FR2986797A1 - Nouvel agent inhibiteur de gonflement des argiles, compositions comprenant ledit agent et procedes mettant en oeuvre ledit agent. - Google Patents
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Abstract
La présente invention a pour objet l'utilisation d'un nouvel additif en tant qu'agent inhibiteur de gonflement des argiles, notamment dans le domaine des forages. Plus précisément, la présente invention vise l'utilisation du 2-méthylpentane-1,5-diamine ou un sel organique ou inorganique du 2-méthylpentane-1,5-diamine comme agent inhibiteur de gonflement des argiles en milieu aqueux, ainsi qu'une composition de fluide de forage ou de fracturation hydraulique comprenant du 2-méthylpentane-1,5-diamine ou un de ses sels organiques ou inorganiques et des procédés de forage ou de fracturation hydraulique mettant en oeuvre lesdites compositions.
Description
Nouvel agent inhibiteur de gonflement des argiles, compositions comprenant ledit agent et procédés mettant en oeuvre ledit agent La présente invention a pour objet l'utilisation d'un nouvel additif en tant qu'agent inhibiteur de gonflement des argiles, notamment dans le domaine des forages. Plus précisément, la présente invention vise l'utilisation du 2-méthylpentane-1,5- diamine ou un sel organique ou inorganique du 2-méthylpentane-1,5-diamine comme agent inhibiteur de gonflement des argiles en milieu aqueux, ainsi qu'une composition de fluide de forage ou de fracturation hydraulique comprenant du 2- méthylpentane-1,5-diamine ou un de ses sels organiques ou inorganiques et des procédés de forage ou de fracturation hydraulique mettant en oeuvre lesdites compositions.
CONTEXTE Lors d'opérations de forage de puits, notamment de puits destinés à récupérer des gisements sous-terrain de pétrole et/ou de gaz, des fluides de forage destinés à lubrifier, nettoyer et refroidir les outils de forage et la tête de forage, et/ou à évacuer la matière dégagée lors de forages (roches déblayées ou déblais) sont utilisés. Les fluides de forage sont aussi utilisés pour nettoyer le puits. Ils fournissent également la pression nécessaire à supporter la paroi du puits avant consolidation. Les fluides sont usuellement appelés « boues de forage ». Après le forage, les parois du puits sont généralement consolidées par un matériau cimentaire. Lors du forage de puits, en particulier lors du forage de puits destinés à la production de pétrole et/ou de gaz, on fore souvent à travers des roches argileuses, en particulier à travers des argiles schisteuse (« shale » en anglais).
Les problèmes posés par les formations argileuses sont bien connus. Lorsque l'on pénètre par forage dans ces formations en utilisant des fluides de forage à base d'eau, il se produit des réactions chimiques complexes au sein de la structure argileuse par échange ionique et hydratation. Ces réactions ont pour conséquences un gonflement des argiles, un délitage ou une dispersion des particules argileuses de la formation traversée par le forage.
Ce gonflement des argiles pose des problèmes au niveau des parois du forage mais également au niveau du fluide de forage et de la roche réservoir. Par « roche réservoir », on entend la formation rocheuse qui contient le pétrole et/ou le gaz à extraire. Du fait de l'hydratation des argiles, des particules dispersées contaminent le fluide de forage et la roche réservoir, et le délitage nuit à la stabilité des parois du puits. Le gonflement de ces argiles engendre aussi des problèmes opérationnels en gênant l'écoulement du fluide ou le passage de l'outil de forage. Le long des parois du puits, le gonflement crée des protubérances, ce qui gène la circulation du fluide de forage et des outils de forage. De plus, le gonflement peut mener à une désagrégation, créant des aspérités le long des parois. Ces aspérités et protubérances peuvent créer des points de faiblesse mécanique du puits.
Au niveau du fluide de forage, la matière argileuse désagrégée est libérée dans le fluide et pose des problèmes de contrôle de la viscosité du fluide : les matières argileuses, notamment en présence d'une concentration importante en sels (saumure), ont tendance à augmenter fortement la viscosité. Cette augmentation devient néfaste : si elle est trop importante, les outils de forage sont endommagés. Le puits peut même être rendu inutilisable. De plus, les roches argileuses déblayées peuvent avoir tendance à s'agréger dans le fluide de forage (phénomène de « bit-balling »). De façon générale, on parle d'un phénomène d'accrétion. L'accrétion peut gêner la circulation des fluides et des outils. Ils peuvent de plus adhérer et s'agréger autour de la tête de forage et ainsi la bloquer.
Le problème posé par le gonflement des argiles lors du forage dans les formations argileuses est étroitement lié aux phénomènes d'interactions argile/fluide de forage, notamment lors du contact argile-eau.
