EP2303728A1 - Methode de traitement des abords des puits de stockage de gaz acides - Google Patents

Methode de traitement des abords des puits de stockage de gaz acides

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Publication number
EP2303728A1
EP2303728A1 EP09784188A EP09784188A EP2303728A1 EP 2303728 A1 EP2303728 A1 EP 2303728A1 EP 09784188 A EP09784188 A EP 09784188A EP 09784188 A EP09784188 A EP 09784188A EP 2303728 A1 EP2303728 A1 EP 2303728A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
oxides
well
solution
acid gas
rock
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP09784188A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Laurent Cangemi
Benjamin Herzhaft
Eric Lecolier
Xavier Longaygue
David Pasquier
Olivier Vincke
Christian Wittrisch
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
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP2303728A1 publication Critical patent/EP2303728A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
    • B09B—DISPOSAL OF SOLID WASTE NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B09B1/00—Dumping solid waste
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
    • B65G—TRANSPORT OR STORAGE DEVICES, e.g. CONVEYORS FOR LOADING OR TIPPING, SHOP CONVEYOR SYSTEMS OR PNEUMATIC TUBE CONVEYORS
    • B65G5/00—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/32—Hydrogen storage

Definitions

  • the present invention relates to the field of geological storage of acid gases, including CO 2 .
  • the invention relates to the closure of the wells giving access to the geological formations in which the storage takes place by injection.
  • One of the objectives is to prevent leakage of acid gases, for example CO 2 , by said wells or its vicinity.
  • the present invention relates to a method for treating the surroundings of an acid gas storage well using a reactive solution, in which the following steps are performed: a) a rock washing fluid is injected from said well; in such a way that they do not contain products that are reactive with said solution, b) a determined volume of reactive solution adapted to react with acid gases is injected into the rock thus washed, said solution containing basic oxides so as to precipitate minerals in the rock, in contact with the acid gases.
  • an acid gas storage can be carried out prior to steps a) and b).
  • the reactive solution can be adapted to precipitate carbonates, hydrogen carbonates, or sulfides.
  • the basic oxides can be selected from the following group: alkali or alkaline earth oxides, their hydrated forms, Zn 5 Ti, Mn, Fe, Zr oxides, or mixtures thereof.
  • the basic oxides can come from the following minerals: basic and ultrabasic rocks, such as basalts, serpentinites, peridotites, possibly calcined magnesite, dolimite, albite, hydrated or unhydrated cements, ultrafine cements, high-grade slags furnaces, geopolymers, alkali silicates, wollastonite, pozzolanic materials, plaster, bottom ash, talc, kaolin, other clays, optionally calcined, silica fumes, fly ash, zeolites.
  • the well can be plugged after injection of the reagent solution.
  • Steps a) and b) can be performed after drilling the geological area of coverage of said gas storage so as to reduce, or plug, any leakage of acid gas in said zone.
  • the reactive solution may comprise oxides of particle size determined with respect to the nature of the injected porous medium.
  • the reactive solution may comprise agents for controlling the rheological properties, such as water-soluble polymers, associative polymers, clays.
  • the basic oxides can be colloidal particles.
  • the washing solution may be aqueous.
  • FIG. 1 schematically shows a mode implementation of the invention
  • FIG. 1 shows a borehole 1 executed through the cover rock 2 which overcomes the reservoir rock 3.
  • the borehole 1 is cased by a tube 4 cemented in the drilled hole 1 by a cementing material 5.
  • Access to the reservoir is obtained by a drilled drain 6.
  • An injection tube 7 ending in a strainer 8 is lowered into the well and the annulus between said injection tube and the casing 4 is closed by packing elements of the "packer" type. 9, or equivalent, well known in the profession.
  • FIG. 1 shows an example of well equipment, in no way limiting, other variants are applicable to the present invention, in particular "completions" or well equipment, for horizontal wells.
  • the injection of acid gas is carried out via the tube 7.
  • a washing is carried out to repel the CO2, or H2S, from the zone 10 that it is desired to treat.
  • Water is preferably used, but other fluids may be used for this wash as long as they perform functions equivalent to those of water.
  • viscosifiers can be added to improve washing.
