FR2595753A1 - Procede de fracturation d'une formation souterraine de charbon contenant du gaz - Google Patents
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Abstract
L'INVENTION CONCERNE UN PROCEDE DE FRACTURATION HYDRAULIQUE ETAGEE DE VEINES DE CHARBON AFIN D'AMELIORER LE DEBIT ET LA RECUPERATION TOTALE DE GAZ A PARTIR DE CES VEINES. LE PROCEDE CONSISTE A INJECTER PAR ETAGES DES AGENTS DE SOUTENEMENT AYANT UNE GRANULOMETRIE COMPRISE ENTRE 0,105 ET 0,250 MM JUSQU'A CE QUE LES QUANTITES SUIVANTES SOIENT DEPOSEES DANS LA FORMATION: POUR 1,5 H 3, M 225 000; POUR 3 H 4,5, M 340 000; POUR 4,5 H 6, M 450 000; POUR 6 H 7,5, M 900 000; ET POUR H 7,5, M 1 350 000; OU H EST L'EPAISSEUR VERTICALE DE LA VEINE DE CHARBON, EN METRES, ET M EST LA QUANTITE MINIMALE D'AGENTS DE SOUTENEMENT DEPOSEE, EN KILOGRAMMES. DOMAINE D'APPLICATION: PRODUCTION DE GAZ A PARTIR DE VEINES DE CHARBON.
Description
L'invention concerne la fracturation hydraulique de formations
souterraines de charbon contenant du gaz, c'est-à-dire des veines de charbon, en vue d'augmenter le débit de production et la quantité totale 5 de récupération de gaz à partir d'un puits complété
dans une telle formation, et elle a trait plus particulièrement à certains perfectionnements apportés à la fracturation à plusieurs étages ou fracturation étagée pour faciliter les opérations et obtenir des fractures 10 étayées étendues dans la veine de charbon.
Les techniques de fracturation hydraulique pour formations d'hydrocarbures sont bien connues et ont été largement utilisées pour accroître la récupération de pétrole et de gaz à partir de formatior contenant 15 des hydrocarbures. Ces techniques consistent à injecter
un fluide de fracturation dans le sondage et à amener ce fluide en contact avec la formation à fracturer.
Une pression suffisamment élevée est appliquée au fluide de fracturation pour amorcer et propager une fracture 20 dans la formation. Des matériaux de soutènement sont généralement entraînés dans le fluide de fracturation et déposés dans la fracture afin de la maintenir ouverte
pendant la production.
Une technique de fracturation hydraulique 25 particulièrement bien adaptée à la fracturation de formations gréseusescontenant du gaz, de faible perméabilité (10 millidarcies ou moins) est décrite dans le brevet des E.U.A. N 4 186 802. Ce procédé comprend des étages multiples de fracturation au cours desquels un sable fin de soutènement, d'une granulométrie comprise entre 0,105 et 0,250 mm, estentraîn é-par du sable, à un rapport de mélange à l'état fluide de 0,480 kg par litre ouplus. Chaque étape d'entraînement est immédiatement suivie d'une étape correspondante d'espacement 10 utilisant le fluide de fracturation sans addition d'agent de soutènement. Immédiatement après le dernier étage d'entraînement et l'étage d'espacement correspondant, un étage d'achèvement, entraînant un sable de soutènement moyen d'une granulométrie comprise entre 0,42 et 0,84mm, est injecté, suivi d'un rinçage au fluide de fracturation de la colonne de production. Le fluide de fracturation est constitué de jusqu'à 70% d'alcool en volume afin de réduire le volume d'eau du fluide de fracturation, qui réagit de façon nuisible avec les argiles 20 sensibles à l'eau, présentes dans la formation. On a combiné jusqu'à 20% de C02 liquifié, en volume, au mélange eau/alcool de fracturation pour réduire encore
plus le volume d'eau.
Les veines de charbon diffèrent des forma25 tions souterraines classiques desquelles des hydrocarbures sont normalement récupérés, telles que les formation de carbone ou de grès. Les veines de charbon sont généralement beaucoup plus friables que les carbonates ou les grés. Par conséquent, lorsque l'on utilise des 30 procédés classiques de fracturation, les agents de soutènement normalement utilisés ont tendance à produire de petites particules de charbon à partir des faces de la fracture, lesquelles particules se mélangent à l'agent de soutènement. Lorsque le puits est mis en 35 production, d'autres particules de charbon tendent à se détacher des faces des fractures pour être entralnées dans l'agent de soutènement. La présence des particules de charbon dans l'agent de soutènement tend à obturer les espaces interstitiels entre les particules de l'agent de soutènement et à réduire en même temps la conductivité de la fracture étayée. Les fractures de charbon nuisent également au fonctionnement des équipements de séparation et de traitement travaillant
en surface.
De plus, les veines de charbon sont sujettes à des déformations plastiques. Lorsque l'on utilise des agents de soutènement classiques d'une granulométrie de 0,42-0,84 mm, ils produisent une action abrasive sur les faces de la fracture. La présence d'agents 15 de soutènement dans les faces de la fracture et la progression du charbon vers l'intérieur de la fracture
réduisent la largeur et la conductivité de cette dernière.
En outre, les techniques classiques de fracturation donnent des fractures qui sont plus larges 20 à la partie la plus basse de la veine de charbon et
qui se rétrécissent vers la partie la plus haute de la veine, limitant la communication entre les parties supérieures de la veine de charbon et la fracture.
La fracture des veines de charbon est en outre compliquée 25 par le fait que ces veines sont généralement saturées d'eau à haute teneur en carbonate. La fracturation classique a pour résultat une précipitation des carbonates, ce qui réduit davantage la perméabilité de la
formation aux faces de la fracture.