ART ANTERIEUR / PROBLEMES Dans le domaine de l'exploitation pétrolière, les problèmes cités plus haut on notamment été résolus en utilisant des fluides de forage non aqueux, par exemple un fluide dont la phase continue est à base d'hydrocarbure liquide. Mais le forage avec ces types de boues dites « à huile » présente de nombreux inconvénients : coût prohibitif du fluide, toxicité mais surtout pollution par l'huile des effluents et débris issus du forage. Les réglementations actuelles sur les rejets entraînent désormais des techniques et des coûts de traitement tels que la boue à huile est bien souvent impossible à mettre en oeuvre. Ainsi actuellement, la recherche et le développement s'orientent essentiellement vers les systèmes aqueux afin de trouver des additifs qui limitent les phénomènes de gonflement des argiles. Ces additifs sont appelés « agents d'inhibition du gonflement des argiles », et ils visent à empêcher la pénétration du fluide dans les roches le long des parois, dans les roches déblayées en suspension, et à inhiber le gonflement et/ou la désagrégation. Parmi ces additifs, on retrouve notamment : - les sels minéraux (KCI, NaCI, CaCl2, ...) dont le KCI est certainement le sel le plus couramment utilisé pour l'inhibition du gonflement des argiles. En effet, l'ion potassium est un bon inhibiteur qui réduit les répulsions électrostatiques entre les feuillets d'argile donc le gonflement des argiles. Bien que l'ion Na+ ne soit pas un aussi bon inhibiteur que l'ion K+, l'utilisation de NaCI est aussi répandue, notamment en combinaison avec les silicates, polyols ou methylglucosides. D'autres solutions de sels minéraux, tels que CaCl2, ou CaBr2, ZnCl2, MgC12 ou MgBr2 et ZnBr2 sont aussi largement utilisées en tant qu'inhibiteur de gonflement. Cependant, on cherche de plus en plus à éviter l'utilisation de ces composés dans le domaine car les sels inorganiques, notamment de chlorure, ont un effet délétère sur les ciments utilisés pour consolider les parois des puits, - les amines aliphatiques comme l'hexaméthylène diamine telle que décrite dans le brevet US5771971. - les sels de diamine, comme décrit dans la demande de brevet US 2006/0289164, dont le contre-ion est un monoacide comme l'acide formique, un acide minéral, ou un autre acide tel qu'un hydroxyacide (malique ou citrique) ; et plus particulièrement les sels d'hexaméthylène diamine avec un acide minéral comme l'acide chlorhydrique ou un acide organique monofonctionnel comme l'acide formique, comme décrit dans la demande de brevet US 2002/0155956. - les polymères destinés à consolider les parois (« well bore consolidation »). On utilise ainsi de manière courante des polyacrylamides partiellement hydrolysés (PHPA, « partially hydrolyzed polyacrylamide »).
Le brevet FR 2185745 décrit une telle utilisation. Ces polymères forment un film polymérique à la surface des parois, encapsulent les roches déblayées, et inhibent ainsi l'hydratation des argiles. Les performances de ces polymères sont toutefois limitées, car ils ont tendance à rendre les fluides trop visqueux à forte concentration. Les performances de ces polymères sont de plus limitées dans des conditions de forage haute température haute pression (HTHP) de part leur stabilité hydrolytique limitée. En outre, ces polymères se dégradent lors de leur utilisation du fait de leur sensibilité au cisaillement. Des solutions de remplacement sont donc nécessaires.
Des législations de plus en plus contraignantes visent à limiter l'utilisation et/ou le risque de rejet de produits dangereux pour l'homme ou pour l'environnement. Des solutions de remplacement par des additifs moins nocifs et/ou plus efficaces (pouvant donc être utilisés en moindre quantités) sont recherchées.
II existe donc toujours un besoin de fournir des agents inhibiteur de gonflement des argiles encore plus performants dans leur application, et qui soient moins dangereux pour l'homme ou pour l'environnement.
BREVE DESCRIPTION DE L'INVENTION A cet effet, la présente invention propose l'utilisation du 2-méthylpentane-1,5- diamine (noté ci après MPMD) comme agent inhibiteur de gonflement des argiles en milieu aqueux. L'invention concerne également l'utilisation d'un sel organique ou inorganique de MPMD comme agent inhibiteur de gonflement des argiles en milieu aqueux.
La présente invention vise également une composition de fluide de forage ou de fracturation hydraulique caractérisée en ce qu'elle comprend au moins du 2- méthylpentane-1,5-diamine ou ses sels organiques ou inorganiques, un vecteur liquide et éventuellement des additifs dissous ou dispersés dans le vecteur liquide.
