FR2607184A1 - Procede de colmatage de formations souterraines notamment dans le secteur des forages petroliers ainsi que compositions et applications correspondantes - Google Patents
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Abstract
L'INVENTION CONCERNE UN NOUVEAU PROCEDE POUR COLMATER ETOU CONSOLIDER UNE FORMATION GEOLOGIQUE PERMEABLE, NOTAMMENT TRAVERSEE PAR UN PUITS DE FORAGE. LE PROCEDE SELON L'INVENTION COMPREND LES ETAPES SUIVANTES A) INTRODUCTION DANS LA FORMATION Z D'UNE COMPOSITION DE GEL SURRETARDE GR COMPRENANT UN COMPOSE GELIFIABLE ET UN DURCISSEUR, DONT LE TEMPS DE PRISE EST NETTEMENT SUPERIEUR AU TEMPS DE POSITIONNEMENT CONVENABLE DE LA COMPOSITION, DE FACON A CE QUE CELLE-CI ENVAHISSE LA FORMATION DEPUIS LE PUITS ET SUR UNE DISTANCE NOTABLE, B) INTRODUCTION, DERRIERE UN BOUCHON MECANIQUE OU DE FLUIDE, D'UN AGENT GELIFIANT I A ACTION RAPIDE DE FACON A GELIFIER INSTANTANEMENT LA PARTIE DE LA COMPOSITION DE GEL SURRETARDE SE TROUVANT AU VOISINAGE IMMEDIAT DE L'INTERFACE DE LA ZONE A TRAITER ET DU PUITS DE FORAGE, CE QUI STOPPE CE DEPLACEMENT DE LA COMPOSITION DE GEL SURRETARDE VERS L'INTERIEUR DE LA FORMATION. ON OBTIENT UN GEL RESISTANT ET PLACE CORRECTEMENT. APPLICATION AUX TRAITEMENTS DE PUITS PETROLIERS, A GAZ, D'EAU ET GEOTHERMIQUES.
Description
La présente invention concerne un procédé perfectionné permettant de colmater une zone souterraine perméable ou de consolider une formation souterraine.
On sait que, notamment dans le secteur du forage, de la complétion et de l'exploitation de puits pétroliers, de gaz, d'eau ou géothermiques, on rencontre souvent des zones souterraines perméables que l'on souhaite colmater, soit définitivement pour éviter des pertes de fluide, soit temporairement par exemple pour effectuer une cimentation ou stimuler la production.
La nature des formations perméables et leurs inconvénients sont tout à fait connus de l'homme du métier et ne seront pas rappelés ici.
Actuellement ce colmatage ("plugging") se fait selon deux techniques.
La première, actuellement la plus utilisée, est un procédé qui consiste à injecter successivement dans le puits au niveau de la formation perméable une matière gélifiable, généralement une solution de silicate de métal alcalin, et un agent gélifiant, fréquemment un sel minéral tel que le chlorure de calcium, habituellement en solution. Ces deux corps réagissent rapidement en formant un gel qui colmate la formation perméable.
La deuxième technique est un procédé qui consiste à injecter dans la formation perméable un gel retardé", c'est-à-dire une composition comprenant un composé gélifiable, en général une solution de silicate de métal alcalin, et un agent réactif de gélification à action lente, appelé durcisseur, et consistant en une résine aminoplaste. Cette composition, au départ d'une fluidité suffisante pour pénétrer dans la formation perméable, se transforme avec un certain retard, fonction de différents paramètres et notamment de la température, en un gel sous l'action du durcisseur et permet ainsi de colmater sur une certaine distance la formation perméable.
Une réalisation de cette technique à gel retardé fait l'objet de la demande de brevet français publiée sous le nO 2 551 451, (Société Française HOECHST) qui divulgue comme durcisseurs adéquats un certain nombre de résines aminoplastes particulières, et dont on incorporera ici l'enseignement par référence.
