WO2012156609A1 - Produit de colmatage, et utilisation d'un tel produit - Google Patents

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well
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Grégory GALDIOLO
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    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
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    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805—Coated proppants

Definitions

  • the present invention relates to a sealant for sealing cracks in a hydrocarbon well, and to a method of sealing cracks in a well using said sealant.
  • US-4,614,599 discloses an example of a lime-based product encapsulated in a water soluble or thermally fusible capsule.
  • a large part of the clogging product can be lost by the circulation of the drilling fluid.
  • the present invention aims to improve this type of product, especially to facilitate the clogging of any cracks and to reduce the amount of lost product does not clog cracks.
  • the invention relates to a sealant for sealing cracks in a hydrocarbon well, said product comprising:
  • first capsules formed of a first material enveloping and encapsulating a first clogging material
  • a sachet adapted to contain and hold together the first and second capsules, and to transport said first and second capsules to an area to be sealed,
  • the first envelope material is adapted to release the first clogging material under a first physical condition of the environment of the zone to be clogged
  • the second envelope material is adapted to release the second clogging material under a second physical condition of the environment of the area to be patched
  • first and second physical conditions are different such that the first clogging material is released prior to the second clogging material for the first clogging material to interact with the clog area prior to the second clogging material.
  • the two sealing materials interact in a controlled manner with the environment of the area to be sealed.
  • the first clogging material is released before the second. It interacts with the area to be clogged and allows an initial clogging or an initial clogging of the area to be clogged. It then retains the second clogging material as soon as it is released by the second capsules.
  • the second clogging material then interacts with the first clogging material to permanently clog or clog the area to be clogged.
  • the first envelope material is water-soluble
  • the first envelope material releases the first clogging material in a clogging zone comprising water, after a period of 30 minutes of presence in the well, and preferably after a period of 60 minutes of presence in the well;
  • the second envelope material is heat-fusible
  • the second envelope material releases the second sealing material for a temperature of the area to be sealed greater than a limit temperature of 50 ° C., and preferably for a temperature between 60 ° C and 70 ° C;
  • the bag has a minimum dimension in any direction between 1 cm and 20 cm, and preferably between 5 cm and 10 cm;
  • the sachet contains 70% of first capsules and 30% of second capsules
  • the bag consists of a material chosen from nylon and polypropylene;
  • the first clogging material is a clay
  • the second clogging material is chosen from a list comprising a cement, a mixture of cement and clay, and a mixture of cement and an adjuvant;
  • the second clogging material comprises at least 40% cement by volume.
  • the invention also relates to the use of the clogging product comprising the preceding characteristics, wherein a first amount of the clogging product is introduced into a hydrocarbon well for sealing cracks in said well.
  • a second quantity of a clogging additive is also introduced into the well
  • the sealing additive is chosen from a list comprising a silica, a barite, a mica, a calcium carbonate, a graphite, a polymer, a starch, a sodium meta-silicate, a calcium chloride, a sodium chloride , and an elastomer;
  • the clogging additive consists of solid particles having a diameter such that the ratio of the diameter of the first and second capsules by the diameter particles is between 2 and 8, and preferably between 4.45 and 6.46.
  • FIG. 1 is a general view of a well bore having cracks to be sealed
  • FIG. 2 is an enlarged view of a crack in the well of FIG. 1 in which sealing products are used to obstruct an area to be sealed,
  • FIG. 3 is a view of a clogging product according to one embodiment of the invention.
  • FIG. 4a is a section of a first capsule used in the clogging product of FIG. 3, and
  • Figure 4b is a section of a second capsule used in the clogging product of Figure 3.
  • Figure 1 shows a well 1 formed of a borehole 2 between a wellhead 2a near the soil surface 9 and a bottom well 2b.
  • This borehole 2 is pierced by an installation comprising for example a derrick 3 at the surface, a drill string 4 comprising lengths of drill pipe 4a joined one after the other to reach the well bottom 2b located at a certain depth of the surface 9, and a drill bit or bit or cutter mounted at a lower end of the drill string 4.
  • the invention is also used in offshore drilling.
  • the borehole 2 passes through geological layers that often include cracks 6. It is sometimes useful to seal these cracks 6, especially in the drilling period of the borehole 2 to avoid losing a large amount of drilling mud and allow a efficient drilling. In addition, this makes it possible to control or limit the production of hydrocarbon or various fluid during drilling, and thus to avoid blowouts of the well during drilling.
  • the cracks 6 (FIG. 2) must be obstructed in one or more zones 7 (areas to be sealed) in order to reduce a leakage rate of the fluid towards the geological layers.