La présente invention vise enfin un procédé de forage dans lequel on met en oeuvre dans au moins une étape une composition de fluide de forage selon l'invention et un procédé de fracturation hydraulique dans lequel on met en oeuvre dans au moins une étape une composition de fluide de fracturation hydraulique selon l'invention. DESCRIPTION DETAILLEE DE L'INVENTION UTILISATION L'invention met en oeuvre le 2-méthylpentane-1,5-diamine libre ou sous forme de sel organique ou inorganique. A titre d'exemple de sel inorganique, on peut citer le sel inorganique dont le contre-ion est un chlorure Cl- ou un phosphate P042-.
Concernant les sels organiques, il peut s'agir d'un sel d'acide carboxylique et de MPMD, notamment un sel de monoacide carboxylique ou de diacide carboxylique et de MPMD, de préférence un sel de diacide carboxylique et de MPMD.
Dans un mode avantageux, le sel organique de MPMD est un sel de diacide carboxylique et de MPMD, dont le diacide est choisi parmi l'acide oxalique, l'acide malonique, l'acide succinique, l'acide glutarique, l'acide méthylmalonique, l'acide diméthylmalonique, l'acide éthylmalonique, l'acide mésaconique, l'acide méthylsuccinique, l'acide éthylsuccinique, l'acide maléique, l'acide fumarique, l'acide itaconique, l'acide méthylglutarique et l'acide glutaconique. De manière préférée, le sel organique de MPMD est un sel de diacide carboxylique et de MPMD, dont le diacide est choisi parmi l'acide oxalique, l'acide malonique, l'acide succinique, l'acide glutarique, l'acide méthylmalonique, l'acide diméthylmalonique, l'acide éthylmalonique, l'acide méthylsuccinique, l'acide éthylsuccinique et l'acide méthylglutarique. Encore plus préférentiellement, le sel organique de MPMD est un sel de diacide carboxylique et de MPMD, dont le diacide est choisi parmi l'acide succinique, l'acide glutarique et l'acide méthylglutarique. Selon une variante de l'utilisation selon l'invention, le sel est un sel mixte de diamine(s) et de diacide(s), dont au moins l'une des diamines est la 2- méthylpentaméthylènediamine. On entend par « sel mixte » un sel d'un ou plusieurs diacides différents et d'une ou plusieurs diamines dont au moins l'une des diamines est la 2-méthylpentaméthylènediamine. Par exemple, il peut s'agir d'un sel entre un mélange de diacides tels que l'acide succinique, l'acide glutarique et l'acide adipique avec la 2-méthylpentaméthylènediamine. Il peut également s'agir d'un sel entre un mélange de diacides tels que l'acide méthylglutarique et l'acide éthylsuccinique avec une diamine comme la 2-méthyl- pentaméthylènediamine. Il peut également s'agir d'un sel entre un mélange de diamines telles que la 2-méthyl-pentaméthylènediamine et l'hexaméthylènediamine avec un diacide comme l'acide méthylglutarique. 2 9 86 79 7 7 Dans le cas d'un sel mixte, les autres diamines primaires, différentes de la MPMD, peuvent être choisies parmi les diamines suivantes : diaminoéthane, 1,2- diam inopropane, 1,3-diam inopropane, 1, 4-diam inobutane, 1, 5-diam inopentane, 5 N-(2-Aminoéthyl)-1,3-propanediamine, 1,2-diaminocyclohexane, 1,4- diam inocyclohexane, 1, 6-diam inohexane, Bis(3-am inopropyl)am ine, 1, 7- diam inoheptane, 1, 8-diam inooctane, 1, 10-diam inodécane, 1, 12-diam inododécane et Bis(hexaméthylène)triamine. 10 Selon un mode particulièrement préféré, l'autre diamine primaire est l'hexaméthylène diamine (1,6-diaminohexane). Dans les sels mixtes, la MPMD représente avantageusement au moins 50% en poids par rapport au mélange des diamines, avantageusement au moins 75 % en 15 poids et encore plus préférentiellement au moins 90% en poids. L'utilisation comme agent inhibiteur de gonflement des argiles en milieu aqueux du 2-méthylpentane-1,5-diamine ou ses sels organiques ou inorganiques selon l'invention, est avantageusement une utilisation dans un milieu aqueux étant un 20 fluide de forage ou de fracturation hydraulique. Le mode préféré de réalisation de l'invention est l'utilisation de 2-méthylpentane1,5-diamine libre comme agent inhibiteur de gonflement des argiles en milieu aqueux. 25 La MPMD est de préférence utilisée pure. Il est également possible d'utiliser la MPMD libre en présence d'autres agents inhibiteurs de gonflement des argiles, notamment d'autres amines libres. De façon préférée, la MPMD est majoritaire dans le mélange d'agents inhibiteurs de gonflement des argiles. Autrement dit, la MPMD représente au moins 50% en 30 poids par rapport à la quantité totale d'agent inhibiteur de gonflement des argiles, avantageusement au moins 75 % en poids et encore plus préférentiellement au moins 90% en poids.
