EP0131499B1 - Procédé d'oxydation de couches sédimentaires souterraines contenant des matières hydrocarbonées - Google Patents

Procédé d'oxydation de couches sédimentaires souterraines contenant des matières hydrocarbonées Download PDF

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EP0131499B1
EP0131499B1 EP84401286A EP84401286A EP0131499B1 EP 0131499 B1 EP0131499 B1 EP 0131499B1 EP 84401286 A EP84401286 A EP 84401286A EP 84401286 A EP84401286 A EP 84401286A EP 0131499 B1 EP0131499 B1 EP 0131499B1
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Gérard Lefranc
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LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/001—Cooling arrangements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/243—Combustion in situ

Definitions

  • the present invention relates to a process for the oxidation of underground sedimentary layers containing hydrocarbonaceous materials, according to which an inert or weakly oxidizing gas is injected in a first step and an oxygen-containing gas in a second step, into at least one well.
  • injection starting from the surface and opening into said underground layer so as to cause the partial or total oxidation of said hydrocarbon materials and the flow of these in the form of fluids to at least one production well located at a distance of said injection well and also opening into said underground layer, said injection well being constituted by a first central tube, by a second tube concentric with the first defining a first annular space and by a casing concentric with said second tube defining a second annular space and extending deeper into the underground layer than said first and second tubes.
  • Most of the installations for implementing the methods currently used comprise an injection well opening into the underground hydrocarbon layer and at least one production well located at a certain distance from the injection well.
  • the injection well comprises a central tube called “tubing" into which the oxygen-containing gas is injected and a tube concentric with said tubing into which is injected, for example, water called reaction water.
  • This causes either a modification of the viscosity of the hydrocarbon materials contained in the underground layer (case of petroleum), or their partial oxidation (case of coal), which, in both cases, promotes the flow of said hydrocarbon materials towards the production wells.
  • the subject of the invention is a process for the oxidation of underground hydrocarbon layers of the type set out in the preamble to claim 1, which also makes it possible to solve this safety problem and has the advantage of being simple to implement.
  • the method according to the invention is characterized in that said first and second tubes 4, 5 open into the lower part of said casing after passing through an annular seal placed between the second tube and the casing, a circulation of cold water being established in the second annular space during the oxygen injection step, in that, during the first step, the inert or slightly oxidizing gas is injected into the first central tube, in that, during of the second step, an oxidizing gas is injected into said central tube and the oxygen concentration of said oxidizing gas is gradually increased, and the reaction fluids injected into the first annular space are penetrated into the underground layer by regularly distributed perforations, formed in the side wall of the lower part of the casing, and in that during the second stage, the pressure is controlled where the reaction takes place in the di your underground sedimentary layers in order to detect an explosion hazard, the injection of reaction fluids being immediately stopped when a pressure variation corresponding to such an explosion hazard has been detected and instead injected into the annular space a safety fluid chosen from nitrogen, carbon dioxide and flooding water, the injection sequence
  • the oxygen concentration of the gas injected into the central tube is increased in a proportion of approximately 1% to approximately 30% of oxygen, and in a second stage, the oxygen concentration of said gas is increased to a maximum proportion of between 75% and 99.5%.
  • An injection well 1 starts from the free surface 2 of the land in question and opens into the underground layer 3 containing hydrocarbon materials.
  • the well 1 comprises a central tube 4, a second tube 5 concentric with the tube 4 and a casing 6 concentric with the tube 5.
  • the tube 5 defines with the tube 4 a first annular space 7, and the casing 6 defines with the tube 5 a second annular space 8.
  • the casing 6 extends deeper into the underground layer 3 than the tubes 4 and 5.
  • the tubes 4 and 5 open into the lower end of the casing 6 after passing through an annular seal 9 says "packer".
  • the side wall of the lower part of the casing 6 which is in the underground layer 3 is provided with perforations 10 regularly distributed. Means of injection, regulation and maintenance, called "Christmas tree", placed on the surface 2 are symbolized at 11.
  • the central tube 4 is a coiled tube unwound from a coil 12 fixed on the surface on a appropriate device (not shown in the figure); the tube 4 can also be constituted by tubular elements screwed to each other. However, it is preferred to use an unwound coiled tube which has the advantage of being able to be installed and removed quickly.
  • This tube 4 is preferably made of stainless or refractory metal.
  • an inert or slightly oxidizing gas is injected into the tube 4 so as to purge the bottom of the well, which makes it possible, during the next step, to start the oxidation in an area where the risks of 'explosion are minimal.
  • reaction water means water in the form of either liquid, vapor or foam.
  • a circulation of cold water is established in the annular space 8 so as to avoid excessive heating of the “packer” 9 (in fact, the packer, which consists of hydrocarbon elements, rubber type, does not support not too high temperatures).
  • This circulation of cooling water can advantageously be placed in the annular space 8 using a conventional device (not shown in the figure) of the “Coiled Tubing” or “Snubbing” type (elements tubular).
  • the first purging step lasts about a few days
  • the first stage of the second oxidation step oxygen concentration of the gas injected into the tube 4 increasing from about 1% to about 30%
  • the duration of the second stage of this second stage is approximately 350 days to 700 days.
  • the injection of a safety fluid into the annular space 7 is approximately 1 hour.
  • the rate of injection of the oxidizing gas into the tube 4 can range from 1000 to 10,000 m 3 / h and that the rate of injection of the reaction water into space annular 7 can be 10 liters per m 3 of oxidizing gas injected into the tube 4.
  • the process according to the invention avoids any risk of explosion during the oxidation of underground layers containing hydrocarbonaceous materials, on the one hand thanks to the first purging step, on the other hand thanks to the possibility for monitoring reactions by injecting a safety fluid in the event of an incident.