  • the object of the invention is a sealant 10 which can be introduced into the borehole 2 without the specific descent of tools (e.g. positioning tools). It may be necessary to reinstall the drill bit.
  • tools e.g. positioning tools
  • This clogging product 10 is transported by the fluid of the well 1, and for example by drilling muds. It is therefore naturally transported to areas to be sealed 7 which represent crack zones responsible for the greatest amount of leakage of the fluid.
  • FIG. 3 shows the clogging product 10 according to one embodiment of the invention.
  • This clogging product 10 comprises:
  • a sachet 13 adapted to contain and hold together the first and second capsules 11, 12, and to transport said first and second capsules to an area to be sealed 7.
  • the first capsules 11 comprise an envelope 11a formed of a first envelope material and a container 11b enclosed in the envelope 11a and made of a first sealing material (Figure 4a).
  • the second capsules 12 are similarly constituted of an envelope 12a formed of a second envelope material and a container 12b enclosed in the envelope 12a and constituted by a second sealing material (FIG. 4b).
  • the first envelope material is suitable for releasing the first clogging material under a first physical condition of the environment of the area to be clogged.
  • the second envelope material is adapted to release the second clogging material under a second physical condition of the environment of the area to be clogged.
  • the first and second physical conditions are different so that the first clogging material is released before the second clogging material in the clogging zone 7, so that the first clogging material interacts with the clogging zone 7 before the second clogging material. clogging.
  • the first shell material is water soluble
  • the second shell material is heat fusible
  • the envelope 11a of the first capsules 11 may comprise a plurality of layers of the first envelope material, each layer may for example delay the release of the first sealing material of a duration of 15 minutes in a fluid containing water.
  • the number of layers of the envelope 11a makes it possible to obtain the duration before release, and for example a duration of between 15 minutes and several hours, and preferably between 30 minutes and 2 hours. This duration is also a function of the temperature in the fluid. It can be determined with measured data in well 1.
  • the envelope 11a of the first capsules 11 is for example composed of polyvinyl alcohol, modified polyvinyl alcohol based on ethylene oxide, polymer of ethylene oxide, dextran, gelatin, methyl cellulose, of polyester resin in an ethanol-based solvent, or a combination of these materials.
  • the envelope 12a of the second capsules 12 may comprise a temperature sensitive material.
  • the envelope 12a releases the second clogging material for a temperature of the area to be sealed greater than a limit temperature, for example greater than 40 ° C, and preferably for a temperature between 60 ° C and 70 ° C.
  • the second envelope material of the envelope 12a is for example made of paraffin.
  • the bag 13 is permeable to fluids.
  • this bag can be made in the form of a net comprising a large number of openings and meshes, for example made of nylon or polypropylene.
  • the net material is determined in particular by the well. It must withstand the chemical nature of the well 1 fluid, at the pressure difference between the hydrostatic pressure in the well, and the pressure in the geological formation.
  • the fluid of the well 1 can thus cross the bag
  • the meshes of the net have a size smaller than the size of the first and second capsules to contain and hold in the net, at least until they release their respective sealing material.
  • the first and second capsules 11, 12 have sizes (particle size) that can be identical or different.
  • First and second capsules having identical sizes make it possible to obtain a volume packaging fraction close to 0.74 when there is a hexagonal arrangement of the capsules, and a volume packaging fraction of 0.64 when there is has a random arrangement of the capsules in the bag 13.
  • Such a volume packaging fraction is sufficient to effect an initial clogging of the area to be sealed, adapted to significantly reduce the flow of fluid in said area to be sealed 7 of the crack.
  • the first clogging material contained in the first capsules 11 is for example a clay.
  • the clay can for example swell in the presence of water. It can multiply its volume up to 400 times its initial volume, when it is in the presence of water. This first material therefore has a very high clogging power as soon as it is released into the fluid in the area to be sealed 7.
  • the second sealing material is for example a cement, or a mixture of cement and clay, or a mixture of cement and an adjuvant, such as for example calcium chloride or sodium silicate.
  • the second clogging material comprises at least 40% cement by volume.
  • the second clogging material comprises 50% cement and 50% clay, by volume.
  • the second clogging material allows a setting or solidification of the materials in the area to be sealed 7, which solidification is more durable in time than a simple clogging with clay. Indeed the clay can be leached or evacuated by the flow of fluid.
  • This second clogging material captures water in the fluid or in the first clogging material (clay) for solidification.
  • the initial clogging can be improved by a treatment consisting of clogging additives, such as fibers or solid particles.
  • clogging additives such as fibers or solid particles.
  • These solid particles have a diameter such that the ratio of the diameter D of the first and second capsules 11, 12 by the particle diameter d is between 2 and 8, and preferably between 4.45 and 6.46:
  • the clogging additives complete the clogging between the first and second capsules 11, 12 of the clogging product.