COMPOSITION La présente invention vise également une composition de fluide de forage ou de fracturation hydraulique.
Malgré les différences existantes entre ces deux techniques de stimulation du sol, celles-ci présentent un certain nombre de points communs en terme de composition des fluides utilisés et en particulier, l'inhibition du gonflement des argiles par les fluides utilisés par ces deux techniques est nécessaire.
Fluides de forage Les fluides de forages sont connus de l'homme du métier. La composition exacte du fluide peut dépendre de la destination du fluide. Elle peut dépendre notamment des températures et pressions auxquelles le fluide sera soumis, de la nature des roches traversées par le puits, et de la nature des équipements de forage.
D'une façon générale, le fluide de forage, appelé aussi boue de forage, est un système liquide et/ou gazeux contenant des additifs. Les principaux rôles du fluide de forage sont : - assurer la remontée des déblais du fond du puits jusqu'à la surface, - maintenir les déblais en suspension lors d'un arrêt de circulation dans le but d'empêcher la sédimentation des déblais afin de redémarrer le forage sans blocage et ceci est possible grâce à la nature thixotrope du fluide. - refroidir et lubrifier l'outil pour éviter l'usure prématurée des pièces métalliques en mouvement. - maintenir les parois du puits en raison de la pression hydrostatique exercée par la boue de forage et permettre de contrôler la venue des fluides des formations rocheuses traversées. La boue ne doit être ni corrosive ni abrasive pour l'équipement, ni toxique ou dangereuse pour le personnel et elle ne doit pas présenter de risque d'incendie.
Dans les fluides de forage, les propriétés rhéologiques et de filtration sont souvent ajustées par des additifs. La nature des électrolytes et leur concentration dans les formulations de boues sont choisies en prenant en compte les caractéristiques de la formation.
Parmi les additifs incontournables pour les compositions de fluide de forage, on trouve les inhibiteurs de gonflement des argiles.
Fluides de fracturation hydraulique : La fracturation hydraulique est une technique largement employée par l'industrie pétrolière et gazière pour améliorer l'exploitation des réservoirs de faible perméabilité. Le fluide de fracturation est pompé vers le fond du puits à des débits et pressions élevée afin que la pression exercée génère des fractures la roche réservoir. Le principe en est donc simple : on injecte un fluide sous pression dans la roche de façon à la casser et à ouvrir des fractures par où les hydrocarbures pourront s'écouler vers le puits. La mise en oeuvre du principe est plus complexe : on doit ajouter divers additifs au fluide injecté pour éviter que les fractures ne se referment dès que la pression diminue à la fin de l'opération d'injection.
Pour maintenir les fractures ouvertes après l'injection, l'additif couramment utilisé est un agent de soutènement. On utilise par exemple des billes de céramique, des grains de sable calibrés qui vont pénétrer dans les fractures pour qu'elles restent ouvertes. On ajoute en général au fluide de fracturation un épaississant pour que les particules d'agent de soutènement soient entrainées dans les fractures pendant l'injection et ne sédimentent pas au fond du puits. Cette sédimentation serait particulièrement préjudiciable dans le cas de puits horizontaux. La plupart des formations rocheuses contiennent de fines particules d'argiles et plus particulièrement dans le cas où les roches réservoir sont de nature argileuse, l'eau du fluide de fracturation va faire gonfler les argiles ce qui va limiter la perméabilité du réseau de fractures au passage des hydrocarbures. Par ailleurs, lors de l'opération de fracturation, des particules dites « fines » d'argile peuvent se détacher des parois et ensuite colmater, au moins partiellement, les interstices entre les particules d'agent de soutènement (« proppant pack ») et donc réduire considérablement la production du puits. Il y a donc, dans le cas des compositions de fluide de fracturation hydraulique également un besoin de rajouter des additifs pour empêcher le gonflement des argiles. La composition de fluide de forage ou de fracturation hydraulique selon l'invention est caractérisée en ce qu'elle comprend au moins du 2-méthylpentane-1,5- diamine ou un sel organique ou inorganique de 2-méthylpentane-1,5-diamine, un vecteur liquide et éventuellement des additifs dissous ou dispersés dans le vecteur liquide. Le 2-méthylpentane-1,5-diamine et les sels de celui-ci selon l'invention sont tels que défini plus haut dans la description et ils jouent le rôle d'agents inhibiteur de gonflement des argiles.
La teneur en agent inhibiteur de gonflement des argiles, en concentration en poids d'actif 2-méthylpentane-1,5-diamine, dans la composition de fluide de forage ou de fracturation est avantageusement comprise entre 0,01 % et 10 % en poids, de préférence entre 0,1 % et 5 %, et encore plus préférablement entre 0,3 % e t 3 % Traditionnellement, les fluides de forage liquides sont « à l'eau » ou « à l'huile ». Les boues à huile sont plus coûteuses que les boues à l'eau, mais peuvent être préférées dans le cas de forage de puits très profonds (conditions de forage HP/HT ; haute pression haute température). La MPMD ou ses sels selon l'invention peuvent être utilisés avec les deux types de vecteurs. Toutefois, les vecteurs à base d'eau (boue à l'eau) sont préférés. Le vecteur liquide est de préférence de l'eau ou une émulsion d'huile dans l'eau.
