EP2551443A2 - Procédé optimisé de traitement de puits contre les venues de sable - Google Patents

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EP2551443A2
EP2551443A2 EP12290197A EP12290197A EP2551443A2 EP 2551443 A2 EP2551443 A2 EP 2551443A2 EP 12290197 A EP12290197 A EP 12290197A EP 12290197 A EP12290197 A EP 12290197A EP 2551443 A2 EP2551443 A2 EP 2551443A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
gas
well
water
formation
polymer
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP12290197A
Other languages
German (de)
English (en)
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EP2551443A3 (fr
Inventor
Alexandre Gravelle
Yannick Peysson
René Tabary
Patrick Egermann
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP2551443A2 publication Critical patent/EP2551443A2/fr
Publication of EP2551443A3 publication Critical patent/EP2551443A3/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

    • 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
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/025—Consolidation of loose sand or the like round the wells without excessively decreasing the permeability thereof

Definitions

  • the present invention relates to the field of the exploitation of gas deposits or the storage of gas in formations of the subsoil.
  • Sandstorms are sometimes observed during the production of natural gas from sandstone reservoirs (exploitation of gas deposits or natural gas storage activity, deep aquifer context or converted depleted reservoir).
  • the rock deconsolidates in places generating a production of sand grains in the gas flow with consequences that are harmful for the operator.
  • These upswings are related mainly to the geological nature of the rocks and their mechanical properties around the well but also to the operating conditions that modify the pressure distributions and therefore the distribution of mechanical stresses. Indeed, the production leads to the increase of the speeds to the right of the well by the combined effect of the depressurization and the global rise of the water body which gradually limits the passing section.
  • the object of the invention relates to an optimized method for treating an underground formation against sandstorms, during the production of gas from this formation.
  • the invention makes it possible to recreate a cohesion of the deconsolidated formations by promoting the formation of inter-grain adhesive bridges and by minimizing the leaching of these adhesive junctions, by means of an adequate placement the product including i) sequential placement of different products selected and optimized by a precise methodology in the laboratory; ii) a reduction in gas flows (injection and production) during the gas breakthrough at the end of treatment.
  • the invention it is possible to carry out injection cycles by alternating a gas injection step with a treatment fluid injection step.
  • the polymer can be chosen so as to limit leaching of the capillary bridges.
  • This polymer may be chosen from the following polymers: SBP500 microgels, AP25 microgels, PAM FA920 polyacrylamide.
  • the flow rate can be chosen by means of a flow simulator, from which residual saturations for different flow rates are determined.
  • polymers includes polyacrylamide-based linear chain polymers and microgels.
  • microgel is designated a non-linear polymer, crosslinked, thus presenting itself in the state of three-dimensional network, inflatable in the presence of water.
  • the molecular mass is high (> 5.10 8 daltons) and depends on the degree of crosslinking.
  • the low degree of crosslinking (0.05% to 0.5%, and preferably 0.1% to 0.25%) makes it possible to impart elasticity and therefore a high capacity for deformation to these microgels, which are known of "deformables"("softmicrogels”) as opposed to microgels with a high degree of crosslinking that would approach hard spheres.
  • the invention includes a choice of certain polymers better resistant to this leaching.
  • the implementation of the invention makes it possible to significantly increase the durability of the treatment.
  • the proposed methodology provides flexibility of use to achieve a consolidating effect. Indeed, it is preferable to limit the flow of gas to obtain optimal saturation, however, one can also play on the number of cycles of treatment. Thus, even if the flow rates are such that the residual saturation is low, several successive treatment cycles are recommended to significantly increase the consolidation.
  • the production of the gas contained in an underground formation is carried out by means of at least one well drilled through this formation. During the treatment phase against the arrival of sand, we stop the production of gas.
  • this well is used to inject a volume V FT of a treatment fluid comprising at least one polymer and water.
  • This method corresponds to the conventional method of treatment of formations against the arrival of sand during the subsequent production of the gas of the underground formation.
  • the chemicals used for the treatment are based on polymers, copolymers or terpolymers (preferably a non-hydrolyzed polyacrylamide type polymer), combined with a crosslinked polymer in the state of three-dimensional network, inflatable in the presence of water, preferably microgels (see chapter detailed description).
  • An advantage of the process employing the preferentially recommended treatment fluids of the present invention is that they can be applied to formations without having to isolate or protect the hydrocarbon producing zone (s) during the injection phase. , unlike gelling solutions or resins.
  • a further advantage is that the microgels which are deformable in nature can be compressed to the wall of the pore restrictions thus allowing the gas to flow to the producing well without altering its relative permeability.
  • the microgels are also non-toxic, with no harmful residues, thus making it possible to meet the evolution of the European regulation on dangerous substances and the norms concerning discharges.
  • the volume of treatment V FT corresponds to a product saturation in a radius around the well of the first five meters. For a layer 15 m thick and 20% porosity, a volume of 60 m 3 is typically obtained.
  • the formation near the well is found saturated with water and product (polymer) treatment.
  • High water saturation significantly decreases gas permeability.
  • V g of gas In order to restore the gas permeability, a volume V g of gas is reinjected into the formation through the same well, in order to reconnect the gas bubble to the producing well: the gas pushes the water around the well. Once the water is removed, the injection can be stopped.