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Description

  • La présente invention concerne un procédé d'oxydation de couches sédimentaires souterraines contenant des matières hydrocarbonées selon lequel on injecte, dans une première étape un gaz inerte ou peu oxydant et dans une seconde étape un gaz contenant de l'oxygène, dans au moins un puits d'injection partant de la surface et débouchant dans ladite couche souterraine de façon à provoquer l'oxydation partielle ou totale desdites matières hydrocarbonnées et l'écoulement de celles-ci à l'état de fluides vers au moins un puits de production situé à distance dudit puits d'injection et débouchant également dans ladite couche souterraine, ledit puits d'injection étant constituté d'un premier tube central, d'un deuxième tube concentrique au premier définissant un premier espace annulaire et d'un cuvelage concentrique audit deuxième tube définissant un deuxième espace annulaire et s'étendant plus en profondeur dans la couche souterraine que lesdits premier et deuxième tubes.
  • Il existe différentes méthodes pour oxyder les couches sédimentaires souterraines contenant des matières hydrocarbonées parmi lesquelles les méthodes dites «thermiques» qui consistent à oxyder les couches souterraines à l'aide d'un gaz oxydant, d'air, d'air enrichi en oxygène ou d'oxygène pur. Selon ces méthodes, l'oxydation des couches hydrocarbonnées est:
    • - soit partielle (gazéification du charbon) faisant intervenir des réactions du type:
      Figure imgb0001
      Figure imgb0002
      Figure imgb0003
    • - soit totale (récupération assistée du pétrole par combustion in situ).
  • La plupart des installations de mise en oeuvre des méthodes utilisées actuellement comportent un puits d'injection débouchant dans la couche souterraine hydrocarbonée et au moins un puits de production situé à une certaine distance du puits d'injection. Le puits d'injection comprend un tube central dit «tubing» dans lequel on injecte le gaz contenant de l'oxygène et un tube concentrique audit tubing dans lequel on injecte, par exemple, de l'eau dite eau de réaction. Ceci entraîne soit une modification de la viscosité des matières hydrocarbonées contenues dans la couche souterraine (cas du pétrole), soit leur oxydation partielle (cas du charbon), cequi, dans les deux cas, favorise l'écoulement desdites matières hydrocarbonées vers le ou les puits de production.
  • Il est connu de FR-A-1 080 040 de faciliter l'extraction du pétrole des gisements souterrains en maintenant une pression constante dans lesdits gisements. Pour cela, on injecte un gaz inerte pour éliminer le gaz naturel, puis de l'air comprimé de manière à réaliser une combustion dans le sous-sol.
  • L'un des problèmes essentiels rencontrés dans ces méthodes d'oxydation des couches souterraines de matières hydrocarbonées provient du fait que les pressions d'injection du gaz oxydant et de l'eau dans le puits d'injection sont le plus souvent très élevées du fait, soit de la valeur de la pression hydrostatique de fond, soit de la volonté de travailler à haute pression. Ainsi, les pressions d'injection des produits peuvent atteindre des valeurs telles que les cinétiques d'oxydation sont accélérées au point de pouvoir rendre les réactions explosives. C'est pourquoi, dans un but de sécurité, on cherche à limiter le plus possible ces risques d'explosion lors de la mise en oeuvre de ces procédés.
