FR2557195A1 - Methode pour former une barriere de fluide a l'aide de drains inclines, notamment dans un gisement petrolifere - Google Patents
Methode pour former une barriere de fluide a l'aide de drains inclines, notamment dans un gisement petrolifere Download PDFInfo
- Publication number
- FR2557195A1 FR2557195A1 FR8320809A FR8320809A FR2557195A1 FR 2557195 A1 FR2557195 A1 FR 2557195A1 FR 8320809 A FR8320809 A FR 8320809A FR 8320809 A FR8320809 A FR 8320809A FR 2557195 A1 FR2557195 A1 FR 2557195A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- barrier
- injection
- fluid
- drains
- zones
- 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.)
- Granted
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 title claims description 38
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 54
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 54
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 3
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 3
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
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
- 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
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
LA PRESENTE INVENTION CONCERNE UNE METHODE POUR INJECTER UN FLUIDE DANS UNE FORMATION GEOLOGIQUE 2 DE MANIERE A FORMER UNE BARRIERE A, B, C, D DUDIT FLUIDE SUIVANT UNE SURFACE PREDETERMINEE AYANT UNE FORME ALLONGEE, LA DIRECTION D'ALLONGEMENT E, F DE CETTE SURFACE OU DIRECTION PRINCIPALE ETANT DISTINCTE DE LA VERTICALE. LA PRESENTE INVENTION EST CARACTERISEE EN CE QUE L'ON INJECTE LEDIT FLUIDE A PARTIR D'AU MOINS UNE ZONE D'INJECTION D'AU MOINS UN DRAIN 8 OU 9, TRAVERSANT LA FORMATION, LADITE ZONE D'INJECTION ETANT INCLINEE PAR RAPPORT A LA VERTICALE ET APPARTENANT SENSIBLEMENT A LA SURFACE A, B, C, D DE LA BARRIERE A FORMER. LA PRESENTE INVENTION PEUT ETRE UTILISEE POUR LA FORMATION D'UNE BARRIERE, NOTAMMENT DANS UN GISEMENT PETROLIFERE.
Description
2557 195
La présente invention concerne une méthode d'injection de produits fluides dans une formation géologique,en vue notamment de former une
barrière de ces fluides dans cette formation.
L'invention peut être avantageusement utilisée, par exemple, pour
l'injection d'un produit colmatant dans un réservoir géologique notam-
ment pétrolifère, afin de créer une barrière d'isolement étanche pou-
vant éventuellement être disposée de façon sensiblement verticale.
Lors de l'utilisation de méthodes de récupération de pétrole par in-
jection de fluides gazeux, l'exploitation du gisement peut se faire
en utilisant plusieurs lignes de puits, chaque ligne comportant plu-
sieurs puits. Lorsque le volume de gisement compris entre deux lignes de puits a été balayé, c'est-à-dire lorsqu'une valeur critique est
atteinte pour la composition des fluides produits, les puits d'injec-
tion sont fermés et remplacés par les anciens puits producteurs.
Lors de la mise en exploitation d'un gisement présentant un pendage non nul, on procède généralement, en vue d'un balayage optimal, à l'injection du fluide gazeux à partir du sommet de la structure. Il
se crée ainsi un chapeau de gaz dont le volume croît avec l'avance-
ment de l'exploitation en ligne du champ.
-2- En raison du pendage de la couche, la pression d'injection du fluide gazeux augmente lorsque l'on cesse d'effectuer l'injection à partir
d'une première ligne de puits et qu'on l'effectue à partir d'une nou-
velle ligne de puits située en aval du pendage ou aval-pendage, rela-
tivement à la première. Dans ces conditions, une partie du gaz injecté dans cette nouvelle ligne
sert uniquement à augmenter la pression dans le chapeau de gaz de fa-
çon qu'elle atteigne la pression d'injection. Cette fraction du gaz est alors perdue et ne peut contribuer à l'efficacité du balayage. Au fur et à mesure de l'avancement de l'exploitation du champ, la quantité
de gaz ainsi perdue augmente considérablement.