La demande de brevet des Etats-Unis d'Amérique NI 631 592, déposée le 17 juillet 1984, propose un procédé de formation de fractures dans une veine de charbon souterraine, lesquelles fractures ont une meilleure conductivité, permettent ur débit de production accru et une plus grande récupération totale de gaz en comparaison avec les procédés essayés précédemment
pour fracturer les veines de charbon.
Le procédé décrit dans la demande précitée permet d'obtenir des fractures de meilleure conductivité et de largeur plus uniforme. Ce procédé consiste globalement à injecter par étages, dans la formation adjacente au puits, un fluide de fracturation contenant un agent de soutènement, en alternance avec une solution d'acidification. Dans la demande précitée, le fluide de fracturation contient en suspension de fines particules d'agents de soutènement dont la granulométrie est sensiblement comprise entre 0,105 et 0,250 mm et est avantageusement égale, en moyenne, à 0,149 mm. Les agents 15 de soutènement sont présents dans les étages initiaux d'injection de fluide de fracturation, en quantité comprise entre 0 et environ 0,480 kg par litre de fluide de fracturation. La charge d'agent de soutènement dans le fluide de fracturation est augmentée lors des étages 20 d'injection suivants jusqu'à ce que le fluide de fracturation contienne d'environ 0,96 à 1,44 kg d'agent de soutènement par litre de fluide. Ensuite, les injections de fluide de fracturation sont poursuivies à la charge d'agent de soutènement la plus élevée. Chaque étage 25 de fluide de fracturation est immédiatement suivie d'une injection d'une solution acidifiante dans la
formation adjacente au puits.
Dans la demande de brevet N 631 592 précitée, les injections alternées de fluide de fracturation 30 et d'acide sont effectuées à un débit allant d'environ 2,4 m3 à environ 5,6 m3 par minute et avantageusement de 3,2 à 4,8 m3 par minute et elles sont poursuivies jusqu'à ce qu'au moins 4460 kg d'agents fins de soutènement aient été déposés dans la fracture de la formation 35 par mètre vertical de la veine de charbon. L'étage
d'injection final du fluide de fracturation contenant l'agent de soutènement est suivi d'un rinçage de la colonne de production avec un fluide de fracturation sans agent de soutènement ou avec une solution acidi5 fiante.
Dans la demande N 631 592 précitée, le fluide de fracturation est avantageusement de l'eau provenant de la veine de charbon ou d'une formation adjacente, à laquelle un agent gélifiant est additionné à raison d'environ 3,6 g/l. L'acide peut être tout acide généralement utilisé pour le traitement des formations souterraines, tel que l'acide acétique, formique, fluorhydrique ou sulfamique, mais il s'agit avantageusement d'acide chlorhydrique. De plus, le fluide de fractu15 ration ou la solution acidifiante peut contenir des surfactants, des agents demiseen suspensiondes agents séquestrants ou des agents empochant la formation de dépôts
ou des inhibiteurs de la corrosion.
La présente invention a trait à certains 20 perfectionnements apportés à un procédé consistant à injecter par étages, dans une veine souterraine de
charbon adjacente à un puits, un fluide de fractionnement contenant un agent de soutènement en alternance avec un fluide sans agent de soutènement, lequel fluide 25 est avantageusement une solution acidifiante.
Conformément à un aspect de l'invention, il est apparu que le processus de fracturation est facilité par l'équipement du puits d'un tubage d'au moins 17,5 cm de diamètre nominal et d'une colonne 30 d'au moins 9 cm de diamètre nominal. Le fluide de fracturation est alors introduit dans la formation au moyen
de perforations prévues dans le tubage.
Dans un autre aspect de l'invention, on obtient des fractures étayées et étendues, dans la veine de charbon, en poursuivant les injections alternées, par étages, de fluide de fracturation et d'acide jusqu'à ce qu'une quantité minimale de fins agents de soutènement ait été déposée dans la formation, conformément à ce qui suit: pour 1,5 S h < 3, m 225 000; 5 pour 3 ú h < 4,5, k- 340 000; pour 4,5 4 h < 6, m 2 450 000 pour 6 4 h <7,5, m > 900 000; et pour h > 7,5, m Ä 1350 000; o h est l'épaisseur verticale de la veine de charbon, en mètres,et m est la quantité minimale de fins agents
de soutènement déposés, en kilogrammes.
Selon un autre aspect de l'invention, une veine de charbon fracturée, avantageusement par des
injections multiples, par étages, d'un fluide de fracturation contenant un agent de soutènement en alternance avec une solution acidifiante, est refracturée par le procédé de fracturation étagée ou à étages multiples.
Sauf indication contraire, provenant du 20 contexte, l'expression "procédé de fracturation étagée" ou "procédé de fracturation par étages multiples" et les termes analogues sont utilisés en référence à un procédé consistant à injecter par étages, dans la formation adjacente au puits, un fluide de fracturation 25 contenant un agent de soutènement en alternance avec un fluide sans agent de soutènement. Pour plus de clarté, ce procédé sera décrit en premier ci-dessous afin que les perfectionnements qui lui sont apportés soient
mieux compris.
