LU85677A1

LU85677A1 - Procede de fracturation d'une formation de charbon et cette formation

Info

Publication number: LU85677A1
Application number: LU85677A
Authority: LU
Inventors: William Perlman
Original assignee: William Perlman
Priority date: 1984-07-17
Filing date: 1984-12-11
Publication date: 1986-07-17
Also published as: ES8608093A1; IT8567151A0; IT1183757B; GB2161847A; BE901244A; GB8504496D0; US4566539A; FR2567955A1; GB2161847B; FR2567955B1; DE3445692A1; MY100416A; NL8403584A; ES543749A0; IE842898L; DE3445692C2; IE55829B1

Description

ö» ,.

* - L'invention concerne la fracturation hydrauli que de formations de terrain et plus particulièrement la fracturation hydraulique de formations souterraines de charbon contenant du gaz, c'est-à-dire des couches 5 de charbon, dans le but d'accroître le débit de production et la quantité totale de gaz récupéré à partir d'un puits complété dans une telle formation.

Les techniques de fracturation hydrauliques de formation contenant des hydrocarbures sont connues 10 et ont été largement utilisées pour accroître la récupération du pétrole et du gaz à partir de formations contenant des hydrocarbures. Ces techniques consistent à injecter un fluide de fracturation dans le sondage et à le mettre en contact avec la formation à fracturer. Une pression 15 suffisamment élevée est appliquée au fluide de fracturation pour déclencher et propager une fracture dans la formation. Des matières de soutènement sont généralement entraînées dans le fluide de fracturation et déposées dans la fracture afin de la maintenir ouverte pendant 20 la production.

Une technique de fracturation hydraulique particulièrement bien adaptée à la fracturation de formations gréseuses gazéifères de faible perméabilité (10 milli-darcies ou moins) est décrite dans le brevet des Etats-25 Unis d'Amérique N° 4 186 802. Ce procédé comprend de 2 multiples étapes de fracturation utilisant un sable fin de soutènement, dont les grains sont compris entre 0,105 et 0,25 mm, en mélange avec un fluide dans un rapport du sable au fluide de 0,5 kg/1 ou plus. Chaque 5 étape d'entraînement est suivie immédiatement d'une étape correspondante d'espacement utilisant le fluide de fracturation sans addition d'agent de soutènement. Immédiatement après la dernière étape d'entraînement et l'étape correspondante d'espacement, on procède à une étape d'achèver-10 ment dans laquelle est injecté un sable moyen de soutènement, de dimen-* sion comprise entre 0,42 et 0,84 mm, suivie d'un rinçage du train de tiges avec le fluide de fracturation. Le fluide de fracturation est constitué de jusqu'à 70% d'alcool, en volume, afin de réduire le 15 volume d'eau de ce fluide qui réagit de façon nuisible avec les argiles sensibles à l'eau se trouvant dans la formation. On combine au mélange eau/alcool de fracturation ' jusqu'à 20% en volume de CC^ liquéfié afin de réduire davantage le volume d'eau.

20 Des couches ou filons de charbon diffèrent des formations souterraines typiques desquelles des hydrocarbures sont normalement récupérés, comme c'est le cas des formations gréseuses ou à carbonates. Les couches de charbon sont généralement beaucoup plus fria-25 blés que les carbonates ou les grès. Par conséquent, lorsque l'on utilise des procédés classiques de fractura-’ tion, les agents de soutènement normalement utilisés ont une tendance à générer de petites particules de charbon à partir des faces de la fracture, ces particules se 30 mélangeant à l'agent de soutènement. Lorsque le puits est mis en production, d'autres particules de charbon tendent à se détacher des faces des fractures pour s'associer au fluide de soutènement. La présence des particules de charbon dans l'agent de soutènement tend à obturer 35 les espaces interstitiels entre les particules de l'agent 3 de soutènement et à réduire de façon correspondante la conductivité de la fracture soutenue. Les particules de charbon nuisent également au fonctionnement des équipements de séparation et de traitement travaillant 5 en surface.

De plus, les couches de charbon sont sujettes à des déformations plastiques. Lorsque des agents de soutènement classiques, en particules de 0,42 à 0,84mm sont utilisés, ils produisent une abrasion des faces 10 des fractures. La présence d'agents de soutènement dans , les faces de la fracture et le passage du charbon dans la fracture ont pour résultat une réduction de la largeur et de la conductivité de la fracture.

En outre, des techniques classiques de fractu-15 ration produisent des fractures plus larges à la partie inférieure de la couche de charbon et qui se rétrécissent vers la partie la plus haute de la couche, limitant la communication entre les parties supérieures de la couche de charbon et la fracture. La fracture des couches 20 de charbon est en outre compliquée par le fait que les couches sont généralement saturées d'eau à forte concentration en carbonates. La fracturation classique a pour résultat une précipitation des carbonates, ce qui réduit encore la perméabilité de la formation aux faces de 25 la fracture.

L'invention concerne un procédé pour la - production de fractures dans une couche de charbon souterraine, qui améliore la conductivité, accroît le débit de production et accroît la récupération totale de gaz 30 à partir de la couche, par rapport aux procédés essayés jusqu'à présent pour fracturer les couches de charbon.

L'invention a trait à un procédé pour la production de fractures dans une couche de charbon souterraine, qui améliore la conductivité et permet d'obtenir c , ; 4 une largeur plus uniforme. Le procédé consiste globalement à injecter par étapes, dans la formation, à proximité du puits, un fluide de fractionnement contenant un agent de soutènement, en alternance avec une solution d'acidifi-5 cation.

