FR2624198A1 - Procede de consolidation chimique d'une formation petrolifere - Google Patents
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Abstract
Procédé de consolidation d'une formation pétrolifère, comportant l'injection dans cette formation d'un produit réagissant avec l'eau présente dans la formation pour former un ciment de silice, caractérisé en ce que le produit injecté comprend un mélange d'un silicate organique soluble dans un liquide organique et insoluble dans l'eau tel qu'un silicate de tétraméthyl, de tétraéthyl, d'éthyl-butyle ou d'éthyl-bexyle et d'un solvant organique tel qu'un alcool, un ester d'hydrocarbures, un hydrocarbure chloré, une cétone, du benzène, du xylène ou du toluène, l'addition d'un acide ou d'une base pouvant éventuellement permettre d'ajuster le pH.
Description
PROCEDE DE CONSOLIDATION CHIMIQUE
D'UNE FORMATION PETROLWERE
La présente invention concerne un procédé de consolidation d'une formation pétrolifère qui est naturellement non consolidée ou faiblement consolidée, telle qu'une formation de sables plus ou moins argileux. Lors de la production à fort débit d'hydrocarbures contenus dans une formation de ce genre, les sables peuvent être entraînés et causer de nombreuses perturbations : bouchage des tubes de production et des équipements de surface, grippage des pompes d'entraînement des fluides produits, corrosion du matériel et formation de cavités autour des puits de production, d'où destabilisation de la formation.
D'UNE FORMATION PETROLWERE
La présente invention concerne un procédé de consolidation d'une formation pétrolifère qui est naturellement non consolidée ou faiblement consolidée, telle qu'une formation de sables plus ou moins argileux. Lors de la production à fort débit d'hydrocarbures contenus dans une formation de ce genre, les sables peuvent être entraînés et causer de nombreuses perturbations : bouchage des tubes de production et des équipements de surface, grippage des pompes d'entraînement des fluides produits, corrosion du matériel et formation de cavités autour des puits de production, d'où destabilisation de la formation.
I1 importe donc de réduire autant que possible les venues de sable sans pour cela altérer la productivité des puits pétroliers.
On y parvient assez bien en utilisant des procédés de consolidation mécanique, par exemple en disposant, dans des puits de production, des écrans de gravier au droit des parois de la formation, mais ces procédés sont difficilement utilisables dans certains cas d'application tels que zones de très faible épaisseur devant produire séparément; puits de production très fortement déviés ; zones où la mise en production à de nouveaux niveaux nécessite un reconditionnement du puits.
Dans ces cas, il peut être intéressant d'utiliser des procédés de consolidation par voie chimique car ceux-ci ne nécessitent pas d'équipements lourds. Mais les divers procédés proposés jusqu'ici : métallisation, emploi de résines thermodurcissables, de laitiers, d'huile de lin, de produits thermiquement polymérisables, de silicates minéraux n'ont pas toujours donné satisfaction. En particulier, les silicates minéraux présentent le grave inconvénient de réduire la perméabilité de la formation. Plus récemment, on a proposé dans le brevet des Etats-Unis d'Amérique nO 4061191 de faire réagir du tétrachlorure de silicium avec l'eau de la formation à consolider.Ce procédé qui, par ailleurs, ne parait pas convenir pour les puits à hydrocarbures liquides, a l'inconvénient d'entraîner un dégagement d'acide chlorhydrique et, par suite, des corrosions du matériel.
Un objectif de la présente invention est de fournir un procédé de consolidation qui soit d'emploi général dans les formations naturellement peu consolidées d'hydrocarbures gazeux ou liquides, qui maintienne la perméabilité des formations et qui ne provoque pas la formation de corps corrosifs.
Cet objectif est atteint par un procédé dz consolidation d'une formation pétrolifère, comprenant l'injection dans cette formation d'un produit réagissant avec l'eau présente dans la formation pour former un ciment de silice, caractérisé en ce que le produit injecté comprend un mélange d'au moins un silicate organique soluble dans un liquide organique et insoluble dans l'eau et d'un solvant organique.
