FR 3058454 A1 20180511 FR 1759339 A 20171005 1 DETERMINATION DES PROPRIETES DES TUYAUX LORS DE L'INSPECTION DE LA CORROSION CONTEXTE DE L'INVENTION [0001] En vue de l'exploration et de la production du pétrole et du gaz, un réseau de puits, d'installations et autres conduits peut être établi en reliant des sections de tuyau métallique les unes aux autres. Par exemple, une installation de puits peut être soumise à une complétion, en partie, en abaissant de multiples sections de tuyau métallique (à savoir, un train de tubage) dans un trou de forage, et en cimentant le train de tubage en place. Dans certaines installations de puits, de multiples trains de tubage sont employés (par exemple, un agencement à trains concentriques multiples) pour permettre les différentes opérations liées à la complétion du puits, à la production, ou des options de récupération améliorée du pétrole (EOR). [0002] La corrosion des tuyaux métalliques est une préoccupation permanente. Les efforts pour réduire la corrosion incluent l'utilisation d'alliages résistant à la corrosion, de revêtements, de traitements, et d'un transfert de la corrosion, entre autres. De même, des efforts pour améliorer la surveillance de la corrosion sont en cours. Pour les trains de tubage en fond de puits, divers types d'outils de surveillance de la corrosion sont disponibles. Un type d'outil de surveillance de la corrosion utilise les champs électromagnétiques (EM) pour estimer l'épaisseur des tuyaux ou autres indicateurs de corrosion. À titre d'exemple, un outil de diagraphie EM peut collecter des données de diagraphie EM, où les données de diagraphie EM peuvent être interprétées pour être corrélées avec un niveau de fuite de flux ou d'induction EM avec la corrosion. Quand de multiples trains de tubage sont employés ensemble, la gestion correcte des opérations des outils de diagraphie EM destinés à la détection de la corrosion et l'interprétation des données peuvent être complexes. BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES [0003] Ces dessins illustrent certains aspects de certains exemples de la présente divulgation, et ne doivent pas être utilisés pour limiter ou définir la divulgation. [0004] La Figure 1 est une illustration schématique d'un environnement d'exploitation pour un outil de détection de défauts. [0005] La Figure 2 illustre un exemple d'organigramme d'une inversion pour l'inspection électromagnétique des défauts/de la corrosion. [0006] La Figure 3 illustre un exemple d'organigramme d'un calcul de dérivées approximatives utilisant une technique de perturbation. 3058454 2 [0007] La Figure 4 illustre un exemple d'organigramme d'une mise en oeuvre générale de la technique de perturbation à l'échelle d'un champ pétrolifère. [0008] La Figure 5 illustre un exemple d'organigramme d'une mise en oeuvre utilisant une perturbation autour d'une solution initiale qui peut être utilisée pour 5 améliorer une précision des résultats. [0009] La Figure 6 illustre un exemple d'organigramme d'une technique de perturbation hybride/inversion complète qui peut être appliquée pour augmenter la précision quand les défauts sont importants. [0010] La Figure 7 illustre un exemple de diagrammes de corrosion illustrant les l Orésultats de l'inversion à l'aide d'une modélisation directe complète. [0011] La Figure 8 illustre un exemple de diagrammes de corrosion illustrant les résultats de l'inversion à l'aide d'un modèle approximatif obtenu à l'aide de la perturbation. DESCRIPTION DÉTAILLÉE [0001] La présente divulgation peut concerner, d'une manière générale, les 15 systèmes et les procédés de détection des caractéristiques des tuyaux, comme la détection de défauts d'éléments tubulaires de fond de puits et l'estimation de l'épaisseur globale des éléments tubulaires de fond de puits (par exemple, tuyaux tels que le cuvelage et/ou le tubage de production). Plus spécifiquement, la présente divulgation peut concerner des techniques qui peuvent améliorer la vitesse de la détection électromagnétique de la corrosion dans les tuyaux 20 métalliques. Les techniques proposées peuvent utiliser les propriétés nominales des tuyaux pour obtenir une approximation linéaire des changements de la réponse d'un outil de détection de défauts en fonction des changements des paramètres des tuyaux ; et ensuite utiliser ces approximations soit directement (par exemple, inversion de la matrice) soit indirectement (par exemple, dans le cadre d'un modèle direct de l'inversion). Par