Cette deuxième technique présente par rapport à la première l'avantage notable d'un colmatage sur une distance plus importante, donc plus résistant à l'abrasion, et celui d'une synérèse plus faible des gels. Elle permet donc d'obtenir des colmatages de plus grande durée de vie.
La mise en oeuvre de ce procédé à gel retardé dans le secteur du traitement de puits pétroliers ou autres puits nécessite toutefois un soin particulier de la part des opérateurs car le temps de prise de la composition doit être règlé avec une grande précision pour correspondre exactement à un positionnement convenable de la composition, déterminé par le temps qui s'écoule entre le moment où celle-ci est pompée à partir de la surface et celui où elle est positionnée de façon adéquate pour colmater efficacement la formation perméable.En effet un temps de prise plus court conduit à la formation de gel à l'intérieur du tube d'injection, ce qui a des conséquences désastreuses, et un temps de prise plus long a pour conséquence un mauvais colmatage de l'accès du puits à la formation perméable car le gel se forme à une distance trop grande du puits, d'où le risque d'un mauvais colmatage de la formation à proximité du puits et de dilution de la composition en profondeur.
En fait il est extrêmement difficile pour ne pas dire impossible, de prévoir exactement le régime de pression s'établissant entre la pression hydrostatique (injection) et celle de la formation traitée. Il est également très difficile de prévoir le temps de prise avec suffisamment de précision, celle-ci étant fonction de paramètres tels que la température, qui ne sont pas connus en permanence avec la précision nécessaire.
Les conditions, souvent difficiles, d'exploitation des puits pétroliers ne permettent donc jamais d'opérer avec la précision nécessaire. De plus, à cause de la présence dans certaines formations de sels susceptibles d'influencer, en se solubilisant, le temps de prise du gel retardé, ce phénomène peut être encore aggravé. Il existe donc un besoin pour un procédé apportant les mêmes avantages, notamment de durabilité du gel de colmatage, que le procédé actuel à gel retardé, mais plus universel et plus facile à mettre en oeuvre que ce dernier.
La Demanderesse a maintenant découvert qu'une combinaison particulière des deux techniques décrites ci-dessus permettait, de façon surprenante, de s'affranchir des aléas du placement de la composition au moment de la gélification en autorisant une marge d'erreur raisonnable du temps de prise. La présente invention repose sur l'utilisation d'une composition de gel surretardé, c'est-à-dire dont le temps de prise est supérieur au temps de positionnement convenable, et l'arrêt, lorsque le positionnement est convenable, de la progression de la composition grâce à l'emploi d'un agent gélifiant à action rapide, tel que celui utilisé dans la première technique décrite ci-dessus.
L'invention concerne donc un nouveau procédé pour colmater et/ou consolider une formation géologique perméable notamment traversée par un puits de forage, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes
a) introduction dans la formation d'une composition de gel surretardé comprenant une matière gélifiable et un durcisseur, dont le temps de prise est supérieur au temps de positionnement convenable de la composition de façon à ce que celle-ci envahisse la formation depuis le puits et sur une distance notable,
b) injection dans le puits d'un agent gélifiant à action rapide choisi de façon à provoquer la gélification instantanée de la partie de la composition de gel surretardé se trouvant au voisinage immédiat de l'interface de la zone à traiter et du puits de forage, ce qui stoppe le déplacement de la composition de gel surretardé vers l'intérieur de la formation.
a) introduction dans la formation d'une composition de gel surretardé comprenant une matière gélifiable et un durcisseur, dont le temps de prise est supérieur au temps de positionnement convenable de la composition de façon à ce que celle-ci envahisse la formation depuis le puits et sur une distance notable,
b) injection dans le puits d'un agent gélifiant à action rapide choisi de façon à provoquer la gélification instantanée de la partie de la composition de gel surretardé se trouvant au voisinage immédiat de l'interface de la zone à traiter et du puits de forage, ce qui stoppe le déplacement de la composition de gel surretardé vers l'intérieur de la formation.