  • the volume of injected wash fluid must be sufficient to repel the acid gas at a radial distance of at least a few meters from the well's surroundings. This rinsing, preferably with water, subsequently ensures a good injectivity of the formulation comprising the reactive material near the well.
  • a formulation comprising the products reactive with acid gases is then injected near the well and within a radius of a few meters.
  • the arrows 11 schematize said injection.
  • the purpose of the reactive material is, in the event of the circulation of CO2 (either in supercritical form or in aqueous solution) or of acid gases near the well, to mineralize this acid gas, inducing a strong reduction in the permeability of the surroundings of the well. well which allows in particular to protect the well from attack by acid gas.
  • This reactive material for the present invention is chosen from the basic oxides of general formula MxOy, with M an element chosen from alkalis, alkaline earths or other elements, characterized in that in the presence of water, they dissociate with less partially forming hydroxyl ions, and in that they react in the presence of acidic gases, such as CO2 or H2S, respectively forming carbonates or sulphides poorly soluble in water.
  • the alkali or alkaline earth oxides are preferably chosen, in particular the oxides of sodium, potassium, calcium, barium and magnesium, or their hydrated form (LiOH, NaOH, KOH, RbOH, CsOH, Ca (OH) 2, Sr (OH) 2 , Ba (OH) 2, Mg (OH) 2), but also the oxides of Zn, Ti, Mn, Fe, Zr,.
  • These oxides can be introduced in the form of mineral particles, the minerals being chosen from basic and ultrabasic rocks (such as basalts, serpentinites, peridotites which are known to be rich in magnesium), magnesite possibly calcined, dolimite, albite, cements (hydrated or not), ultrafine cements, blast furnace slags, geopolymers, alkali silicates, wollastonite, materials and other pozzolanic binders in general, plaster, slag, talc, kaolin and others clays, optionally calcined, silica fumes, fly ash, zeolites, ...
  • basic and ultrabasic rocks such as basalts, serpentinites, peridotites which are known to be rich in magnesium
  • magnesite possibly calcined, dolimite, albite, cements (hydrated or not)
  • ultrafine cements blast furnace slags
  • geopolymers alkali silicates, wollastonite, materials and
  • Preferred materials are those containing large amounts of magnesium and / or calcium oxides which in the presence of CO2 form very stable carbonates.
  • these bases react with the acid gas from the storage, and will mineralize it in the pores of porous media near the well in the form of carbonates, or hydrogen carbonates, in the case of CO2, and in the form of sulphides in the case of 1 ⁇ 2S, thereby reducing the porosity and permeability of well approaches, and thus decreasing the potential leakage rate of acid gas to the surface through the well.
  • the precipitated minerals also form a protective layer for the well equipment with respect to stored acid gases.
  • the particle size should be adapted and controlled, in relation to the porosity of the medium, the size of the particles to be small enough to penetrate the porous medium. This is ensured by the rigorous selection of the oxides (or mixtures of oxides) constituting the formulation, and their good dispersion.
  • the D50 of the particles chosen is preferably between 0.2 and 200 ⁇ m, the D90 being less than 1/3 of the average pore diameter of the formation.
  • a formulation comprising a mixture of particle sizes may be preferred.
  • the specific surface of the chosen oxides is maximized in order to present the maximum reactivity.
  • the rheology of the suspension thus formed is also adapted to ensure efficient injection while avoiding fracking.
  • the viscosity of the suspension is adjusted so that the injection pressures are between the pore pressure and the medium fracturing pressure.
  • the viscosity is also adapted to ensure the suspension of said particles during the implementation of the injection. Viscosities ranging between 1 mPa.s and 1 Pa.s are sought.
  • rheological modifying additives are advantageously added, in particular water-stable polymers which are stable in basic medium, of sufficiently high molar mass to guarantee a low-volume viscosity effect of polymer additive in the self-blocking formulation.
  • Vinyl polymers carrying carboxylate, sulphonate or phosphate groups may be used, for example polyacrylates with a molar mass of greater than 10 g / mol, or sulphonated polymers such as polystyrene sulphonate and polynaphthalene sulphonate.
  • colloidal particles in particular swelling clays such as bentonites or smectites, the leaflets of which disperse in the basic aqueous phase and whose function is to supply the fluid a flow threshold property, a useful function for the effective suspension of mineral particles, (such as supersaturation basic oxides).