conséquent, une caractérisation 25 complète de l'outil de détection de défauts utilisant une modélisation électromagnétique peut n'être nécessaire que pour le calcul des perturbations autour des valeurs nominales ; un modèle direct complet peut ne pas être appelé au cours de l'inversion. Une variété de différentes mises en oeuvre qui peuvent être centrées sur cette idée principale est abordée dans la divulgation et peut inclure la perturbation de certaines variables inconnues tout en appliquant une interpolation à 30 d'autres, l'interpolation des réponses perturbées, la résolution des différentes réponses perturbées et le choix de la réponse précise, le calcul d'une nouvelle perturbation autour du résultat si le résultat est différent de la valeur initiale ou hors d'une zone de confiance, des techniques de perturbation hybride et d'inversion complète. 3058454 3 [0002] La corrosion des tuyaux peut être un état dangereux qui peut conduire à des ruptures et des éclatements des puits tubés dans les applications de champs pétrolifères. Il peut être important de détecter et de corriger la corrosion potentielle dans les puits tubés dans un délai convenable. Outre les techniques d'inspection électromagnétique, il existe 5 d'autres techniques pour inspecter les puits en vue de déceler une corrosion, notamment les outils acoustiques, les diamétreurs et les caméras. Parmi ceux-ci, seuls les outils électromagnétiques peuvent permettre l'inspection des tuyaux extérieurs s'il existe de multiples tuyaux concentriques dans une zone d'inspection. [0003] Les outils électromagnétiques peuvent permettre de déterminer 10 l'épaisseur de chaque tuyau individuellement afin d'évaluer les niveaux de corrosion de chaque tuyau. Un tel procédé peut généralement être appelé une inversion, puisque les épaisseurs des tuyaux peuvent être inversées à partir des mesures électromagnétiques connues. Il peut exister d'autres paramètres qui nécessitent d'être inversés conjointement avec l'épaisseur des tuyaux, tels que la perméabilité et la conductivité des tuyaux, puisque ces paramètres peuvent également 15 affecter la valeur des mesures électromagnétiques. [0004] Les techniques d'inversion traditionnelles utilisées dans l'inspection des tuyaux peuvent être lentes et coûteuses en ressources informatiques, car il peut être nécessaire de demander au modèle direct utilisé de simuler les mesures électromagnétiques qui correspondent à une configuration de tuyaux donnée plusieurs fois pour déterminer quelle 20 configuration de tuyaux correspond le mieux à la mesure obtenue et chaque passage du modèle direct prend généralement une durée importante. En variante, une banque de conversion peut être créée à l'avance pour englober un nombre potentiel de tuyaux, les épaisseurs des tuyaux, la perméabilité et la conductivité des tuyaux, mais une telle banque peut nécessiter d'être très riche pour tenir compte de tous les scénarios potentiels. 25 [0005] Les techniques décrites dans la présente divulgation peuvent être basées sur une perturbation pour obtenir la réponse électromagnétique des défauts sur les tuyaux pour une zone de tuyau donnée. Cette technique peut être utilisée comme modèle direct dans une inversion ; puisque le calcul par le modèle direct peut être sensiblement amélioré, une inversion résultante peut également être bien plus efficace. En variante, et même plus efficacement, les 30 défauts sur les tuyaux peuvent être résolus en utilisant une inversion régulière de la matrice. [0006] La technique d'inversion proposée peut améliorer la vitesse de l'inversion, de l'ordre de plusieurs centaines, sans aucune perte majeure de précision. Par conséquent, elle peut permettre de faire des économies. En outre, la technique d'inversion proposée peut également être combinée à une inversion régulière. Une inversion régulière peut 3058454 4 n'être appliquée qu'aux zones susceptibles de nécessiter une inspection supplémentaire, telles que les zones présentant des défauts, d'après les résultats de la technique proposée. [0001] La Figure 1 illustre un environnement d'exploitation pour un outil de détection de défauts 100 tel que divulgué dans la présente divulgation. L'outil de détection de 5 défauts 100 peut comprendre un transmetteur 102 et des récepteurs 104. L'outil de détection de défauts 100 peut être couplé de manière fonctionnelle à une ligne de transport 106 (par exemple, ligne câblée, câble lisse, tuyauterie enroulée, tuyau, ou équivalent) qui peut