Bien entendu, pour éviter la gélification dans le puits on séparera la composition de gel surretardé de l'agent gélifiant, par un moyen de séparation convenable, en général un bouchon mécanique, un bouchon d'eau ou de fluide compatible analogue, approprié et bien connu de l'homme du métier. Si le bouchon est mécanique, on pourra prévoir un fluide de nettoyage en très petites quantités entre les deux compositions actives.
Le procédé selon l'invention sera mieux compris à la lecture de la figure 1 annexée.
La figure 1 représente les étapes du procédé selon l'invention
- Figure la : on pompe la composition de gel surretardé 2 et derrière, le bouchon B (ici, fluide) et l'agent gélifiant 1. FP désigne le fond du puits, Z la zone à traiter et T le tubage. N est un fluide connu de nettoyage.
- Figure la : on pompe la composition de gel surretardé 2 et derrière, le bouchon B (ici, fluide) et l'agent gélifiant 1. FP désigne le fond du puits, Z la zone à traiter et T le tubage. N est un fluide connu de nettoyage.
- Figure lb : la composition 2 envahit la zone Z sur une distance notable et forme dans celle-ci une couche de gel retardée GR.
- Figure lc : le bouchon B qui est un fluide de manière tout à fait préférée lave brièvement le fond du puits et une épaisseur de gel GI se forme instantanément à l'interface zone/puits par action de l'agent gélifiant tandis que le gel surretardé GR commence à prendre derrière cet interface protecteur qui l'empêche d'être déplacé loin du puits par l'effet de pression.
- Figure îd : situation finale, lorsque le gel surretardé a complètement pris. On obtient un colmatage GP dont on est sur, quelles que soient les imprécisions obligatoires des mesures de pression, de température, de porosité, etc..., qu'il s'étend depuis l'interface puits/zone et sur une profondeur notable, et qu'il est résistant.
L'introduction de la composition de gel surretardé et celle de l'agent gélifiant à action rapide sont de préférence effectuées par pompage depuis le sol. Celui-ci est effectué pendant un temps calculé pour correspondre à un positionnement convenable de la composition. Le temps de prise de la composition de gel surretardé est alors de préférence supérieur de 10 à 15 %, et en particulier de 20 à 30 %, au temps de pompage.
Il est avantageux que la composition de gel surretardé comprenne comme composé gélifiable un silicate de métal alcalin, en particulier un silicate de sodium, et/ou comme durcisseur au moins une résine aminoplaste hydrosoluble dans laquelle l'aldéhyde est du formaldéhyde, du glyoxal ou un mélange de glyoxal et de formaldéhyde et le composé azoté est de l'urée (cf. brevet précité).
L'agent gélifiant à action rapide consistera de préférence en un sel minéral, notamment un sel à cation divalent, tel que par exemple le chlorure de calcium.
Il est à noter que le gel obtenu peut être redissous par une solution de soude NaOH 3N, par exemple. On pourra ainsi, dans certaines applications de cimentation par exemple, colmater provisoirement une ou plusieurs zones productrices puis les remettre facilement en production, avec les adaptations nécessaires qui apparaîtront à l'homme du métier.
- La technique selon l'invention sera mise en oeuvre aussi bien en cas de pertes de fluides au forage ou en cimentation, que pour certaines opérations telles que le colmatage provisoire (avec redissolution ultérieure à la soude) de zones productrices.
Au forage on injectera tous les fluides, de manière connue, par l'intérieur de l'outil de forage, dans l'ordre suivant
- fluide de lavage de la boue (eau éventuellement additionnée de surfactants pour éliminer les sels),
- solution de gel surretardé,
- bouchon (sur environ 30 m soit environ 100 pieds de hauteur) : eau ou solutions connues de polymères tels que polysaccharides, biopolymères, gommes guar, de caroube, etc...