  • the injection rate of the gas in this phase must be uncontrolled. It must be low enough to leave a significant water saturation and thus help to strengthen the degree of consolidation of the formation in which the gas is injected leaving a significant water saturation.
  • capillary bridges are formed between grains containing active product (polymer). It is necessary to have a residual water saturation as high as possible in order to increase the amount of polymer product per bridge. However, the residual water saturation is even lower than the gas flow is important. As the experiments clearly show, consolidation is weaker in the presence of low water saturation.
  • the re-piercing phase of the gas is thus controlled in the formation after treatment with a lower flow rate compared with the usual procedures (an accurate evaluation of the flow can be carried out by means of flow simulation), in order to achieve on the other hand, to leave a strong residual saturation of the order of 10 to 15%, above the saturation irreducible in water, and on the other hand, to dry the capillary bridges.
  • the gas is injected to best flush the water around the well
  • the gas is injected so as to leave a saturation in large water. In this way, it promotes the formation of capillary bridges during reconnection (or breakthrough).
  • the beginning of the reconnection is typically marked by a sudden increase in the injection rate at imposed pressure.
  • there is still water in the stems so at the beginning the gas just pushes the water (thus still monophasic at the bottom) and it is only when the stems are empty that the gas begins to invade the formation.
  • Residual saturation is the amount of average water remaining in the aquifer around the well once the treatment solution has been injected and the reconnection of the gas bubble by gas breakthrough.
  • the invention there is left around the well a residual saturation with water as much as possible by controlling the flow of gas at the moment of breakthrough and / or the production of gas after injection of the treatment.
  • the injected gas volume must also be sufficient to dry the capillary bridges formed between the grains of the porous matrix.
  • the residual saturation is a function of the relative permeability curves of the medium in which the gas is injected, and of the capillary pressure curve. Depending on the gas flow that is injected, the residual saturation changes. This can be calculated with a tank simulator such as PUMAFlow TM software (IFP Energys Company, France). For this purpose, such a simulator uses the following input data: relative permeability - capillary pressure (Krs-Pc), treatment volume, product rheology, formation characteristic and storage status to more accurately anticipate the required volume and the time of the operation.
  • Krs-Pc relative permeability - capillary pressure
  • the volume of injected gas must also be sufficient to sufficiently dry the capillary bridges formed.
  • steps 2) and 3) are repeated in order to obtain a cumulative effect on the consolidation.
  • the type of product (polymer) used in the treatment solution is alternated in order to optimize the degree of consolidation / durability of the treatment.
  • the solid particles used are homogeneous glass beads (BV) with a diameter of 1 mm.
  • the beads are introduced into a glass cell to form a bed of beads as defined on the figure 1 .
  • the consolidation tests are based on the resistance of the solid to fluidization. Indeed, by circulating the dry air (AS) through the layer of balls in the ascending direction, and gradually increasing the gas flow (measured by a flow meter DM), at a given flow rate, a threshold speed is reached from which the particles are suspended. The beads are then called fluidized. Before fluidization the pressure differential, measured by a sensor CP, increases continuously with the speed of the gas (Darcy regime), after fluidization, the pressure is maintained at a constant value. The transition between these two regimes defines our criterion of rupture.
  • the fluidization rate is our reference value in the absence of any treatment. It is noted Qc_ini.
  • the polymer treatment is then applied by injecting the product in solution from top to bottom through the solid mass. The gas flow is then restored and leads to residual saturation with the water combined with the polymer. This water is dried by gas flow in an oven at 60 ° C. The new dry mass is fluidized again.
  • the observed fluidization rate, noted Qc is much greater than the initial flow rate. This flow rate report is defined as the consolidation criterion.
  • the tests consist of three steps:
  • This step consists of injecting the air into the bed of dry beads in order to define the fluidization rate of the unconsolidated medium (Qc_ini).
  • This step consists of treating the bed of beads and carrying out a fluidization test.
  • step 2 directly follows step 2 by injecting into the treated solid 10 Pore Volumes (VP) of distilled water from the top of the cell.
  • VP Pore Volumes
  • the figure 2 illustrates the analysis of the effect of microgel type 2 (AP25).
  • the treatment consists of injecting 500 ppm NaCl brine and a microgel at different concentrations.
  • the figure 2 shows the consolidation (Qc / Qc_ini ratio) of the bed of beads after injection of AP25 microgels at different concentrations C in ppm.
  • the results before flush with distilled water are represented by triangles, and the results after flush with distilled water are represented by squares.
  • the figure 3 illustrates the analysis of the effect of microgel type 1 (SBP500).
  • the treatment consists in injecting 500 ppm NaCl brine and a microgel at different concentrations C in ppm.
  • the figure 3 shows the consolidation (Qc / Qc_ini ratio) of the bed of beads after injection of SBP500 microgels at different concentrations.
  • the results before flush with distilled water are represented by triangles, and the results after flush with distilled water are represented by squares.
  • the figure 4 illustrates the analysis of the effect of WFP.
  • the treatment consists in injecting brine 500 ppm NaCl and PAM 920SH at different concentrations.
  • the figure 4 shows the consolidation (Qc / Qc_ini ratio) of the bed of beads after injection of PAM at different concentrations C in ppm.