De plus, l'augmentation continuelle de la pression du chapeau de gaz avec la profondeur de la ligne de puits d'injection peut conduire à la création d'une pression trop élevée pour la tenue mécanique de la couverture du gisement. Une rupture de cette couverture entraîne des
pertes de gaz considérables, nuisant à l'économie du procédé et pou-
vant créer des pollutions importantes. Ce phénomène est d'autant plus
important que la profondeur du gisement est plus faible.
La nécessité de limiter ces pertes de gaz conduit à rechercher la pos-
sibilité d'isoler,à partir d'un certain volume,le chapeau de gaz du
reste du gisement; l'exploitation serait alors poursuivie avec la cré-
ation d'un nouveau chapeau de gaz qui, le moment voulu, pourrait être
aussi isolé de la partie non exploitée du gisement.
D'une manière plus générale, la présente invention concerne une méthode pour injecter un fluide dans une formation géologique de manière à former une barrière de ce fluide suivant une surface prédéterminée ayant une forme allongée, la direction d'allongement de cette surface,
ou direction principale, étant distincte de la verticale.
La méthode selon l'invention se caractérise en ce que l'on injecte le fluide à partir d'au moins une zone d'injection d'au moins un drain traversant la formation, ladite zone d'injection étant inclinée par - 3rapport à la verticale et appartenant sensiblement à la surface de la
barrière à former.
Dans la suite de ce texte lorsque l'on parlera de fluide ou fluide injecté et de drains d'injection sans autre précision, il s'agira
respectivement du fluide ou produit servant à la formation de la bar-
rière et de drains servant à l'injection de ce fluide.
Un drain d'injection peut comporter éventuellement plusieurs zones
d'injection.
La zone d'injection peut être sensiblement parallèle à ladite direc-
tion principale de la barrière à former.
Il est possible selon l'invention d'injecter le fluide à partir de plusieurs zones d'injection différentes appartenant éventuellement
à différents drains et comprises sensiblement sur la surface délimi-
tant la barrière à former.
Lorsque l'on injecte le fluide à partir d'au moins deux zones d'in-
jection appartenant à deux drains différents, il est possible que ces
zones d'injection soient sensiblement parallèles entre elles.
Lorsqu'on utilise plusieurs drains d'injection, ceux-ci pourront être
équidistants les uns des autres sur au moins une portion de leur lon-
gueur. Cette variante est particulièrement avantageuse car elle permet d'utiliser les zones d'injection dans des conditions optimum, du moins
pour une formation géologique homogène.
Il est également avantageux de situer les zones d'injection périphé-
riques (le terme périphérique est utilisé pour désigner les zones
d'injection les plus proches des formations encaissantes) à une dis-
tance du bord de la barrière légèrement inférieure à la distance op-
timum de pénétration dans la formation du fluide à injecter.
-4 -
La quantité de fluide injectée par chacune des zones peut être fonc-
tion de la forme à donner à la barrière. Ainsi, si l'on désire une
plus grande épaisseur de la barrière à un niveau donné de la forma-
tion, on injectera dans la zone d'injection, ou les zones d'injection, la plus proche dudit niveau, une quantité de fluide plus importante que celle injectée par les autres zones, du moins si les drains sont équidistants. On ne sortira pas du cadre de la présente invention en modulant le
débit linéique injecté le long d'un drain.
Ceci permet notamment de résoudre le problème posé par le non respect du parallélisme entre deux drains d'injection voisins destinés à former
au moins partiellement une barrière.
1.5 Dans ce cas, le débit linéique injecté par l'un au moins de ces drains
pourra varier en tenant compte de la distance séparant ces deux drains.
La quantité de fluide globale injectée par une zone située sensible-
ment au centre de la barrière pourra être supérieure à celle injectée par une zone d'injection située sensiblement à la périphérie de la barrière. Les distances-séparant des zones d'injection appartenant à des drains différents situés au centre de ladite barrière peuvent être supérieures aux distances séparant les zones d'injection appartenant à des drains
différents situés sensiblement à la périphérie de la barrière.
On ne sortira pas du cadre de la présente invention en utilisant un ou plusieurs puits forés depuis la surface pour former un ou plusieurs
drains. Un même puits pourra se ramifier en plusieurs drains.