  • the density of the formulation is adjusted according to the characteristics of the medium (fracturing pressure of the rock), with respect to the hydrostatic pressure.
  • the oxides are selected, or their mixtures are adjusted, according to their respective density and volume fraction.
  • the aqueous phase may contain dissolved salts to increase the density of the water, such as the practices in conventional drilling fluids (CaCl 2, NaCl, etc.).
  • the formulation may comprise weighting agents such as salts (barium sulfate or others), poorly soluble and maintained in the dispersed state.
  • Their particle size should be adapted and controlled, in relation to the porosity of the medium, the size of the particles to be small enough to penetrate into the porous medium.
  • the state of dispersion of the formulation can be controlled by the addition of dispersing agents such as preferentially anionic surfactants, such as alkyl sulfonates, alkyl phosphates, alkyl carboxylates, or nonionic, such as alkylated polyoxyethylene.
  • dispersing agents such as preferentially anionic surfactants, such as alkyl sulfonates, alkyl phosphates, alkyl carboxylates, or nonionic, such as alkylated polyoxyethylene.
  • the invention applies in the first place to the closure of an injector well that has been decided to no longer use, which can be likened to the abandonment of an oil well. But the invention can also be implemented during the construction of a specifically drilled well for the geological storage of acid gases, whether it takes place in reservoir rocks, aquifers, or coal seams.
  • water or more generally the washing fluid
  • the acid gas injection tube 7 so as to repel the acid gas stored far from the well surroundings.
  • the water used for the washing flush may come from this aquifer that may have been produced during the injection of the acid gases.
  • the operation ends with the injection of a cement plug, or other clogging formulation, to hold the reagent material in place.
  • This first operation is completed, it is possible to proceed to the same operation in other areas, especially the roof of the tank after perforation of the casing and primary cementation so as to allow injection.
  • FIG. 2 shows a borehole 21 which has reached the cover rock 20 which overcomes the storage tank 22.
  • a "flush” is carried out with water, then the injection, just below the level of the roof (at the roof tank), a reactive formulation.
  • a tube lining 23, and an insulation packer of the annulus 24 are used.
  • the zone 25 is thus invaded with a reactive material which will react in the event of acid gas leakage in said zone.
  • Drilling is continued with the drilling fluid to the desired depth, followed by casing and cementing, followed by the perforations required for the subsequent injection of the acid gas (s).
  • This preventive method carried out upstream of the CO2 injection, makes it possible to limit the risks of leakage at the level of the cover, where the CO2 plume could accumulate during and after the injection, by greatly reducing the permeability of the rock reservoir just below the clay cover.

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Abstract

Méthode de traitements des abords d'un puits (1) de stockage de gaz acide utilisant une solution réactive, dans laquelle on effectue les étapes suivantes : a) on injecte à partir du puits un fluide de lavage de la roche desdits abords de façon à ce qu'ils ne contiennent pas de produits réactifs avec ladite solution, b) on injecte dans la roche ainsi lavée un volume déterminé de solution réactive adaptée à réagir avec des gaz acides.

Description

MÉTHODE DE TRAITEMENT DES ABORDS DES PUITS DE STOCKAGE DE GAZ ACIDES
La présente invention concerne le domaine des stockages géologiques des gaz acides, dont le CO2. En particulier, l'invention concerne la fermeture des puits donnant accès aux formations géologiques dans lesquelles le stockage à lieu par injection. Un des objectifs est de prévenir les fuites de gaz acides, par exemple de CO2, par lesdits puits ou son voisinage.
On connaît les procédures d'abandon de puits dans lesquelles on introduit des bouchons de différentes qualités dans les cuvelages du puits : des bouchons mécaniques en matériau expansible, des bouchons de ciment, de résine. Cependant, la durabilité de ces matériaux, ainsi que du tube de cuvelage soumis à la corrosion, n'est pas suffisante dans le cas de stockage de gaz acides, notamment du CO2.
On connaît aussi les injections sous pression ("squeeze") de produits spécifiques de colmatage par les perforations du puits afin d'obturer la formation poreuse et perméable. Cependant, on sait qu'il est difficile de maîtriser le placement de ces produits injectés, ce qui rend aléatoire l'efficacité du colmatage.