La composition de fluide de forage ou de fracturation hydraulique selon l'invention comprend avantageusement des additifs dissous ou dispersés dans le vecteur liquide. On peut choisir notamment parmi : - les viscosifiants, en particulier des polymères synthétiques ; - les réducteurs de filtrat, par exemple choisis parmi les amidons ou amidons modifiés, carboxyméthylcelluloses ou CMC, celluloses polyanioniques (PAC), ou résines ; - les agents inhibiteurs de gonflement des argiles différents de la MPMD ou de ses sels selon l'invention, comme par exemple KCI, glycérol, silicates ou divers polymères comme le polyacrylamide partiellement hydrolysé (PHPA), les polyalkylèneglycols (PAG). De manière avantageuse, la composition de fluide de forage selon l'invention 10 comprend en outre au moins un additif dissous ou dispersé dans le vecteur liquide, choisi parmi : i) des viscosifiants, par exemple des argiles naturelles (souvent des bentonites), des polymères synthétiques ou des biopolymères; ii) des réducteurs de filtrat servant à consolider le gâteau de filtration pour 15 limiter l'invasion de la roche par le fluide de forage comme par exemple, des amidons et amidons modifiés, carboxyméthylcelluloses ou CMC, celluloses polyanioniques (PAC), ou résines; iii) d'autres inhibiteurs de gonflement et de dispersion des argiles comme par exemple KCI, glycérol, silicates ou divers polymères comme le 20 polyacrylamide partiellement hydrolysé (PHPA), les polyalkylèneglycols (PAG); iv) des agents alourdissant comme la barytine ("barite" ou sulfate de baryum BaSO4) et la calcite (carbonate de calcium CaCO3) qui sont les plus utilisés pour assurer à la boue une densité convenable. On note 25 aussi l'utilisation de l'hématite (Fe2O3) ou de la galène (PbS). Si nécessaire, on peut aussi utiliser des agents colmatant comme par exemple des granuleux (coquilles de noix), des fibreux (fibres de bois, canne à sucre), et des lamellaires (coquilles d'huîtres, céréales). 30 Par ailleurs, d'autres additifs peuvent entrer dans la composition du fluide de forage. Ainsi, on peut mentionner les agents de transfert de radicaux libres, des biocides, des agents chélatants, des tensioactifs, des anti-mousses, des agents anticorrosion par exemple. La composition de fluide de fracturation hydraulique comprend généralement un vecteur liquide étant de préférence un fluide aqueux, des additifs dissous ou dispersé dans le vecteur liquide et un agent de soutènement. L'agent de soutènement est choisi selon la nature géologique de la formation et le type d'hydrocarbure à produire, de préférence parmi des sables, des céramiques et des polymères, éventuellement traités.
Parmi les additifs pouvant entrer dans la composition de fluide de fracturation hydraulique on peut trouver : i) des viscosifiants comme par exemple des polymères synthétiques, notamment le polyacrylamide et les copolymères de polyacrylamide ou biopolymères comme le guar et le guar modifié ou des tensioactifs formant des phases organisées de type micelle géante ; ii) des réticulants tels que les borate ou zirconate permettant de conférer une rhéologie viscoélastique au fluide ; iii) d'autres inhibiteurs de gonflement et de dispersion des argiles comme par exemple KCI, glycérol, silicates ou divers polymères comme le polyacrylam ide partiellement hydrolysé (PHPA), les polyalkylèneglycols (PAG) ; iv) des agents de réduction de friction comme des polyacrylamides et les copolymères de polyacrylamide de masse molaire très élevées ; y) des agents permettant de nettoyer les fractures juste après leur formations tels que des oxydants ou des enzymes qui vont dégrader les polymères utilisés pour le contrôle rhéologique ou la réduction de friction pendant le pompage du fluide de fracturation ; La composition de fluide de fracturation selon l'invention peut en outre contenir des agents permettant de tamponner le pH, des bactéricides, des tensioactifs ou des réducteurs de filtrat.