De même, on ne sortira pas du cadre de la présente invention en uti-
lisant un ou plusieurs drains naturels déjà existants dans la forma-
tion pour introduire le fluide d'injection dans cette formation. Bien
-- 5 --
entendu, ceci suppose que le ou les drains naturels sont positionnés d'une manière appropriée ou que l'on décide de positionner la barrière
en tenant compte de ce ou ces drains naturels.
On ne sortira pas non plus du cadre de la présente invention en fai- sant varier le long des portions ou zones d'injection les sections de
passage servant à l'injection du fluide, ou en injectant ce fluide si-
multanément à partir d'au moins deux portions d'injection.
Pour l'exploitation d'un gisement, il peut être avantageux de disposer
une barrière de telle manière que la direction d'allongement corres-
ponde à une ligne isobathedu moins si la forme du gisement le permet.
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparai-
tront à la description qui suit d'un exemple particuliernullement
limitatif, illustré par les figures schématiques ci-jointes parmi lesquelles: - la figure 1 représente la disposition de drains sensiblement horizontaux dans un champ pétrolier, - la figure 2 montre la pénétration du fluide ou produit injecté, - la figure 3 illustre le cas de drains sensiblement équidistants, - la figure 4 représente une méthode d'exploitation d'un champ à l'aide de plusieurs puits disposés en ligne, et - les figures 5 et 6 représentent des dispositions possibles des
drains dans une formation géologique.
L'exemple décrit ci-après concerne la mise en place de barrières de -
produit colmatant dans le cas de l'exploitation d'un champ pétrolier à l'aide de puits forés en lignes. Les drains d'injection utilisés
sont horizontaux mais,on ne sortirait pas du cadre de la présente ir-
- 6 - vention s'ils occupaient une autre direction inclinée par rapport à
la verticale.
La figure 1 représente trois formations géologiques référencées res-
pectivement 1, 2 et 3. La couche 2 est celle qui contient le pétrole et dans laquelle on souhaite mettre en place une barrière, la couche 1 constitue l'éponte
supérieure et la couche 3 l'éponte inférieure du réservoir.
On désire mettre en place dans ces formations géologiques une barrière
suivant la surface définie par les quatres points A B C D de la fi-
gure 1 (E F désigne la direction principale dans laquelle s'étend la
barrière). Pour ce faire, on a superposé dans la couche 2 parallèle-
ment auxplignes 4 et 5 des puits d'exploitation du gisement 6 et 7 deux drains sensiblement horizontaux destinés à mettre en place des agents colmatants dans une tranche sensiblement verticale du gisement
A B C D.
La longueur des drains horizontaux 8 et 9 pourra être fonction de la longueur de la barrière à former. On pourra également utiliser des drains consécutifs. Le nombre de drains horizontaux superposés dépend de l'épaisseur A D de la couche et peut aller de un pour une couche
de faible épaisseur à plusieurs pour des couches épaisses.
De façon à bien assurer le colmatage de la zone à isoler, il est né-
cessaire d'introduire le produit colmatant 10 de façon homogène le long du drain, du moins si les deux drains sont parallèles entre eux,
conmmne cela est représenté sur la figure 2.
Lorsque les zones 11 et 12 envahies par le produit colmatant injecté dans les drains horizontaux se seront rejointes et auront atteint le toit et le mur de la couche, la zone délimitée sera isolée du reste
du gisement.
2557 1 95
7 - En raison de la viscosité des produits injectés, il se crée un gradient de pression dans le drain horizontal. Pour assurer un envahissement progressif homogène de la section verticale, il est important que le débit injecté en tout point d'un drain horizontal soit identique. Pour cela, on peut éventuellement augmenter de l'amont vers l'aval du drain
(en considérant le sens d'écoulement du fluide) les sections des per-
forations ou des fentes des portions d'injection.
Les produits que l'on peut utiliser pour réaliser un blocage permanent peuvent être des mélanges à base de silicate de sodium par exemple, qui lorsqu'ils sont agités, ont une viscosité faible, de l'ordre de celle temps de de l'eau, et qui se gélifient après un certain&repos. La viscosité
faible du produit initial permet un envahissement important de la for-
mation et permet une action bloquante efficace lorsque le produit se gélifie. C
Il est évident que la composition du mélange injecté dépend de la na-
ture de la formation (grès, calcaire, présence de zones plus ou moins
perméables) et de la température.