  • the results before flush with distilled water are represented by triangles, and the results after flush with distilled water are represented by squares.
  • This microgel has the effect of consolidating the medium more and more depending on the concentration.
  • Residual efficacy after washing with fresh water is obtained from microgel concentrations of at least 2000 ppm.
  • PAM 920SH has the effect of strongly consolidating the environment.
  • the consolidation is greater than that obtained with the microgels for concentrations exceeding 300 ppm.
  • the effectiveness disappears completely after a gentle wash with water, regardless of the polymer concentration.
  • the mass of microgels retained increases with each cycle as shown by the Figures 7A and 7B .
  • the Figure 7A illustrates the evolution of the residual water saturation (Sw) as a function of the number of injection / gas breakthrough cycles (NbC).
  • the injection cycle is performed with the AP25 microgel.
  • the presence of microgels is favorable for the residual saturation. Indeed, it increases with the number of cycles, the others parameters remaining constant.
  • the Figure 7B illustrates the results of consolidation (report Qc / Qc_ini) of the bed of balls after injection as a function of the number of cycles (NbC).
  • the method according to the invention has preventive efficacy, but it can also be used for curative treatment. Thus, even wells with strong sandstorms can be treated.
  • the invention makes it possible to recreate a cohesion of deconsolidated formations by promoting the formation of inter-grain adhesive bridges and by minimizing the leaching of these adhesive junctions.

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Abstract

Procédé pour traiter une formation souterraine contre des venues de sable lors de la production d'un gaz issu de cette formation. On injecte aux abords du puits un volume V FT d'un fluide de traitement comportant au moins un polymère et de l'eau. Puis, on injecte un volume V g de gaz pour chasser l'eau injectée aux abords du puits afin de reconnecter au puits le gaz de la formation. On réalise cette injection avec un débit choisi pour maintenir la saturation résiduelle en eau aux abords du puits maximale après reconnexion, de façon à favoriser la formation de ponts capillaires. Enfin, on assèche les abords du puits en poursuivant l'injection du gaz après reconnexion, de façon à favoriser la transformation de ponts capillaires en ponts adhésifs inter-grains.

Description

  • La présente invention concerne le domaine de l'exploitation de gisements de gaz ou du stockage de gaz dans des formations du sous-sol.
  • Des venues de sable sont parfois observées pendant la production de gaz naturel à partir de réservoirs gréseux (exploitation de gisements de gaz ou activité de stockage de gaz naturel, contexte aquifère profond ou gisement déplété converti). La roche se déconsolide par endroits engendrant une production de grains de sable dans le flux de gaz avec des conséquences néfastes pour l'exploitant. Ces remontées intempestives sont liées principalement à la nature géologique des roches et leurs propriétés mécaniques autour du puits mais aussi aux conditions d'exploitation qui modifient les distributions de pressions et donc la distribution de contraintes mécaniques. En effet, la production conduit à l'augmentation des vitesses au droit du puits par l'effet combiné de la dépressurisation et de la remontée globale du plan d'eau qui limite progressivement la section passante.
  • Il est donc important de disposer de procédés pouvant limiter voire stopper ces venues de sable.
  • Il est connu de réaliser des traitements de la formation souterraine, en injectant une solution aqueuse à base de polymères au niveau des puits producteurs de sable. On arrête donc la production de gaz, puis on injecte la solution à partir du puits initialement prévu pour la production de gaz. Grâce à un tel procédé, les venues de sable peuvent être significativement réduites, voire totalement supprimées pendant une durée de l'ordre de 2 à 3 ans.
  • Des travaux ont montré que ces traitements au moyen de polymères ont un effet préventif sur les venues de sable en limitant l'érosion du ciment argileux entre les grains. Cet effet provient de l'adsorption des polymères sur la surface interne du milieu poreux. La couche adsorbée est de faible épaisseur (taille de la molécule de polymère) devant la taille des pores. Cette couche adsorbée permet de limiter les interactions entre l'argile et l'eau amenée à être en contact avec ces argiles (en particulier l'eau de condensation qui se forme au cours de la production dans le puits et qui peut réimbiber la formation).
  • L'objet de l'invention concerne un procédé optimisé pour traiter une formation souterraine contre les venues de sable, lors de production de gaz issu de cette formation. L'invention permet en effet de recréer une cohésion des formations déconsolidées en favorisant la formation des ponts adhésifs inter-grains et en minimisant le lessivage de ces jonctions adhésives, au moyen d'un placement adéquat du produit incluant i) une mise en place par séquences successives de différents produits choisis et optimisés par une méthodologie précise en laboratoire ; ii) une réduction des débits de gaz (injection et production) lors de la percée de gaz en fin de traitement.,
    • Le procédé selon l'invention
  • Procédé pour traiter une formation souterraine contre des venues de sables lors de production d'un gaz issu de cette formation via un puits foré à travers la formation, dans lequel on injecte aux abords dudit puits un volume VFT d'un fluide de traitement comportant au moins un polymère et de l'eau, caractérisé en ce que l'on réalise ensuite les étapes suivantes :
    • on injecte un volume Vg de gaz pour chasser l'eau injectée aux abords du puits afin de reconnecter audit puits ledit gaz de la formation, avec un débit choisi pour maintenir une saturation résiduelle en eau aux abords du puits maximale après reconnexion, de façon à favoriser une formation de ponts capillaires ;
    • on assèche les abords du puits en poursuivant l'injection du gaz après reconnexion, de façon à favoriser une transformation de ponts capillaires en ponts adhésifs inter-grains.
