FR2770579A1 - Procede d'abandon d'un puits de production d'hydrocarbures et fluide adapte a ce procede d'abandon - Google Patents
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Abstract
L'invention a pour objet un procédé pour étancher un puits éruptif comportant une phase d'étouffement du puits par injection par un puits latéral d'un fluide de traitement, stable et dense et de colmatage du puits par cimentation de la zone délimitée par le fond du puits et par le niveau supérieur du fluide de traitement. Le fluide de traitement est de préférence constitué par une suspension dans un liquide d'un mélange constitué d'au moins 3 types de particules solides ayant chacune des distributions granulométriques disjointes, et une densité d'au moins 4, 5 g/ cm3 , dans un rapport volumique liquide : solide compris entre 28 : 72 et 40 : 60, le choix des proportions entre les différentes particules solides tendant à maximiser la compacité du mélange solide.
Description
Procédé d'abandon d'un puits de production
d'hydrocarbures et fluide adapté à ce procédé d'abandon
La présente invention concerne le domaine des services pétroliers et parapétroliers, et plus précisément des puits de production d'hydrocarbures, puits géothermiques ou analogues.
d'hydrocarbures et fluide adapté à ce procédé d'abandon
La présente invention concerne le domaine des services pétroliers et parapétroliers, et plus précisément des puits de production d'hydrocarbures, puits géothermiques ou analogues.
Au cours du temps, certains puits peuvent devenir incontrôlables. Un exemple typique est celui de certains puits sahariens qui, faute d'une isolation appropriée au niveau de la couche géologique dite de l'Albien, produisent des quantités d'eau de près de 3000 m3 par heure, ce qui représente compte tenu de la géométrie des puits une vitesse lineaire de plus de 3 m/s.
Ces débits d'eau sont ceux de véritables rivières qui, en remontant vers la surface, traversent des couches géologiques essentiellement constituees de sel qui est peu à peu dissous et risque ainsi de contaminer les couches aquifères proches de la surface servant aux populations environnantes.
I1 serait donc plus que souhaitable de pouvoir 'tuer' de tels puits en bloquant définitivement ces remontées d'eau. Or la dfflérence de pression est telle qu'elle rend impossible la mise en place de bouchons traditionnels.
La présente invention a ainsi pour objet un procédé pour arrêter un puits de façon définitive incluant une phase d'étouffement du puits par injection par un puits latéral d'un fluide de traitement, stable et dense et une phase de colmatage du puits par cimentation de la zone isolée par le fluide de traitement
De préférence, la phase d'étouffement par injection du fluide de traitement est une phase temporaire et le fluide vient en fait former un bouchon 'flottant' et l'étouffement définitif est obtenu par injection par le puits latéral ou un second puits latéral venant déboucher à un niveau inférieur à celui du premier puits, d'une suspension venant remplir la zone délimitée par le fond du puits et le bouchon 'flottant'.
De préférence, la phase d'étouffement par injection du fluide de traitement est une phase temporaire et le fluide vient en fait former un bouchon 'flottant' et l'étouffement définitif est obtenu par injection par le puits latéral ou un second puits latéral venant déboucher à un niveau inférieur à celui du premier puits, d'une suspension venant remplir la zone délimitée par le fond du puits et le bouchon 'flottant'.
La cimentation du puits est de préférence effectuée au moyen d'un coulis de ciment adapté à la réparation, c'est-à-dire notamment propre à pénétrer dans des fractures ou anfractuosités étroites. On pourra à se propos utiliser notamment des coulis à base de micro-ciment et plus particulièrement des compositions semblables à celles décrites dans la publication de brevet français 2,735,465.
Eventuellement, des injections sporadiques du fluide dense auront lieu pendant la phase dite d'étouffement définitif du puits de façon à bien maintenir l'équilibre du puits.
La présente invention a également pour objet un fluide de traitement stable, adapté à la phase d'étouffement temporaire. Selon l'invention, ce fluide de traitement est avantageusement constitué par une suspension dans un liquide d'un mélange constitué d'au moins 3 types de particules solides ayant chacune des distributions granulométriques disjointes, et une densité d'au moins 4,5 g/cm3, dans un rapport volumique liquide:solide compris entre 28: 72 et 40:60, le choix des proportions entre les différentes particules solides tendant à maximiser la compacité du mélange solide.
Par granulométries disjointes, il est entendu des particules dont les tailles de particules ne se recouvrent pas en grande proportion, critère que ron peut généralement considérer comme respecté si les courbes granulométriques, exprimées en volume, sont au moins décalées d'une distance correspondant au demi-pic, la taille des particules étant représentée selon une échelle logarithmique, ou exprimée d'une manière plus simple, lorsque les différents types de particules ont des tailles moyennes de particules qui différent d'au moins un facteur 10 et une concentration élevée de particules dont la taille est voisine de la taille moyenne.