Ainsi, la présente invention concerne une méthode de traitements des abords d'un puits de stockage de gaz acide utilisant une solution réactive, dans laquelle on effectue les étapes suivantes : a) on injecte à partir dudit puits un fluide de lavage de la roche desdits abords de façon à ce qu'ils ne contiennent pas de produits réactifs avec ladite solution, b) on injecte dans la roche ainsi lavée un volume déterminé de solution réactive adaptée à réagir avec des gaz acides, ladite solution comportant des oxydes basiques de façon à précipiter des minéraux dans la roche, au contact des gaz acides.
Selon la méthode, un stockage de gaz acide peut être effectué préalablement aux étapes a) et b). La solution réactive peut être adaptée à précipiter des carbonates, des hydrogéno-carbonates, ou des sulfures.
Les oxydes basiques peuvent être choisis dans le groupe suivant : les oxydes alcalins ou alcalino-terreux, leurs formes hydratées, les oxydes de Zn5 Ti, Mn, Fe, Zr, ou leurs mélanges. Les oxydes basiques peuvent provenir de minéraux suivants : les roches basiques et ultrabasiques, tels les basaltes, serpentinites, les péridotites, la magnésite éventuellement calcinée, la dolimite, l'albite, les ciments hydratés ou non, les ciments ultrafins, les laitiers de hauts fourneaux, les géopolymères, les silicates alcalins, la wollastonite, les matières pouzzolaniques, le plâtre, les mâchefers, le talc, le kaolin, les autres argiles, éventuellement calcinées, les fumées de silice, les cendres volantes, les zéolites.
On peut boucher le puits après injection de la solution réactive.
On peut effectuer les étape a) et b) après le forage de la zone géologique de couverture dudit stockage de gaz de façon à réduire, ou à colmater, les fuites éventuelles de gaz acide dans ladite zone.
La solution réactive peut comporter des oxydes de granulométrie déterminée par rapport à la nature du milieu poreux injecté.
La solution réactive peut comporter des agents de contrôle des propriétés rhéologiques, tels des polymères hydrosolubles, des polymères associatifs, des argiles.
Les oxydes basiques peuvent être des particules colloïdales.
La solution de lavage peut être aqueuse.
La densité et les propriétés d'écoulement de la solution de lavage peuvent être déterminées pour déplacer de façon optimisée les gaz acides. La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description des modes de réalisation ci-après, nullement limitatifs, et illustrés par les figures ci-après annexées, parmi lesquelles : - la figure 1 montre schématiquement un mode de mise en œuvre de l'invention,
- la figure 2 montre également schématiquement un autre mode de réalisation.
Le principe de l'invention repose sur la mise en place dans le voisinage d'un puits donnant accès entre la surface du sol et le réservoir géologique de stockage de gaz acides, d'un matériau réactif au contact du gaz acide. La réaction a pour résultat de limiter fortement la perméabilité de la roche du réservoir, et même de la colmater, dans ledit voisinage du puits. La figure 1 montre un forage 1 exécuté à travers la roche couverture 2 qui surmonte la roche réservoir 3. Le forage 1 est cuvelé par un tube 4 cimenté dans le trou foré 1 par un matériau de cimentation 5. L'accès au réservoir est obtenu par un drain foré 6. Un tube d'injection 7 se terminant par une crépine 8 est descendu dans le puits et l'annulaire entre ledit tube d'injection et le cuvelage 4 est obturé par des éléments d'étanchéité de type "packer" 9, ou équivalents, bien connus dans la profession.
Le schéma de la figure 1 montre un exemple d'équipement de puits, nullement limitatif, d'autres variantes sont applicables à la présente invention, en particulier les "complétions" ou équipements de puits, pour des puits horizontaux.