Le fluide de fractionnement contient en suspension de fines particules d'agent de soutènement ayant une granulométrie comprise sensiblement entre . 0,105 et 0,25 mm et avantageusement égale, en moyenne, 10 à 0,15 mm. Les agents de soutènement sont présents dans * les étapes initiales d’injection du fluide de fracturation en quantité comprise entre environ 0 et environ 0,5 kg/1 de fluide de fracturation. La charge d'agent de soutènement dans le fluide de fracturation est augmen-15 tée lors des étapes suivantes d'injection jusqu'à ce que le fluide de fracturation contienne environ 1 à 1,5 kg d'agent de soutènement par litre de fluide. Ensuite, les injections de fluide de fracturation sont poursuivies avec la charge plus élevée d'agent de soutènement. Chaque ; 20 étape utilisant le fluide de fracturation est suivie immédiatement d'une injection d'une solution acidifiante dans la formation à proximité du puits.

Les injections alternées de fluide de fracturation et d'acide sont effectuées à un débit d'environ 25 2,4 à 5,6 m3/min, et avantageusement de 3,2 à 4,8 m3/min, et elles sont poursuivies jusqu'à ce qu'au moins 4500 kg d'agents de soutènement fins aient été déposés dans la fracture de la formation par mètre vertical de la couche de charbon. L'étape d'injection finale de fluide de fracturation 30 contenant un agent de soutènement est avantageusement suivie d'un rinçage du train de tiges avec la solution acidifiante ou le fluide de fracturation sans agent de soutènement .

; Le fluide de fracturation est avantageusement 35 de l'eau provenant de la couche de charbon ou de la 5 formation adjacente, à laquelle un agent gélifiant est ajouté à raison d'environ 3,6 kg par 1000 litres. L'acide peut être tout acide généralement utilisé pour le traitement de formations souterraines, tel que l'acide k 5 acétique, formique, fluorhydrique ou sulfamique, mais il s'agit avantageusement d'acide chlorhydrique. De plus, le fluide de fracturation ou la solution acidifiante peut contenir des agents tensio-actifs, des agents de suspension, des agents séquestrants, des agents empêchant * 10 la formation de dépôts ou des inhibiteurs de corrosion.

Le procédé de la présente invention peut être mis en oeuvre par tout appareil classique utilisé pour la fracturation hydraulique par des procédés connus jusqu'à présent. Un équipement de mélange d'agent de 15 soutènement et d'eau et un équipement de pompage de types classiques peuvent être utilisés pour la mise en oeuvre du procédé. Le fluide de fracturation et l’acide peuvent être injectés dans la colonne du puits, dans le tubage ou dans tout autre tuyau ou conduite disponible 20 ou convenable. Le fluide peut être injecté par des perforations ménagées dans le tubage, traversant le ciment et aboutissant directement dans la formation, l'injection étant limitée à la couche de charbon choisie par des techniques classiques d'isolement. Cependant, il est 25 préférable que le puits soit complété par des techniques classiques de sondage non tubé afin d'éviter le problème d'ensablement qui peut se produire lorsque le fluide de fracturation doit s'écouler à travers les perforations du tubage, en particulier avec la charge plus élevée 30 d'agent de soutènement employée dans le procédé de l'invention. Normalement, les schistes des couches s'étendant au-dessus et au-dessous de la couche de charbon sont d'une dureté suffisante pour limiter la fracture à la couche de charbon.

35 Bien qu'il soit possible d'utiliser de l'eau 6 ou tout autre fluide provenant de toute source convenable, le fluide de fracturation qui est avantageiaæment utilisé dans la mise en oeuvre de la présente invention est de l'eau provenant de la couche de charbon ou de la 5 formation adjacente, à laquelle sont ajoutés des gels classiques, tels que, par exemple de la gomme guar, des gommes guar modifiées, des dérivés de polysaccharide, des dérivés de cellulose ou des polymères synthétiques, afin d'obtenir une viscosité suffisante pour mettre * Ί0 eu suspension les agents de soutènement. De préférence, une gomme guar substituée telle que la gomme guar à substituant hydroxypropyle, commercialisée sous la désignation WG11 par Halliburton ou WG-A2 par Smith Energy est ajoutée à raison d'environ 3,6 kg de gomme par 1000 Ί5 litres d'eau de formation.

L'agent de soutènement est ajouté au fluide de fracturation dans l'étape initiale, à un débit compris entre 0 (pas d'agent de soutènement) et environ 0,5kg d'agent par litre de fluide de fracturation.

20 Les étapes suivantes utilisent une charge d'agent de soutènement allant d'environ 0,25 à environ 0,5 kg d'agent par litre de fluide, initialement, qui est augmentée progressivement, lors des étapes suivantes, jusqu'à une charge d'agent de soutènement d'environ 25 1 à 1,5 kg par litre de fluide. Ensuite, la charge d'agent de soutènement est établie à une valeur comprise entre 1 et 1,5 kg/1, et avantageusement à 1,25 kg/1. Chaque degré d'accroissement est avantageusement compris entre environ 0 et 0,375 kg/1.

30 L'agent de soutènement présente une granulomé trie comprise sensiblement entre 0,105 et 0,25 mm et d'une valeur moyenne avantageuse de 0,15 mm. L'agent de soutènement est constitué de particules qui sont de préférence sphériques plutôt que de forme angulaire.