L'utilisation de résines ou polymères tels que les polyacrylamides per-
met également d'effectuer des blocages permanents.
On ne sortira pas du cadre de la présente invention en utilisant d'au-
tres produits ayant éventuellement des propriétés colmatantes ou blo-
quantes.
Le nombre de puits horizontaux superposés dépend des conditions d'é-
coulement dans un drain, en particulier de la viscosité des produits
injectés et des délais de leur prise en masse compacte dans le gise-
ment. La distance maximale entre deux drains voisins est égale au diamètre maximum qu'il est possible de colmater à partir d'un drain (cylindres colmatés tangents (Fig. 2)). Il est préférable cependant que les drains
2557 1 95
- 8- aient un écartement moindre que celui défini précédemment, de manière que l'épaisseur de la barrière dans la direction perpendiculaire au
plan A B C D soit suffisamment importante.
Ceci est illustré à la figure 3 qui est une vue en coupe des formations
géologiques 1, 2 et 3 suivant un plan vertical sensiblement perpendi-
culaire aux drains d'injection 13, 14, 15 et 16. Chacun des cercles 17,
18, 19 et 20 représente la zone idéale maximum d'envahissement du pro-
duit injecté à partir de chacun des drains 13 à 16, si celui-ci était le seul à injecter ce produit. Les surfaces hachurées 21, 22 et 23
correspondent au recouvrement des zones d'envahissement.
Ce recouvrement garantit non seulement une certaine épaisseur de la barrière de colmatage, mais également une certaine tolérance dans le
positionnement des drains, comme on peut le voir sur la figure.
En effet, bien que le drain 15 ne soit pas dans le plan défini par les drains 14 et 16, il y a tout de même recouvrement du fluide injecté
par les drains 14 à 16 (Fig. 3, zones 22 et 23).
Les zones 24 et 25 correspondent au recouvrement du produit injecté par les drains périphériques avec les formations géologiques 1 et 3
encadrant la formation dans laquelle on veut créer la barrière 26.
Si les formations 1 et 3 sont imperméables au produit injecté, celui-ci s'étalera dans la formation 2 aux interfaces entre les formations 1 ou
3 et la formation 2.
On ne sortira pas du cadre de la présente invention en ayant des dis-
tances différentes entre les drains, notamment lorsque la porosité de
la formation géologique 2 n'est pas homogène.
En outre, il est préférable que l'injection de l'agent colmatant se fasse simultanément dans les différents drains superposés 13 à 16 en vue d'une meilleure interpénétration des zones colmatées,notamment
lorsque le produit injecté a une prise en masse rapide.
2557 1 95
- 9 - L'exemple suivant montre l'intérêt de la méthode d'isolement selon la
présente invention.
Soit un gisement situé à 10Om de profondeur, de 10m d'épaisseur et de pendage égal à 15 . La porosité est de 30 %. Les saturations en huile et en eau sont de 90 % et 10 %; le pétrole est un pétrole lourd de
densité égale à 0,95. Le gisement est exploité en lignes par combus-
tion in situ. Le volume envahi par le gaz est de 50 % du volume de pores. Les puits sont espacés de 10Om (Fig. 4, vue du dessus du champ
à exploiter).
Lors du passage de l'injection d'air servant à la combustion de la ligne de puits 27 à la ligne de puits 28, le volume de pores envahi par le gaz injecté par un puits 30 correspondant à la zone hachurée 31 est de 15. 000m3. Si la pression d'injection instantanée est égale à la pression hydrostatique correspondant à la profondeur du front de combustion, elle est donc de 10 bar lorsque le front se trouve sur la ligne 27, alors qu'elle doit être de 12,7 bar lorsque la combustion
atteint la ligne 28.
Le volume de gaz contenu dans la zone hachurée 31 est de 190.500 Nm3
lorsqu'on transfère l'injection de gaz à la ligne de puits 28.
Pendant l'exploitation entre la ligne 28 et la ligne 29, la pression
augmente de 12,7 à 15,4 bar et un volume de 40.500 Nm3 sert à pressu-
riser la zone précédemment balayée de 12,7 à 15,4 bar; 231.000 Nm3 de gaz restent piégés dans la zone hachurée entre la ligne 27 et la
ligne 28.