  • the clogging additives consist of one of the following materials: silica, barite, mica, calcium carbonate, graphite, polymer, starch, sodium meta-silicate, calcium chloride, sodium chloride, elastomer.
  • the materials based on sodium meta-silicate, calcium chloride and sodium chloride make it possible to accelerate the setting or solidification of the cement.
  • Polymer or starch-based materials are rather filtrate reducers. They make it possible to reduce the phenomenon of filtration of a fluid through a porous wall either by increasing the viscosity of the fluid or by lining the porous wall and thus by decreasing the diameter of the pores through which the fluid can filter.
  • additives may be included in the first capsules, in the second capsules, or in third capsules. These third capsules are included in the nets or independent of the nets.
  • LCM LCM for "Lost Circulation Material”
  • a mixture of LCM is a mixture comprising compounds or solid particles of different particle sizes.
  • the compounds of a mixture of LCM fill the interstices left free of fluid leakage circulation, interstices between the bags 13 of the sealing products 10.
  • Such a mixture of LCM can optionally be included in the bags 13 or added in addition to the the time of introduction of the sealing products into the well or after, for example after the release of the first sealing material by the first capsules 11.
  • the clogging product will comprise first water-soluble capsules and second heat-fusible capsules, and will be used in the following manner.
  • Clogging products 10 in the form of nets 13 filled with first and second capsules 11, 12 are introduced into the well 1 by the wellhead 2a, for example with drilling muds (fluid comprising water).
  • the clogging products 10 are denser than the fluid, and they are entrained with the fluid to the bottom of the well 2b to cracks 6 in the rock formation which represent fluid leaks or losses.
  • the shape and strength of the first and second capsules 11, 12 are that there are gaps between the capsules.
  • the fluid flow rate decreases a lot, but does not becomes not zero and there remains a residual leakage flow.
  • the first water-soluble capsules 11 release the first clogging material (clay) in this zone in which the clogging products 10 have accumulated, which zone is naturally the area to be sealed.
  • the first clogging material absorbs water and swells in the area to be sealed 7.
  • the clogging zone 7 is then almost totally or completely clogged.
  • the greatly reduced leakage flow naturally causes the zone to be sealed to heat up.
  • the drilling fluid is usually at a temperature below the natural temperature of the geological formation.
  • the losses of this fluid in the cracks 6 cause a decrease in the temperature in these cracks 6.
  • the temperature in the area to be sealed 7 then exceeds the limit temperature of the second 12 heat-fusible capsules, which release the second clogging product: the cement. It absorbs water still contained in the surrounding fluid or in the first inflated clogging material containing a large amount of water. This second clogging material then solidifies in the area to be sealed 7, without being driven by a leakage flow and lost.
  • the second clogging product which solidifies the area to be sealed 7 is not leached or driven by a leakage flow, and the second clogging material solidifies in the area to be sealed 7.
  • this second material is not likely to go into areas where it would be undesirable such as hydrocarbon percolation zones.
  • Drilling can then be resumed fairly quickly, without wasting time.
  • the technique presented is notably much faster than a wellbore cementing technique. It is therefore economical.
  • Clogging is reliable and durable over time. It can even allow a re-drilling of a section comprising cracks 6 completely clogged.
  • the clogging product and the clogging method described above can be used in a large number of applications. For example, they can be used to restore a ring finger and remove hydrocarbon leaks. It can also be used to replace the "tubing cementation", or to replace the cementation by spoon ("dump bailer cementation” in English). It can also be used for the selective closure of perforations ("water shut off” in English), or for a cementation for temporary or permanent abandonment of wells. These techniques have in common that they involve small amounts of cement. Cementation with traditional placement through drill pipe exposes the cement to significant contamination by surrounding substances such as sludge or hydrocarbons. It is difficult to set up a small volume without the risk of contaminating it. The method according to the invention limits the risk of contamination.

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Abstract

Produit de colmatage destiné à colmater des fissures dans un puits d'hydrocarbure. Le produit comprend des premières et secondes capsules, et un sachet contenant les capsules. Les premières capsules sont formées d'un premier matériau enveloppe adapté pour libérer un premier matériau de colmatage sous une première condition physique, et les secondes capsules sont formées d'un second matériau enveloppe adapté pour libérer un second matériau de colmatage sous une seconde condition physique différente de la première et telle que le premier matériau de colmatage est libéré avant le second.

Description

Produit de colmatage, et
utilisation d' un tel produit
La présente invention est relative à un produit de colmatage destiné à colmater des fissures dans un puits d'hydrocarbure, et à un procédé de colmatage de fissures dans un puits utilisant ledit produit de colmatage.