fournir une suspension mécanique, ainsi qu'une connectivité électrique, à l'outil de détection de défauts 100. La ligne de transport 106 et l'outil de détection de défauts 100 peuvent s'étendre à l'intérieur du 10 train de tubage 108 jusqu'à une profondeur souhaitée à l'intérieur du puits de forage 110. La ligne de transport 106, qui peut inclure un ou plusieurs conducteurs électriques, peut quitter la tête de puits 112, peut passer autour d'une poulie 114, peut entrer en prise avec un odomètre 116, et peut être enroulée sur un treuil 118, qui peut être employé pour lever et baisser l'ensemble d'outil dans le puits de forage 110. Les signaux enregistrés par l'outil de détection de défauts 100 peuvent être 15 stockés dans une mémoire et ensuite traités par une unité d'affichage et de stockage 120 après récupération de l'outil de détection de défauts 100 du puits de forage 110. En variante, les signaux enregistrés par l'outil de détection de défauts 100 peuvent être envoyés vers l'unité d'affichage et de stockage 120 au moyen de la ligne de transport 106. L'unité d'affichage et de stockage 120 peut traiter les signaux, et les informations contenues dans ceux-ci peuvent être 20 affichées à destination d'un opérateur pour être observées et stockées en vue d'un traitement et d'une consultation ultérieurs. L'unité d'affichage et de stockage 120 peut également contenir un appareil permettant de fournir des signaux de contrôle et de l'énergie à l'ensemble d'outil de fond de puits, dans laquelle l'ensemble d'outil de fond de puits comprend un outil de détection de défauts 100. 25 [0002] Un train de tubage 108 classique peut s'étendre depuis la tête de puits 110 au niveau ou au-dessus de la surface jusqu'à une profondeur sélectionnée à l'intérieur d'un puits de forage 109. Le train de tubage 108 peut comprendre une pluralité d'articulations ou de segments de cuvelage, chaque segment étant raccordé aux segments adjacents par un collier fileté. 30 [0003] La Figure 1 illustre également un train de tuyaux 122 classique, qui peut être positionné à l'intérieur du train de tubage 108 s'étendant sur une partie de la distance vers le fond du puits de forage 110. Le train de tuyaux 122 peut être un tubage de production, un tube de production, un train de tubage, ou un autre tuyau disposé à l'intérieur du train de tubage 108. Une garniture d'étanchéité 124 peut généralement sceller l'extrémité inférieure de l'espace 3058454 5 annulaire du tubage-cuvelage et peut fixer l'extrémité inférieure du train de tuyaux 122 au train de tubage 108. L'outil de détection de défauts 100 peut être dimensionné de manière à ce qu'il puisse être abaissé dans le puits de forage 110 à travers le train de tuyaux 122, en évitant ainsi les difficultés et les coûts associés à l'extraction du train de tuyaux 122 du puits de forage 110. 5 [0004] Dans les systèmes de diagraphie, comme par exemple les systèmes de diagraphie utilisant l'outil de détection de défauts 100, un système de télémétrie numérique peut être employé, dans lequel un circuit électrique est utilisé à la fois pour alimenter l'outil de détection de défauts 100 et pour transférer les données entre l'unité d'affichage et de stockage 120 et l'outil de détection de défauts 100. Une tension CC peut être fournie à l'outil de détection 10 de défauts 100 par une alimentation électrique située au-dessus du niveau de la surface, et les données peuvent être couplées au conducteur électrique CC par un système d'impulsions de courant en bande de base. En variante, l'outil de détection de défauts 100 peut être alimenté par des batteries situées à l'intérieur de l'ensemble d'outil de fond de puits, et/ou les données fournies par l'outil de détection de défauts 100 peuvent être stockées à l'intérieur de l'ensemble d'outil de 15 fond de puits, au lieu d'être transmises à la surface au cours de la diagraphie (détection de défauts). [0005] La transmission des champs électromagnétiques par le transmetteur 102 et l'enregistrement des signaux par les récepteurs 104 peuvent être contrôlés par un système de manipulation d'informations. Le transmetteur 102 et les récepteurs 104 peuvent 20 inclure des bobines. [0006] Les systèmes et les procédés de la présente divulgation peuvent être mis en oeuvre, au moins en partie, à l'aide d'un système de manipulation d'informations 124. Un système de manipulation d'informations 124 peut comprendre n'importe quelle instrumentalité ou n'importe quel agrégat d'instrumentalités