L'exploitation entre les lignes 27 et 28 entraîne une perte de gaz de
190.500 Nm3; celle entre les lignes 28 et 29 entraIne une perte tota-
le de 271.500 Nm3. En poursuivant le processus, on peut calculer la
perte de gaz pour les différentes lignes d'exploitation et l'augmen-
tation de pression d'injection.
- 10 -
dont % pour pressuriser ZONES P INJECTION VOLUME GAZ les zones précédentes lre (27 - 28) 10 - 12,7 bar 190.500 Nm3 0 2me (28 - 29) 12,7 - 15,4 bar 271.500 Nm3 15 % 3me (29 - 15,4 - 18,1 bar 352.500 Nm3 23 % 4me 18,1 20,8 bar 433.500 Nm3 28 % 5me 20,8 - 23,5 bar 514.500 Nm3 31,5 % On constate que lors de l'exploitation de la 5ème zone, le tiers du
gaz perdu sert à recomprimer des zones déjà exploitées.
En outre, la pression régnant dans les zones balayées est de 23,5 bar; la pression au sommet de la formation est nettement supérieure à la pression hydrostatique; elle se rapproche et peut même dans certains
cas dépasser la pression lithostatique, entraînant des risques de rup-
ture de la couverture du gisement. On voit donc la nécessité d'isoler complètement les zones déjà balayées. Une barrière entre la 3ème et la
4ème zone ou entre la 4ème et la 5ème zone semble judicieuse.
Les figures 5 et 6 représentent deux variantes de mise en place des
drains lorsque ceux-ci sont forés depuis la surface.
Dans le cas de la figure 5, la barrière est formée à partir de deux puits 32 et 33 forés depuis la surface et qui se ramifient en plusieurs
drains respectivement 34, 35 et 36 et 37, 38 et 39.
Dans le cas de la figure 6, on n'utilise qu'un seul puits 46 qui se
ramifie en plusieurs drains 40 à 45 dans les deux sens de la barrière.
On ne sortira pas du cadre de la présente invention si les lignes 4 et 5 de puits de production ou d'injection de gaz 6 et 7 comportent
- il -
des drains inclinés.
D'ailleurs, si tel est le cas, ces puits inclinés pourront être utili-
sés pour l'injection de fluide servant à la formation de la barrière à créer.
- 12 -
Claims (14)
1. - Méthode pour injecter un fluide dans une formation géologique
(2) de manière à former une barrière (A, B, C, D) dudit fluide sui-
vant une surface prédéterminée ayant une forme allongée, la direction d'allongement (E, F) de cette surface, ou direction principale étant distincte de la verticale, caractérisée en ce que l'on injecte ledit fluide à partir d'au moins une zone d'injection d'au moins un drain
(8 ou 9), traversant la formation, ladite zone d'injection étant in-
clinée par rapport à la verticale et appartenant sensiblement à la
surface (A, B, C, D) de la barrière à former.
2. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que ladite
zone d'injection est sensiblement parallèle à ladite direction prin-
cipale de la barrière à former.
3. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on
injecte ledit fluide à partir de plusieurs zones d'injection diffé-
rentes appartenant éventuellement à différents drains (8, 9, 13, 14, ou 16), et en ce que lesdites zones d'injections appartiennent
sensiblement à la barrière (A, B, C, D) à former.
4. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on
injecte ledit fluide à partir d'au moins deux zones d'injection appar-
tenant à deux drains différents, et en ce que lesdites zones (8, 9)
d'injection sont sensiblement parallèles entre elles.
5. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que lesdits drains (13, 14, 15 et 16) sont sensiblement équidistants les uns des
autres sur au moins une portion de leur longueur.
6. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que les distances séparant lesdits drains sont fonction de la forme de la barrière.
2557 1 95
- 13 -
7. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que les dis-
tances séparant des zones d'injection appartenant à des drains diffé-
rents situés sensiblement au centre de ladite barrière sont supérieures aux distances séparant les zones d'injection appartenant à des drains différents situés sensiblement à la périphérie de ladite barrière.
8. Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que le débit
injecté par chacune desdites zones est fonction de la forme de la bar-
rière.
9. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que l'on
effectue à partir d'au moins une zone d'injection (14, 15) située sen-
siblement au centre de la barrière, l'injection d'une quantité de
fluide supérieure à celle injectée à partir d'au moins une zone d'in-
jection (13 ou 16) située à la périphérie de ladite barrière.
10. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que le
fluide injecté est un fluide colmatant.
11. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que lesdites zones d'injection sont disposées de manière à constituer une barrière
sensiblement plane.
12. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que ledit
drain est foré depuis la surface.
13. - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on utilise des drains offrant audit fluide une section de passage qui
augmente de l'amont vers l'aval.
14. - Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que l'on
injecte simultanément ledit fluide à partir d'au moins deux drains.
Priority Applications (8)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8320809A FR2557195B1 (fr) | 1983-12-23 | 1983-12-23 | Methode pour former une barriere de fluide a l'aide de drains inclines, notamment dans un gisement petrolifere |
| IN931/MAS/84A IN162606B (fr) | 1983-12-23 | 1984-11-29 | |
| US06/684,297 US4705431A (en) | 1983-12-23 | 1984-12-20 | Method for forming a fluid barrier by means of sloping drains, more especially in an oil field |
| MX027025A MX171706B (es) | 1983-12-23 | 1984-12-21 | Metodo para formar una barrera de fluido con la ayuda de tubos inclinados, en particular en un yacimiento petrolifero |
| CA000470886A CA1297785C (fr) | 1983-12-23 | 1984-12-21 | Methode pour former une barriere de fluide a l'aide de drains inclines notamment dans un gisement petrolifere |
| NO845173A NO845173L (no) | 1983-12-23 | 1984-12-21 | Fremgangsmaate for aa danne en fluidsperre. |
| GB08432501A GB2151674B (en) | 1983-12-23 | 1984-12-21 | A method for forming a fluid barrier by means of sloping drains, more especially in an oil field |
| BR8406663A BR8406663A (pt) | 1983-12-23 | 1984-12-21 | Processo para injetar um fluido numa formacao geologica |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8320809A FR2557195B1 (fr) | 1983-12-23 | 1983-12-23 | Methode pour former une barriere de fluide a l'aide de drains inclines, notamment dans un gisement petrolifere |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2557195A1 true FR2557195A1 (fr) | 1985-06-28 |
| FR2557195B1 FR2557195B1 (fr) | 1986-05-02 |
Family
ID=9295582
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR8320809A Expired FR2557195B1 (fr) | 1983-12-23 | 1983-12-23 | Methode pour former une barriere de fluide a l'aide de drains inclines, notamment dans un gisement petrolifere |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4705431A (fr) |
| BR (1) | BR8406663A (fr) |
| CA (1) | CA1297785C (fr) |
| FR (1) | FR2557195B1 (fr) |
| GB (1) | GB2151674B (fr) |
| IN (1) | IN162606B (fr) |
| MX (1) | MX171706B (fr) |
| NO (1) | NO845173L (fr) |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2632350B1 (fr) * | 1988-06-03 | 1990-09-14 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recuperation assistee d'hydrocarbures lourds a partir d'une formation souterraine par puits fores ayant une portion a zone sensiblement horizontale |
| US5002431A (en) * | 1989-12-05 | 1991-03-26 | Marathon Oil Company | Method of forming a horizontal contamination barrier |
| FR2675845B1 (fr) * | 1991-04-26 | 1993-07-09 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour stimuler une zone productrice d'effluents adjacente a une zone aquifere par balayage lateral avec un fluide de deplacement. |
| FR2676091B1 (fr) * | 1991-05-02 | 1993-07-30 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour stimuler par un fluide chaud une zone productrice d'effluents adjacente a une zone aquifere. |
| US5957624A (en) * | 1991-06-24 | 1999-09-28 | Lockheed Martin Idaho Technologies Company | Apparatus and method for in Situ installation of underground containment barriers under contaminated lands |
| US5314019A (en) * | 1992-08-06 | 1994-05-24 | Mobil Oil Corporation | Method for treating formations |
| US5345034A (en) * | 1993-02-03 | 1994-09-06 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Containment of subsurface contaminants |
| US5370478A (en) * | 1993-05-11 | 1994-12-06 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Process for isolating contaminated soil |