Le document US-4 614 599 décrit un exemple d'un produit à base de chaux encapsulée dans une capsule hydrosoluble ou thermo-fusible. Cependant, une grande partie du produit de colmatage peut être perdu par la circulation du fluide de forage.
La présente invention a pour but de perfectionner ce type de produit, notamment pour faciliter le colmatage des fissures quelconques et pour réduire la quantité de produit perdu ne colmatant pas les fissures.
Plus particulièrement, l'invention concerne un produit de colmatage destiné à colmater des fissures dans un puits d'hydrocarbure, ledit produit comprenant :
- des premières capsules formées d'un premier matériau enveloppe et encapsulant un premier matériau de colmatage,
- des secondes capsules formées d'un second matériau enveloppe et encapsulant un second matériau de colmatage,
- un sachet adapté pour contenir et maintenir ensemble les premières et secondes capsules, et pour transporter lesdites premières et secondes capsules jusqu'à une zone à colmater,
dans lequel :
- le premier matériau enveloppe est adapté pour libérer le premier matériau de colmatage sous une première condition physique de l'environnement de la zone à colmater,
- le second matériau enveloppe est adapté pour libérer le second matériau de colmatage sous une seconde condition physique de l'environnement de la zone à colmater, et
dans lequel les première et seconde conditions physiques sont différentes de telle sorte que le premier matériau de colmatage est libéré avant le second matériau de colmatage pour que le premier matériau de colmatage interagisse avec la zone à colmater avant le second matériau de colmatage.
Grâce à ces dispositions, les deux matériaux de colmatage interagissent de manière contrôlée avec l'environnement de la zone à colmater.
Le premier matériau de colmatage est libéré avant le second. Il interagit avec la zone à colmater et permet un colmatage initial ou une obturation initiale de la zone à colmater. Il retient alors le second matériau de colmatage dès qu'il est libéré par les secondes capsules.
Le second matériau de colmatage interagit alors avec le premier matériau de colmatage pour colmater ou obstruer de manière durable la zone à colmater.
On évite de perdre une quantité importante du second matériau de colmatage, et on assure un colmatage plus durable et moins poreux.
Dans divers modes de réalisation du produit de colmatage selon l'invention, on peut éventuellement avoir recours en outre à l'une et/ou à l'autre des dispositions suivantes :
- le premier matériau enveloppe est hydrosoluble ;
- le premier matériau enveloppe libère le premier matériau de colmatage dans une zone à colmater comprenant de l'eau, après une durée de 30 minutes de présence dans le puits, et de préférence après une durée de 60 minutes de présence dans le puits ;
- le second matériau enveloppe est thermo-fusible ;
- le second matériau enveloppe libère le second matériau de colmatage pour une température de la zone à colmater supérieure à une température limite de 50 °C, et de préférence pour une température comprise entre 60 °C et 70 °C ;
- le sachet a une dimension minimale selon toute direction comprise entre 1 cm et 20 cm, et de préférence comprise entre 5 cm et 10 cm ;
- le sachet contient 70 % de première capsules et 30 % de secondes capsules ;
- le sachet est constitué d'un matériau choisi parmi le nylon et le polypropylène ;
- le premier matériau de colmatage est une argile ;
- le second matériau de colmatage est choisi dans une liste comprenant un ciment, un mélange de ciment et d'argile, et un mélange de ciment et d'un adjuvent ;
- le second matériau de colmatage comprend au moins 40 % de ciment en volume.
L'invention se rapporte également à l'utilisation du produit de colmatage comprenant les caractéristiques précédentes, utilisation dans laquelle on introduit une première quantité du produit de colmatage dans un puits d'hydrocarbures pour colmater des fissures dans ledit puits .
Dans divers modes de réalisation de l'utilisation du produit de colmatage selon l'invention, on peut éventuellement avoir recours en outre à l'une et /ou à l'autre des dispositions suivantes :
- on introduit en outre dans le puits une deuxième quantité d'un additif de colmatage ;
- l'additif de colmatage est choisi parmi une liste comprenant un silice, un barite, un mica, un carbonate de calcium, un graphite, un polymère, un amidon, un méta silicate de sodium, un chlorure de calcium, un chlorure de sodium, et un élastomère ;
- l'additif de colmatage est constitué de particules solides ayant un diamètre tel que le rapport du diamètre des premières et secondes capsules par le diamètre des particules est compris entre 2 et 8, et de préférence compris entre 4,45 et 6,46.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront au cours de la description suivante d'un de ses modes de réalisation, donné à titre d'exemple non limitatif, en regard des dessins joints.