Le procédé de fracturation étagée selon l'invention peut être mis en eouvre par tout appareil classique utilisé dans des procédés de fracturation hydraulique connus précédemment. Un équipement classique de mélange d'agents de soutènement et d'eau et un équipe35 ment classique de pompage peuvent être utilisés pour la mise en oeuvre du procédé. Dans la demande N 631 592 précitée, on préfère compléter le puits à travers la veine de charbon par des techniques classiques de sondage non tubé afin d'éviter le problème d'ensablement quipeut apparaîtrelorsque lefluide de fractionnement doit s'écouler par des perforations du tubage, en particulier à la charge supérieure d'agents de soutènement utilisée dans le procédé de l'invention. Normalement, les schistes des couches s'étendant au-dessus 10 et au-dessous de la veine de charbon sont d'une dureté suffisante pour confiner la fracture à la veine de charbon. Bien qu'il soit possible d'utiliser de l'eau ou autre fluide provenant de toute source convena15 ble, le fluide de fracturation avantageusement utilisé dans le présent procédé est de l'eau produite à partit de la veine de charbon ou de la formation adjacente, à laquelle sont ajoutés des gels classiques, tels que, par exemple,de la gomme guar, des gommes guar modifiées, 20 des dérivés de polysaccharides, des dérivés de la cellulose ou des polymères synthétiques, afin que l'on obtienne une viscosité suffisante pour mettre en suspension les agents de soutènement. Une gomme guar substituée telle que la gomme HPG (gomme guar hydroxypropylique) 25 vendue sous la désignation WG11 par la firme Halliburton ou WG-A2 par la firme Smith Energy, est ajoutée à raison
d'environ 3,6 g/l d'eau de la formation.
L'agent de soutènement est ajouté au fluide de fracturation dans l'étage initial, à raison d'environ 30 0 (sans agent de soutènement) à environ 0, 480 kg/1
de fluide de fracturation.
Les étages suivants possèdent initialement une charge d'agent de soutènement comprise entre environ 0,280 et 0,480 kg/l de fluide, laquelle charge est 35 augmentée progressivement, dans les étages suivants, jusqu'à une charge d'agent de soutènement comprise entre environ 0,96 et 1,44 kg/1 de fluide. Chaque pas d'accroissement de la charge d'agent de soutènement des étages suivants est avantageusement d'environ O 5 à 0,360 kg/l. Ensuite, la charge d'agent de soutènement est établie à une valeur comprise entre 0,96 et 1,44 kg/1
avantageusement à environ 1,20 kg/l.
L'agent de soutènement présente une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,250 mm 10 et avantageusement égale, en moyenne, à 0,149 mm. L'agent de soutènement est de préférence de forme sphérique plutôt qu'angulaire. Du sable de l'Oklahoma, en particules de 0,149 mm, est apparu approprié pour la plupart
des applications.
Le fluide de fracturation contenant l'agent de soutènement est injecté dans la formation lors d'étages multiples. Le débit d'injection peut être compris entre environ 2,4 et 5,6 m3/min, mais les meilleurs résultats sont obtenus à un débit d'injection de 3,220 4,8 m'/min. Le volume de chaque étage d'injection de fluide de fracturation est déterminé à l'avance et dépend de la dimension de la fracture désirée et de la pression et de la résistance à l'écoulement. Normalement, 7,5à 30 m3/étage donnent des résultats convenables. 25 Le volume de l'étage d'injection initial du fluide de fracturation est avantageusement compris entre environ 7,5 et 15 m3, et le volume est augmenté lors de chacun des étages d'injection suivants, en même temps que la charge de sable est augmentée, d'environ 22,5 30 à environ 30 m3, et avantageusement 26,5 m3 pour les étages suivants et l'étage final d'injection de fluide de fracturation. Dans la demande précitée, les étages sont maintenus jusqu'à ce qu'au moins environ 4460 kg d'agents de soutènement aient été déposés, 35 dans la fracture de la formation, pour chaque mètre
vertical de la veine de charbon.
Les fines particules sphériques de l'agent de soutènement semblent assumer plusieurs fonctions dans ce procédé. Lors de l'injection dans la fracture, la forme sphérique de l'agent de soutènement réduit
sensiblement l'abrasiondelafacede la fracture, supprimant en grande partie les problèmes associés au mélange de particules de charbon avec l'agent de soutènement.
De plus, les agents de soutènement en particules sphéri10 ques de faible dimension ont moins tendance à s'incruster
dans la face de la fracture et empêchent la progression du charbon vers l'intérieur de la fracture étayée.
Lorsque la pression imposée au fluide de fracturation est réduite et que la face de la formation peut comprimer 15 les agents de soutènement, les particules de ces agents présentes dans les fractures produisent un effet de consolidation de la formation, similaire à celui du filtre à gravier dans un puits complété dans une formation de mauvaise consolidation, en éliminant par filtra20 tion les particules de charbon qui seraient autrement détachées des faces de la fracture et qui obtureraient les espaces interstitiels entre les particules d'agents de soutènement. La perméabilité des fins agents de soutènement est très supérieure à celle de la veine 25 de charbon. Par conséquent, si la fracture est assez large, la conductivité de la fracture étayée est suffisante pour améliorer la production et la récupération
d'ensemble de gaz à partir du puits.
Immédiatement après chaque étage d'injection 30 de fluide de fracturation contenant un agent de soutènement, un fluide sans agent de soutènement est injecté dans la formation. Bien que le fluide sans agent de soutènement puisse, dans certains cas, être le même que le fluide de fracturation sans agent de soutènement 35 ou qu'il puisse être un autre fluide convenant à l'en-
trainement d'agents de soutènement comme décrit cidessus, le fluide sans agent de soutènement est avantageusement une solution acidifiante. La solution acidifiante peut contenir tout acide classique normalement 5 utilisé pour le traitement de formations souterraines à des concentrations classiques. Ces acides comprennent l'acide acétique, l'acide formique, l'acide fluorhydrique ou l'acide sulfamique. Des résultats convenables sont obtenus avec une solution acidifiante aqueuse 10 contenant 15% en poids d'acide chlorhydrique. La solution acide peut également contenir des additifs classiques tels que des surfactants,des agents de miseen suspension, des agents séquestrants, des agents empêchant la formation de dép8ts ou des inhibiteurs de corrosion. Si 15 cela est souhaité, le fluide sans agent de soutènement peut contenir jusqu'à environ 0,120 kg d'agent de soutènement par litre de solution. Pour des raisons de commodité, le fluide sans agent de soutènement est appelé ci-dessous solution acide ou acidifiante, étant 20 entendu que d'autres fluides sans agent de soutènement
peuvent convenir dans certains cas.