Le temps de prise du produit injecté peut être ajusté par addition audit mélange d'un corps (acide ou base) modifiant le pH. Généralement, le produit injecté est à pH acide pour des temps de prise de quelques heures à température élevée, l'acide utilisé pouvant être de l'acide chlorhydrique, de l'acide sulfurique ou tout autre acide et permettant de descendre à des pH inférieurs à 1. Des additifs évitent éventuellement la corrosion des équipements. L'injection est effectuée à pH basique pour des applications à basse température et l'ajout d'une base de type ammoniaque, carbonate d'ammonium, soude caustique, éthanolamine, urée ou toute autre base permet 45d'atteindre des pH supérieurs à 13.
Ledit silicate organique est de préférence pris dans la classe du silicate de tétraméthyl et de ses dérivés oligomères, du silicate de tétraéthyl et de ses dérivés oligomères, du silicate d'éthyl-butyle et de ses dérivés et du silicate d'éthyl-hexyle et de ses dérivés.
Des exemples de dérivés du silicate de tétraéthyl sont constitués notamment par l'éthylpolysilicate (ou éthoxypolysiloxane) avec teneur en poids de silice de 40 % et par les oligomères d'ester d'acide polysilicique partiellement hydrolysés.
Le solvant organique est de préférence un alcool : méthanol, éthanol, propanol, isopropanol, butanol, isobutanol, pentanol, hexanol ou alcool plus lourd. I1 peut aussi 55être avantageusement pris dans la classe des esters d'hydrocarbures, des hydrocarbures chlorés, des cétones, du benzène, du xylène et du toluène.
La consolidation du sable d'une formation se fait par réaction du silicate organique injecté avec l'eau contenue dans la formation selon les formules:
le ciment de silice formé liant les grains de sable entre eux.
le ciment de silice formé liant les grains de sable entre eux.
Lorsqu'aux abords d'un puits de production la formation se trouve à saturation irréductible en eau, le ciment de silice qui se forme dans cette phase aqueuse permet la consolidation des grains tout en maintenart assez bien la perméabilité de la 65lormation aux hydrocarbures liquides et gazeux.
Lorsqu'aux abords d'un puits de production la formation est saturée par une phase aqueuse, on effectue préalablement un lavage avec une phase organique (effluent brut, hydrocarbure, diesel, gasoil, solvant organique non miscible à l'eau, etc...) pour chasser l'eau et laisser dans toute la zone que l'on désire faire envahir par le produit de consolidation une saturation irréductible en eau. Dans le cas d'un puits à gaz, on peut déplacer l'eau par injection de gaz. Les volumes de fluide injectés pour déplacer l'eau doivent être suffisants pour repousser l'eau au-delà de la zone devant être envahie par le produit de consolidation.
Le processus de traitement d'une formation peut comporter les phases suivantes: - préparation en surface du mélange réactionnel de silicate organique, de solvant
organique et éventuellement d'acide ou de base pour ajuster le pH; - nettoyage du tube de production au gasoil ou à un autre hydrocarbure pour chasser
toute l'eau présente; - injection du mélange réactionnel dans la formation à traiter, à partir du tube de
production; - arrêt de l'injection et attente pour permettre la consolidation de la formation; - reconnexion du tube de production par remise temporaire en production lente, le
volume produit étant calculé de manière à chasser la quantité de mélange
réactionnel en excès; ; - attente pendant un temps suffisant pour permettre à la zone consolidée de durcir,
ce temps d'attente pouvant varier entre 24 et 60 heures selon les caractéristiques
du réservoir; - remise en production définitive, enn'admettant audébutqu'undébitassezlentafin
de ne pas destabiliser brutalement la zone consolidée.
organique et éventuellement d'acide ou de base pour ajuster le pH; - nettoyage du tube de production au gasoil ou à un autre hydrocarbure pour chasser
toute l'eau présente; - injection du mélange réactionnel dans la formation à traiter, à partir du tube de
production; - arrêt de l'injection et attente pour permettre la consolidation de la formation; - reconnexion du tube de production par remise temporaire en production lente, le
volume produit étant calculé de manière à chasser la quantité de mélange
réactionnel en excès; ; - attente pendant un temps suffisant pour permettre à la zone consolidée de durcir,
ce temps d'attente pouvant varier entre 24 et 60 heures selon les caractéristiques
du réservoir; - remise en production définitive, enn'admettant audébutqu'undébitassezlentafin
de ne pas destabiliser brutalement la zone consolidée.