Sur les dessins :
- la figure 1 est une vue générale d'un puits de forage ayant des fissures à colmater,
- la figure 2 est une vue agrandie d'une fissure du puits de la figure 1 dans lequel des produits de colmatage sont utilisés pour obstruer une zone à colmater,
- la figure 3 est une vue d'un produit de colmatage selon une forme de réalisation de l'invention,
- la figure 4a est une coupe d'une première capsule utilisée dans le produit de colmatage de la figure 3, et
- la figure 4b est une coupe d'une seconde capsule utilisée dans le produit de colmatage de la figure 3.
La figure 1 montre un puits 1 formé d'un trou de forage 2 entre une tête de puits 2a à proximité de la surface du sol 9 et un fond de puits 2b. Ce trou de forage 2 est percé par une installation comprenant par exemple un derrick 3 en surface, une colonne de forage 4 comprenant des longueurs de tubes de forage 4a solidarisés les uns à la suite des autres pour atteindre le fond de puits 2b situé à une certaine profondeur de la surface 9, et un outil de forage ou trépan ou fraise monté à une extrémité inférieure de la colonne de forage 4. L'invention est également utilisable dans les forages en mer.
Le trou de forage 2 traverse des couches géologiques qui comprennent souvent des fissures 6. Il est parfois utile de colmater ces fissures 6, notamment dans la période de forage du trou de forage 2 pour éviter de perdre une quantité importante de boue de forage et permettre un forage efficace. En outre, cela permet de contrôler ou limiter la production d'hydrocarbure ou de divers fluide pendant le forage, et ainsi d'éviter des éruptions du puits pendant le forage.
Les fissures 6 (figure 2) doivent être obstruées en une ou plusieurs zones 7 (zones à colmater) pour réduire un débit de fuite du fluide vers les couches géologiques.
L'objet de l'invention est un produit de colmatage 10 qui peut être introduit dans le trou de forage 2 sans descente d'outils spécifique (e.g. outils de positionnement) . Il peut être nécessaire de remonter l'outil de forage.
Ce produit de colmatage 10 est transporté par le fluide du puits 1, et par exemple par les boues de forage. II est donc naturellement transporté vers des zones à colmater 7 qui représentent des zones de fissure responsables de la plus grande quantité de fuite du fluide.
La figure 3 montre le produit de colmatage 10 selon une forme de réalisation de l'invention. Ce produit de colmatage 10 comprend :
- des premières capsules 11,
- des secondes capsules 12, et
- un sachet 13 adapté pour contenir et maintenir ensemble les premières et secondes capsules 11, 12, et pour transporter lesdites premières et secondes capsules jusqu'à une zone à colmater 7.
Les premières capsules 11 comprennent une enveloppe lia formée d'un premier matériau enveloppe et un contenant 11b enfermé dans l'enveloppe lia et constitué d'un premier matériau de colmatage (figure 4a) .
Les secondes capsules 12 sont constituées de manière similaire, d'une enveloppe 12a formée d'un second matériau enveloppe et un contenant 12b enfermé dans l'enveloppe 12a et constitué d'un second matériau de colmatage (figure 4b) .
Le premier matériau enveloppe est adapté pour libérer le premier matériau de colmatage sous une première condition physique de l'environnement de la zone à colmater .
Le second matériau enveloppe est adapté pour libérer le second matériau de colmatage sous une seconde condition physique de l'environnement de la zone à colmater .
Les première et seconde conditions physiques sont différentes de telle sorte que le premier matériau de colmatage est libéré avant le second matériau de colmatage dans la zone à colmater 7, pour que le premier matériau de colmatage interagisse avec la zone à colmater 7 avant le second matériau de colmatage.
Par exemple, le premier matériau enveloppe est hydrosoluble, et le second matériau enveloppe est thermo-fusible .
L'enveloppe lia des premières capsules 11 peut comprendre une pluralité de couches du premier matériau enveloppe, chaque couche pouvant par exemple retarder la libération du premier matériau de colmatage d'une durée de 15 minutes dans un fluide contenant de l'eau. Le nombre de couches de l'enveloppe lia permet d'obtenir la durée avant libération, et par exemple une durée comprise entre 15 minutes et plusieurs heures, et préfèrentiellement entre 30 minutes et 2 heures. Cette durée est également fonction de la température dans le fluide. Elle peut être déterminée avec des données mesurées dans le puits 1.
L'enveloppe lia des premières capsules 11 est par exemple constituée d'alcool polyvinylique, d'alcool polyvinylique modifié à base d'oxyde d'éthylène, polymère d'oxyde d'éthylène, de dextrane, de gélatine, de cellulose de méthyle, de résine polyester dans un solvant à base d'éthanol, ou d'une combinaison de ces matières.