- fluide de lavage de la boue (eau éventuellement additionnée de surfactants pour éliminer les sels),
- solution de gel surretardé,
- bouchon (sur environ 30 m soit environ 100 pieds de hauteur) : eau ou solutions connues de polymères tels que polysaccharides, biopolymères, gommes guar, de caroube, etc...
En cimentation on utilisera le même genre de séquence d'opérations en injectant les fluides par le tubage (ou casing) mais on pourra remplacer éventuellement le bouchon fluide par un bouchon mécanique du type utilisé en cimentation.
Une composition (2) de gel surretardé pour colmatage sera par exemple consitutée des composants suivants
- silicates : de 20 à 25 % en volume,
- durcisseur(s) (cf. brevet précité) du type résine aminoplaste : de 40 à 130 g/l,
- eau douce (contenant au maximum 800 ppm de cations divalents tels que Ca20+et 2000 ppm de cations monovalents tels que a.
- silicates : de 20 à 25 % en volume,
- durcisseur(s) (cf. brevet précité) du type résine aminoplaste : de 40 à 130 g/l,
- eau douce (contenant au maximum 800 ppm de cations divalents tels que Ca20+et 2000 ppm de cations monovalents tels que a.
Cette composition permet de choisir un temps de prise du gel surretardé compris entre une demi-heure et quatre heures.
En application consolidation de terrain, la proportion de silicate pourra être portée de 30 % et la proportion de durcisseur(s) sera d'environ 60 à 170 g/l en fonction de la température. Des essais de routine permettront à l'homme du métier de choisir les concentrations de telle façon que, pour la température en cause, on obtienne le temps de gel choisi à l'avance.
Les figures 3 à 6 annexées et le tableau ci-après assisteront l'homme du métier dans ces essais.
Les figures 3 à 6 représentent la variation du temps maximal de pompage dont on peut disposér en fonction de la concentration en durcisseur(s) (résine(s) aminoplaste), pour un mélange constitué d'eau du robinet et de 20 Z en volume à 200C de silicate de sodium, pour une température de fond de puits de
- 400C (figure 3)
- 600C (figure 4)
- 800C (figure 5)
- 900C (figure 6).
- 400C (figure 3)
- 600C (figure 4)
- 800C (figure 5)
- 900C (figure 6).
Ce temps maximal a été déterminé par des mesures de viscosité au viscosimètre FANN 35, ressort 0,2, vitesse 6 ou 100 tr/min, selon les normes API.
Le tableau ci-après rassemble quelques mesures du temps de prise de la composition de gel en fonction des 3 paramètres principaux, le pourcentage volumique à 200C de silicate de sodium, la concentration en durcisseur(s) et la température.
TABLEAU
<tb> Z <SEP> de <SEP> silicate <SEP> - <SEP> <SEP> concentration <SEP> température <SEP> temps <SEP> de
<tb> de <SEP> sodium <SEP> en <SEP> en <SEP> durcisseur(s) <SEP> ( C) <SEP> prise <SEP> du <SEP> gel
<tb> volume <SEP> à <SEP> 200C <SEP> (g/l) <SEP> (mm)
<tb> <SEP> 20 <SEP> 40 <SEP> 60
<tb> <SEP> 20 <SEP> 120 <SEP> 40 <SEP> 95
<tb> <SEP> 20 <SEP> llO <SEP> <SEP> 40 <SEP> 135
<tb> <SEP> 30 <SEP> 154 <SEP> 40 <SEP> 110
<tb> <SEP> 20 <SEP> 80 <SEP> 60 <SEP> 115
<tb> <SEP> 20 <SEP> 60 <SEP> 70 <SEP> 100
<tb> <SEP> 30 <SEP> O <SEP> 70 <SEP> 95
<tb>
Par exemple pour un temps de pompage de 100 minutes et une température de circulation en fonds de puits (BHCT) de 600C, on a choisi une composition de gel surretardé contenant 30 % en volume de silicate de sodium et 60 g/l de résine aminoplaste.