L'acide est injecté dans la formation sensiblement au même débit que les étages d'injection de fluide de fracturation. Le volume de solution acidifiante 25 injectée dépend de la taille de la fracture et de la pression et de la résistance à l'écoulement, mais une injection d'environ 0,950 à environ 5,700m3d'unesolution acidifiante à 15% en poids d'acide chlorhydrique, entre chaque étage de fluide de fracturation, convient 30 à la plupart des fractures. Dans la demande précitée, on préfère des étages d'injection de fluide acidifiant ayant un volume d'environ 2,850 m3 chacun, mais ona à présent découvert qu'un volume d'environ 1,900 m3 de solution acidifiante, injecté entre chaque étage 35 d'injection de fluide de fracturation contenant un agent de soutènement, est plus avantageux. De plus, dans la demande précitée, on préfère traiter la formation
avec 1,9-11,35 m3 de la solution acidifiante avant l'injection de l'étage de fluide de fracturation initial. 5 On a à présentdécouvert quela formation est plus avantageusement traitée avec 7,5-15 m3 de la solution acidifiante avant l'injection de l'étage de fluide de fracturation initial.
L'acide semble assumer plusieurs fonctions 10 dans ce procédé. Etant donné que la solution acidifiante est moins dense que le fluide de fracturation, elle tend à couler au-dessus du fluide de fracturation et du sable déposé dans la partie inférieure d'une fracture verticale, élargissant et étendant verticalement la 15 partie supérieure de la fracture. La solution acidifiante a également tendance à s'écarter des fractures existantes et à amorcer de nouvelles fractures qui se remplissent d'agent de soutènement lors des étages suivants d'injection de fluide de fracturation. Enfin, l'acide nettoie 20 le sondage et les faces de la fracture en solubilisant tous précipités ou polluants dus aux fluides ou au ciment de forage ou de complétion, pouvant être présents à ou à proximité immédiate du sondage ou des faces
de la fracture.
Il est important dans des cas d'ensablement, d'empêcher la pression de s'élever excessivement en raison du risque de fracturation des formations non productrices, sous-jacentes ou sur-jacentes. Il est également important de prendre immédiatement des mesures 30 préventives lorsque l'on craint un ensablement, en raison du danger d'ensablement du puits et d'avortement
de l'opération de fracturation.
Des exemples concrets du procédé de fracturation étagée,décrit ci-dessus, sont donnés dans la demande 35 N 631 592 précitée.
On aà présent découvert que, dans le procédé de fracturation étagee, le fluide de fracturation peut être injecté dans la veine de charbon par des perforations du tubage installé dans le puits, sans que l'on 5 observe sensiblement plus d'ensablements que dans le cas o le puits est complété par des techniques de sondage non tubé. Le tubage devrait avoir une dimension nominale d'au moins 17,5 cm, c'est-à-dire un diamètre extérieur de 17,5 cm ou plus. La fracture est confinée 10 à la veine de charbon par l'emplacement des perforations et l'utilisation de "packers" ou obturateurs annulaires
de colonne, de la manière classique.
La colonne de production doit avoir une dimension nominale d'au moins 9 cm et un diamètre inté15 rieur d'au moins 73 mm. Cette dimension de colonne relativement grande atténue tous problèmes autrement rencontrés lors de l'injecton du fluide de fracturation contenant un agent de soutènement dans une colonne de dimension plus petite. De plus, cette colonne de 20 grande dimension réduit le frottement pendant l'injection du fluide de fracturation, ce qui permet un débit
d'écoulement et une pression d'injection plus faibles.
De plus, l'obturation de la colonne lors de la production ultérieure de gaz à partir de la veine 25 de charbon fracturé, obturation due à l'entraînement
de fines de charbon, est également minimisée lorsque le tubage et la colonne ont les dimensions précitées.
Le tubage empoche sensiblement le détachement de particules de la veine de charbon exposée au puits. Bien que 30 la quantité de fines de charbon produites avec le gaz par l'intermédiaire des fractures étayées obtenues par le procédé de fracturation étagéesoit considérablement réduite en comparaison avec des veines de charbon ayant été fracturées par d'autres procédés, la quantité 35 de fines de charbon produites avec le gaz est parfois suffisante pour boucher des colonnes de production
plus petites. Ce problème est largement évité par l'utilisation d'une colonne ayant la dimension précitée.
Dans la production de gaz à partir d'une veine de charbon fracturée par le procédé de fracturation étagé, l'espace annulaire compris entre la colonne et le tubage de dimensions précitées assume une autre fonction utile. Pendant la production de gaz à partir de veines de charbon, le puits se remplit en général 10 lentement d'eau provenant du réservoir, ce qui finit par abaisser au-dessous de la valeur souhaitée le débit de production de gaz. Dans le puits complété A l'aide de la colonne et du tubage présents, on n'observe pas une réduction aussi rapide de la production de gaz, 15 car l'eau passant de la veine de charbon dans le puits s'accumule dans l'espace annulaire qui est relativement grand. De plus, lorsque le débit de production du gaz finit par décliner, il peut être commodément 20 rétabli par soufflage, "injection alternée" ou autre déplacement de l'eau accumulée dans l'espace annulaire, à l'aide d'un gaz inerte tel que de l'azote. Le gaz est introduit à force dans l'espace annulaire, au niveau de la tête de puits, et, par suite, il élève à force 25 l'eau vers la surface en la faisant passer par la colonne de production. Pour la technique d'accumulation et de déplacement de l'eau, il est apparu qu'une colonne de 9 cm et un tubage de 17,5 cm sont préférables à
des dimensions simplement plus grandes ou plus petites.