L'injection de gaz acide est effectuée par l'intermédiaire du tube 7. Une fois le remplissage du réservoir achevé, on effectue un lavage pour repousser le CO2, ou H2S, de la zone 10 que l'on souhaite traiter. On utilise de préférence de l'eau, mais d'autres fluides peuvent être utilisés pour ce lavage dans la mesure où ils réalisent les fonctions équivalentes à celles de l'eau. Par exemple, on peut ajouter des additifs viscosifiants pour améliorer le lavage. Le volume du fluide de lavage injecté doit être suffisant pour repousser le gaz acide à une distance radiale d'au moins quelques mètres des abords du puits. Ce rinçage, préférentiellement à l'eau, assure par la suite une bonne injectivité de la formulation comprenant le matériau réactif aux abords du puits. En l'absence de rinçage la méthode pourrait être inopérante car il y a un risque de former rapidement des composés minéraux (carbonates et/ou sulfures) superficiels entraînant localement un bouchage de la porosité qui limiterait l'envahissement des abords de puits par la formulation réactive.
Après le lavage, une formulation comprenant les produits réactifs aux gaz acides est alors injectée aux abords du puits et dans un rayon de quelques mètres. Les flèches 11 schématisent ladite injection.
Le matériau réactif a pour objectif, en cas de circulation du CO2 (soit sous forme supercritique, soit en solution aqueuse) ou de gaz acides aux abords du puits, de minéraliser ce gaz acide, en induisant une forte réduction de la perméabilité des abords de puits ce qui permet notamment de protéger le puits d'une attaque par le gaz acide.
Ce matériau réactif pour la présente invention est choisi parmi les oxydes basiques de formule générique MxOy, avec M un élément choisi parmi les alcalins, les alcalinoterreux ou d'autre éléments, caractérisés en ce qu'en présence d'eau, ils se dissocient au moins partiellement en formant des ions hydroxyle, et en ce qu'ils réagissent en présence de gaz acides, tels que CO2 ou H2S, en formant respectivement des carbonates ou des sulfures peu solubles dans l'eau.
On choisit préférentiellement les oxydes alcalins ou alcalino-terreux notamment les oxydes de sodium, potassium, calcium, baryum et magnésium, ou leur forme hydratée (LiOH, NaOH, KOH, RbOH, CsOH, Ca(OH)2,Sr(OH)2, Ba(OH)2, Mg(OH)2), mais aussi les oxydes de Zn, Ti, Mn, Fe, Zr, ... .
Ces oxydes, peuvent être amenés sous la forme de particules minérales, les minéraux étant choisis parmi les roches basiques et ultrabasiques (comme les basaltes, serpentinites, les péridotites qui sont connues pour être riches en magnésium), la magnésite éventuellement calcinée, la dolimite, l'albite, les ciments (hydratés ou non), les ciments ultrafins, les laitiers de hauts fourneaux, les géopolymères, les silicates alcalins, la wollastonite, les matières et autres liants pouzzolaniques en général, le plâtre, les mâchefers, le talc, le kaolin et les autres argiles, éventuellement calcinées, les fumées de silice, les cendres volantes, les zéolites,...
On choisit préférentiellement des matériaux contenant des quantités importantes d'oxydes de magnésium et/ou de calcium qui en présence de CO2 forment des carbonates très stables.
Des exemples de réactions de carbonatation de différents oxydes de calcium et magnésium sont données ci-après : o Oxyde de calcium : CaO + CO2 -> CaCO3 o Oxyde de magnésium : MgO + CO2 -» MgCO3 o Hydroxyde de calcium (chaux) : Ca(OH)2 + CO2 -> CaCO3 +H2O o Hydroxyde de magnésium : Mg(OH)2 + CO2 -» MgCO3 +H2O
o Talc : -Mg3Si4O^ (OH)2 + CO2 → MgCO3 + - SiO2 + -H2O
o Forsterite : - Mg2SiO \ + CO2 -> MgCO3 + - SiO2
o Wollastonite : CaSiO3 + CO2 -> CaCO3 + SiO2
Lorsque le gaz acide a tendance à retourner vers le puits, ces bases réagissent avec le gaz acide provenant du stockage, et vont minéraliser ce dernier dans les pores des milieux poreux aux abords du puits sous forme de carbonates, ou d'hydrogéno carbonates, dans le cas du CO2, et sous forme de sulfures dans le cas de 1Η2S, réduisant par là même la porosité et la perméabilité des abords de puits, et diminuant donc le débit de fuite potentiel de gaz acide vers la surface en passant par le puits. Les minéraux précipités forment aussi une couche protectrice pour les équipements de puits vis-à-vis des gaz acides stockés.