| US5803171A (en) * | 1995-09-29 | 1998-09-08 | Amoco Corporation | Modified continuous drive drainage process |
| US5857810A (en) * | 1995-11-07 | 1999-01-12 | Battelle Memorial Institute | In-situ chemical barrier and method of making |
| US6598686B1 (en) * | 1998-11-20 | 2003-07-29 | Cdx Gas, Llc | Method and system for enhanced access to a subterranean zone |
| US7025154B2 (en) | 1998-11-20 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
| US8297377B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US6708764B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Cdx Gas, L.L.C. | Undulating well bore |
| US6679322B1 (en) | 1998-11-20 | 2004-01-20 | Cdx Gas, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
| US8376052B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
| US6280000B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-08-28 | Joseph A. Zupanick | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores |
| US6662870B1 (en) | 2001-01-30 | 2003-12-16 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for accessing subterranean deposits from a limited surface area |
| US7048049B2 (en) | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
| US6681855B2 (en) | 2001-10-19 | 2004-01-27 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for management of by-products from subterranean zones |
| US6425448B1 (en) | 2001-01-30 | 2002-07-30 | Cdx Gas, L.L.P. | Method and system for accessing subterranean zones from a limited surface area |
| US6725922B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-04-27 | Cdx Gas, Llc | Ramping well bores |
| US8333245B2 (en) | 2002-09-17 | 2012-12-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Accelerated production of gas from a subterranean zone |
| AU2003244819A1 (en) * | 2003-06-30 | 2005-01-21 | Petroleo Brasileiro S A-Petrobras | Method for, and the construction of, a long-distance well for the production, transport, storage and exploitation of mineral layers and fluids |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3380522A (en) * | 1965-06-08 | 1968-04-30 | Payne Oilfield Equipment Leasi | Method of inhibiting saline water intrusion into fresh water aquifers |
| US4289354A (en) * | 1979-02-23 | 1981-09-15 | Edwin G. Higgins, Jr. | Borehole mining of solid mineral resources |
| US4326818A (en) * | 1978-10-16 | 1982-04-27 | Willis Dudley L | Techniques for the storage of water |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1430306A (en) * | 1920-12-09 | 1922-09-26 | Francois Albert | Method of making fissured water-bearing strata water-tight |
| US1884859A (en) * | 1930-02-12 | 1932-10-25 | Standard Oil Dev Co | Method of and apparatus for installing mine wells |
| US2627169A (en) * | 1946-07-15 | 1953-02-03 | Koehring Co | Method of producing stabilization in soil masses |
| US2796129A (en) * | 1951-08-13 | 1957-06-18 | Orpha B Brandon | Oil recovery process |
| US3326003A (en) * | 1953-03-05 | 1967-06-20 | Giovanni Rodio & C S P A Ing | Method of forming ground cut-off wall |
| US3407605A (en) * | 1963-12-23 | 1968-10-29 | Continental Oil Co | Method for isolating a cavity |
| US4133383A (en) * | 1977-09-16 | 1979-01-09 | Halliburton Company | Terminating the flow of fluids from uncontrolled wells |
| CH630700A5 (fr) * | 1978-07-24 | 1982-06-30 | Inst Francais Du Petrole | Raccord coude a angle variable pour forages diriges. |
| US4311340A (en) * | 1978-11-27 | 1982-01-19 | Lyons William C | Uranium leeching process and insitu mining |
| US4275788A (en) * | 1980-01-28 | 1981-06-30 | Bj-Hughes Inc. | Method of plugging a well |
| US4445574A (en) * | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
| US4510997A (en) * | 1981-10-05 | 1985-04-16 | Mobil Oil Corporation | Solvent flooding to recover viscous oils |
| US4446918A (en) * | 1982-04-08 | 1984-05-08 | Atlantic Richfield Company | Method for initiating combustion in a subterranean carbonaceous deposit |
-
1983
- 1983-12-23 FR FR8320809A patent/FR2557195B1/fr not_active Expired
-
1984
- 1984-11-29 IN IN931/MAS/84A patent/IN162606B/en unknown
- 1984-12-20 US US06/684,297 patent/US4705431A/en not_active Expired - Fee Related
- 1984-12-21 MX MX027025A patent/MX171706B/es unknown