Dans un cas typique, le mélange comporte 55 à 70% de particules dont la taille moyenne est comprise entre 400 et 800y, 20 à 30% de particules dont la taille moyenne est comprise entre 40 et 50 et 10 à 15% de particules dont la taille est comprise entre 1 et Sp, ces pourcentages étant des pourcentages pondéraux.
Le fluide de traitement contient une proportion relativement faible de liquide de sorte que le coulis obtenu est placé dans un régime dit de sédimentation collective, régime où les particules solides se comportent collectivement comme un matériau solide poreux. Ceci contribue à une très grande stabilité du fluide.
A titre de particules solides, on utilisera de préférence des oxydes métalliques notamment des oxydes de fer tels que l'hématite Fe203 (densité 5,2) ou la magnétite Fe304 (densité 5,2), des oxydes de manganèse comme l'hausmannite Mn304 (densité 4,8), la pyrolusite MnO2 (densité 5), la manganosite MnO (densité 5,3) ou encore l'oxyde de manganèse Mn304 de densité égale à 4,8 commercialisé sous la marque Micromax par la société Elkem de droit Norvégien ou des oxydes mixtes comme l'ilménite FeTiO3 (densité 4,7). Des composés tels que la barite
BaSO4 (densité 4,5) moins préférés en raison de leur plus faible densité peuvent également être utilisés notamment pour la fraction fine du mélange. Les minéraux sont broyés pour obtenir la finesse souhaitée. On pourra aussi utiliser des mélanges de ces différents minéraux.
BaSO4 (densité 4,5) moins préférés en raison de leur plus faible densité peuvent également être utilisés notamment pour la fraction fine du mélange. Les minéraux sont broyés pour obtenir la finesse souhaitée. On pourra aussi utiliser des mélanges de ces différents minéraux.
Un mélange plus particulièrement préféré est à base d'hématite, avec 66% de particules broyées à 700y, 25% de particules à 40-50y et 9% de particules broyées à 51l.
Pour le liquide, on pourra utiliser une base aqueuse, éventuellement une saumure pour accroître la densité du fluide de traitement, ou une base huile. De préférence, on utilisera une base aqueuse pour arrêter un écoulement d'huile et au contraire une base huile pour arrêter un écoulement d'eau, ceci afin de minimiser la dilution du fluide de traitement par le fluide s'écoulant du puits.
Avantageusement, le fluide de traitement comprend en outre un agent dispersant adapté à la base liquide. Dans le cas d'une base aqueuse, on pourra utiliser par exemple des polyélectrolytes, c'est-à-dire des polymères chargés solubles dans l'eau, et notamment des polyanions comportant des groupements sulfonates fixés sur un squelette constitué par un polymère avec un taux important de ramification, tels par exemple le polymélamine sulfonate (PMS), le polynaphtalène sulfonate (PNS), produit de condensation mélamine/formaldehyde à groupes sulfonates, le polystyrène sulfonate ou les lignosulfonates. On pourra également utiliser des acrylates. Dans le cas d'une base huile, les dispersants typiques sont par exemple des succinimides ou des sulfosuccinimides.
Il ressort de ce qui précède qu'un fluide de traitement préféré selon l'invention sera ainsi constitué par: e 28 à 40 % (en volume) d'une base aqueuse ou huile;
un dispersant en solution dans la base aqueuse ou huile et, d'éventuels autres additifs en
solution dans ladite base;
72 à 60% de particules solides 'lourdes', notamment des oxydes métalliques dont la densité
est d'au moins 4 et de préférence d'au moins 4,5, réparties en 66% de particules broyées à
700Cl, 25% de particules à 40-5011 et 9% de particules broyées à Sti
Eventuellement, une petite fraction de particules sub-microniques pourra également venir compléter la fraction solide.
un dispersant en solution dans la base aqueuse ou huile et, d'éventuels autres additifs en
solution dans ladite base;
72 à 60% de particules solides 'lourdes', notamment des oxydes métalliques dont la densité
est d'au moins 4 et de préférence d'au moins 4,5, réparties en 66% de particules broyées à
700Cl, 25% de particules à 40-5011 et 9% de particules broyées à Sti
Eventuellement, une petite fraction de particules sub-microniques pourra également venir compléter la fraction solide.