PROCEDES La présente invention vise également un procédé de forage dans lequel on met en oeuvre dans au moins une étape une composition de fluide de forage telle que 5 décrite précédemment. Les opérations de forage consistent généralement à creuser un trou au moyen d'un trépan, fixé à des tiges creuses vissées bout à bout. Le plus souvent, la boue est initialement formulée dans un bac de fabrication disponible sur la plateforme 10 où les différents ingrédient sont mélangés au fluide de base de la boue comprenant des additifs en solution aqueuse, est injectée dans le train de tiges pendant toute la période d'avancement du forage. Cette boue remonte ensuite par le trou de sonde, à l'extérieur des tiges, et entraîne des éléments de roches détachés lors de l'opération de forage. La boue est ensuite extraite du trou de 15 forage pour être débarrassée des roches le plus souvent par tamisage ou centrifugation qu'elle contient avant d'être injectée à nouveau dans les tiges creuses de forage. La présente invention vise aussi un procédé de fracturation hydraulique dans 20 lequel on met en oeuvre dans au moins une étape une composition de fluide de fracturation hydraulique telle que décrite précédemment. La fracturation hydraulique est effectuée en fracturant la roche par une contrainte mécanique à l'aide d'un fluide injecté sous haute-pression à partir d'un forage de 25 surface, pour en augmenter la macro porosité et moindrement la microporosité. La fracturation hydraulique fait intervenir l'injection du fluide de fracturation hydraulique sous haute pression dans la roche réservoir pour y propager des fractures, ce qui permet de faciliter la production des hydrocarbures qui s'y 30 trouvent. L'opération de fracturation est réalisée soit juste après le creusement du puits pour en initier la phase de production, soit après un certain temps d'exploitation alors que la production tend à décliner. La fracturation hydraulique est par exemple réalisée comme suit : 1. Dans la zone à fracturer, des fractures sont amorcées par un pistolet perforateur (à travers un tubage perforé). 2 Le fluide de forage préalablement formulé dans un équipement de surface est pompé sous haute pression 3. Des agents de soutènement sont additivés au fluide de fracturation soit pendant toute l'opération de fracturation, soit, plus fréquemment, lorsque la progression de la fracture est suffisante pour y introduire cet agent. 4. Lorsque la progression de la fracture est jugée satisfaisante, l'injection est interrompue et le puits est maintenu en dormance le temps que les oxydants ou enzymes injectés avec le fluide dégradent les polymères (agents rhéologiques ou de réduction de friction). 5. Le puits est ensuite remis en production.
AVANTAGES La MPMD présente entre autre l'avantage de rester liquide sur toute la gamme de température de stockage, contrairement à d'autres amines aliphatiques, ce qui facilite sa mise en oeuvre. MESURES Viscosité et contrainte seuil Les fluides de forage ou de fracturation ont un comportement typique de fluide de Bingham caractérisé par deux grandeurs principales d'une part la viscosité sous écoulement ou viscosité plastique notée PV et exprimée en centiPoise (cP ou m.Pa.$) et d'autre part la contrainte seuil notée YP (Pa).
Ces grandeurs sont déterminées expérimentalement , à l'aide d'un rhéomètre AR2000 (TA Instrument, Surrey, Grande-Bretagne), équipé d'une géométrie de type plan-plan strié de diamètre 40mm avec un entrefer de 1mm. Le rhéomètre est utilisé pour effectuer à 25°C, un balayage en gradient de cisaillement entre 1 2 986 79 7 15 et 1000s-1. La contrainte (z) est tracée en fonction du gradient de cisaillement (7) et les valeurs de viscosité plastique et de seuil d'écoulement sont déterminées en utilisant la relation ci-dessous dite de Bingham, adaptée pour les fluides à seuil : 5 r =YP+PVx7 L'ajustement des courbes expérimentales et la détermination des valeurs expérimentales de YP et PV est réalisées au moyen du logiciel de traitement de données Rheology advantage data analysis V5.7.0, fourni par TA instruments. 