Pour une formation de sable à une température de 800 C, le mélange réactionnel sera par exemple constitué en poids: de 48,4 % d'éthylpolysilicate à teneur en silice de 40 %; de 48,4 % de solvant éthanol; de 3,2 % d'acide hlorhydrique 5.10-3N pour ajuster le pH acide
La quantité de silicate organique injectée est égale à environ trois fois en poids la quantité d'eau irréductible présente dans la zone de formation à traiter et celle-ci s'étend par exemple sur un rayon de l'ordre du mètre autour d'un puits de production.
La quantité de silicate organique injectée est égale à environ trois fois en poids la quantité d'eau irréductible présente dans la zone de formation à traiter et celle-ci s'étend par exemple sur un rayon de l'ordre du mètre autour d'un puits de production.
Le procédé selon l'invention permet une consolidation exactement dans la zone à traiter, par réaction du produit injecté avec l'eau présente dans cette zone. Le produit injecté est peu sensible à la salinité de l'eau de la formation et à la nature des hydrocarbures contenus dans cette formation. Le procédé s'applique à des formations se trouvant à des températures très diverses car il suffit d'ajuster les proportions du mélange à injecter pour obtenir le temps de prise désiré à une température donnée.
Claims (5)
1. Procédé de consolidation d'une formation pétrolifère, comprenant l'injection dans cette
formation d'un produit réagissant avec l'eau présente dans la formation pour former un
ciment de silice, caractérisé en ce que le produit injecté comprend un mélange d'au
moins un silicate organique soluble dans un liquide organique et insoluble dans l'eau et
d'un solvant organique.
2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit silicate organique est pris
dans la classe du silicate de tétraméthyl et de ses dérivés oligomères, du silicate de
tétraéthyl et de ses dérivés oligomères, du silicate d'éthyl-butyle et de ses dérivés et du
silicate d'éthyl-hexyle et de ses dérivés.
3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit solvant organique est un
alcool.
4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit solvant organique est pris
dans la classe des esters d'hydrocarbures, des hydrocarbures chlorés, des cétones, du
benzène, du xylène et du toluène.
5. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit mélange contient aussi un
corps permettant d'ajuster le pH de ce mélange.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8716954A FR2624198A1 (fr) | 1987-12-07 | 1987-12-07 | Procede de consolidation chimique d'une formation petrolifere |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8716954A FR2624198A1 (fr) | 1987-12-07 | 1987-12-07 | Procede de consolidation chimique d'une formation petrolifere |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2624198A1 true FR2624198A1 (fr) | 1989-06-09 |
Family
ID=9357542
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR8716954A Withdrawn FR2624198A1 (fr) | 1987-12-07 | 1987-12-07 | Procede de consolidation chimique d'une formation petrolifere |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| FR (1) | FR2624198A1 (fr) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR864348A (fr) * | 1940-03-23 | 1941-04-24 | Bataafsche Petroleum | Procédé pour le traitement des puits à huile et à gaz |
| US2259875A (en) * | 1936-09-09 | 1941-10-21 | Shell Dev | Method of treating oil and gas wells |
| US4417623A (en) * | 1981-12-10 | 1983-11-29 | Atlantic Richfield Company | Sand consolidation with organic silicate |
-
1987
- 1987-12-07 FR FR8716954A patent/FR2624198A1/fr not_active Withdrawn
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2259875A (en) * | 1936-09-09 | 1941-10-21 | Shell Dev | Method of treating oil and gas wells |
| FR864348A (fr) * | 1940-03-23 | 1941-04-24 | Bataafsche Petroleum | Procédé pour le traitement des puits à huile et à gaz |
| US4417623A (en) * | 1981-12-10 | 1983-11-29 | Atlantic Richfield Company | Sand consolidation with organic silicate |
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| ST | Notification of lapse |