35 Du sable de 1'Oklahoma, en particules de 0,15 mm, s'est 7 révélé approprié pour la plupart des applications.

Le fluide de fracturation contenant l'agent de soutènement est injecté dans la formation par étapes multiples. Le débit d'injection peut aller d'environ 5 2,4 à 5,6 m3/min, mais les meilleurs résultats sont obtenus à un débit d'injection de 3,2 à 4,8 m3/min. Le volume de chaque étape d'injection de fluide de fracturation est déterminé à l'avance et dépend de la dimension de la fracture souhaitée et de la pression et de la 10 résistance d'écoulement. Normalement, des valeurs comprises entre 7570 et 30 280 litres par étape donnent des résultats convenables. Le volume de l'étape initiale d'injection de fluide de fracturation est avantageusement compris entre 7570 et 15 140 litres, et le volume est 15 augmenté lors de chaque étape suivante d'injection, de même que la charge de sable, d'environ 22 710 à 30 280 litres, et avantageusement de 25 500 litres pour les étapes suivantes et finale d'injection de fluide de fracturation. Les étapes sont poursuivies jusqu'à 20 ce qu'au moins environ 4500 kg d'agent de soutènement aient été déposés dans la fracture de la formation par mètre vertical de la couche de charbon. Avec le procédé de fracturation de l'invention, il est possible de placer de très grandes quantités d'agent de soutènement dans 25 la formation. Avec le procédé de l'invention, on a aisément déposé 227 tonnes d'agent de soutènement dans - des fractures formées dans la formation et de plus grandes quantités peuvent être déposées si cela est souhaité Par conséquent, dans le cas d'une couche de charbon 30 de largeur moyenne (généralement environ 9 m), le procédé de fracturation de l'invention peut être poursuivi jusqu'à ce qu'au moins environ 22 500 kg d'agent de soutènement aient été déposés pour chaque mètre vertical de la couche de charbon, dans les fractures de la formation.

8

Les fines particules sphériques de l'agent de soutènement semblent assumer plusieurs fonctions conformément à l'invention. Lorsque l'agent de soutènement est injecté dans la fracture, la forme sphérique de 5 ses particules réduit sensiblement l'abrasion de la face de la fracture, ce qui atténue notablement les problèmes associés aux particules de charbon se mélangeant à l'agent de soutènement. De plus, les particules sphéri-, ques d'agent de soutènement, ayant de faibles dimensions, 10 ont moins tendance à s'incruster dans la face de la - fracture et empêchent le passage du charbon dans la fracture soutenue. Lorsque la pression exercée sur le fluide de fracturation est réduite et que la face de la formation peut comprimer l'agent de soutènement, 15 les particules de ce dernier se trouvant dans la fracture produise un effet de consolidation de la formation, similaire à celui du gravier-filtre d'un puits complété dans une formation faiblement consolidée, du fait de l'élimination par filtration des particules de charbon 20 qui s'ébouleraient autrement des faces de la fracture et obtureraient les espaces interstitiels formés entre les particules de l'agent de soutènement. La perméabilité d'agents de soutènement fins est supérieure à celle de la couche de charbon. Par conséquent, si la fracture 25 est assez large, la conductivité de la fracture soutenue est suffisante pour améliorer la production et la récupération globales du gaz du puits.

Immédiatement après chaque étape d'injection de fluide de fracturation contenant l'agent de soutènement, 30 une solution acidifiante est injectée dans la formation.

La solution acidifiante peut contenir tout acide classique normalement utilisé pour le traitement de formations souterraines, à des concentrations classiques. Ces acides comprennent l'acide acétique, l'acide formique, l'acide 35 fluorhydrique ou l'acide sulfamique. Des résultats convenables 6 9 sont obtenus avec une solution acidifiante aqueuse contenant 15% en poids d'acide chlorhydrique. La solution acide peut également contenir des additifs classiques tels que des agents tensio-actifs, des agents de suspen-5 sion, des agents séquestrants, des agents s'opposant à la formation de dépôts ou des inhibiteurs de la corrosion.

; Si cela est souhaité, la solution acidifiante peut conte nir environ 0,12 kg d'agent de soutènement par litre de solution.

10 L'acide est injecté dans la formation sensi blement au même débit que celui utilisé pendant les étapes d'injection du fluide de fracturation. Le volume de solution acidifiante injectée dépend de la dimension de la fracture, de la pression et de la résistance à 15 l'écoulement, mais une injection d'environ 950 à 5700 litres, et habituellement d'environ 2840 litres, d'une solution acidifiante à 15% en poids d'acide chlorhydrique, entre les étapes d'injection de fluide de fracturation, convient à la plupart des fractures. Si cela est souhaité, 20 la formation peut être traitée avec 1900-11 350 litres de solution acidifiante avant l'injection de l'étape initiale de fluide de fracturation.

Il semble que l'acide serve à plusieurs fonctions conformément à l'invention. Etant donné que 25 la solution acidifiante est moins dense que le fluide de fracturation, elle tend à couler au-dessus du fluide de fracturation et du sable déposés dans la partie inférieure d'une fracture verticale, élargissant et étendant verticalement la partie supérieure de la fracture. La solution 30 acidifiante a également tendance à s'éloigner des fractures existantes et à amorcer de nouvelles fractures qui sont remplies de l'agent de soutènement lors des étapes suivantes d'injection de fluide de fracturation. Enfin, l'acide nettoie le sondage et les faces des fractures 35 en solubilisant tous précipités ou impuretés résultant 10 du forage ou des fluides de complétion ou encore du ciment qui peut être présent dans ou à proximité du sondage ou des faces des fractures.