En ce qui concerne l'extension de la fracturation, on a découvert de façon tout à fait surprenante que des fractures étayées étendues pouvaient être formées dans des veines de charbon. Contrairement à d'autres types de formations contenant des hydrocarbures, dans 35 lesquelles il faut utiliser des techniques élaborées pour y introduire des quantités similaires d'agents de soutènement, pour obtenir des fractures étayées étenduesdans la formation d'une veine de charbon adjacente à un puits, on poursuit le procédé de fracturation 5 étagé décrit ci-dessus, ou on l'exécute plusieurs fois, jusqu'à ce que de très grandes quantités d'agents de soutènementaient été déposées dans la formation. La quantité minimale de fins agents de soutènement déposés dans la formation pour l'obtention d'une fracturation étendue dépend principalement de l'épaisseur verticale de la veine de charbon de la façon suivante: pour 1,5 i h < 3, m t 225 000; 15 pour 3 h C 4,5, m - 340 000; pour 4,5 h 4 6, m 2 450 000; pour 6 _ h <7,5, m 900 000; et pour h > 7,5, m 1350 000; o h est l'épaisseur verticale de la veine de charbon,
en mètres,et m est la quantité minimale de fins agents 25 de soutènement déposés, en kilogrammes.
La mise en place de ces très grandes quantités d'agents de soutènement dans la veine de charbon donne un réseau étendu de fractures étayées à l'intérieur de la veine de charbon. Cette fracturation étendue 30 de la veine de charbon présente de nombreux avantages, comprenant une augmentation à la fois du débit de production de gaz et de la récupération d'ensemble de gaz à partir du puits complété dans la veine de charbon. La largeur des fractures étayées est augmentée, 35 ce qui réduit la résistance à l'écoulement, de sorte que le débit de production de gaz peut être considérablement augmenté par rapport à celui de veines de charbon dans lesquelles on n'a mis en place que 4460-22 300kg d'agents de soutènement par mètre de gisement de la 5 veine de charbon. La longueur et/ou le nombre de fractures étayées sont augmentés, ce qui permet un accroissement considérable du gaz total récupéré à partir du
puits, ainsi qu'un plus grand espacement du puits.
En ce qui concerne la refracturation, le 10 procédé de fracturation étagée peut être mis en oeuvre plusieurs fois sur la même veine de charbon, même à l'aide des mêmes perforations du tubage. Entre chaque opération de fracturation, on permet aux fractures formées dans la veine de charbon de se fermer sur l'agent 15 de soutènement qui y est déposé, c'est-à-dire que le
puits est soit arrêté, soit en production.
Contrairement à d'autres types de formation contenant des hydrocarbures, les veines de charbon peuvent être refracturées un nombre quelconque de fois 20 sans endommagement de la formation. Il est tout à fait surprenant de noter que la refracturation des veines decharbonn'a paspour résultatde faire passer par effet de crible l'agent de soutènement sur la face de formation, d'obturer le puits avec l'agent de soutènement, ou 25 simplement de provoquer un dépôt de l'agent de soutènement entre le tubage et la surface du sondage, comme cela se produit actuellement dans la refracturation de grès contenant des hydrocarbures ou de formations du type carbonate. En général, la refracturation des 30 veines de charbon par le procédé de fracturation étagé a pour effet d'ouvrir de nouveau, d'élargir et d'étendre horizontalement les fractures étayées existantes, mais la formation de nouvelles fractures dans la veine de
charbon peut également se produire.
L'aptitude à refracturer les veines de charbon est une constatation importante à plusieurs égards. Par exemple, dans la fracturation étendue des veines de charbon décrite ci-dessus, il peut ne pas être possible, ou même être très difficile, de disposer au même moment de la totalité du sable demandé pour étendre les fractures de la veine de charbon comme décrit précédemment. A ce moment, l'opération de fracturation étagée doit être interrompue avant que la quantité 10 souhaitée d'agents de soutènement puisse être déposée
dans la formation.
De plus, une veine de charbon qui a été précédemment fracturée avec des quantités classiques d'agents de soutènement peut être refracturée par le 15 procédé de fracturation étagée afin que l'on obtienne des fractures étayées étendues à l'intérieur de la veine de charbon. De cette manière, le débit et la récupération totale de gaz à partir du puits complété dans la formation précédemment fracturée peuvent être 20 considérablement accrus. Bien que le procédé de refracturation puisse être utilisé pour traiter des veines de charbon précédemment fracturée par d'autres procédésayant pu ou non améliorer avec succès le débit et l'importance de la récupération de gaz à partir du puits 25 pénétrant dans la formation, les meilleurs résultats sont obtenus lorsque le procédé de fracturation précédent
est le procédé de fracturation étagée.
Il va de soi que de nombreuses modifications peuvent être apportées au procédé décrit sans sortir 30 du cadre de l'invention, ces modifications portant notamment sur les dimensions, les formes et les matériaux,
ainsi que sur des détails de l'invention.
Claims (30)
1. Procédé de fracturation d'une formation souterraine de charbon contenant du gaz, pénétrée par un puits, -caractérisé en ce qu'il consiste à équiper le puits d'un tubage d'au moins 17,5 cm de diamètre nominal, présentant des perforations adjacentes à la formation de charbon, à injecter un fluide de fracturation par lesdites perforations dans la formation adjacente au puits, en plusieurs étages, le fluide de fractura10 tion contenant en suspension de fins agents de soutènement ayant une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,250 mm, lesdits fins agents de soutènement étant additionnés au fluide à raison d'environ 0,240 à 1,44 kg/l de fluide, et à injecter une solution 15 acidifiante dans la formation adjacente au puits, immédiatement après chaque étage d'injection de fluide de fracturation, lesdites injections de fluide de fracturation et de solution acidifiante étant réalisées à un débit d'environ 2,4 à 5,6 m3/min et étant poursuivies 20 jusqu'à ce qu'au moins 4460 kg desdits fins agents de soutènement aient été déposés, dans la fracture de la formation, sur chaque mètre linéaire vertical
de la formation.