La figure 1 et la description ci-après illustrent d'autres détails et caractéristiques avantageuses de celle-ci, sans toutefois en limiter la portée. figure 1: une vue schématique des différentes couches géologiques traversées par un puits éruptif à contrôler.
La figure 1 illustre la situation de certains puits de la zone saharienne. Le puits traverse successivement, en partant de la surface, une zone 1 (Mio-Pliocane) essentiellement constituée de grès et d'argile, puis le Sélonien qui comporte une zone 2 de carbonate, une zone 3 d'anhydrite et une zone 4 de sel massif. Le Sélonien fait ensuite place au Turonien, zone 5 de calcaire crayeux qui est isolé de l'Albien (zone 7) par la zone 6 de Cénomanien à base d'argileldolomie. L'Albien, couche géologique d'environ un kilomètre d'épaisseur, est constitué de grès et d'argile intercalée et surtout, constitue un immense réservoir d'eau. Sous l'Albien, on trouve enfin une zone 8 (1'Aptien) et le réservoir oléifère du Barrémien (zone 9) constitué de sable avec de la dolomie, du calcaire et des marnes intercalées.
Le problème posé est celui d'arrêter l'écoulement d'eau de près de 2500 m3/h au niveau de l'Albien. L'invention propose pour cela d'opérer un forage latéral jusqu'au niveau du
Cénomanien c'est-à-dire juste au-dessus de la zone critique de l'Albien. Si le puits latéral ne rencontre pas le puits principal, la communication pourra être établie par une opération de fracturation. Ceci est possible en raison des qualités rhéologiques toutes particulières des fluides de traitement selon l'invention qui sont avantageusement très stables (en particulier, ils ne présentent pas de problèmes de sédimentation), aisément pompables et aussi aptes à circuler dans des fractures relativement étroites.
Cénomanien c'est-à-dire juste au-dessus de la zone critique de l'Albien. Si le puits latéral ne rencontre pas le puits principal, la communication pourra être établie par une opération de fracturation. Ceci est possible en raison des qualités rhéologiques toutes particulières des fluides de traitement selon l'invention qui sont avantageusement très stables (en particulier, ils ne présentent pas de problèmes de sédimentation), aisément pompables et aussi aptes à circuler dans des fractures relativement étroites.
A partir de ce puits latéral, on va injecter une suspension d'un fluide de traitement selon l'invention, comportant 30 volumes d'huile - avec un agent dispersant en solution - et 70 volumes d'hématite (66% de particules à 700CL, 25% de particules à 40 et 9% de particules à 5cl). La densité du fluide de traitement est ainsi de l'ordre de 3,4.
En utilisant une base huile, on minimise le risque de dilution du fluide de traitement par l'eau de formation.
Pour un débit d'eau de 2400 m3/h, un débit de fluide de traitement de l'ordre de 120-140 barils par minute permet de maintenir l'équilibre du puits. Une fois l'étouffement temporaire réalisé, on peut injecter de la grosse hématite, toujours par le puits latéral ou encore par un second puits latéral que l'on vient faire déboucher au niveau du Barrémien, jusqu'à venir remplir la zone délimitée par le fond du puits et par le bouchon constitué par le fluide de traitement qui 'flotte' au niveau du Cénomanien. Avantageusement, la stabilité et la densité du fluide de traitement sont telles que ce bouchon 'flottant' est stabilisé au niveau du Cénomanien ou du
Turonien, sans atteindre la zone de seL En effet l'eau provenant de l'bien a toute chance d'avoir réussi à creuser des cavernes dans le sel, cavernes qui nécessiteraient des quantités énormes de fluide de traitement. De préférence, le puits sera instrumenté de façon à pouvoir vérifier que l'équilibre du puits est bien réalisé et à procéder à des injections sporadiques de fluides de traitement si nécessaire.
Turonien, sans atteindre la zone de seL En effet l'eau provenant de l'bien a toute chance d'avoir réussi à creuser des cavernes dans le sel, cavernes qui nécessiteraient des quantités énormes de fluide de traitement. De préférence, le puits sera instrumenté de façon à pouvoir vérifier que l'équilibre du puits est bien réalisé et à procéder à des injections sporadiques de fluides de traitement si nécessaire.
Lorsque la phase de remplissage du fond du puits est terminée, le débit d'eau est très faible, typiquement inférieur à 1 m3/h, de sorte qu'une opération de cimentation de réparation peut être réalisée selon des procédés classiques bien connus de cet art.
A noter que des tests sur maquettes sont recommandés pour bien déterminer les débits et temps de pompage. De plus, il est important de bien estimer la vitesse ascensionnelle du fluide.