L'invention est illustrée par les exemples * 5 suivants de traitement de couches de charbon de la région

La Plata County, Colorado : : EXEMPLE 1

Epaisseur de la formation : 24,6 m

Profondeur : 760,5-785,1 m 10 Fluide de. fracturation : Eau de formation, plus 3,6kg pour 1000 litres, d'un agent gélifiant constitué de gomme guar à substituant hydroxy-propyla 15 Agent de soutènement : 228 182 kg de sable de 1’Oklahoma en grains de 0,15 mm

Acide : HCl à 15%

Tubage : sondage non tubé 20 Pression moyenne 14,07 MPa Débit moyen d’injection : 4,29 m3/min

Nombre d'étapes d'injection du fluide de fracturation : 13

Volume du fluide de fractu-25 ration (moins le volume de sable) : 237,827 m3

Volume d'acide : 30,280 m3

Volume total du fluide : 268,107 m3 11 - in mm

s _ oor--moooov-OMi-m\OOmro m m γ~» m n n co to q ONOimiOlOiüiOOOn-<flCICO(JOl?liONNOOCO<fOMnO'N

5 £j rrrrNi\iN(MN(nnn(on'i'i<f'imm<fmmmm<'>i qJ ζ}, CNr’r’T-r-r-r-r-r'r-r-r-r'r-r-vr-r'r-r-r-r-r-r-'rr-r·

M fU

2 v-v-CTic-r-CTiCOCOCTiCTiCTiCTiCTlONCTir- MfOOcOvOOSOOC'OvOOO-ci· CMCMCMCMCMCMCMCMCMCMCMCMCMCMCMCMCMv- CMCMCMCMCMCMCMCMCM

S 5

<U

a 3 p

'tU

- ^

H ß CO

o tu ,¾ Tj H ommmomomomomomomomomomomomm

Otiti i^-minmoonjooiNCOC'OocTioocy.ooa.txjcTNCocr'COCTiVütTivot^m m mZj mmmmCTiCTicTicrva\^j'cr\<fCT><fcr><)-cj»<fcn<i'(j\'ïCTv<i,c7v<rco S 3 Nr-î-î-r-tOr-OOi-Or-vOr-OT-vOT-ÎOi-Or-iOtsIiOMiOr· p ^ vr-v v- CM CM CM CM CM CM CM CM CM r- i—I *H !> -d tu

TI

•H

3 mmmminmmmm Q OminCTiCMCTiCMmCMcncMMj-CMMfCMMfCM'dCMMfCMMf-CTi'Cl-CTiMl-m r^moooo'Ocrv-d-criT—cTiaicriCTiaicTiüTkcriCTvc^cTicrimcricoCTim Ό >" ιηοΌ-^σιοΟ'ίΐ-οοοοοο-Νΐ-οον-οΟ'τ-οον-οογ-οον-οΟν-οΟ'ϊ-οΟτ-ΓΟ *.3 h.\-OOir-lOr-sfr-<Ji\-COr-OOv-COc-(»v-COr-OOCMOONCOr- g V r” t—v— vv-r-^— Η w ö ,Ο °

> -H

P

3 ’ - l-i 3

P

0) jjj dd OOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOOCMOCMOO μ •3^ <fOCMONMtMiONO(MO(MONONO(MOrOrO n, CMCOc-vOr-COî-OM-NT-Nr-CMc-tMv-CMv-Nr-Mï-CN 4-1 t— V- v-

(U

•Ö ω 3 W) $ ο o (utuiutucutuiutucututu« ^

H TiaOUrau,ÜÜTlUTIUT3UTlUTIÜT5UTlUrOüT3Um -H

w P 0 3 3 -H 3 Ή 3 P 3 Ή 3 P 3 P 3 Ή 3 Ή 3 Ή 3 Ρ 3 Ή 3 3 3 Η υ3ΗΜυμυι-ιυμυμυι-ιυμυΐΗυι^υμυ3υμ·Η η g <J E-μ Ρε-ι Ρ=ί <ΰ Ρμ <ί Ρι^ι <! [j=j <; pu, <* pm <; fx-i Pc-i -¾ Ce-i -¾ Pi^ <1 P3^i <! pi^ pcj ^ ·· '<L u ft 3 _°ô t-cMrOKi-m\or^cocy>ov-cMcr)'ci-m\or''OOcriOv-cMC'i'd-mvor^ T-r-r-'rr-c-i-r-T-T-NNCMCMNCMtMtM Pi

P

o 3

S H

12 EXEMPLE 2

Epaisseur de la formation : 21,6 m

Profondeur : 932,1 - 953,7 m

Fluide de fracturation : Eau de formation, plus ' 5 3,6 kg, pour 1000 litres d'un agent gélifiant à l'hy-droxypropyle.

Agent de soutènement : 107 316 kg de sable de 1'Oklahoma en grains de 10 0,15 mm

Acide : HCl à 15%

Tubage : Sondage non tubé

Pression moyenne : 25,9 MPa Débit moyen d'injection : 3,89 m3/min 15 Nombre d'étapes d'injection de fluide de fracturation : 12

Volume du fluide de fracturation (moins le volume 20 de sable) 257,395 m3

Volume d'acide : 39,742 m3

Volume total de fluide : 297,137 m3 13 ë ιηοοοοιηοοιηιηο oooomoooomoooooooooo •HW ΌΌΟ'ίίοιηΛΰααη cn^c^oot-cocomroiriiniricococooOv-coQOoo 2 §3 oooNv-ogsfmmOOsor^piir'ininmsiroro'^inin^'cfonnoncofnoocnoo