  • Parmi les procédés d'oxydation de couches souterraines selon lesquels on cherche à limiter les risques d'explosion, on peut citer le procédé décrit dans EP-A-0 057 641 selon lequel le tube central d'injection du gaz oxydant comporte à son extrémité inférieure un ajutage dont les dimensions sont calculées de façon à ce que la vitesse d'arrivée dudit gaz oxydant soit telle que, s'il se produit une explosion au fond du puits d'injection, il n'y ait pas retour de flamme. On peut également citer le procédé décrit dans EP-A-0 075 515 qui consiste à injecter de l'oxygène dans un conduit séparé et éloigné d'une certaine distance du conduit d'injection d'air ou d'eau.
  • Linvention a pour objet un procédé d'oxydation de couches souterraines hydrocarbonées du type énoncé dans le préambule de la revendication 1 qui permet également de résoudre ce problème de sécurité et présente l'avantage d'être d'une mise en oeuvre simple.
  • Le procédé selon l'invention est caractérisée en ce que lesdits premier et deuxième tubes 4, 5 débouchent dans la partie inférieure dudit cuvelage après avoir traversé un joint annulaire d'étanchéité placé entre le deuxième tube et le cuvelage, une circulation d'eau froide étant établie dans le deuxième espace annulaire au cours de l'étape d'injection d'oxygène, en ce que, au cours de la première étape, on injecte le gaz inerte ou peu oxydant dans le premiertube central, en ce que, au cours de la seconde étape on injecte dans ledit tube central un gaz oxydant et on augmente progressivement la concentration en oxygène dudit gaz oxydant, et on injecte dans le premier espace annulaire de l'eau de réaction, les fluides de réaction injectés pénétrant dans la couche souterraine par des perforations régulièrement réparties, ménagées dans la paroi latérale de la partie inférieure du cuvelage, et en ce que au cours de la seconde étape, on contrôle la pression là où la réaction a lieu dans lesdites couches sédimentaires souterraines afin de détecter un danger d'explosion, l'injection des fluides de réaction étant immédiatement arrêtée lorsqu'une variation de pression correspondant à un tel danger d'explosion à été décelée et on injecte à la place, dans l'espace annulaire un fluide de sécurité choisi parmi l'azote, l'anhydride carbonique et l'eau de noyage, la séquence d'injection des fluides selon les deux étapes ci-dessus étant reprise, après contrôle de l'incident.
  • Selon une caractéristique de l'invention, au cours de la deuxième étape, dans un premier stade, on augmente la concentration en oxygène du gaz injecté dans le tube central dans une proportion d'environ 1 % à environ 30% d'oxygène, et dans un deuxième stade, on augmente la concentration en oxygène dudit gaz jusqu'à une proportion maximum comprise entre 75% et 99,5%.
  • Les avantages et caractéristiques de l'invention seront mieux compris à la lecture de la description qui suit en référence à la figure jointe qui représente un mode de réalisation d'un puits d'injection permettant la mise en oeuvre du procédé objet de l'invention.
  • Un puits d'injection 1 part de la surface libre 2 du terrain concerné et débouche dans la couche souterraine 3 contenant des matières hydrocarbonées. Le puits 1 comprend un tube central 4, un deuxième tube 5 concentrique au tube 4 et un cuvelage 6 concentrique au tube 5. Le tube 5 définit avec le tube 4 un premier espace annulaire 7, et le cuvelage 6 définit avec le tube 5 un deuxième espace annulaire 8. Le cuvelage 6 s'étend plus en profondeur dans la couche souterraine 3 que les tubes 4 et 5. Les tubes 4 et 5 débouchent dans l'extrémité inférieure du cuvelage 6 après avoir traversé un joint annulaire d'étanchéité 9 dit «packer». La