La présente invention a été décrite plus précisément avec l'exemple d'un puits éruptif produisant de grandes quantités d'eau; néanmoins il est clair qu'elle peut s'appliquer également à d'autres types de puits éruptifs.
Claims (8)
- par le niveau supérieur du fluide de traitement.Colmatage du puits par une cimentation de la zone délimitée par le fond du puits etstable et denseEtouffement du puits par injection par un puits latéral d'un fluide de traitement,Revendications 1. Procédé pour étancher un puits éruptif comportant les phases suivantes:
- 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le fluide dense vient former unbouchon 'flottant' temporaire et que l'étouffement définitif est obtenu par injection par lepuits latéral ou un second puits latéral venant déboucher à un niveau inférieur à celui dupremier puits, d'une suspension venant remplir la zone délimitée par le fond du puits et lebouchon 'flottant'.
- 3. Procédé selon la revendication 2, caractérisé par des injections sporadiques du fluide detraitement pendant la phase dite d'étouffement définitif du puits de façon à bien maintenirl'équilibre du puits.
- 4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'opération decimentation est réalisée au moyen d'un coulis de ciment adapté à la réparation.
- 5. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que l'opération de cimentation estréalisée au moyen d'un coulis comportant un micro-ciment.
- 6. Fluide de traitement pour la mise en oeuvre du procédé selon l'une des revendicationsprécédentes, caractérisé en ce qu'il est constitué par une suspension dans un liquide d'unmélange constitué d'au moins 3 types de particules solides ayant chacune des distributionsgranulométriques disjointes, et une densité d'au moins 4,5 g/cm3, dans un rapportvolumique liquide:solide compris entre 28: 72 et 40:60, le choix des proportions entre lesdifférentes particules solides tendant à maximiser la compacité du mélange solide.
- 7. Fluide de traitement selon la revendication 6 caractérisé en ce qu'il comporte28 à 40 % (en volume) d'une base aqueuse ou huile comportant un agent dispersant ensolution dans la base aqueuse ou huile et, d'éventuels d'autres additifs en solution dansladite base; 72 à 60% de particules solides 'lourdes', notamment des oxydes métalliques dont la densitéest d'au moins 4 et de préférence d'au moins 4,5, réparties en 66% de particules broyées à700Cl, 25% de particules broyées à 40-50p et 9% de particules broyées à Sp.
- 8. Fluide de traitement selon la revendication 7, caractérisé en ce que les particules solidessont obtenues par broyage d'un ou d'un mélange des minéraux suivants : hématite;magnétite Fe3O4, hausmannite, pyrolusite, manganosite ou ilménite.
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|---|---|---|---|
| FR9713839A FR2770579B1 (fr) | 1997-11-04 | 1997-11-04 | Procede d'abandon d'un puits de production d'hydrocarbures et fluide adapte a ce procede d'abandon |
| DZ980241A DZ2631A1 (fr) | 1997-11-04 | 1998-10-26 | Procédé d'abandon d'un puits de production d'hydrocarbures et fluides adapté a ce procédé d'abandon. |
| TNTNSN98198A TNSN98198A1 (fr) | 1997-11-04 | 1998-11-02 | Procede d'abandon d'un puits de production d'hydrocarbures et fluide adapte a ce procede d'abandon |
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Citations (5)
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|---|---|---|---|---|
| US3003557A (en) * | 1959-04-30 | 1961-10-10 | Gulf Research Development Co | Method of fracturing to control wild wells |
| US4133383A (en) * | 1977-09-16 | 1979-01-09 | Halliburton Company | Terminating the flow of fluids from uncontrolled wells |
| US4224989A (en) * | 1978-10-30 | 1980-09-30 | Mobil Oil Corporation | Method of dynamically killing a well blowout |
| US4436154A (en) * | 1981-02-23 | 1984-03-13 | Geo Vann, Inc. | Method for controlling subsurface blowout |
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1997
- 1997-11-04 FR FR9713839A patent/FR2770579B1/fr not_active Expired - Fee Related
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1998
- 1998-10-26 DZ DZ980241A patent/DZ2631A1/fr active
- 1998-11-02 TN TNTNSN98198A patent/TNSN98198A1/fr unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| OLBERG ET AL: "Re-Entry and Relief Well Drilling to Kill an Underground Blowout Subsea Well: A Case History of Well 2/4-14", SPE/IADC # 21991, 27 February 1990 (1990-02-27), pages 775 - 783, XP002075121 * |
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| Publication number | Publication date |
|---|---|
| TNSN98198A1 (fr) | 2000-12-29 |
| DZ2631A1 (fr) | 2003-03-08 |
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