- gjC- y-y-CMOvICMCMCMCMOMCMCMBCMCMCMCMCMCNCMCMCsIcmiNCNCMCNCNCMCNCMCMCM

U

P-i /-x * S ror'i^r^r-'r'r^r^i''·^^ csicmcsicncmcsicmcmcmcncncncni^ovovoooocm T-ONO'.cjscriOïOïij'aicoco oocococococooococooooooocovovoyoo\o\ctîco ♦3 Jjj ******** V»*****«*«**

si-cococococofOcofococniscocooofOiOcncocorococococomcocnfococofO

as « <I> ta Ό) s· > W *. CL)

P _J

O

» /-v <0 H§2 m mminin^ JH Tj H οιηιοιηο\ιοοθΰΝΝα)νΰσ\Νσ\οιη'θΐηιηΐΛΐίιΐΛΝΐθΜΐΓΐΝΐηΝΓΌ ö

ü Tl _j Γ>·ιηιηιηΡθ·ς(·ν-\ο·<ι·νθ(ν)ν-ηο.ηΓ^ςθίΝΐηοοιηοοον)σ\ιΝσισ\(3λσισ\σ\Γ' O

m m ZI inconmoQO'Lnco^-vocxDinooocOinr^vomr^-ni^.cTioooscoo-cxj'd-coaito £ β .r-, Ci r^Y-Y-Y-CMr^mOC\lY— C\ICOCNr''C\!l''COOOY-OOY-COQOY-COY-vOY-\OY-COr·' g g y— y- y- C\| <N <N y-y-y-y-y-CMC\ICM ω ιΗ Ή ni

O- «J

a 0 o V fi Ό « Ü m m m m ^

^ _ *· * ·> ** S

n,m οΐίΐΝΐη®ΝοοιηΜ(Νθ"ΰσι(Ν0Όΐη\οΜηιηιηο)ΝΐηΝΐΊΐΝ«ίΝθθ * Z; J" r-»ino\cor'ii^-'e-c*)-vt-voc<-)*-ooocOr'«coc\ic\oooocoo<j\'-3-cs'>vo*o\axcof'' Ό g mpooocTioo>srina\t-vDc»incooootor^vocvit^cnp><fooonoO'ifcor-oo<rin 1 -, fj l*» y- 00>CMvOinOO<Nv-CS100CMIv'CMr^rorr)OCr)CriCrÎLnr-<rr-CTiT-COï— yo r-» g ^ v- v- y— γ— C\J CM y— y— r- y— y- y— y—

Sri rj ° Ή

4J

s

P

ü a) ^ es n d. ooooooooooooooooooooooooooooo 00 ^ TJ; 'ï^oo-o·'* vfvoo'vi-voooo1«

CM CO vO C\| CM CM C") YO CO CTY CM CM

Ύ- V- (D

T) <ü (U

rtl ö CCßÖ 60Ό JH 0)0 a) ωοφοοοφοωωωωωωίο.,-ι fi 'eo.ooOooouu'aot’a&'ôfi'aao'ao'au'au'aa'aoOOü· - ~ ·Η 6 CÖ (0 ·Η (tf RJ «Ö CÖ <Ö ·Η s *Η s ·Η g ·Η β (0 ·Η cd ·Η (0 ·Η Π3 ·Η Π3 ·Η (0 ·Η (0 Ö jj ν Jj yHhljOMhMLiMUUUiJUfflUSiHUWyHUMlJhUhUM'H .

• U

a ? 5 r-NM<Îlfl\OMOO'OY‘NC1"iin\OMC(3\Ov-NMMin'OSa5I^O'-N Cti

y-y- y-y—y— y-y- y— y-y— CMCMCMCMCMCMCMCMCMCMCOoncO

P o es 53 P

EXEMPLE 3

U

Epaisseur de la formation : 4,5 m

Profondeur : 684,6-359,1 m

Fluide de fracturation : Eau de formation, plus 5 3,6 kg, pour 1000 litres, d'un agent de gélifiant constitué de gomme guar à substituant hydroxyl-propyle 10 Agent de soutènement : 212 090 kg de sable de 11 Oklahoma en grains de 0,15 mm

Acide : HCl à 15%

Tubage : Sondage non tubé 15 Pression moyenne : 23,10 MPa Débit moyen d'injection : 3,65 m3/min

Nombre d'étapes d'injection du fluide de fracturation : 13 20 Volume du fluide de fracturation (moins le volume de sable) 289,363 m3

Volume d'acide : 38,796 m3

Volume total du fluide : 328,159 m3 t 15 fi oooooooooooooooooioLnooooocMOooom ο O cvjoncMi^-oo<MCM<Nv£)<tiAcMOCMoo<NcMOOinaNr^ofnroaDor^<rovo •H TO • ..««•.r.nxnnn*.·.·,*·,«««·«««',«*.....,..

w Si in(noovf«ininifUDO'r-Noinninin4inior-r-oooi-r-(Mr-o ODS CMv-T-v-T-CM<M(NCNC\|oOrO<MCNICMCM<NCNCs|iNCMCMCNCVJCMCNCslCNCNC^ Q> s-/

W

Pj « fi OOOOOOr-'!^«3-|'''CNaOst'Si-sfvO\OvOOO'avOvOvOvD\OvOvOvo<t<t •rj v- 'T- T"vr\_0\C^^^CO'rrOC<icÔ'ûvO\ÛLn\DO\O^Û\Ovû\Ov0^ûrsis *H ^ •^^fr-^tsi-si-si'cocooooococorocnoococnoocooooooooocococooocococo rû «