permettant de calculer, d'estimer, de 25 classer, de traiter, de transmettre, de recevoir, de retrouver, de produire, de commuter, de stocker, d'afficher, de manifester, de détecter, d'enregistrer, de reproduire, de manipuler ou d'utiliser n'importe quelle forme d'information, d'intelligence ou de données à des fins commerciales, scientifiques, de contrôle, ou autres. Par exemple, un système de manipulation d'informations 124 peut être un ordinateur personnel, un dispositif de stockage de réseau, ou n'importe quel 30 autre dispositif approprié, et peut varier en termes de taille, de forme, de performance, de fonctionnalité et de prix. Le système de manipulation d'information 124 peut comprendre une mémoire vive (RAM), une ou plusieurs ressources de traitement telles qu'une unité centrale de traitement (UCT) ou une logique de commande de matériel ou de logiciel, une ROM, et/ou d'autres types de mémoire non volatile. Les composants supplémentaires du système de 3058454 6 manipulation d'informations 124 peuvent comprendre un ou plusieurs lecteurs de disques, un ou plusieurs ports réseau pour communiquer avec des dispositifs externes, ainsi que divers dispositifs d'entrée et de sortie (E/S), tels qu'un clavier, une souris et un affichage vidéo. Le système de manipulation d'informations 124 peut également comprendre un ou plusieurs bus 5 permettant de transmettre des communications entre les divers composants matériels. [0007] En variante, les systèmes et les procédés de la présente divulgation peuvent être mis en oeuvre, au moins en partie, avec un support non transitoire lisible par ordinateur. Les supports non transitoires lisibles par ordinateur comprennent n'importe quelle instrumentalité ou agrégation d'instrumentalités pouvant conserver des données et/ou des 10 instructions pendant une période de temps. Les supports non transitoires lisibles par ordinateur peuvent comprendre, par exemple, mais sans s'y limiter, les supports de stockage tels qu'un dispositif de stockage à accès direct (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), un disque compact, un CD-ROM, un DVD, une RAM, une ROM, une mémoire morte effaçable et 15 programmable électriquement (EEPROM) et/ou une mémoire flash ; ainsi que des supports de communication tels que des fils, des fibres optiques, des micro-ondes, des ondes radio, et d'autres porteurs électromagnétiques et/ou optiques ; et/ou n'importe quelle combinaison de ce qui précède. [0008] L'outil de détection d'anomalies 100 peut être utilisé pour 20 l'excitation des transmetteurs 102. Les transmetteurs 102 peuvent transmettre des signaux électromagnétiques dans une formation souterraine. Les signaux électromagnétiques peuvent être reçus et mesurés par les récepteurs 104 et traités par le système de manipulation d'informations 124 pour déterminer les paramètres des tuyaux, comme par exemple l'épaisseur des tuyaux et les tuyaux présentant un défaut. L'outil de détection de défauts 100 peut être disposé dans le puits de 25 forage 109, dans lequel l'outil de détection de défauts 100 peut comprendre une ou plusieurs bobines de transmission 102 et au moins une bobine de réception 104. L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent obtenir des paramètres nominaux de propriétés des tuyaux, déterminer la réponse nominale de l'outil (à savoir, les valeurs simulées de ce que l'outil mesurerait) correspondant aux paramètres nominaux par le 30 biais de la modélisation ; déterminer un profil de défaut pour une pluralité de tuyaux disposés dans le puits de forage 109 ; déterminer la réponse associée à un défaut de l'outil 100 d'après au moins les paramètres nominaux et le profil de défaut par le biais de la modélisation ; calculer un gradient (par exemple, une dérivée vectorielle) d'après au moins la réponse associée à un défaut, la réponse nominale, les paramètres nominaux et le profil de défaut ; prendre des mesures (par 3058454 7 exemple, mesures en fond de puits) de la pluralité de tuyaux en utilisant l'outil de détection de défauts 100 ; calculer les paramètres de la solution finale de la pluralité de tuyaux en utilisant au moins les mesures, la réponse nominale, le gradient et les paramètres nominaux. Les paramètres de la solution finale peuvent être utilisés pour prendre une décision opérationnelle sur le forage, 5 la diagraphie, la production ou la complétion. Un gradient peut être défini comme étant un vecteur de dérivées pour une fonction de multiples