paroi latérale de la partie inférieure du cuvelage 6 qui est dans la couche souterraine 3 est munie de perforations 10 régulièrement réparties. Des moyens d'injection, de régulation et de maintenance, dits «arbre de Noël», placés à la surface 2 sont symbolisés en 11. Le tube central 4 est un tube bobiné déroulé à partir d'une bobine 12 fixée en surface sur un dispositif approprié (non représenté sur la figure); le tube 4 peut également être constitué par des éléments tubulaires vissés les uns au autres. Toutefois, on préfère utiliser un tube bobiné déroulé qui présente l'avantage de pouvoir être installé et retiré rapidement. Ce tube 4 est, de préférence, en métal inoxydable ou réfractaire.
  • La mise en oeuvre du procédé de l'invention est la suivante.
  • On injecte tout d'abord, dans le tube 4, un gaz inerte ou peu oxydant de façon à purger le fond du puits, ce qui permet, lors de l'étape suivante, de démarrer l'oxydation dans une zone où les risques d'explosion sont minimes.
  • Une fois cette première étape du purge terminée, on injecte dans le tube 4 un gaz contenant de l'oxygène et on augmente progressivement la concentration en oxygène dudit gaz jusqu'à une proportion maximum comprise entre 75% et 99,5%. Simultanément, on injecte de l'eau de réaction dans l'espace annulaire 7; par «eau de réaction», on entend de l'eau sous forme, soit de liquide, soit de vapeur, soit de mousse. De plus, on établit une circulation d'eau froide dans l'espace annulaire 8 de façon à éviter un échauffement trop important du «packer» 9 (en effet, le packer, qui est constitué d'éléments hydrocarbonés, type caoutchouc, ne supporte pas des températures trop élevées). Cette circulation d'eau de refroidissement peut de façon avantageuse être mise en place dans l'espace annulaire 8 grâce à un dispositif classique (non représenté sur la figure) du type «Coiled Tubing» (tube bobiné déroulé) ou «Snubbing» (éléments tubulaires vissés).
  • Grâce à un système de détection approprié (non représenté sur la figure) placé en surface, si l'on décèle une variation de pression correspondant à un danger d'explosion, on arrête immédiatement l'injection des fluides de réaction et on injecte à la place, dans l'espace annulaire 7, un fluide de sécurité tel que de l'azote, de l'anhydride carbonique ou de l'eau de noyage. Après contrôle de l'incident, on reprend la séquence d'injection à zéro.
  • A titre d'exemple, la première étape de purge dure environ quelques jours, le premier stade de la deuxième étape d'oxydation (concentration en oxygène du gaz injecté dans le tube 4 augmentant d'environ 1 % à environ 30%) est d'environ 15 jours et la durée du deuxième stade de cette deuxième étape (augmentation de la concentration en oxygène du gaz injecté dans le tube 4 pouvant aller jusqu'à environ 99,5%) est d'environ 350 jours à 700 jours. En cas d'incident, l'injection d'un fluide de sécurité dans l'espace annulaire 7 est d'environ 1 heure.
  • Toujours, à titre d'exemple, on signale que le débit d'injection du gaz oxydant dans le tube 4 peut aller de 1000 à 10000 m3/h et que le débit d'injection de l'eau de réaction dans l'espace annulaire 7 peut être de 10 litres par m3 de gaz oxydant injecté dans le tube 4.
  • Ainsi, le procédé conforme à l'invention permet d'évitertout risque d'explosion lors de l'oxydation de couches souterraines contenant des matières hydrocarbonées, d'une part grâce à la première étape de purge, d'autre part grâce à la possibilité de contrôle des réaction par injection d'un fluide de sécurité en cas d'incident.