SS

d) a- Π3

•U

O

- <-s

H Cl M LT) rn LO

O Qî K K n <u ·η i-j oininino>iooitoioino\MnMnOMniioo\inownirMfiinininoin O+J4J ι^.ιηΐΓ)ΐθΜΓ\ΐΓΡο\ΐοοσιοοι^·α3Γ^ιηηιηΓο<τπ£Μοοσ\ίΜσΐ(Νσιοοςοιπ u-rj ιηοηηοηοοΰΛοοσν^-ϊΐ-οονοΓ^νο'οηοοηοΟ'ϊ-οοσ^οΟ'ίΓΟκί-ΓΟ'νΤ'ΐ-σιη OJ tlrt Γ-- v- r- V- CSlCOCNOOcOOCSimcOin*— CM r- MlflMCONOr-vOr- \D v- ΙΓ) r-g ^—' r- v- v r- CM r- •r-r-v— CMCM¢MOv- 3 G t:— - ri rl O - > Ό

<D

T3

•H

3 rj mm *t A f> « ^ omiocjic^cjicuinincocyit^inr^ioCTiCTiijiincrvcyiC^ninroiosi-Locoin , 0)03 MflOtOnOM-ÎCOrtONCONOMfflPIOtOOrOCOtNr CM CTv Π l"- IT) Ό ai incn^fO'ûO'Nfoocor^^foovoi^vosioocricooooO'^ooon^roni-r-r^on jj h r'T-OC5iMif)N<tt*l®Nin<ninOMO\NNNli‘, NOT-O'vOOrNr (fl S J-J r—v“ v- v— v— T— y— τ— CM r- "Γ- Γ"· T— iq B *H .

3 H fi .H w jj -S ° ^ ce

H

iw

<V

Ό

O

'oîT1 oooooooooooooooooooooooooooooo i? <2 si· VO O St VO stvoooosfvooo ^ robo CM CO vo 00 σι CMOO<tvOOOCnCMCM ·Η OT 'W r- r- e r-f m O) ö 3 fi bO ·· a> d)o ωωωωοωοωωαιωοωα)« 'aauu’auTiuTju'aa'öauTJUTiüOU'äO'öU'du'öuu« o *ÎJ *H£[d(Ö,rlCÖ,rl^,H(d,HßrlStÖ'H^ri(Ö,HtÖ'Hn3,HtÖiH(irl(dfi rrt - _3 urafinyi-iyMui-jyfiuroi-iyfiofiqfiyi-iufiUfiufiT-) (£. P4 su a _ O fi x-csrostinvor^ooavo^-cMrn^tLnvor^-ooCTvOv-cMro-^-ifivor^coCTio “O rr-v-rrr-rr-r-rtNNt'ItMNNNCMNNC'l T3 *ri +J o <0 Z n 16

Dans l'exemple 1, la fracturation d'une couche de charbon a lieu d'une manière typique de la présente invention. Un volume important d'acide est utilisé à l'étape 1 pour traiter initialement la couche 5 de charbon, et il est suivi d'un tampon de fluide de fracturation sans agent de soutènement. Dans l'étape initiale d'injection de l'agent de soutènement, du fluide de fracturation auquel du sable a été ajouté à raison de 240 g par litre de fluide de fracturation, 10 est injecté dans la formation, suivi d'une étape à 360 g/1 qui elle-même est suivie d'une étape à l'acide.

Ensuite, la charge de sable et/ou le volume de l'étape d'injection du fluide de fracturation sont augmentés au cours de chaque étape jusqu'à ce que l'on atteigne 15 une charge de sable de 1200 g/1 et un volume de 26 495 1 est atteint à l'étape 12. Les étapes suivantes d'injection du fluide de fracturation sont poursuivies avec cette charge de sable et à ce volume jusqu'à ce qu'une quantité suffisante de sable se soit déposée dans la 20 formation. Après l'étape finale d'injection du fluide de fracturation, le puits est rincé avec un volume de fluide de fracturation sans sable.

Le puits présentait une production négligeable avant la fracturation et, ensuite, il a produit du 25 gaz à raison de 9.10 m3/jour, dans des conditions normales de température et de pression. Au fur et à mesure de la production, le débit de gaz augmentait avec l'élimination de l'eau. La plus grande partie des couches de charbon fracturées jusqu'à présent ont 30 été fracturées convenablement par la mise en oeuvre de l'invention, en s'écartant peu des données de l'exemple 1 et avec des résultats similaires.

Dans les exemples 2 et 3, on a rencontré certaines difficultés dues au fait que les fractures 17 commençaient à s'ensabler comme indiqué par les augmentations de pression des étapes 11 et 10, respectivement. L'ensablement a été éliminé par des injections alternées d'acide et de tampon jusqu'à ce que l'on observe une s 2 réduction de pression indiquant la propagation des fractures. Lorsque l'on a observé une propagation des fractures, les étapes d'injection alternées d'acide et de fluide de fracturation ont été reprises avec la faible charge d'agent de soutènement et au faible 10 volume par étape . Lors des étapes suivantes, on a augmenté un peu le volume et la charge d'agent de soutènement, conformément à l'invention. Avant le traitement, le puits de l'exemple 2 avait une production négligeable. Après la fracturation, ce puits a commencé à produire g 15 à raison de 10,2.10° m3/jour, dans les conditions normales de température et de pression. Le puits de l'exemple 3 avait une production négligeable avant la fracturation. Après le traitement, le puits de l'exemple 3 n'avait pas encore été mis en production, de sorte que l'on 20 ne disposait pas alors des chiffres concernant la production après fracturation.