- 1984-12-21 NO NO845173A patent/NO845173L/no unknown
- 1984-12-21 CA CA000470886A patent/CA1297785C/fr not_active Expired - Fee Related
- 1984-12-21 BR BR8406663A patent/BR8406663A/pt not_active IP Right Cessation
- 1984-12-21 GB GB08432501A patent/GB2151674B/en not_active Expired
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3380522A (en) * | 1965-06-08 | 1968-04-30 | Payne Oilfield Equipment Leasi | Method of inhibiting saline water intrusion into fresh water aquifers |
| US4326818A (en) * | 1978-10-16 | 1982-04-27 | Willis Dudley L | Techniques for the storage of water |
| US4289354A (en) * | 1979-02-23 | 1981-09-15 | Edwin G. Higgins, Jr. | Borehole mining of solid mineral resources |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO845173L (no) | 1985-06-24 |
| IN162606B (fr) | 1988-06-18 |
| BR8406663A (pt) | 1985-10-22 |
| GB2151674A (en) | 1985-07-24 |
| FR2557195B1 (fr) | 1986-05-02 |
| US4705431A (en) | 1987-11-10 |
| GB8432501D0 (en) | 1985-02-06 |
| MX171706B (es) | 1993-11-10 |
| CA1297785C (fr) | 1992-03-24 |
| GB2151674B (en) | 1987-05-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| FR2557195A1 (fr) | Methode pour former une barriere de fluide a l'aide de drains inclines, notamment dans un gisement petrolifere | |
| CA1332147C (fr) | Procede de recuperation assistee d'hydrocarbures lourds a partir d'une formation souterraine par puits fores ayant une portion a zone sensiblement horizontale | |
| EP0435756B1 (fr) | Méthode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection différée de fluide provenant d'une zone voisine, le long de fractures faites depuis un drain foré dans une couche intermédiaire peu perméable | |
| US5025859A (en) | Overlapping horizontal fracture formation and flooding process | |
| CN106354983A (zh) | 一种确定co2埋存泄漏风险监测点的方法 | |
| EP0435727B1 (fr) | Méthode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection controlée de fluide provenant d'une zone voisine que l'on relie à la première par un drain traversant une couche intermédiaire peu perméable | |
| FR2497539A1 (fr) | Procede d'exploitation miniere d'une couche petrolifere a eau sous-jacente et produits obtenus par ledit procede | |
| FR2641321A1 (fr) | Procede de simulation de production par essai pilote dans un gisement d'hydrocarbures | |
| Clausen | Probable deep erosion by continental ice sheet melt water floods: Chalk Buttes area of Carter County, Montana, USA | |
| FR2497267A1 (fr) | Procede d'exploitation miniere d'un gisement de petrole avec injection d'un caloporteur, et produit extrait par ledit procede | |
| CA2691399C (fr) | Methode de recuperation d'huile ou de bitume par injection d'un fluide de recuperation et d'un agent de diversion | |
| Mackay | Pingo ice of the western Arctic coast, Canada | |
| FR2495686A1 (fr) | Procede d'extraction thermique de petrole par la methode miniere et petrole obtenu par ledit procede | |
| Raistrick | The glaciation of Wharfedale, Yorkshire | |
| Clausen | How a fundamentally different and new glacial history paradigm explains North America glaciated prairie region erosional escarpments and drainage patterns | |
| FR3056288A3 (fr) | Centrale geothermique utilisant une zone fissuree de roche chaude et seche | |
| Barrell | Relative Geological Importance of Continental Littoral, and Marine Sedimentation | |
| WO1995000421A1 (fr) | Procede de mise en service d'une cavite de stockage souterrain d'hydrocarbure a basse temperature et installation de stockage d'hydrocarbure a basse temperature | |
| CA1320127C (fr) | Mise en place de bouchons ou d'ecrans par le forage horizontal | |
| FR2470240A1 (fr) | Procede pour la production par fracturation d'un reservoir geothermique | |
| CA1178811A (fr) | Procede de realisation de stockage souterrain de fluide | |
| Grabau | Physical characters and history of some New York formations | |
| Ordonez | Oil in Southern Tamaulipas, Mexico | |
| CA1317214C (fr) | Methode et systeme de production par puits central et drains de collecte | |
| Halse | Oil fields of west Buchivacoa, Venezuela |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| ST | Notification of lapse |