base des rapports de densité et de lithologie ainsi que des autres parties mesurées de spectres de densité et leurs rapports associés. 9. Système de diagraphie de puits de forage, comprenant : un chapelet d'outils pouvant s'étendre dans un puits de forage comportant au moins en partie un tubage et ayant une matière disposée dans une région annulaire entourant le tubage, dans lequel le chapelet d'outils comprend une pluralité d'outils de diagraphie comprenant : un outil de diagraphie d'adhésivité du ciment qui obtient des mesures de forme d'onde réfractée acoustique de la matière ; un outil de balayage acoustique circonférentiel qui obtient des mesures ultrasonores de la matière ; un outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle ayant une partie rotative comprenant une première source radioactive, un détecteur de densité spectrale proche, et un détecteur de densité spectrale lointain positionné dans celui-ci, dans lequel l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle obtient des mesures de rayonnement gamma en émettant un rayonnement gamma à partir de la première source radioactive tout en faisant pivoter la partie rotative et en détectant le rayonnement gamma qui est diffusé par la matière à l'aide des détecteurs de densité spectrale proche et lointain ; et un outil de diagraphie neutronique à double écartement ayant une seconde source radioactive, un détecteur de neutrons proche et un détecteur de neutrons lointain, dans lequel les détecteurs de neutrons proche et lointain obtiennent des mesures de rayonnement neutronique thermique diffusées à partir de la matière ; un ordinateur couplé de façon communicante à la pluralité d'outils de diagraphie et comprenant un support lisible par ordinateur non transitoire pouvant être lu par un processeur et stockant des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, 4 3061508 font en sorte que l'ordinateur obtienne les mesures à partir de la pluralité d'outils de diagraphie ; et une livrable générée par l'ordinateur et comprenant un ou plusieurs tracés transversaux qui identifient un équivalent de composition de la matière dans une circonférence complète du puits de forage. 10. Système de diagraphie de puits de forage selon la revendication 9, dans lequel l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle fait varier un ou plusieurs éléments parmi une séparation axiale entre les détecteurs de densité spectrale proches et lointains, une distance annulaire entre la première source radioactive et une paroi interne du tubage, et une distance annulaire entre une paroi interne du tubage et l'un du détecteur de densité spectrale proche et du détecteur de densité spectrale lointain, ou les deux. 11. Système de diagraphie de puits de forage selon la revendication 9, dans lequel les un ou plusieurs tracés transversaux représentent : des réponses basées sur un rapport de densité de taux de comptage pour les détecteurs de densité spectrale proches et lointains basés sur une réponse de densité par opposition à un rapport de lithologie de taux de comptage pour les détecteurs de densité spectrale proches et lointains basés sur une réponse de lithologie ainsi que d'autres parties de spectres de densité mesurés ; et une échelle d'indice d'hydrogène codée des réponses basée sur un rapport entre les taux de comptage du détecteur de neutrons lointain et du détecteur de neutrons proche. 12. Système de diagraphie de puits de forage selon la revendication 9, dans lequel l'ordinateur est un ordinateur en surface disposé à un emplacement en surface et le chapelet d'outils est couplé de façon communicante à l'ordinateur en surface par l'intermédiaire d'un câble qui transporte le chapelet d'outils dans le puits de forage. 3061508 13. Système de diagraphie de puits de forage selon la revendication 9, dans lequel l'équivalent de composition de la matière comprend l'un d'un gaz, d'un liquide, d'un solide de boue durcie et du ciment. 14. Système de diagraphie de puits de forage selon la revendication 9, dans lequel les taux de comptage des détecteurs de densité spectrale proches et lointains et des détecteurs de neutrons et lointains sont étalonnés par rapport à une norme commune pour obtenir des taux de comptage étalonnés. 15. Système de diagraphie de puits de forage selon la revendication 9, dans lequel la livrable comprend en outre une diagraphie composite dérivée des mesures obtenues à partir de l'outil de diagraphie d'adhésivité du ciment, l'outil de balayage acoustique circonférentiel, l'outil de diagraphie de densité spectrale circonférentielle et l'outil neutronique à double écartement.