Ces bases sont mises en solutions aqueuses, voire en solutions sursaturées, c'est-à-dire en suspension. Dans le cas de suspensions, la granulométrie doit être adaptée et contrôlée, en rapport avec la porosité du milieu, la taille des particules devant être suffisamment petite pour pénétrer dans le milieu poreux. Ceci est assuré par la sélection rigoureuse des oxydes (ou mélanges d'oxydes) constituant la formulation, et leur bonne dispersion. Le D50 des particules choisies se situe préférentiellement entre 0,2 et 200 μm, le D90 devant être inférieur au 1/3 du diamètre moyen des pores de la formation. Une formulation comprenant un mélange de granulométries peut être préférée.
La surface spécifique des oxydes choisis est maximisée afin de présenter le maximum de réactivité.
La rhéologie de la suspension ainsi constituée est également adaptée afin d'assurer une injection performante tout en évitant la fracturation. Selon les caractéristiques de la formation rocheuse dans laquelle on pratique l'injection, la viscosité de la suspension est ajustée pour que les pressions d'injection se situent entre la pression de pore et la pression de fracturation du milieu. La viscosité est également adaptée pour assurer le maintien en suspension desdites particules pendant la mise en œuvre de l'injection. Des viscosités se situant entre 1 mPa.s et 1 Pa.s sont recherchées.
Pour cela, on ajoute avantageusement des additifs modificateurs de rhéologie, notamment des polymères hydrosolubles stables en milieu basique, de masse molaire suffisamment élevée pour garantir un effet de viscosité à faible fraction volumique en additif polymère dans la formulation autobloquante.
On peut utiliser des polymères vinyliques porteurs de groupements carboxylate, sulfonate, ou phosphate, par exemple des polyacrylates de masse molaire supérieure à 10 g/mol, ou des polymères sulfonés tels que le polystyrène sulfonate, le polynaphtalène sulfonate.
On peut également ajouter des particules colloïdales, notamment des argiles gonflantes telles que bentonites, smectites, dont les feuillets se dispersent en phase aqueuse basique et ont pour fonction de fournir au fluide une propriété de seuil d'écoulement, fonction utile à la suspension efficace de particules minérales, (tels que les oxydes basiques en sursaturation).
De plus, la masse volumique de la formulation est ajustée en fonction des caractéristiques du milieu (pression de fracturation de la roche), par rapport à la pression hydrostatique. Pour cela, on sélectionne les oxydes, ou on en ajuste leurs mélanges, en fonction de leur densité et de leur fraction volumique respectives. La phase aqueuse peut contenir des sels dissous pour augmenter la masse volumique de l'eau, telles les pratiques dans les fluides de forages, classiques (CaC12, NaCl,...). La formulation peut comprendre des agents alourdissants tels que des sels (sulfate de baryum ou autres), peu solubles et maintenus à l'état dispersé. Leur granulométrie devra être adaptée et contrôlée, en rapport avec la porosité du milieu, la taille des particules devant être suffisamment petite pour pénétrer dans le milieu poreux. L'état de dispersion de la formulation peut être contrôlé par l'ajout d'agents dispersants tels que des tensioactifs préférentiellement anioniques, tels que des alkyl sulfonates, alkyl phosphates, alkyl carboxylates, ou non ioniques, tels que les polyoxyethylène alkylés.
L'invention s'applique en premier lieu à la fermeture d'un puits injecteur que l'on a décidé de ne plus utiliser, ce que l'on peut assimiler à l'abandon d'un puits pétrolier. Mais l'invention peut également être mise en oeuvre lors de la construction d'un puits spécifiquement foré pour le stockage géologique des gaz acides, qu'il ait lieu dans des roches réservoirs, des aquifères, ou des veines de charbon.
A la fin de l'injection de gaz acides, de l'eau, ou plus généralement le fluide de lavage, est injectée par le tube 7 d'injection de gaz acide de manière à repousser le gaz acide stocké loin des abords de puits. Dans le cas d'un stockage de gaz acides en aquifère salin, l'eau utilisée pour le flush de lavage peut provenir de cet aquifère qui aura été éventuellement produite lors de l'injection des gaz acides. Une fois cette opération réalisée, on injecte toujours par le tube d'injection 7, la formulation réactive que l'on "squeeze" (esquiche) dans la formation rocheuse. Le volume injecté (esquiche) est adapté pour envahir quelques mètres aux abords de puits.