variables. [0009] L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent déterminer la réponse nominale correspondant aux paramètres nominaux par le biais d'un plan de puits. L'outil de détection de défauts 100 et/ou le 10 système de manipulation d'informations 124 peuvent déterminer un profil de défaut par le biais de la détermination d'un défaut électriquement petit (par exemple, 1/1 000 fois la profondeur de peau) ou grand (par exemple, 1 fois la profondeur de peau). L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent déterminer la réponse calculée (par exemple, associée à un défaut) d'après au moins les paramètres nominaux et le profil de défaut 15 par le biais du calcul des paramètres calculés en ajoutant le profil de défaut aux paramètres nominaux et en utilisant une modélisation directe sur les paramètres associés à un défaut pour calculer la réponse calculée (par exemple, associée à un défaut). L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent calculer un gradient d'après la réponse calculée (par exemple, associée à un défaut), la réponse nominale, les paramètres 20 nominaux et le profil de défaut en utilisant : pic) ci) = PN (j) if j # i (Éq. 3, illustrée ci-dessous) piD (j) pN (i) + Ai = (Eq. 4, shown below))and Li= 141133, MN (Éq. 5, illustrée ci- dessous) où PN est l'ensemble de paramètres nominaux ; Pi° est l'ensemble de 25 paramètres où le ième élément présente un défaut (où i,j=1,...,Lp), Lp est le nombre de paramètres ; Rio et /17/N sont les réponses correspondantes (ou ce que l'outil mesurerait). L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent prendre des mesures (par exemple, mesures en fond de puits) en utilisant au moins deux espacements (par exemple, d'environ 0,5 pied à environ 10 pieds ; de 0,2 m à environ 3 m) entre au moins un 30 transmetteur 102 et la pluralité de récepteurs 104. L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent calculer les paramètres de la solution finale en utilisant au moins les mesures, la réponse nominale, le gradient et les paramètres nominaux. L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent 3058454 8 calculer les paramètres de la solution finale en utilisant les mesures et les réponses de la solution calculées dans des étapes intermédiaires dans une inversion itérative et peuvent calculer les paramètres de la solution finale en utilisant les mesures et les réponses intermédiaires de la solution en utilisant l'équation mise à jour P ) ; i = 1, , LP9 où (I) = P (t) + (i)x(1 L, 5 P est le vecteur de paramètres. P(i) est le ième élément du vecteur. LP est le nombre total de paramètres. PuP est le vecteur de la solution mis à jour. I représente les mesures « réelles » tandis que M représente les réponses simulées correspondant au vecteur P. L est le vecteur de gradients et d est le vecteur d'incréments pour la détermination de la valeur supposée mise à jour. En outre, l'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 10 peuvent calculer les paramètres de la solution finale en utilisant au moins les mesures, la réponse nominale, le gradient et les paramètres nominaux en formant une équation matricielle, où les éléments de la matrice peuvent être composés de la réponse nominale, des mesures, du gradient et des paramètres nominaux. L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent calculer les paramètres de la solution finale en résolvant l'équation 15 matricielle et peuvent calculer les paramètres de la solution finale en résolvant l'équation matricielle à l'aide de : - - i:,'Jx(ii )=i _ - PE = (e, - - - LI x - Lij x [Li - - upt)x PN (Éq. 8, illustrée ci-dessous) 20 où Li est le vecteur de gradients en supposant une perturbation sur le paramètre i, i=1,...,Lp. I représente les mesures (réelles). MN représente les réponses simulées correspondant à l'ensemble de paramètres nominaux. PN est l'ensemble de paramètres nominaux. PF est le vecteur de paramètres de la solution finale. [0010] Une table de conversion peut être utilisée pour modéliser les 25 variations de la perméabilité magnétique. La table de conversion peut inclure les vecteurs de gradients et les réponses nominales calculés pour un ensemble de différentes perméabilités. L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent également utiliser deux différents profils de défauts pour calculer deux vecteurs de gradients distincts, calculer une réponse de la solution en utilisant une combinaison du gradient pour 30 chaque profil de défaut et les paramètres de la