Claims (6)

1. Procédé d'oxydation de couches sédimentaires souterraines (3) contenant des matières hydrocarbonées selon lequel on injecte, dans une première étape un gaz inerte ou peu oxydant et dans une seconde étape un gaz contenant de l'oxygène, dans au moins un puits d'injection (1) partant de la surface (2) et débouchant dans ladite couche souterraine (3) de façon à provoquer l'oxydation partielle ou totale desdites matières hydrocarbonées et l'écoulement de celles-ci à l'état de fluides vers au moins un puits de production situé à distance dudit puits d'injection (1) et débouchant également dans ladite couche souterraine, ledit puits d'injection (1) étant constitué d'un premier tube central (4), d'un deuxième tube (5) concentrique au premier définissant un premier espace annulaire (7) et d'un cuvelage (6) concentrique audit deuxième tube (5) définissant un deuxième espace annulaire (8) et s'étendant plus en profondeur dans la couche souterraine (3) que lesdits premier et deuxième tubes, caractérisé en ce que lesdits premier et deuxième tubes (4 et 5) débouchent dans la partie inférieure dudit cuvelage (6) après avoir traversé un joint annulaire d'étanchéité (9) placé entre le deuxième tube (5) et le cuvelage (6), une circulation d'eau froide étant établie dans le deuxième espace annulaire (8) au cours de l'étape d'injection d'oxygène, en ce que, au cours de la première étape, on injecte le gaz inerte ou peu oxydant dans le premier tube central (4), en ce que, au cours de la seconde étape on injecte dans ledit tube central (4) un gaz oxydant et on augmente progressivement la concentration en oxygène dudit gaz oxydant, et on injecte dans le premier espace annulaire (7) de l'eau de réaction, les fluides de réaction injectés pénétrant dans la couche souterraine (3) par des perforations (10) régulièrement réparties, ménagées dans la paroi latérale de la partie inférieure du cuvelage (6), et en ce que au cours de la seconde étape, on contrôle la pression là où la réaction a lieu dans lesdites couches sédimentaires souterraines (3) afin de détecter un danger d'explosion, l'injection des fluides de réaction étant immédiatement arrêtée lorsqu'une variation de pression correspondant à un tel danger d'explosion a été décelée et on injecte à la place, dans l'espace annulaire (7) un fluide de sécurité choisi parmi l'azote, l'anhydride carbonique et l'eau de noyage, la séquence d'injection des fluides selon les deux étapes ci-dessus étant reprise, après contrôle de l'incident.
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que, au cours de la deuxième étape, dans un premier stade, on augmente la concentration en oxygène du gaz injecté dans le tube central (4) dans une proportion d'environ 1 % à environ 30%, et dans un deuxième stade, on augmente la concentration en oxygène dudit gaz jusqu'à une proportion maximum comprise entre 75% et 99,5%.
3. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que la durée de la première étape est de quelques jours, la durée du premier stade de la deuxième étape est d'environ 15 jours et la durée du deuxième stade de ladite deuxième étape est d'environ 350 jours à 700 jours.
4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que la durée d'injection d'un fluide de sécurité dans le premier espace annulaire (7) est d'environ une heure.
5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'on injecte le gaz oxydant dans le tube central à un débit de 100 à 10000 m3/heure.
6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu'on injecte l'eau dans le premier espace annulaire (7) à un débit de 10 litres/m3 de gaz oxydant injecté dans le tube central (4).
EP84401286A 1983-06-30 1984-06-21 Procédé d'oxydation de couches sédimentaires souterraines contenant des matières hydrocarbonées Expired EP0131499B1 (fr)

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FR8310829A FR2548207B1 (fr) 1983-06-30 1983-06-30 Procede d'oxydation de couches sedimentaires souterraines contenant des matieres hydrocarbonees

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