  • Selon l'invention, on peut réaliser des cycles d'injection en alternant une étape d'injection de gaz avec une étape d'injection de fluide de traitement. On peut alors utiliser différents types de polymères lors des cycles. On peut par exemple utiliser alternativement un premier polymère permettant d'augmenter la cohésion inter-grains, puis un second polymère permettant de résister au lessivage à l'eau.
  • Selon l'invention, on peut choisir le polymère de façon à limiter un lessivage des ponts capillaires. Ce polymère peut être choisi parmi les polymères suivants : des microgels SBP500, des microgels AP25, du polyacrylamide PAM FA920.
  • Enfin, le débit peut être choisi au moyen d'un simulateur d'écoulement, à partir duquel on détermine des saturations résiduelles pour différents débits.
  • D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après.
    • Présentation succincte des figures
    • la figure 1 montre un schéma de l'installation expérimentale de fluidisation d'un lit de particules.
    • la figure 2 illustre la consolidation du lit de billes après injection de microgels SBP500 à différentes concentrations.
    • la figure 3 illustre la consolidation du lit de billes après injection de microgels AP25 à différentes concentrations.
    • la figure 4 illustre la consolidation du lit de billes après injection de PAM FA920 à différentes concentrations.
    • la figure 5 illustre la consolidation du lit de billes après injection de un et deux cycles de microgels SBP500
    • la figure 6 illustre la consolidation du lit de billes après injection de un et deux cycles de microgels AP25.
    • les figures 7A et 7B illustrent l'influence du nombre de cycles sur la saturation résiduelle en eau (7A) et sur la consolidation (7B).
    Description détaillée du procédé
  • Dans la description, le terme "polymères" englobe des polymères à chaîne linéaire à base de polyacrylamide et des microgels. Par microgel est désigné un polymère non linéaire, réticulé, se présentant ainsi à l'état de réseau tridimensionnel, gonflable en présence d'eau. La masse moléculaire est élevée (> 5.108 dalton) et dépend du degré de réticulation. Le taux faible de réticulation (0,05% à 0,5%, et de préférence de 0,1% à 0,25%) permet de conférer une élasticité et donc une capacité de déformation importante à ces microgels que l'on qualifie de "déformables" ("soft microgels") par opposition à des microgels à fort taux de réticulation qui se rapprocheraient de sphères dures.
  • En plus de l'effet préventif sur le ciment argileux inter-grains, on a mis en évidence un second effet des procédés de traitement contre les venues de sable utilisant des polymères. Ce second effet est cette fois curatif : le traitement provoque un retour de la cohésion de la matrice granulaire qui engendrait les venues de sable et/ou une augmentation de la cohésion des zones faiblement consolidées et pouvant dès lors provoquer potentiellement des venues de sable. Cet effet provient de la présence de ponts capillaires entre grains suite à l'injection de la solution de traitement contenant le produit actif (polymères/microgels) et à la percée du gaz du site de stockage. Ces ponts capillaires contiennent du produit actif qui, en séchant avec le flux de gaz, évoluent vers des ponts adhésifs inter-grains.
  • On a mis également en évidence que la présence d'eau de condensation, ou le contact avec les saumures de l'aquifère, peuvent lessiver ces jonctions adhésives et créer une perte d'efficacité du produit actif avec le temps, effectivement observée sur site. Cependant, l'invention comporte un choix de certains polymères résistant mieux à ce lessivage. Ainsi, en favorisant les microgels à la bonne concentration et à la bonne salinité, la mise en oeuvre de l'invention permet d'augmenter notablement la durabilité du traitement.
  • Il apparaît donc nécessaire de prendre en compte ces deux effets dans la mise en oeuvre des procédés de traitement contre les venues de sable utilisant des polymères. Ainsi, le procédé selon l'invention permettant d'optimiser à la fois la consolidation (formation de ponts adhésifs inter-grains) du milieu poreux et sa durabilité (résistance au lessivage des ponts adhésifs inter-grains), comporte les étapes suivantes :
    1. 1) on injecte un fluide de traitement comportant au moins un polymère et de l'eau ;
    2. 2) on injecte du gaz dans la formation avec un débit limité permettant de maximiser la saturation résiduelle et d'assécher les ponts capillaires ;
    3. 3) on réitère les étapes 1) et 2) afin d'obtenir un effet cumulatif sur la consolidation, en alternant le type de produit (polymères/microgels).
  • La méthodologie proposée apporte une souplesse d'utilisation pour obtenir un effet consolidant. En effet, il est préférable de limiter le débit de gaz pour obtenir une saturation optimale, cependant, on peut aussi jouer sur le nombre de cycles de traitement. Ainsi, même si les débits sont tels que la saturation résiduelle est faible, plusieurs cycles de traitement successifs sont préconisés pour augmenter notablement la consolidation.
    • 1. Injection d'une solution de traitement à base de polymères
  • La production du gaz contenu dans une formation souterraine est réalisée au moyen d'au moins un puits foré à travers cette formation. Lors de la phase de traitement contre les venues de sable, on stoppe la production de gaz.