2. Procédé de fracturation d'une formation 25 souterraine de charbon contenant du gaz, pénétrée par un puits, caractérisé en ce qu'il consiste à équiper le puits d'un tubage d'au moins 17,5 cm de diamètre nominal, présentant des perforations adjacentes à la formation de charbon, et d'une colonne d'au moins 9 cm de diamètre nominal, en communication de fluide avec le puits, à proximité immédiate de la formation de charbon, à injecter un étage initial de fluide de fracturation par lesdites perforations dans la formation adjacente au puits, le fluide de fracturation contenant 35 en suspension de fins agents de soutènement à raison d'une charge d'environ 0 à 0,480 kg/1 de fluide, les agents de soutènement ayant une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,250 mm, à injecter plusieurs étages successifs de fluide de fracturation par lesdites perforations dans la formation, le fluide de fracturation contenant lesdits agents de soutènement en suspension, initialement à une charge d'environ 0,240 à 0,480 kg/1 de fluide, la charge d'agent de soutènement étant augmentée progressivement, lors des 10 étages successifs d'injection de fluide de fracturation, Jusqu'à atteindre une valeur cmrise entreenviron 0,960et 1,44 kg/l de fluide, l'injection des étages d'injection du fluide de fracturation se poursuivant ensuite à ladite charge d'agent de soutènement comprise entre 15 0,960 et 1,44 kg/l jusqu'à ce qu'au moins 4460 kg d'agents de soutènement aient été déposés dans la formation sur chaque mètre linéaire vertical de la formation, le procédé consistant en outre à injecter des étages de solution acidifiante par lesdites perforations dans 20 la formation adjacente au puits, entre des étages d'injection du fluide de fracturation, chacun des étages de solution acidifiante et de fluide de fracturation
étant injecté à un débit d'environ 2,4 à 5,6 m3/min.
3. Procédé de fracturation d'une formation 25 souterraine de charbon contenant du gaz, pénétrée par un puits, caractérisé en ce qu'il consiste à équiper le puits d'un tubage d'environ 17,5 cm de diamètre extérieur, présentant des perforations adjacentes à la formation de charbon, et d'une colonne d'environ 30 9 cm de diamètre extérieur et 73 mm de diamètre intérieur, en communication de fluide avec le puits à proximité immédiate des perforations, à injecter un étage initial de solution acidifiante par lesdites perforations dans
la formation, ledit étage initial de solution acidifiante 35 présentant un volume compris entre environ 7,5 et 15 n3, à-
injecter ensuite un étage initial, d'environ 3,75 à 15 m3 de fluide contenant des agents gélifiants, par lesdites perforations, dans la formation, le fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement à une charge d'environ 0 à 0,480 kg/I de fluide, les fins agents de soutènement ayant des particules sensiblement sphériques et une dimension moyenne d'environ 0,149 mm, à injecter plusieurs étages successifs d'un volume de fluide de fracturation conte10 nant des agents gélifiants, par lesdites perforations, dans la formation, le volume de fluide de fracturation de chaque étage étant initialement compris entre environ 3,75 et 15 m3/étage, et le volume de fluide de fracturation étant augmenté lors des étages successifs d'injection 15 de fluide de fracturation, à raison d'environ 0 à 11,35 m3/étage jusqu'à ce qu'environ 19 à 38 m3 de fluide de fracturation soient injectés à chaque étage, les étages d'injection de fluide de fracturation se poursuivant ensuite au volume de fluide de fracturation 20 compris entre 19 et 38 m3, le fluide de fracturation contenant les fins agents de soutènement, en suspension, initialement à une charge compriseentre environ 0,240 et 0, 480 kg/1 de fluide, la charge d'agent de soutènement étant augmentée progressivement d'environ 0 à 0,360 kg d'agent 25 de soutènement par litre de fluide de fracturation Jusqu'à une charge d'agent de soutènement comprise entre environ 0,960 et 1,44 kg/l de fluide de fracturation, ladite injection du fluide de fracturation se poursuivant lors des étages suivants à raison de cette 30 valeur de\0,960 à 1,44 kg de charge d'agent de soutènement par litre de fluide jusqu'à ce qu'au moins 4460kg d'agents de soutènement aient été déposés dans la formation sur chaque mètre vertical de celle-ci, le procédé consistant en outre à injecter des étages d'environ 35 0,95 à 5,7 m3 chacun d'une solution acidifiante, par lesdites perforations, dans la formation adjacente au puits, entre les étages d'injection de fluide de fracturation, chacun des étages d'injection acidifiante et de fluide de fracturation étant injecté à un débit d'environ 2,4 à 5,6 m3/min.
4. Procédé de fracturation d'une formation souterraine de charbon contenant du gaz, pénétrée par un puits, caractérisé en ce qu'il consiste à injecter un fluide de fracturation dans la formation adjacente 10 au puits, en plusieurs étages, le fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement ayant une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,250 mm, les fins agents de soutènement étant ajoutés au fluide à un débit compris entre environ 0,240 et 1,44 kg/1 de fluide, et à injecter un fluide sensiblement sans agent de soutènement, dans la formation adjacente au puits, immédiatement après des étages d'injection de fluide de fracturation, lesdites injections de fluide de fracturation et de fluide sans agent 20 de soutènement s'effectuant à raison d'environ 2,4 à 5,6 m'/min et se prolongeant jusqu'à ce que les quantités suivantes de fins agents de soutènement aient été déposées dans la fracture de la formation: pour 1,5 h < 3, m t 225 000 pour 3 _ h c 4,5, m t 340 000; pour 4,5 h C 6, m 2 450 000 pour 6 h < 7,5, m Ä 900 000; et 30 pour h k 7, 5, m > 1350 000 o h est l'épaisseur verticale de la veine de charbon 35 en mètres et m est la quantité minimale de fins agents
de soutènement déposés, en kilogrammes.
5. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que les fins agents de soutènement comprennent
des particules de forme sphérique.
6. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que le fluide de fracturation est un fluide de formation contenant environ 3,5 g d'agent gélifiant
par litre de fluide de fracturation.
7. Procédé selon la revendication 4, caracté10 risé en ce que le fluide sans agent de soutènement
est une solution acidifiante.
8. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que la solution acidifiante est une solution
aqueuse à environ 15% en poids d'acide chlorhydrique.
9. Procédé la revendication 4, caractérisé en ce que le débit d'injection est compris entre
environ 3,2 et 4,8 m3/min.
10. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce qu'il consiste en outre à injecter un 20 étage final de fluide de fracturation contenant en
suspension lesdits agents de soutènement additionnés au fluide à raison d'environ 0,96 à 1,44 kg/l de fluide, et, immédiatement après l'injection de l'étage final, à injecter un étage de rinçage constitué de fluide 25 sans agent de soutènement.
11. Procédé de fracturation d'une formation souterraine de charbon contenant du gaz, pénétrée par un puits, caractérisé en ce qu'il consiste à injecter un étage initial de fluide de fracturation dans la formation adjacente au puits, ledit fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement à une charge d'environ 0 à 0,480 kg/l de fluide, les agents de soutènement présentant une granulométrie comprise sensiblement 35 entre 0,105 et 0,250 mm, à injecter plusieurs étages successifs de fluide de fracturation dans la formation, le fluide de fracturation contenant en suspension lesdits agents de soutènement, initialement à une charge d'environ 0,240 à 0,480 kg/l de fluide, la charge d'agent 5 de soutènement étant accrue progressivement, lors des étages suivants d'injection de fluide de fracturation, jusqu'à une charge comprise entre environ 0,96 et 1,44kg d'agent de soutènement par litre de fluide, l'injection effectuée lors des étages d'injection de fluide de 10 fracturation étant ensuite poursuivie à ladite charge d'agent de soutènement de 0,96 à 1,44 kg/1 jusqu'à ce que les quantités suivantes d'agents de soutènement aient été déposées dans la formation: pour 1,5 h < 3, m 225 000; pour 3 c h < 4,5, m > 340 000; pour 4,5 h 4 6, m 450 000; pour 6 h < 7,5, m > 900 000; et 20 pour h t 7,5, m > 1350 000; o h est l'épaisseur verticale de la veine de charbon, 25 en mètres, et m est la quantité minimale de fins agents de soutènement déposés, en kilogrammes,et à injecter des étages d'unesolution acidifiante dans la formation adjacente au puits, entre les étages d'injection de fluide de fracturation, chacun des étages d'injection 30 de solution acidifiante et de fluide de fracturation
étant effectué à un débit d'environ 2,4 à 5,6 m3/min.
12. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que les agents de soutènement sont
constitués de particules de forme sphérique.
13. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que les particules sont du sable
ayant une dimension moyenne d'environ 0,149 mm.
14. Procédé selon la revendication 11, 5 caractérisé en ce que les étages d'injection de fluide de fracturation ont un volume d'environ 3,75 à 38 m3
par étage.
15. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que les étages d'injection de solution 10 acidifiante ont un volume d'environ 0,95 à 5,7 m3 par étage,
16. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que l'augmentation progressive de la charge d'agents de soutènement s'effectue d'environ 15 0 à environ 0,360 kg d'agents de soutènement par
litre de fluide.
17. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que le volume des étages d'injection de fluide de fracturation est initialement d'environ 20 3,75 à 15 m3 par étage, ledit volume étant augmenté
progressivement, lors des étages suivants d'injection du fluide de fracturation, d'environ 19 m3 à environ 38 m3 par étage, les étages d'injection de fluide de fracturation étant ensuite poursuivis audit volume 25 de 19-38 m3 par étage.
18. Procédé selon la revendication 17, caractérisé en ce que l'augmentation progressive du volume des étages s'effectue d'environ 0 à environ
11,35m3 par étage.
19. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que le fluide de fracturation est de l'eau de formation contenant environ 3,5 g d'agents
gélifiants par litre d'eau.
20. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que la solution acidifiante est une
solution aqueuse A environ 15% d'acide chlorhydrique.
21. Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que le débit d'injection est d'environ 3,2 à 4,8 m3/min.