Il est important, dans les cas d'ensablement, que la pression ne puisse pas augmenter excessivement (au-dessus d'environ 31,5 MPa pour les formations parti-25 culières traitées dans les exemples) en raison du danger de fracturation des formations non productrices se trouvant au-dessus ou au-dessous de la formation visée.

Il est également important de prendre immédiatement des mesures préventives lorsque l'ensablement devient 50 menaçant en raison du risque d'ensablement du puits et d'échec de l'opération de fracturation.

Il va de soi que de nombreuses modifications peuvent être apportées au procédé décrit dans sortir du cadre de l'invention.

Claims

18

1. Procédé de fracturation d'une formation de charbon souterraine contenant du gaz et dans laquelle pénètre un puits, caractérisé en ce qu'il consiste s 5 à injecter un fluide de fracturation dans la formation à proximité du puits, par étapes multiples, ce fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement dont la granulométrie est sensiblement comprise entre 0,105 et 0,25 mm, ces fins agents de * 10 soutènement étant ajoutés au fluide à raison d'environ 240 à 1440 g d'agent par litre de fluide, et à injecter une solution acidifiante dans la formation adjacente au puits immédiatement après chaque étape d'injection du fluide de fracturation, les injections du fluide 15 de fracturation et de solution acidifiante s'effectuant à un débit d'environ 2,4 à 5,6 m3/min et se prolongeant jusqu'à ce qu'au moins 4500 kg desdits agents fins de soutènement aient été déposés dans la fracture de la formation par mètre linéaire vertical de cette forma-20 tion.

2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que les agents fins de soutènement comprennent des particules de forme sphérique.

3. Procédé selon la revendication 2, caracté-25 risé en ce que le fluide de fracturation est un fluide de la formation contenant environ 3,6 kg d'un agent • gélifiant pour 1000 litres de fluide de fracturation.

4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la solution acidifiante contient environ 30 15% en poids d'acide chlorhydrique aqueux.

5. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le débit d'injection est d'environ 3,2 5 à 4,8 m3/min.

6. Procédé selon la revendication 1, caracté-35 risé en ce qu'il consiste en outre à injecter, au cours 19 d'une étape finale, ledit fluide de fracturation contenant en suspension lesdits agents de soutènement additionnés à ce fluide à raison d'environ 960 à 1440 g/1 dudit fluide, et, immédiatement après ladite injection 5 de l'étape finale, à injecter, lors d'une étape de rinçage, un fluide sans agent de soutènement.

7. Procédé de fracturation d'une formation souterraine de charbon contenant du gaz, dans laquelle pénètre un puits, caractérisé en ce qu'il consiste 10. injecter, lors d'une étape initiale, un fluide de fracturation dans la formation à proximité du puits, le fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement formant une charge d'environ 0 à 480 g par litre de fluide, ces agents de soutènement 15 ayant une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,25 mm, à injecter, en plusieurs étapes successives, le fluide de fracturation dans la formation, ledit fluide cfefracturation contenant en suspension lesdits agents de soutènement, initialement à une charge d'envi-20 l'on 240 à 480 g par litre de fluide, la charge d'agent de soutènement étant augmentée progressivement lors des étapes successives d'injection du fluide de fracturation jusqu'à atteindre une valeur d'environ 960 à 1440g/l de fluide, l'injection effectuée dans lesdites étapes 25 d'injection du fluide de fracturation se poursuivant ensuite à ladite valeur de charge de 960 à 1440 g d'agent • de soutènement par litre jusqu'à ce qu'au moins 4500kg desdits agents fins de soutènement se soient déposés dans la formation par mètre vertical linéaire de cette 30 formation, et à injecter par étapes une solution acidifiante dans la formation à proximité du puits, entre les étapes d'injection du fluide de fracturation, chacune des étapes d'injection de la solution acidifiante et du fluide de fracturation s'effectuant à un débit d'envi-35 ron 2,4 à 5,6 m3/min. 20

8. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que les agents de soutènement sont des particules de forme sphérique.

9. Procédé selon la revendication 8, caracté-5 risé en ce que les particules sont du sable ayant une granulométrie moyenne d'environ 0,15 mm.

10. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que les étapes d'injection du fluide de fracturation portent sur des quantités allant d'environ 10 3,8 à 38 m3 par étape.

11. Procédé selon la revendication 10, caractérisé en ce que les étapes d'injection de la solution acidifiante portent sur des quantités allant de 0,95 à 5,7 m3, environ, par étape.

12. Procédé selon la revendication 11, carac térisé en ce que l'accroissement progressif de la charge d'agent de soutènement s'effectue d'environ 0 à 360 g d'agent de soutènement par litre de fluide.

’ 13. Procédé selon la revendication 12, carac- 20 térisé en ce que le volume des étapes d'injection du fluide de fracturation est initialement d'environ 3,8 à 15,15 m3 par étape, ce volume étant augmenté progressivement, lors des étapes successives d'injection, d'environ 19 à 38 m3 par étape, les étapes d'injection du 25 fluide de fracturation se poursuivant ensuite audit volume de 19 à 38 m3 par étape.

• · 14. Procédé selon la revendication 13, carac térisé en ce que l'accroissement progressif de volume par étape est d'environ 0 à 11,35 m3 par étape.

15. Procédé selon la revendication 14, carac térisé en ce que le fluide de fracturation est de l'eau de formation contenant environ 3,6 kg d'un agent géli-= fiant pour 1000 litres de cette eau.

16. Procédé selon la revendication 15, carac-35 térisé en ce que la solution acidifiante contient environ 21 15% en poids d'acide chlorhydrique aqueux.