  • Dans un premier temps, on utilise ce puits, pour injecter un volume VFT d'un fluide de traitement comportant au moins un polymère et de l'eau. Ce procédé correspond au procédé classique de traitement des formations contre les venues de sable lors de la production ultérieure du gaz de la formation souterraine.
  • Les produits chimiques mis en oeuvre pour le traitement sont à base de polymères, copolymères ou de terpolymères (préférentiellement un polymère de type polyacrylamide non hydrolysé), combinés avec un polymère réticulé se présentant à l'état de réseau tridimensionnel, gonflable en présence d'eau, préférentiellement des microgels (voir chapitre description détaillée).
  • On peut par exemple utiliser les polymères réticulés fabriqués par la société SEPPIC (France) suivants :
    • Des microgels SBP500
    • Des microgels AP25
    • Du polyacrylamide PAM FA920.
  • Un avantage du procédé mettant en oeuvre les fluides de traitement préférentiellement recommandés de la présente invention, réside dans le fait qu'ils peuvent être appliqués à des formations sans devoir isoler ou protéger la ou les zones productrices d'hydrocarbure durant la phase d'injection, et ce à la différence de solutions gélifiantes ou de résines. Un avantage supplémentaire réside dans le fait que les microgels qui sont de nature déformable, peuvent être compressés à la paroi des restrictions de pore permettant ainsi au gaz de s'écouler vers le puits producteur sans altération de sa perméabilité relative. Les microgels sont d'autre part non toxiques, sans résidus nocifs, permettant ainsi de satisfaire l'évolution de la réglementation européenne sur les substances dangereuses et les normes concernant les rejets.
  • L'essentiel des mécanismes dits « aux abords des puits » se produit dans le rayon immédiat du puits sur typiquement quelques mètres car c'est dans cette zone que l'écoulement radial prend toute son importance. En termes de dimensionnement, le volume du traitement VFT correspond à une saturation en produit dans un rayon autour du puits des cinq premiers mètres environ. Pour une couche de 15 m d'épaisseur et de porosité 20%, on obtient typiquement un volume de 60 m3.
    • 2. Injection de gaz dans la formation
  • Après avoir traité la formation grâce à l'injection du fluide de traitement comportant au moins un polymère et de l'eau la formation aux abords du puits se retrouve saturée en eau et en produit (polymère) de traitement. La forte saturation en eau décroît notablement la perméabilité au gaz.
  • Afin de rétablir la perméabilité au gaz, on réinjecte un volume Vg de gaz dans la formation à travers le même puits, afin de reconnecter la bulle de gaz au puits producteur : le gaz pousse l'eau aux abords du puits. Une fois l'eau chassée, l'injection peut être stoppée.
  • Généralement, le débit est grand pour réaliser rapidement cette percée à travers la barrière créée par l'eau.
  • Au contraire, selon l'invention, le débit d'injection du gaz dans cette phase doit être ccntrôié. Il doit être suffisamment faible de façon à laisser une saturation en eau importante et permettre ainsi de renforcer le degré de consolidation de la formation dans laquelle on injecte le gaz en laissant une saturation en eau importante. En effet, suite à l'injection de la solution de traitement à base de polymères et la percée de gaz, se forment des ponts capillaires entre grains contenant du produit actif (polymère). Il est nécessaire d'avoir une saturation résiduelle en eau aussi élevée que possible afin d'augmenter la quantité de produit polymère par pont. Or, la saturation résiduelle en eau est d'autant plus faible que le débit de gaz est important. Comme le montrent alors clairement les expériences, la consolidation est moins forte en présence d'une saturation en eau faible.
  • On contrôle donc la phase de re-percée du gaz dans la formation après traitement avec un débit plus faible par rapport aux modes opératoires habituels (une évaluation précise du débit peut être réalisée au moyen de simulation d'écoulement), ceci afin d'une part, de laisser une saturation résiduelle forte de l'ordre de 10 à 15%, au dessus de la saturation irréductible en eau, et d'autre part, d'assécher les ponts capillaires.
  • Ainsi, alors que classiquement on injecte le gaz pour chasser au mieux l'eau aux abords du puits, selon l'invention on injecte le gaz de façon à laisser une saturation en eau importante. De cette façon, on favorise la formation de ponts capillaires lors de la reconnexion (ou percée). Le début de la reconnexion est typiquement repéré par une augmentation brutale du débit d'injection à pression imposée. En pratique au début de l'injection de gaz, il reste de l'eau dans les tiges donc au départ le gaz pousse juste l'eau (donc encore monophasique au fond) et c'est seulement quand les tiges sont vides que le gaz commence à envahir la formation.