L'enveloppe 12a des secondes capsules 12 peut comprendre un matériau sensible à la température. L'enveloppe 12a libère le second matériau de colmatage pour une température de la zone à colmater supérieure à une température limite, par exemple supérieure à 40 °C, et de préférence pour une température comprise entre 60 °C et 70°C.
Le second matériau enveloppe de l'enveloppe 12a est par exemple constitué de paraffine.
Le sachet 13 est perméable aux fluides. Notamment, ce sachet peut être réalisé sous la forme d'un filet comprenant de très nombreuses ouvertures et mailles, par exemple constitué de nylon ou de polypropylène . La matière du filet est notamment déterminée par le puits. Elle doit résister à la nature chimique du fluide du puits 1, à la différence de pression entre la pression hydrostatique dans le puits, et la pression dans la formation géologique.
Le fluide du puits 1 peut donc traverser le sachet
13 est être en contact avec les enveloppes externes des premières et secondes capsules 11, 12. Le fluide peut ainsi réagir avec l'enveloppe des capsules hydrosolubles dans la zone à colmater 7.
Les mailles du filet ont une dimension inférieure à la taille des premières et secondes capsules pour les contenir et maintenir dans le filet, au moins jusqu'au moment où elles libèrent leur matériau de colmatage respectif .
Les premières et secondes capsules 11, 12 ont des tailles (granulométrie) pouvant être identique ou différentes .
Des premières et secondes capsules ayant des tailles identiques permettent d'obtenir une fraction d'empaquetage volumique proche de 0,74 lorsqu'il y a un arrangement hexagonal des capsules, et une fraction d'empaquetage volumique de 0,64 lorsqu'il y a un arrangement aléatoire des capsules dans le sachet 13.
Une telle fraction d'empaquetage volumique est suffisante pour effectuer un colmatage initial de la zone à colmater, adapté pour réduire de manière significative le débit de fluide dans ladite zone à colmater 7 de la fissure .
Le premier matériau de colmatage contenu dans les premières capsules 11 est par exemple une argile.
L'argile peut par exemple gonfler en présence d'eau. Elle peut multiplier son volume jusqu'à 400 fois son volume initial, lorsqu'elle est en présence d'eau. Ce premier matériau a donc un pouvoir de colmatation très important dès qu'il est libéré dans le fluide dans la zone à colmater 7.
Le second matériau de colmatage est par exemple un ciment, ou un mélange de ciment et d'argile, ou un mélange de ciment et d'un adjuvent, comme par exemple du chlorure de calcium ou du silicate de sodium.
Avantageusement, le second matériau de colmatage comprend au moins 40 % de ciment en volume.
Eventuellement le second matériau de colmatage comprend 50 % de ciment et 50 % d'argile, en volume.
Le second matériau de colmatage permet une prise ou solidification des matériaux dans la zone à colmater 7, solidification qui est plus pérenne dans le temps qu'un simple colmatage par de l'argile. En effet l'argile peut être lessivée ou évacuée par le débit de fluide.
Ce second matériau de colmatage (ciment) capte de l'eau dans le fluide ou dans le premier matériau de colmatage (argile) pour sa solidification.
Le colmatage initial peut être amélioré par un traitement constitué d'additifs de colmatage, comme des fibres ou des particules solides. Ces particules solides ont un diamètre tel que le rapport du diamètre D des premières et secondes capsules 11, 12 par le diamètre d des particules est compris entre 2 et 8, et de préférence compris entre 4,45 et 6,46 :
4, 45 < D/d < 6,46.
Grâce à ces caractéristiques dimensionnelles , les additifs de colmatage complètent le colmatage entre les premières et secondes capsules 11, 12 du produit de colmatage .
Les additifs de colmatage sont constitués d'une des matières suivantes : silice, barite, mica, carbonate de calcium, graphite, polymère, amidon, méta silicate de sodium, chlorure de calcium, chlorure de sodium, élastomère .
Les matériaux à base de silice, barite, mica, carbonate de calcium, graphite, et d'élastomère permettent d'améliorer le colmatage.
Les matériaux à base de méta silicate de sodium, chlorure de calcium, et chlorure de sodium, permettent d'accélérer la prise ou solidification du ciment.
Les matériaux à base de polymères ou amidon sont plutôt des réducteurs de filtrat. Ils permettent de diminuer le phénomène de filtration d'un fluide au travers d'une paroi poreuse soit en augmentant la viscosité du fluide soit en tapissant la paroi poreuse et donc en diminuant le diamètre des pores à travers lesquels le fluide peut filtrer.