10 Limite de gélification L'effet inhibiteur de gonflement d'argile d'un additif est déterminé en évaluant son impact sur le gonflement dans un volume de fluide donné de quantités variables d'argile normalisée dite argile API (pour American Petroleum Institute qui normalise les caractéristiques des argiles de test dans Recommended practice for 15 Drilling-fluids materials API specifications 13A 16th edition Feb 2004). La valeur maximale d'argile pouvant être introduite notée Limite de gélification est la masse maximale d'argile pouvant être dispersée dans 100mL de fluide contenant l'inhibiteur de gonflement tout en conservant un volume de fluide libre. Au-delà de cette valeur, l'argile occupe l'ensemble du volume de fluide et une 20 gélification est observée. La limite de gélification est déterminée après 4 heures de repos à température ambiante précédée d'un temps d'hydratation de l'argile dans le fluide de 16h à une température de 60°C. Pendant cette période d'hydratation les échantillons sont agités dans une étuve de roulage (roller oven) permettant d'éviter la 25 sédimentation de l'argile, assurant donc une hydratation homogène dans tous l'échantillon. Cette méthode d'homogénéisation des échantillons est communément appelée « hot-rolling » dans l'industrie du pétrole. D'autres détails ou avantages de l'invention apparaîtront plus clairement au vu 30 des exemples ci-dessous, sans caractère limitatif. 2 986 79 7 16 EXEMPLES Exemple 1 : Agent inhibiteur de gonflement des argiles sous forme de diamine libre 5 On évalue différentes amines aliphatiques : 2-méthylpentane-1,5-diamine, 99,6%, Rhodia ; 1-6-hexamethylenediamine, 100%, Rhodia ; bis(hexamethylene)triamine, 99%, Sigma-Aldrich ; 1,2-cyclohexane diamine, 99%, Sigma-Aldrich. Le tableau 1 en résume les principales propriétés physiques : Tableau 1 : Température de Température solidification (°C) d'ébullition (°C) MPMD 2-methylpentane diamine -60 à -50 193 HMD 1-6-hexamethylenediamine 39-42 205 BHT bis(hexamethylene)triamine 33-36 163-165, 4mmHg DCH 1,2-cyclohexane diamine 2-15 188-192 10 Test de gonflement des argiles (« hot roll test ») : Un test de gonflement des argiles, généralement utilisé par l'homme de l'art, et référencé comme « Hot roll test », a été conduit pour évaluer la performance des différentes amines aliphatiques citées précédemment. 15 Le gonflement des argiles est déterminé par un test d'hydratation de 16h dans une étude de roulage (roller oven) à 60°C. La limite de gélification est déterminée par observation directe des échantillons après un temps de repos de 4h à température ambiante. Les différents agents d'inhibition de gonflement des argiles sont dosés à 1% en 20 amine active dans de l'eau désionisée. Des masses variables d'argile API sont ajoutées à 20mL de fluide contenant l'inhibiteur, pour déterminer la limite de gélification pour chaque inhibiteur de gonflement. Les propriétés rhéologiques des échantillons ainsi préparés sont également 25 caractérisées par une mesure de rhéologie telle que décrite précédemment et les grandeurs de viscosité plastique et de seuil d'écoulement sont déterminées au moyen de la relation de Bingham. Dans le but de comparer les propriétés relatives des différents inhibiteurs de gonflement, les propriétés rhéologiques sont données pour une concentration identique en argile de 37,5g pour 100mL de fluide. Les résultats du test ainsi que les propriétés rhéologiques sont rapportés dans le 5 tableau 2 pour l'exemple 1 et les exemples comparatifs Cl à C4. Tableau 2 : Exemples Cl C2 C3 C4 1 Additif * KCI (2%) HMD DCH BHT MPMD Limite de 25 37,5 <22,5 30 37,5 gélification (g/100mL) PV (mPa.$) 26 20 37 72 18 ** (à 25g/100mL) (à 25g/100mL) YP 52 22 70 88 15 (Pa) ** (à 25g/100mL) (à 25g/100mL) * Additif à 1`)/0 en poids, sauf mention contraire. ** à 37,5g/100mL, sauf mention contraire. 10 Plus la limite de gélification est élevée, et plus la viscosité et la contrainte seuil sont basses, meilleures sont les performances de l'agent d'inhibition de gonflement des argiles. Ainsi, la MPMD présente un niveau de performance bien supérieur au KCI (utilisé depuis les années 70), mais aussi par rapport à d'autres 15 amines aliphatiques. De manière surprenante, la MPMD présente même un niveau de performance significativement supérieur à l'HMD, utilisée depuis les années 2000. Exemple 2 : Agent inhibiteur de gonflement des argiles sous forme de sel de 20 diamine et de diacide Préparation d'un sel d'HMD et de méthylautarate (Exemple comparatif 5(C5)): Dans un ballon en verre quadricol de 500 mL, muni d'une agitation mécanique, d'une sonde de température, d'une ampoule de coulée et d'un condenseur, sont introduits sous agitation 40.0 g d'HMD (0,344 moles) et 20 g d'eau. La température du milieu est portée à 50°C grâce à un chauffe ballon électrique.
Une quantité stoechiométrique d'acide méthylglutarique (50.3 g soit 0,344 moles) est ensuite ajoutée très progressivement et alternativement avec de l'eau (38 g) pour s'assurer de sa solubilisation tout en contrôlant l'exothermie de la réaction. Au maximum le milieu réactionnel est porté jusqu'à 73°C. Le milieu réactionnel est limpide.