  • Lors de la réinjection de gaz on dispose avant le traitement d'une référence sur l'injectivité du puits. Immédiatement après le traitement, le débit du gaz réinjecté est ajusté pour ne pas dépasser une pression maximum car il y a au début une résistance à l'écoulement liée à la présence du produit. Très vite on observe la percée du gaz car le rapport de mobilité (le gaz est très peu visqueux par rapport à l'eau) privilégie le fingering. On peut donc augmenter rapidement le débit d'injection après la percée. Une fois la valeur consigne de débit d'injection atteinte, on se cale sur cette valeur, et c'est alors la pression qui diminue continûment. Le volume cumulé de gaz à injecter correspond à la restitution d'une injectivité proche de la valeur initiale. Dans le cadre d'une injection de gaz, la percée est rapide mais on a besoin d'un nombre de Volume Poreux (VP) important (#50) pour atteindre une saturation résiduelle stabilisée. Ici le volume poreux est le volume de l'abord du puits (VFT = 60m3 défini précédemment). En convertissant en volume surface (Pression de fond de 50 bar), cela correspondrait à un volume cumulé de l'ordre de 150 000 m3 (VG)
  • Puis, après reconnexion, on poursuit l'injection de gaz de façon à assécher les ponts capillaires, et aboutir à la formation d'un maximum de ponts adhésifs inter-grains sans altérer les indices de productivité/injectivité du puits. Pour cet assèchement, deux cas peuvent être distingués :
    1. 1) En fin de traitement, le milieu poreux est imbibé de produit à une saturation donnée:
      • L'assèchement se fait alors pendant le remplissage du stockage. En effet les opérations de traitement ont lieu traditionnellement à la fin du soutirage pour bénéficier d'un différentiel de pression suffisant pour pouvoir injecter les produits. Une fois le traitement terminé, le puits est alors soumis à une phase prolongée d'injection pendant l'été (3-4 mois d'injection) sans limitation de volume par rapport au mécanisme de séchage.
    2. 2) Pour le cas d'un traitement par cycle:
      • Atteindre la saturation cible nécessite d'injecter 50 VP (toujours selon notre exemple). Au cours de cette injection de gaz, l'eau est déplacée mais également asséchée en partie. On utilise donc ce volume de gaz injecté pour amorcer l'assèchement du cycle mis en place. Selon un mode de réalisation, on ne procède pas forcément à l'assèchement complet, mais on réalise cet assèchement complet en fin de cycle.
    Contrôle de la saturation résiduelle en eau autour du puits dans la phase de traitement
  • La saturation résiduelle est la quantité d'eau moyenne qui reste dans l'aquifère autour du puits une fois la solution de traitement injectée et la reconnection de la bulle de gaz effectuée par percée de gaz.
  • Selon l'invention, on laisse autour du puits une saturation résiduelle en eau la plus grande possible en contrôlant le débit de gaz au moment de la percée et/ou de la production de gaz après injection du traitement. Le volume de gaz injecté doit aussi être suffisant pour assécher les ponts capillaires formés entre les grains de la matrice poreuse.
  • La saturation résiduelle est fonction des courbes de perméabilité relative du milieu dans lequel on injecte le gaz, et de la courbe de pression capillaire. Selon le débit de gaz que l'on injecte, la saturation résiduelle change. Cela peut se calculer avec un simulateur de réservoir tel que le logiciel PUMAFlow™ (IFP Energies nouvelles, France). Pour ce fait, un tel simulateur utilise les données d'entrée suivantes : perméabilité relative - pression capillaire (Krs-Pc), volume de traitement, rhéologie du produit, caractéristique de la formation et état du stockage pour anticiper plus finement le volume requis et le temps de l'opération. Ainsi, en réalisant des simulations, on peut calculer la saturation résiduelle en fonction du débit injecté ou de la pression au puits. On peut dès lors choisir le débit adéquat qui laisse une saturation résiduelle donnée.
  • On note que plus la saturation résiduelle après percée du gaz est augmentée, plus le traitement est efficace.
  • Le volume de gaz injecté doit être également suffisant pour assécher suffisamment les ponts capillaires formés.
    • 3. Cycles d'injection solution de traitement - gaz
  • Selon l'invention, on réitère les étapes 2) et 3) afin d'obtenir un effet cumulatif sur la consolidation.
  • Selon un mode de réalisation, on alterne le type de produit (polymère) utilisé dans la solution de traitement, afin d'optimiser le couple degré de consolidation /durabilité du traitement. On peut ainsi utiliser un premier produit permettant d'augmenter la cohésion inter-grains, puis alterner avec un second produit permettant de résister au lessivage à l'eau.
  • On peut par exemple alterner les deux produits suivants :
    • i) PAM 1500 ppm formulé dans une saumure NaCl 20 g/L ;
    • ii) Microgel AP25 1500 - 2000ppm en deux cycles (permet de résister au lessivage à l'eau).
  • La mise en place d'un traitement avec les produits préférentiellement recommandés est opérée de la manière suivante:
    • injections successives de solutions aqueuses composées:
      • o soit de microgels seuls ;
      • o soit de cycles alternés de bouchons de polymère linéaire suivis de bouchons de microgels.
    • entre chaque cycle, on procède à une injection de gaz (et/ou un soutirage du gaz) permettant de se reconnecter avec la phase gaz présente dans le réservoir. Les débits d'injection/production de gaz sont modérés, permettant ainsi, d'une part de maintenir une saturation élevée en eau et d'autre part d'assécher les ponts capillaires. On effectue la percée du gaz de la formation souterraine avec un débit limité pour chaque cycle.
    • En fin de traitement (après les cycles) lorsque le polymère est déshydraté, aucune contrainte sur le débit n'est nécessaire.
  • Les produits, leurs concentrations et les séquences d'injection sont respectivement choisis et optimisés après la réalisation de tests en laboratoire.