Ces additifs peuvent être inclus dans les premières capsules, dans les secondes capsules, ou dans des troisièmes capsules. Ces troisièmes capsules sont inclues dans les filets ou indépendantes des filets.
II est possible d'utiliser en complément un mélange de LCM (LCM pour « Lost Circulation Material) . Un mélange de LCM est un mélange comprenant des composés ou particules solides de différentes granulométries . Les composés d'un mélange de LCM viennent combler les interstices laissés libres de circulation de fuite de fluide, interstices entre les sachets 13 des produits de colmatage 10. Un tel mélange de LCM peut éventuellement être inclut dans les sachets 13 ou ajouté en complément au moment de l'introduction des produits de colmatage 10 dans le puits ou après, par exemple après la libération du premier matériau de colmatage par les premières capsules 11. De préférence, le produit de colmatage comprendra des premières capsules 11 hydrosolubles et des secondes capsules 12 thermo-fusibles, et sera utilisé de la manière suivante.
Des produits de colmatage 10 sous forme de filets 13 remplis de premières et secondes capsules 11, 12 sont introduits dans le puits 1 par la tête de puits 2a, par exemple avec des boues de forage (fluide comprenant de l'eau) .
Les produits de colmatage 10 sont plus denses que le fluide, et ils sont entraînés avec le fluide vers le fond du puits 2b jusqu'à des fissures 6 dans la formation rocheuse qui représentent des fuites ou pertes de fluide.
Ils sont naturellement entraînés vers les fissures 6 les plus importantes qui provoquent le plus de pertes de fluide.
Ils pénètrent dans ces fissures 6 jusqu'à être mécaniquement bloqués dans les fissures, par exemple dès que la taille de la fissure est inférieure à 2 fois la taille d'un sachet 13 rempli. Au moins la moitié d'un sachet 13 pénètre dans une fissure. Ainsi, le colmatage ne sera pas éliminé à la reprise du forage. Plusieurs sachets peuvent être nécessaires pour colmater une fissure plus large. L'argile ne va pas non plus jusqu'à une extrémité de fissure .
Il y a immobilisation et compaction de un ou plusieurs sachets 13 par le débit de fuite du fluide jusqu'à ce que ledit débit de fuite par cette zone à colmater diminue. Il se produit un phénomène d'aspiration car la pression à l'intérieur du puits est plus importante que la pression à l'extrémité de la fracture (i.e. pression de la formation) .
La forme et la résistance des premières et secondes capsules 11, 12 font qu'il reste des espaces entre les capsules. Le débit de fluide diminue beaucoup, mais ne devient pas nul et il reste un débit de fuite résiduel.
Après une durée prédéterminée et du fait de la présence d'eau dans le fluide, les premières capsules 11 hydrosolubles libèrent le premier matériau de colmatage (argile) dans cette zone dans laquelle les produits de colmatage 10 se sont accumulés, zone qui est naturellement la zone à colmater.
Le premier matériau de colmatage absorbe de l'eau et gonfle dans la zone à colmater 7. La zone à colmater 7 est alors presque totalement ou totalement colmatée.
Le débit de fuite fortement réduit provoque naturellement un réchauffement de la zone à colmater 7. En effet, le fluide de forage est habituellement à une température inférieure à la température naturelle de la formation géologique. Les pertes de ce fluide dans les fissures 6 entraînent une diminution de la température dans ces fissures 6. Le colmatage initial décrit ci-dessus, même non pérenne, fait diminuer ces fuites de fluides et fait remonter la température des zones à colmater 7 des fissures 6 vers la température naturelle de la formation géologique .
La température dans la zone à colmater 7 dépasse alors la température limite des secondes capsules 12 thermo-fusibles, qui libèrent le second produit de colmatage : le ciment. Il absorbe de l'eau encore contenue dans le fluide environnant ou dans le premier matériau de colmatage gonflé contenant une grande quantité d'eau. Ce second matériau de colmatage se solidifie alors dans la zone à colmater 7, sans être entraîné par un débit de fuite et perdu.
Grâce à ces dispositions, le second produit de colmatage qui assure la solidification de la zone à colmater 7 n'est pas lessivé ou entraîné par un débit de fuite, et le second matériau de colmatage se solidifie dans la zone à colmater 7.
On évite ainsi de gaspiller une quantité important du second matériau de colmatage, ce second matériau ne risque pas d'aller dans des zones où il serait indésirable comme les zones de percolation d'hydrocarbure.
Le forage peut alors être repris assez rapidement, sans perte de temps. La technique présentée est notamment beaucoup plus rapide qu'une technique de cimentation de puits de forage. Elle est donc économique.
Le colmatage est fiable et pérenne dans le temps. Il peut même permettre un re-forage d'une section comprenant des fissures 6 totalement colmatées.