17. Procédé selon la revendication 16, caractérisé en ce que le débit d'injection est d'environ 3,2 à 4,8 m3/min.

18. Formation de terrain souterraine gazéifère, caractérisée en ce qu'elle comprend une formation souterraine de charbon fracturée contenant du gaz, la fracture résultant d'étapes qui consistent : (a) à injecter un fluide de fracturation 3 10 dans la formation à proximité immédiate d'un puits pénétrant dans la formation, par étapes multiples d'injection, le fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement ayant une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 0,25 mm, 15 ces agents de soutènement étant ajoutés au fluide à raison d'environ 240 à 1440 g par litre de fluide ; et (b) à injecter une solution acidifiante dans la formation à proximité du puits, immédiatement 20 après chaque étape d'injection du fluide de fracturation, les injections du fluide de fracturation et de la solution acidifiante s'effectuant à un débit d'environ 2,4 à 5,6 m3/min et se poursuivant jusqu'à ce qu'au moins 4500 kg desdits fins agents de soutènement aient 25 été déposés dans la fracture de la formation par mètre linéaire vertical de cette formation.

19. Formation selon la revendication 18, caractérisée en ce que les fins agents de soutènement comprennent des particules de forme sphérique.

20. Formation selon la revendication 19, caractérisée en ce que le fluide de fracturation est un fluide de la formation contenant environ 3,6 kg = d'agent gélifiant pour 1000 litres de ce fluide.

21. Formation selon la revendication 18, 35 caractérisée en ce que la solution acidifiante contient 22 environ 15% en poids d'acide chlorhydrique aqueux.

22. Formation selon la revendication 8, caractérisée en ce que le débit d'injection est d'environ 3,2 à 4,8 m3/min.

23. Formation selon la revendication 18, caractérisée en ce que les étapes de fracturation consistent en outre à injecter, lors d'une étape finale, le fluide de fracturation contenant en suspension lesdits agents de soutènement additionnés à ce fluide à raison 10 d'environ 960 à 1440 g par litre de fluide, et, immédiatement après cette injection de l'étape finale, à injecter, lors d'une étape de rinçage, un fluide sans agent de soutènement.

24. Formation souterraine gazéifère, caracté-Ί5 risée en ce qu'elle comprend une formation souterraine fracturée de charbon contenant du gaz, la fracture résultant des étapes qui consistent : à injecter, lors d'une étape initiale, un fluide de fracturation dans la formation à proximité 20 du puits pénétrant dans cette formation, le fluide de fracturation contenant en suspension de fins agents de soutènement à une charge d'environ 0 à 480 g par litre de fluide, les agents de soutènement ayant une granulométrie sensiblement comprise entre 0,105 et 25 0,25 mm ; à injecter, en plusieurs étapes successives, • - le fluide de fracturation dans la formation, ce fluide de fracturation contenant en suspension lesdits agents de soutènement, initialement à une charge d'environ 30 240 à 480 g par litre de fluide, la charge d'agent de soutènement étant augmentée progressivement lors des étapes successives d'injection du fluide de fracturation, jusqu'à une charge d'agent de soutènement d'environ 960 à 1440 g par litre de fluide, ladite injection se 35 poursuivant, lors desdites étapes d'injection du fluide 23 de fracturation, à ladite charge de 960 à 1440 g par litre jusqu'à ce qu'au moins 4500 kg desdits agents de soutènement aient été déposés dans la formation par mètre linéaire vertical de cette formation ; et . 5 à injecter, par étape, une solution acidifian te dans la formation à proximité du puits, entre les étapes d'injection du fluide de fracturation, chacune des étapes d'injection de la solution acidifiante et du fluide de fracturation s'effectuant à un débit d'envi-10 ron 2,4 à 5,6 m3/min.

. 25. Formation selon la revendication 24, caractérisée en ce que les agents de soutènement comprennent des particules de forme sphérique.

26. Formation selon la revendication 25, 15 caractérisée en ce que les particules sont du sable ayant une dimension moyenne d'environ 0,15 mm.

27. Formation selon la revendication 24, caractérisée en ce que les étapes d'injection du fluide de fracturation portent sur un volume d'environ 3,8 20 à 38 m3 par étape.

28. Formation selon la revendiacation 27, caractérisée en ce que les étapes d'injection de la solution acidifiante portent sur un volume d'environ 0,95 à 5,7 m3 par étape.

29. Formation selon la revendication 28, caractérisée en ce que l'accroissement progressif de » la charge de l'agent de soutènement est d'environ 0 à 360 g d'agent de soutènement par litre de fluide.

30. Formation selon la revendication 29, 30 caractérisée en ce que le volume des étapes d'injection du fluide de fracturation est initialement d'environ 3,8 à 15,15 m3 par étape, ce volume étant augmenté progressivement lors des étapes successives, d'environ 19 à 38 m3 par étape, les étapes d'injection du fluide 35 de fracturation se poursuivant ensuite à ce volume 24 de 19 à 38 m3 par étape.

31. Formation selon la revendication 30, caractérisée en ce que l'accroissement progressif du volume est d'environ 0 à 11,35 m3 par étape.

32. Formation selon la revendication 31, , caractérisée en ce que le fluide de fracturation est de l'eau de formation contenant environ 3,6 kg d'un agent gélifiant pour 1000 litres de cette eau.

33. Formation selon la revendication 32, 1 9 10 caractérisée en ce que la solution acidifiante contient environ 15% en poids d'acide chlorhydrique aqueux.

34. Formation selon la revendication 33, caractérisée en ce que le débit d'injection est d'environ 3,2 à 4,8 m3/min. t m i