solution finale en utilisant cette réponse de la 3058454 9 solution au cours de l'inversion. L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent également utiliser deux différents profils de défauts pour calculer deux vecteurs de gradients distincts, deux réponses de la solution distinctes pour chaque profil de défaut, deux paramètres distincts de la solution pour chaque réponse de la 5 solution, et une valeur de qualité pour chaque paramètre de la solution. En outre, l'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent sélectionner les paramètres de la solution finale comme paramètres de la solution qui maximisent la valeur de qualité. Dans certaines mises en oeuvre, si la différence entre les paramètres de la solution finale et les paramètres nominaux sont au-delà d'un seuil (en dehors d'une zone de 10 confiance), le calcul du gradient peut être répété autour de cette solution finale pour améliorer la précision en remplaçant les paramètres nominaux par les paramètres de la solution finale. L'outil de détection de défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent également déterminer une présence d'un défaut en calculant la différence entre les paramètres de la solution finale et les paramètres nominaux, et si un défaut est présent, l'outil de détection de 15 défauts 100 et/ou le système de manipulation d'informations 124 peuvent exécuter une inversion complète subséquente. [0011] La Figure 2 illustre un algorithme général d'inversion itérative pour l'inversion des épaisseurs des tuyaux dans des outils EM d'inspection de la corrosion, tels que l'outil de détection de défauts 100. Le but de l'inversion peut être de minimiser la fonction dite de 20 coût (E). Le cadre 200 indique que l'itération de départ = 1, Emin = 00, OÙ Emin désigne la valeur calculée minimale de la fonction de coût au cours de l'inversion. Le cadre 202 fournit un modèle direct. Le cadre 204 indique que si l'itération = 1, P = Pig ou bien P = p uP . Le cadre 206 fournit le calcul d'une fonction de coût. Le cadre 208 fournit le calcul des valeurs supposées mises à jour. Cette fonction de coût, sous sa forme la plus basique, peut inclure un mauvais 25 appariement entre les mesures et les résultats de la simulation. Par exemple, la fonction de coût peut être la norme de l'erreur quadratique entre les mesures et les résultats de la simulation. Dans d'autres cas, des termes de régularisation peuvent être ajoutés à l'inversion pour la faire varier plus régulièrement ou pour amener le modèle à évoluer à l'intérieur de certaines contraintes physiques. 30 [0012] Au début de la première itération de l'inversion, (Emin) qui représente la valeur minimale de la fonction de coût obtenue au cours de l'inversion peut être fixée comme étant l'infini. La modélisation directe peut simuler la réponse M de l'outil de détection de défauts (par exemple, illustré sur la Figure 1) en utilisant une valeur supposée 3058454 10 initiale Pig du vecteur de paramètres qui nécessite d'être inversé P. À noter que la barre supérieure sur ces variables est destinée à représenter un vecteur de colonne. Il convient également de noter que la réponse peut être une matrice correspondant aux réponses de différentes paires récepteur-transmetteur à différentes fréquences, par exemple, pour un outil 5 électromagnétique basé sur la fréquence. Cependant, toute matrice peut être convertie en un vecteur (par exemple en concaténant ses rangées pour créer un vecteur de colonne), et supposer que les mesures sont des vecteurs de colonne simplifie la démonstration de la solution des équations de perturbation ultérieurement ; cette notation a donc été adoptée sans aucune perte de généralité. Le vecteur de paramètres peut inclure l'épaisseur de chaque tuyau {T1, ....,TK} où K 10 est le nombre des tuyaux dans l'inversion. Il peut également inclure la perméabilité et la conductivité de chaque tuyau. Dans d'autres cas, certains de ces paramètres peuvent être connus ou peuvent recevoir une valeur approximative. Dans encore d'autres inversions, certains paramètres se voient attribuer une valeur unique ; par exemple, la perméabilité et la conductivité de tous les tuyaux peuvent être supposées identiques. 