En outre, on évite la fuite de grand volume de fluide envahissant la zone productrice d'hydrocarbure du puits 1. On évite des risques d ' endommagement de la zone productrice (réservoir) .
Le produit de colmatage 10 et le procédé de colmatage décrit ci-dessus peuvent être utilisés dans un grand nombre d'applications. Par exemple, on peut les utiliser pour restaurer un annulaire de production et supprimer des fuites d'hydrocarbure. Elle peut également être utilisée pour remplacer la cimentation par tubage (« coil tubing cimentation » en anglais), ou pour remplacer la cimentation par cuillère (« dump bailer cimentation » en anglais) . Elle peut également être utilisée pour le bouchage sélectif de perforations (« water shut off » en anglais), ou pour une cimentation pour abandon temporaire ou définitif de puits. Ces techniques ont en commun qu'elles font intervenir des quantités faibles de ciment. Une cimentation avec mise en place traditionnelle au travers de tiges de forage expose le ciment à une importante contamination par les substances environnantes comme les boues ou les hydrocarbures. Il est difficile de mettre en place un faible volume sans risquer de le contaminer. Le procédé selon l'invention limite le risque de contamination.

Claims

REVENDICATIONS
1. Produit de colmatage destiné à colmater des fissures dans un puits d'hydrocarbure, ledit produit comprenant :
- des premières capsules formées d'un premier matériau enveloppe et encapsulant un premier matériau de colmatage,
- des secondes capsules formées d'un second matériau enveloppe et encapsulant un second matériau de colmatage, et
- un sachet adapté pour contenir et maintenir ensemble les premières et secondes capsules, et pour transporter lesdites premières et secondes capsules jusqu'à une zone à colmater,
dans lequel :
- le premier matériau enveloppe est adapté pour libérer le premier matériau de colmatage sous une première condition physique de l'environnement de la zone à colmater,
- le second matériau enveloppe est adapté pour libérer le second matériau de colmatage sous une seconde condition physique de l'environnement de la zone à colmater, et
dans lequel les première et seconde conditions physiques sont différentes de telle sorte que le premier matériau de colmatage est libéré avant le second matériau de colmatage pour que le premier matériau de colmatage interagisse avec la zone à colmater avant le second matériau de colmatage.
2. Produit selon la revendication 1, dans lequel le premier matériau enveloppe est hydrosoluble.
3. Produit selon la revendication 2, dans lequel le premier matériau enveloppe libère le premier matériau de colmatage dans une zone à colmater comprenant de l'eau, après une durée de 30 minutes de présence dans le puits, et de préférence après une durée de 60 minutes de présence dans le puits.
4. Produit selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le second matériau enveloppe est thermo-fusible .
5. Produit selon la revendication 4, dans lequel le second matériau enveloppe libère le second matériau de colmatage pour une température de la zone à colmater supérieure à une température limite de 50 °C, et de préférence pour une température comprise entre 60 °C et 70°C.
6. Produit selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le sachet a une dimension minimale selon toute direction comprise entre 1 cm et 20 cm, et de préférence comprise entre 5 cm et 10 cm.
7. Produit selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit sachet contient 70 % de première capsules et 30 % de secondes capsules.
8. Produit selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit sachet est constitué d'un matériau choisi parmi le nylon et le polypropylène .
9. Produit selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le premier matériau de colmatage est une argile.
10. Produit selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le second matériau de colmatage est choisi dans une liste comprenant un ciment, un mélange de ciment et d'argile, et un mélange de ciment et d'un ad uvent .
11. Produit selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le second matériau de colmatage comprend au moins 40 % de ciment en volume.
12. Utilisation d'un produit de colmatage selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on introduit une première quantité du produit de colmatage (10) dans un puits (1) d'hydrocarbures pour colmater des fissures (6) dans ledit puits.
13. Utilisation selon la revendication 12, dans laquelle on introduit en outre dans le puits une deuxième quantité d'un additif de colmatage.
14. Utilisation selon la revendication 13, dans laquelle l'additif de colmatage est choisi parmi une liste comprenant un silice, un barite, un mica, un carbonate de calcium, un graphite, un polymère, un amidon, un méta silicate de sodium, un chlorure de calcium, un chlorure de sodium, et un élastomère.
15. Utilisation selon la revendication 13 ou la revendication 14, dans laquelle l'additif de colmatage est constitué de particules solides ayant un diamètre (d) tel que le rapport du diamètre (D) des premières et secondes capsules (11, 12) par le diamètre (d) desdites particules est compris entre 2 et 8, et de préférence compris entre 4,45 et 6,46.
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