  • L'augmentation du nombre de cycles permet d'augmenter l'efficacité du traitement et sa durabilité. A l'issue du dernier cycle, le puits est remis en production.
    • Résultats expérimentaux
  • Ces résultats montrent la capacité qu'ont les traitements polymères/microgels à consolider un lit de particules solides.
  • Pour réaliser ces expériences, nous utilisons le montage de fluidisation d'un lit de particules décrit sur la figure 1. Les particules solides utilisées sont des billes de verres (BV) homogènes de diamètre 1 mm. Les billes sont introduites dans une cellule de verre pour constituer un lit de billes tel que défini sur la figure 1.
  • On base les essais de consolidation sur la résistance qu'oppose le massif à une fluidisation. En effet, en faisant circuler l'air sec (AS) à travers la couche de billes dans le sens ascendant, et en augmentant progressivement le débit de gaz (mesuré par un débitmètre DM), on atteint, à un débit donné, une vitesse seuil à partir de laquelle les particules sont mises en suspension. Les billes sont alors dites fluidisées. Avant fluidisation le différentiel de pression, mesuré par un capteur CP, augmente continûment avec la vitesse du gaz (régime de Darcy), après fluidisation, la pression se maintient à une valeur constante. La transition entre ces deux régimes définit notre critère dé rupture.
  • Le débit de fluidisation est notre valeur de référence en l'absence de tout traitement. Il est noté Qc_ini. Le traitement polymère est alors appliqué en injectant le produit en solution de haut en bas à travers le massif. L'écoulement de gaz est ensuite rétabli et conduit à une saturation résiduelle avec l'eau combinée au polymère. Cette eau est asséchée par flux de gaz en étuve à 60°C. Le nouveau massif sec est fluidisé à nouveau. Le débit de fluidisation observé, noté Qc, est bien plus grand que le débit initial. Ce rapport de débits est défini comme le critère de consolidation.
  • Les essais sont composés de trois étapes :
    • 1) Fluidisation sans traitement ;
  • Cette étape consiste à injecter l'air dans le lit de billes sèches afin de définir le débit de fluidisation du milieu non consolidé (Qc_ini).
    • 2) Fluidisation avec traitement ;
  • Cette étape consiste à traiter le lit de billes et à réaliser un essai de fluidisation.
    • 3) Fluidisation avec traitement suivi d'un flush d'eau distillée.
  • Cette étape fait directement suite à l'étape 2 en injectant dans le massif traité 10 Volumes de Pores (VP) d'eau distillée par le haut de la cellule. On mesure ainsi la consolidation résiduelle après lessivage à l'eau.
    • Produits testés
  • Trois traitements ont été testés à différentes concentrations :
    1. 1. Des microgels SBP500 (diamètre hydrodynamique environ 0,4 µm). Le produit initialement sous forme de poudre est mis en solution dans une saumure concentrée à 500 ppm NaCl.
    2. 2. Des microgels AP25 (diamètre hydrodynamique environ 2 µm). Le produit initialement sous forme de poudre est mis en solution dans une saumure concentrée à 500 ppm NaCl.
    3. 3. Du polyacrylamide "PAM FA920" (diamètre hydrodynamique environ 0,4 µm). Au même titre que les microgels, le produit initialement sous forme de poudre est mis en solution dans une saumure concentrée à 500 ppm NaCl.
    Analyse des résultats
  • Les résultats sont représentés sous la forme de la consolidation obtenue en fonction de la concentration en produit. La consolidation est définie par le rapport des débits de déconsolidation avant et après traitement (Qc/Qc ini).
  • La figure 2 illustre l'analyse de l'effet du microgel de type 2 (AP25). Le traitement consiste à injecter de la saumure 500 ppm NaCl et un microgel à différentes concentrations. La figure 2 montre la consolidation (rapport Qc/Qc_ini) du lit de billes après injection de microgels AP25 à différentes concentrations C en ppm. Les résultats avant flush à l'eau distillée sont représentés par des triangles, et les résultats après flush à l'eau distillée sont représentés par des carrés.
  • La figure 3 illustre l'analyse de l'effet du microgel de type 1 (SBP500). Le traitement consiste à injecter de la saumure 500 ppm NaCl et un microgel à différentes concentrations C en ppm. La figure 3 montre la consolidation (rapport Qc/Qc_ini) du lit de billes après injection de microgels SBP500 à différentes concentrations. Les résultats avant flush à l'eau distillée sont représentés par des triangles, et les résultats après flush à l'eau distillée sont représentés par des carrés.
  • La figure 4 illustre l'analyse de l'effet du PAM. Le traitement consiste à injecter de la saumure 500 ppm NaCl et le PAM 920SH à différentes concentrations. La figure 4 montre la consolidation (rapport Qc/Qc_ini) du lit de billes après injection de PAM à différentes concentrations C en ppm. Les résultats avant flush à l'eau distillée sont représentés par des triangles, et les résultats après flush à l'eau distillée sont représentés par des carrés.
    • Microgels SBP500 :
  • Ce microgel a pour effet de consolider le milieu de plus en plus en fonction de la concentration. Le niveau de consolidation obtenu est néanmoins inférieur à celui observé pour les saumures (Qc/Qc ini = 2.8). Une efficacité résiduelle après lavage à l'eau douce est obtenue à partir de concentrations en microgels d'au moins 2000 ppm.