<tb> de <SEP> sodium <SEP> en <SEP> en <SEP> durcisseur(s) <SEP> ( C) <SEP> prise <SEP> du <SEP> gel
<tb> volume <SEP> à <SEP> 200C <SEP> (g/l) <SEP> (mm)
<tb> <SEP> 20 <SEP> 40 <SEP> 60
<tb> <SEP> 20 <SEP> 120 <SEP> 40 <SEP> 95
<tb> <SEP> 20 <SEP> llO <SEP> <SEP> 40 <SEP> 135
<tb> <SEP> 30 <SEP> 154 <SEP> 40 <SEP> 110
<tb> <SEP> 20 <SEP> 80 <SEP> 60 <SEP> 115
<tb> <SEP> 20 <SEP> 60 <SEP> 70 <SEP> 100
<tb> <SEP> 30 <SEP> O <SEP> 70 <SEP> 95
<tb>
Par exemple pour un temps de pompage de 100 minutes et une température de circulation en fonds de puits (BHCT) de 600C, on a choisi une composition de gel surretardé contenant 30 % en volume de silicate de sodium et 60 g/l de résine aminoplaste.
L'eau de mélange était de l'eau douce contenant environ 400 ppm de chlorure de calcium et de magnésium au total et 820 ppm de chlorure de sodium.
Les conditions de fond de puits ont été simulées dans l'appareillage de laboratoire représenté sur la figure 2 annexée.
On prépare la solution (2) décrite ci-dessus de gel surretardé dans le récipient R, que l'on peut pressuriser à la pression P, et porter à la température T voulue. On envoie la solution de gel surretardé dans la carotte C (constitué de grès, d'un carbonate ou d'un matériau synthétique poreux) de perméabilité comprise entre 100 mD et 3 D. (100 milliDarcy à 3
Darcy).
Darcy).
On applique une pression de confinement PC et une contre-pression CP destinées à simuler les conditions de fond de puits. Lorsque la solution 2 a entièrement pénétré dans la carotte, on envoie 8 ml d'eau par une tubulure latérale (t), puis immédiatement derrière l'agent gélifiant (chlorure de calcium).
Les 8 ml d'eau (bouchon) ont pour but d'éviter une précipitation dans les tubulures. et on les récupère en F.
On observe l'éluat E récupéré dans le bac B.
On effectue des séries d'essais avec différentes carottes C en faisant varier la pression P (entre 2 et 20 bars) et la température T' (entre 40, 60 et 800C). PC et CP sont respectivement fixées à 75 bars et 10 bars.
Dans tous les essais effectués l'écoulement cesse totalement dès que le chlorure de calcium atteint la carotte. Ces résultats signifient que cet agent forme instantanément une couche (représentée en traits hachurés) au voisinage de la surface d'entrée de la carotte et colmate ainsi totalement celle-ci.
Claims (10)
1.- Procédé pour colmater et/ou consolider une formation géologique perméable notamment traversée par un puits de forage, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes suivantes
a) introduction dans la formation d'une composition de gel surretardé comprenant un composé gélifiable et au moins un durcisseur, dont le temps de prise est nettement supérieur au temps de positionnement convenable de la composition, de façon à ce que celle-ci envahisse la formation depuis le puits et sur une distance notable
b) injection dans le puits, derrière un bouchon mécanique ou de fluide, d'un agent gélifiant à action rapide choisi de façon à provoquer la gélification instantanée de la partie de la composition de gel surretardé se trouvant au voisinage immédiat de l'interface de la zone à traiter et du puits de forage, ce qui stoppe le déplacement de la composition de gel surretardé vers l'intérieur de la formation.
2.- Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'introduction de la composition de gel surretardé et celle de l'agent gélifiant à action rapide sont effectuées par pompage depuis la surface.
3.- Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que le temps de prise de la composition de gel surretardé est supérieur de 10 à 50 X au temps de pompage.