Le milieu réactionnel est ensuite refroidi dans un bain de glace. 100 mL d'éthanol sont enfin ajoutés pour faire précipiter le sel. Le sel est filtré et lavé à l'éthanol, puis séché en étuve à 60°C pendant une nuit. La masse obtenue de sel de méthylglutarate d'hexaméthylènediamine (C5) est de 15 64.8 g (soit un rendement expérimental de 72 %). Une solution aqueuse à 10 % en poids de ce sel présente un pH de 7. Préparation d'un sel de MPMD et de méthylglutarate (Exemple 2): Le sel de méthylglutarate de 2-méthylpentadiamine est réalisé de manière 20 similaire à l'exemple comparatif 5 ci-dessus (C5). Test de gonflement des argiles (« hot roll test ») : Le test réalisé est le identique à celui décrit à l'exemple 1. Les résultats du test ainsi que les propriétés rhéologiques sont rapportés dans le 25 tableau 3 ci-dessous pour l'exemple 2 et l'exemple comparatif C5. Tableau 3 : Exemples Contre-ion Diamine* Limite de Viscosité ,Ç)liastique Contrainte gélification r (mPa.s, à seuil Yp (g/100mL) 37.5g/100mL) (Pa, à 37.5g/100mL) C5 méthylglutarate HMD 32,5 24 21 2 méthylglutarate MPMD 40,0 22 17 La limite de gélification est significativement améliorée et le comportement rhéologique est meilleur avec le sel de MPMD.
Claims (15)
- REVENDICATIONS1. Utilisation du
- 2-méthylpentane-1,5-diamine (MPMD) ou d'un sel organique ou inorganique de MPMD comme agent inhibiteur de gonflement des argiles en milieu aqueux. 2. Utilisation selon la revendication 1, le sel organique de MPMD étant un sel d'acide carboxylique et de MPMD.
- 3. Utilisation selon la revendication 1 ou 2, le sel organique de MPMD étant un sel de monoacide carboxylique ou de diacide carboxylique et de MPMD.
- 4. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, le sel organique de MPMD étant un sel de diacide carboxylique organique et de MPMD dont le diacide est choisi parmi l'acide oxalique, l'acide malonique, l'acide succinique, l'acide glutarique, l'acide méthylmalonique, diméthylmalonique, l'acide éthylmalonique, l'acide mésaconique, méthylsuccinique, l'acide éthylsuccinique, l'acide maléique, l'acide l'acide l'acide l'acide fumarique, l'acide itaconique, l'acide méthylglutarique et glutaconique.
- 5. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, le sel organique de MPMD étant un sel de diacide carboxylique et de MPMD dont le diacide est choisi parmi l'acide oxalique, l'acide malonique, l'acide succinique, l'acide glutarique, l'acide méthylmalonique, l'acide diméthylmalonique, l'acide éthylmalonique, l'acide méthylsuccinique, l'acide éthylsuccinique et l'acide méthylglutarique.
- 6. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, le sel organique de MPMD étant un sel de diacide carboxylique et de MPMD dont le diacide est choisi parmi l'acide succinique, l'acide glutarique et l'acide méthylglutarique.
- 7. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, le sel étant un sel mixte de diamine(s) et de diacide(s) carboxylique(s), au moins l'une des diamines étant la 2-méthylpentaméthylènediamine.
- 8. Utilisation selon la revendication 7, les diamines différentes de la MPMD étant choisies parmi les diamines suivantes : diaminoéthane, 1,2- diaminopropane, 1,3-diaminopropane, 1,4-diaminobutane, 1,5- diaminopentane, N-(2-Aminoéthyl)-1,3-propanediamine, 1,2- diaminocyclohexane, 1,4-diaminocyclohexane, 1,6-diaminohexane, Bis(3- aminopropyl)amine, 1,7-diaminoheptane, 1,8-diaminooctane, 1,10- diaminodécane, 1,12-diaminododécane et Bis(hexaméthylène)triamine.
- 9. Utilisation selon la revendication 7 ou 8, la diamine différente de la MPMD étant le 1,6-diaminohexane.
- 10. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, le milieu aqueux étant un fluide de forage ou de fracturation hydraulique.
- 11. Composition de fluide de forage ou de fracturation hydraulique caractérisée en ce qu'elle comprend au moins du 2-méthylpentane-1,5-diamine (MPMD) ou un sel organique ou inorganique de MPMD tel que défini à l'une quelconque des revendications 1 à 9, un vecteur liquide et éventuellement des additifs dissous ou dispersés dans le vecteur liquide.
- 12. Composition selon la revendication 11, le vecteur liquide étant de l'eau ou une émulsion d'huile dans l'eau.
- 13.Composition selon la revendication 11 ou 12, comprenant en outre au moins un additif dissous ou dispersé dans le vecteur liquide, choisi parmi : les viscosifiants, les réducteurs de filtrat,- les agents inhibiteurs de gonflement des argiles différents de la MPMD ou de ses sels tels que définis à l'une quelconque des revendications 1 à 9.
- 14. Procédé de forage dans lequel on met en oeuvre dans au moins une étape une composition de fluide de forage selon l'une des revendications 11 à 13.
- 15. Procédé de fracturation hydraulique dans lequel on met en oeuvre dans au moins une étape une composition de fluide de fracturation hydraulique selon l'une des revendications 11 à 13.
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