    • Microgels AP25 :
  • Ce microgel (de taille plus grosse) permet d'obtenir des niveaux de consolidation équivalents aux microgels précédents (Qc/Qc ini = 2.5). Avec ce type de microgels, on observe que le lavage à l'eau douce n'altère quasiment pas l'efficacité du traitement et ce, dès lors que la concentration est au moins égale à 1500 ppm.
    • Polyacrylamide "PAM 920SH" :
  • Le PAM 920SH a pour effet de consolider fortement le milieu. La consolidation est supérieure à celle obtenue avec les microgels pour des concentrations dépassant les 300 ppm. En revanche l'efficacité disparaît complètement après un lavage à l'eau doues et ce, quelle que soit la concentration en polymère.
  • Pour analyser les effets des cycles d'injection (étapes 3), nous avons réalisé les expériences suivantes :
    1. 1. Le traitement consiste à injecter de la saumure à 500 ppm de NaCl et un microgel de type 1 (SBP500) à différentes concentrations C (ppm) avec deux cycles. La figure 5 illustre les résultats de consolidation (rapport Qc/Qc_ini) du lit de billes après injection de un (courbe avec des triangles) et deux cycles (courbes avec des carrés) de microgels SBP500, avant (figure de gauche) et après (figure de droite) flush d'eau distillée : le nombre de cycles améliore à la fois la consolidation et la tenue à un lessivage à l'eau.
    2. 2. Le traitement consiste à injecter de la saumure à 500 ppm de NaCl et un microgel de type 2 (AP25) à différentes concentrations avec deux cycles. La figure 6 illustre les résultats de consolidation (rapport Qc/Qc_ini) du lit de billes après injection de un (courbe avec des triangles) et deux (courbes avec des carrés) cycles de microgels AP25, avant (figure de gauche) et après (figure de droite) flush d'eau distillée : le nombre de cycles améliore à la fois la consolidation et la tenue à un lessivage à l'eau, mais de manière plus faible qu'avec les microgels SBP500.
    Effets de cycles et de la saturation initiale
  • La masse de microgels retenus augmente à chaque cycle comme le montrent les figures 7A et 7B. La figure 7A illustre l'évolution de la saturation résiduelle en eau (Sw) en fonction du nombre de cycles injection/percée de gaz (NbC). Le cycle d'injection est réalisé avec le microgel AP25. La présence de microgels est favorable pour la saturation résiduelle. En effet, celle-ci augmente avec le nombre de cycles, les autres paramètres restant constants. Ainsi, comme la saturation résiduelle est plus élevée, on constate une augmentation de la consolidation après traitement au microgel AP25 pour 4 cycles. Cette consolidation est du même ordre qu'un traitement en un seul cycle mais où les conditions expérimentales sont telles que la saturation résiduelle Sw est importante (Sw=50%). La figure 7B illustre les résultats de consolidation (rapport Qc/Qc_ini) du lit de billes après injection en fonction du nombre de cycles (NbC).
  • Cette observation montre la souplesse de la méthodologie. Pour augmenter la consolidation, on peut jouer à la fois sur le nombre de cycles ou sur la saturation résiduelle après percée du gaz.
  • Le procédé selon l'invention a une efficacité préventive, mais il peut également être utilisé pour un traitement curatif. Ainsi, même des puits présentant de fortes venues de sable peuvent être traités. L'invention permet en effet de recréer une cohésion des formations déconsolidées en favorisant la formation des ponts adhésifs inter-grains et en minimisant le lessivage de ces jonctions adhésives.

Claims (7)

  1. Procédé pour traiter une formation souterraine contre des venues de sable lors de production d'un gaz issu de cette formation via un puits foré à travers la formation, dans lequel on injecte aux abords dudit puits un volume VFT d'un fluide de traitement comportant au moins un polymère et de l'eau, caractérisé en ce que l'on réalise ensuite les étapes suivantes :
    - on injecte un volume Vg de gaz pour chasser l'eau injectée aux abords du puits afin de reconnecter audit puits ledit gaz de la formation, avec un débit choisi pour maintenir une saturation résiduelle en eau aux abords du puits maximale après reconnexion, de façon à favoriser une formation de ponts capillaires ;
    - on assèche les abords du puits en poursuivant l'injection du gaz après reconnexion, de façon à favoriser une transformation de ponts capillaires en ponts adhésifs inter-grains.
  2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on réalise des cycles d'injection en alternant une étape d'injection de gaz avec une étape d'injection de fluide de traitement.
  3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel on utilise différents types de polymères lors desdits cycles.
  4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel on alterne le type de polymère pour lesdites étapes d'injection de fluide de traitement, en utilisant alternativement un premier polymère permettant d'augmenter la cohésion inter-grains, puis un second polymère permettant de résister au lessivage à l'eau.
  5. Procédé,selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on choisit ledit polymère de façon à limiter un lessivage desdits ponts capillaires.
  6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel ledit polymère est choisi parmi les polymères suivants : des microgels SBP500, des microgels AP25, du polyacrylamide PAM FA920.
  7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on choisit ledit débit au moyen d'un simulateur d'écoulement, à partir duquel on détermine des saturations résiduelles pour différents débits.
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