22. Procédé de fracturation d'une formation souterraine de charbon contenant du gaz, pénétrée par un puits, caractérisé en ce qu'il consiste à équiper le puits d'un tubage d'environ 17,5 cm de diamètre 10 extérieur, présentant des perforations adjacentes à la formation de charbon, et d'une colonne de production d'environ 9 cm de diamètre extérieur et environ 76mm de diamètre intérieur, en communication de fluide avec le puits, à proximité immédiate des perforations, à 15 injecter un étage initial de solution acidifiante par lesdites perforations dans la formation, l'étage initial de solution acidifiante ayant un volume d'environ 7,5 à 15 m3, à injecter ensuite un étage initial d'environ 3,75 à 15 m3 de fluide contenant des agents gélifiants, 20 par lesdites perforations, dans la formation, le fluide de fracturation contenant de fins agents de soutènement en suspension, A une charge d'environ 0 à environ.0,480 kg/l de fluide, les fins agents de soutènement étant en particules de forme sensiblement sphérique 25 et d'une dimension moyenne d'environ 0,149 mm, à injecter plusieurs étages successifs d'un volume de fluide de fracturation contenant des agents gélifiants, par l'intermédiaire desdites perforations, dans la formation, ledit volume de fluide de fracturation injecté à chaque 30 étage étant initialement compris entre environ 3,75 et 15 m3 par étage, le volume de fluide de fracturation étant augmenté lors des étages successifs d'injection de fluide de fracturation, à raison d'environ 0 à environ 11,35 m3 par étage jusqu'à ce qu'il soit injecté 35 environ 19 à 38 m3 de fluide de fracturation par étage, lesdits étages d'injection de fluide de fracturation se poursuivant ensuite à ce volume de 19 à 38 m3 de fluide de fracturation, ledit fluide de fracturation des étages- successifs contenant en suspension lesdits fins agents de soutènement, initialement à une charge d'environ 0,240 à 0, 480 kg/l de fluide, la charge d'agents de soutènement étant augmentée progressivement d'environ 0 à environ 0,360 kg d'agents de soutènement par litre de fluide de fracturation jusqu'à ce que 10 la charge d'agents de soutènement soit comprise entre 0,96 et 1,44 kg/l de fluide de fracturation, ladite injection des étages d'injection de fluide de fracturation se poursuivant ensuite à ladite charge de 0,961,44 kg d'agents de soutènement par litre jusqu'à ce 15 que les quantités suivantes d'agents de soutènement aient été déposées dans la formation: pour 1,5 i h < 3, m2 225 000; 20 pour 3 h <4,5, m 340 000; pour 4,5 h 4 6, m 450 000; pour 6 h < 7,5, m > 900 00; et pour h > 7,5, m >.1l350 OO; o h est l'épaisseur verticale de la veine de charbon, en mètres, et m est la quantité minimale de fins agents de soutènement déposés, en kilogrammes,le procédé consis30 tant en outre à injecter des étages d'environ 0,95 à 5,7 m3 chacun d'une solution acidifiante, par lesdites perforations, dans la formation adjacente au puits, entre les étages d'injection de fluide de fracturation, chacun des étages d'injection de solution acidifiante 35 et de fluide de fracturation s'effectuant à un débit
d'environ 2,4 à 5,6 m3/min.
23. Formation souterraine produisant du gaz, caractérisée en ce qu'elle comprend une formation souterraine fracturée de charbon contenant du gaz, un puits pénétrant dans cette formation fracturée, et la quantité suivante d'agents de soutènement ayant une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,250mm et déposés dans la formation fracturée: pour 1,5 S h < 3, m t 225 000; pour 3 h < 4,5, m > 340 00; pour 4,5 h 4 6, m 2 450 000; pour 6 _ h <7,5, m > 900 000; et pour h t 7,5, m > 1350 000;
o h est l'épaisseur verticale de la veine de charbon, en mètres,et m est la quantité minimale de fins agents 20 de soutènement déposés, en kilogrammes.
24. Formation selon la revendication 23, caractérisée en ce que les agents de soutènement sont constitués de particules sensiblement sphériques ayant
une dimension moyenne d'environ 0,149 mm.
25. Formation selon la revendication 23, caractérisée en ce que le puits comporte un tubage d'au moins 17,5 cm de diamètre nominal à proximité
immédiate de la formation fracturée.
26. Formation selon la revendication 23, 30 caractérisée en ce que le puits comprend une colonne de production ayant au moins 9 cm de diamètre nominal, en communication de fluide avec le puits à proximité
immédiate de la formation fracturée.
27. Procédé de fracturation d'une formation 35 souterraine de charbon contenant du gaz, pénétrée par un puits, caractérisé en ce qu'il consiste à injecter un fluide de fracturation dans la formation adjacente au puits, en plusieurs étages, le fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement 5 ayant une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,250 mm, les fins agents de soutènement étant additionnés au fluide à raison d'environ 0,240 à 1,44kg/1 de fluide, à injecter un fluide sans agent de soutènement dans la formation adjacente au puits, immédiatement 10 après chaque étage d'injection de fluide de fracturation, les injections de fluide de fracturation et de fluide sans agent de soutènement s'effectuant à un débit d'environ 2,4 à 5,6 m3/min et se poursuivant jusqu'à ce qu'au moins 11,35 m3 de fins agents de soutènement aient 15 été déposés dans la fracture de la formation, sur chaque mètre linéaire vertical de la formation, le procédé consistant en outre, après les injections, à permettre aux fractures formées lors des étapes d'injection de se refermer sur les agents de soutènement déposés dans 20 ces fractures, et à répéter les étapes d'injection jusqu'à ce que 11,35 m3 supplémentaires. d'agents de soutènement aient été déposés par la formation sur
chaque mètre linéaire vertical de celle-ci.
28. Procédé selon la revendication 27, 25 caractérisé en ce que l'étape au cours de. laquelle
la fracture se referme comprend la fermeture du puits.
29. Procédé selon la revendication 27, caractérisé en ce que l'étape au cours de laquelle la fracture se referme comprend la production de gaz 30 à partir du puits.
30. Procédé selon la revendication 27, caractérisé en ce que la répétition des étapes d'injection se poursuit jusqu'à ce que la quantité suivante d'agents de soutènement ait été placée dans la formation: pour 1, 5 pour 3 pour 4,5 pour 6 pour _ h z=h -4h h < 3, m n 225 000 < 4,5, mn - 340 000 < 6, rn 450 000 < 7,5, m 900 000 > 7,5, m > 1350 00C0 * et J
o h est l'épaisseur verticale de la veine de charbon, en mètres, et m est la quantité minimale de fins agents de soutènement déposés, en kilogrammes.
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