15 [0013] Une fois que la réponse du modèle a été calculée, elle peut être utilisée conjointement avec la matrice de mesure, là encore à titre d'exemple correspondant aux réponses des différentes paires transmetteur-récepteur à différentes fréquences pour un outil basé sur la fréquence, pour obtenir la fonction de coût. La fonction de coût peut ensuite être comparée à la fonction de coût minimum obtenue à ce stade, c.. Si e est inférieure à Emin, ce qui est 20 toujours vrai pour la première itération, la valeur supposée finale des paramètres peut être mise à jour avec celles utilisées dans cette itération et sm,,, est fixée comme étant E. Le cadre 210 indique que si s REVENDICATIONS1. Procédé de détection de défauts comprenant : la mise en place d'un outil de détection de défauts dans un puits de forage, dans lequel l'outil de détection de défauts comprend au moins un transmetteur et au moins un récepteur ; l'obtention de paramètres nominaux de propriétés des tuyaux ; la détermination des réponses nominales correspondant aux paramètres nominaux ; la détermination d'un profil de défaut pour une pluralité de tuyaux disposés dans un puits de forage ; la détermination de réponses associées à un défaut pour l'outil de détection d'anomalies-d'après au moins les paramètres nominaux et le profil de défaut ; le calcul d'un gradient d'après au moins les réponses associées à un défaut, les réponses nominales, les paramètres nominaux et le profil de défaut ; la prise de mesures en fond de puits de la pluralité de tuyaux en utilisant l'outil de détection de défauts ; et le calcul des paramètres de la solution finale de la pluralité de tuyaux en utilisant au moins les mesures en fond de puits, les réponses nominales, le gradient et les paramètres nominaux. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'utilisation des paramètres de la solution finale pour prendre une décision opérationnelle sur le forage, la diagraphie, la production ou la complétion. 3. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel la détermination des réponses nominales correspondant aux paramètres nominaux comprend utilisation d'un plan de puits. 4. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel la détermination d'un profil de défaut comprend la détermination d'un défaut, dans lequel le défaut est 1 fois une profondeur de peau. 3058454 27 5. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel la détermination d'un profil de défaut comprend la détermination d'un défaut, dans lequel le défaut est 1/1 000 fois une profondeur de peau 5 6. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel la détermination de réponses associées à un défaut d'après au moins les paramètres nominaux et le profil de défaut comprend le calcul des paramètres associés à un défaut en ajoutant le profil de défaut aux paramètres nominaux et en utilisant une modélisation directe sur les paramètres associés à un défaut pour calculer les réponses associées à un défaut. 10 7. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel le calcul d'un gradient d'après au moins les réponses associées à un défaut, les réponses nominales, les paramètres nominaux et le profil de défaut comprend l'utilisation de PiD (i) = PN(i) if F.? u) = PN (i) + if = and Li = MD` a1-MN où , - ' - PN est le vecteur de paramètres nominaux, rie 15 est le vecteur de paramètres associés à un défaut où le e élément présente un défaut, Ai est la quantité de perturbation sur le ième paramètre, /Fe est la réponse simulée de l'outil correspondant à Te (réponse associée à un défaut), Mis the nomianl response, and i, j = 1, Lp where Lp is the number of parameters (i. e length of Pi ). 20 8. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel la prise de mesures en fond de puits comprend au moins deux espacements entre au moins un transmetteur et au moins un récepteur, dans lequel les espacements sont entre environ 0,5 pied et environ 10 pieds. 3058454 28 9. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel le calcul des paramètres de la solution finale utilisant au moins les mesures en fond de puits, les réponses nominales, le gradient et les paramètres nominaux comprend la détermination des paramètres d'une solution initiale et des réponses de la solution d'après au moins les mesures 5 nominales, les paramètres de la solution, les paramètres nominaux et le gradient, et le calcul des paramètres de la solution finale en utilisant les mesures en fond de puits et les réponses de la solution. 