L'opération se termine par l'injection d'un bouchon de ciment, ou tout autre formulation colmatante, pour maintenir le matériau réactif en place. Cette première opération terminée, il est possible de procéder à la même opération dans d'autres zones, en particulier au toit du réservoir après perforation du cuvelage et de la cimentation primaire de façon à permettre l'injection.
L'invention s'applique également lors du forage d'un nouveau puits en vue d'y injecter des gaz acides à stocker. Dans ce cas, une fois la roche couverture du réservoir atteinte et traversée par le forage, on applique alors la méthode précédemment décrite. La figure 2 montre un forage 21 qui a atteint la roche couverture 20 qui surmonte le réservoir de stockage 22. On effectue un "flush" à l'eau, puis l'injection, juste au-dessous du niveau de la couverture (au toit du réservoir), d'une formulation réactive. Pour cela, on utilise une garniture de tubes 23, et un packer d'isolation de l'annulaire 24. La zone 25 est ainsi envahie d'un matériau réactif qui réagira en cas de fuite de gaz acide dans ladite zone. On poursuit le forage avec le fluide de forage jusqu'à la profondeur désirée, puis on procède au cuvelage et à la cimentation, puis aux perforations nécessaires à l'injection ultérieure du/des gaz acide(s). Cette méthode préventive, réalisée en amont de l'injection de CO2, permet de limiter les risques de fuites au niveau de la couverture, là où le panache de CO2 pourrait s'accumuler pendant et après l'injection, en diminuant fortement la perméabilité de la roche réservoir juste au-dessous de la couverture argileuse. Lors de la fermeture pour abandon de ce puits, la procédure décrite ci-dessus est mise en œuvre.

Claims

REVENDICATIONS
1) Méthode de traitements des abords d'un puits de stockage de gaz acide utilisant une solution réactive, dans laquelle on effectue les étapes suivantes : a) on injecte à partir dudit puits un fluide de lavage de la roche desdits abords de façon à ce qu'ils ne contiennent pas de produits réactifs avec ladite solution, b) on injecte dans la roche ainsi lavée un volume déterminé de solution réactive adaptée à réagir avec des gaz acides, ladite solution comportant des oxydes basiques de façon à précipiter des minéraux dans la roche, au contact des gaz acides.
2) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle un stockage de gaz acide a été effectué préalablement aux étapes a) et b).
3) Méthode selon la revendication 1 ou 2, dans laquelle la solution réactive est adaptée à précipiter des carbonates, des hydrogéno-carbonates, ou des sulfures.
4) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle les oxydes basiques sont choisis dans le groupe suivant : les oxydes alcalins ou alcalino-terreux, leurs formes hydratées, les oxydes de Zn, Ti, Mn, Fe, Zr, ou leurs mélanges.
5) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle les oxydes basiques proviennent de minéraux suivants : les roches basiques et ultrabasiques, tels les basaltes, serpentinites, les péridotites, la magnésite éventuellement calcinée, la dolimite, l'albite, les ciments hydratés ou non, les ciments ultrafins, les laitiers de hauts fourneaux, les géopolymères, les silicates alcalins, la wollastonite, les matières pouzzolaniqu.es, le plâtre, les mâchefers, le talc, le kaolin, les autres argiles, éventuellement calcinées, les fumées de silice, les cendres volantes, les zéolites.
6) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on bouche le puits après injection de la solution réactive.
7) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on effectue les étape a) et b) après le forage de la zone géologique de couverture dudit stockage de gaz de façon à réduire, ou à colmater, les fuites éventuelles de gaz acide dans ladite zone.
8) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle la solution réactive comporte des oxydes de granulométrie déterminée par rapport à la nature du milieu poreux injecté.
9) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle la solution réactive comporte des agents de contrôle des propriétés rhéologiques, tels des polymères hydrosolubles, des polymères associatifs, des argiles.
10) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle les oxydes basiques sont des particules colloïdales.
11) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle la solution de lavage est aqueuse.
12) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle la densité et les propriétés d'écoulement de la solution de lavage sont déterminées pour déplacer de façon optimisée les gaz acides.
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