4.- Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que le temps de prise de la composition de gel surretardé est supérieur de 20 à 30 X au temps de pompage.
5.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la composition de gel surretardé comprend comme composé gélifiable un silicate de métal alcalin, notamment un silicate de sodium.
6.- procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que la composition de gel surretardé comprend comme durcisseur au moins une résine aminoplaste hydrosoluble dans laquelle l'aldéhyde est du formaldéhyde, du glyoxal ou un mélange de glyoxal et de formaldéhyde et le composé azoté est de l'urée.
7.- Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'agent gélifiant à action rapide est un sel minéral.
8.- Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que l'agent gélifiant est un sel minéral à cation divalent.
9.- Procédé selon la revendicaiton 8, caractérisé en ce que l'agent gélifiant est du chlorure de calcium.
10.- Application du procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes aux traitements de puits pétroliers, de gaz, d'eau ou géothermiques.
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8616528A FR2607184A1 (fr) | 1986-11-25 | 1986-11-25 | Procede de colmatage de formations souterraines notamment dans le secteur des forages petroliers ainsi que compositions et applications correspondantes |
| FR8710669A FR2618846A2 (fr) | 1986-11-25 | 1987-07-27 | Procede de colmatage de formations souterraines notamment dans le secteur des forages petroliers ainsi que compositions et applications correspondantes |
| DE8787201836T DE3769617D1 (de) | 1986-11-25 | 1987-09-24 | Verfahren zum verschliessen von unterirdischen formationen, speziell fuer oelfelder und vergleichbare anwendungen. |
| EP87201836A EP0272709B1 (fr) | 1986-11-25 | 1987-09-24 | Procédé de colmatage de formations souterraines, notamment dans le secteur des forages pétroliers et applications correspondantes |
| US07/122,958 US4838352A (en) | 1986-11-25 | 1987-11-19 | Process for plugging subterranean formations |
| BR8706341A BR8706341A (pt) | 1986-11-25 | 1987-11-24 | Processo para tamponamento de formacao subterraneas,particularmente em servicos de campos de oleo e aplicacoes correspondentes |
| CA000552584A CA1283848C (fr) | 1986-11-25 | 1987-11-24 | Methode d'obturation de gisements, notamment dans l'exploitation des champs petroliferes et dans des domaines connexes |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8616528A FR2607184A1 (fr) | 1986-11-25 | 1986-11-25 | Procede de colmatage de formations souterraines notamment dans le secteur des forages petroliers ainsi que compositions et applications correspondantes |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2607184A1 true FR2607184A1 (fr) | 1988-05-27 |
Family
ID=9341265
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR8616528A Withdrawn FR2607184A1 (fr) | 1986-11-25 | 1986-11-25 | Procede de colmatage de formations souterraines notamment dans le secteur des forages petroliers ainsi que compositions et applications correspondantes |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| FR (1) | FR2607184A1 (fr) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111119783A (zh) * | 2018-11-01 | 2020-05-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 密封筒装置、插管和管串 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3805893A (en) * | 1972-08-28 | 1974-04-23 | Union Oil Co | Mobility-controlled caustic flood |
| US3882938A (en) * | 1972-07-17 | 1975-05-13 | Union Oil Co | Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs |
| FR2551451A1 (fr) * | 1983-08-31 | 1985-03-08 | Hoechst France | Composition d'injection pour le colmatage ou la consolidation des sols |
-
1986
- 1986-11-25 FR FR8616528A patent/FR2607184A1/fr not_active Withdrawn
Patent Citations (3)
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| US3882938A (en) * | 1972-07-17 | 1975-05-13 | Union Oil Co | Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs |
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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| CN111119783A (zh) * | 2018-11-01 | 2020-05-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 密封筒装置、插管和管串 |
| CN111119783B (zh) * | 2018-11-01 | 2021-11-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 密封筒装置、插管和管串 |
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