10. Procédé de détection de défauts selon la revendication 8, dans lequel le 10 calcul des paramètres de la solution finale utilisant les mesures en fond de puits et les réponses comprend l'utilisation de PuP (i) = P (i) + d (i)x(I ; = 1, , Lp, où P est le Li vecteur de paramètres de la solution à une étape intermédiaire au cours de l'inversion, PuP est le vecteur de paramètres de la solution mis à jour, Lp est le nombre de variables, est le vecteur de mesures, M est le vecteur de réponses correspondant à P , Li est le vecteur de gradients pour 15 le e paramètre, cl est le vecteur d'incréments. 11. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel le calcul des paramètres finaux de la solution utilisant au moins les mesures en fond de puits, les réponses nominales, le gradient et les paramètres nominaux comprend la formation d'une 20 équation matricielle où les éléments de la matrice comprennent les réponses nominales, le gradient et les paramètres nominaux, et le calcul des paramètres de la solution finale en résolvant l'équation matricielle. 3058454 29 12. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel le calcul des paramètres de la solution finale en résolvant l'équation matricielle comprend [T, -- - LLpix -PN)- ([-L [oeL x [L, --- Lig jx (1 - i-411+ 15" -N ( Où P est le vecteur de - , ---Lp x , - - - -1; paramètres nominaux, P est le vecteur de paramètres de la solution finale, L, , est le vecteur de 5 gradients en supposant un défaut du paramètre I où i=1,.., Lp, Lp est le nombre de paramètres, -N -N Ï est le vecteur de mesures, M est le vecteur de réponses correspondant à P . 13. Procédé de détection de défauts selon la revendication 12, dans lequel les paramètres nominaux sont mis à jour uniquement lorsque la différence entre les paramètres de la 10 solution finale et les paramètres nominaux est supérieure à un seuil. 14. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel les paramètres nominaux sont choisis comme étant les paramètres de la solution d'une itération précédente. 15 15. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, dans lequel une table de conversion est utilisée pour modéliser les variations de la perméabilité magnétique. 16. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, comprenant en 20 outre l'utilisation de deux différents profils de défauts pour calculer deux gradients distincts, différentes réponses de la solution pour chaque profil de défaut et les paramètres de la solution finale en utilisant toutes les mesures de la solution. 17. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, comprenant en 25 outre l'utilisation de deux différents profils de défauts pour calculer deux gradients distincts, les réponses de la solution pour chaque profil de défaut, les paramètres de la solution pour chaque réponse de la solution, et une valeur de qualité pour chaque paramètre de la solution, et pour sélectionner les paramètres de la solution finale en tant que paramètres de la solution qui maximisent la valeur de qualité. 30 3058454 30 18. Procédé de détection de défauts selon la revendication 1, comprenant en outre la détermination d'une présence d'un défaut en calculant une différence entre les paramètres de la solution finale et les paramètres nominaux et si un défaut est présent, en exécutant une inversion complète subséquente. 5 19. Système de détection de défauts comprenant : un outil de détection de défauts, dans lequel l'outil de détection de défauts comprend au moins un transmetteur et au moins un récepteur ; et un système de manipulation d'informations configuré pour : 10 obtenir des paramètres nominaux de propriétés des tuyaux ; déterminer les réponses nominales correspondant aux paramètres nominaux ; déterminer un profil de défaut pour une pluralité de tuyaux disposés dans un puits de forage ; 15 déterminer des réponses associées à un défaut d'après au moins les paramètres nominaux et le profil de défaut ; calculer un gradient d'après au moins les réponses associées à un défaut, les réponses nominales, les paramètres nominaux et le profil de défaut ; prendre des mesures en fond de puits ; et 20 calculer les paramètres de la solution finale en utilisant au moins les mesures, les réponses nominales, le gradient et les paramètres nominaux. 20. Système de détection de défauts selon la revendication 19, dans lequel le système de manipulation d'informations est configuré pour déterminer les réponses associées à 25 un défaut d'après au moins les paramètres nominaux et le profil de défaut par le calcul des paramètres associés à un défaut en ajoutant le profil de défaut aux paramètres nominaux et en utilisant une modélisation directe sur les paramètres associés à un défaut pour calculer les réponses associées à un défaut. 30