Brevet FR2642468A1 — publié le 19900803

SYSTEMES DE MOUSSE RIGIDE RETARDEE ET APPLICATIONS NOTAMMENT AUX TRAITEMENTS DE COLMATAGE - SELECTION DANS L'INDUSTRIE PETROLIERE L'invention concerne les systèmes à gélification retardée utilisables notamment pour les traitements de contrôle de l'eau ("Water Control") dans l'industrie pétrolière et, plus généralement, les traitements sé- lectifs de formations souterraines. Ce type de traitement de certaines formations souterraines traversées par des puits de forage, d'in- jection ou de production, est parfaitement connu dans son principe de l'homme du métier, ainsi que les pro- blèmes très difficilement solubles qu'il pose. Il sera inutile de décrire ici ces opérations. On rappellera seulement qu'il s'agit de colmater sélectivement les pores d'une zone souterraine sans colmater la zone productrice de pétrole. On a tout d'abord proposé, dans le brevet USP 3 614 985, l'emploi d'urée et de chlorure d'aluminium pour provoquer une précipitation retardée d'hydroxyde d'aluminium. La demande de brevet français NO 85-10272 déposée le 2 juillet 1985 propose l'emploi d'hydroxychlorure d'a- luminium ce qui permet de contrôler avec précision le temps de précipitation, la structure et la morphologie du précipité. La demande de brevet français N 86-06434 déposée le 30 avril 1986 propose l'emploi d'hexamethylène té- tramine et la demande de brevet français NO 86-14089 déposée le 8 octobre 1986 préconise l'adjonction d'un adjuvant pour l'activateur (cyanate de sodium). L'enseignement de tous les documents précités est incorporé ici par référence et l'homme de métier pour- ra s'y reporter. Les techniques décrites ci-dessus ont atteint une efficacité et une précision qui sont satisfaisantes compte tenu de l'extrême difficulté du problème tech- nique posé. Un objet de l'invention est d'améliorer encore certains aspects de ces techniques, et d'en réduire substantiellement le coût qui est devenu dans l'inter- valle un paramètre absolument déterminant dans l'in- dustrie pétrolière. En effet, l'un des inconvénients majeurs des techniques de colmatage en général et de contrôle de l'eau en particulier est leur coût extrêmement élevé. Ceci est dû à la nécessité d'utiliser des volumes de fluide importants pour obtenir l'effet désiré. En ef- fet, il faut très souvent traiter le réservoir per- méable sur plusieurs mètres, voire dizaines de mètres de profondeur et non pas seulement se limi- ter à un traitement colmatant aux abords immédiats du puits. Selon l'invention, on propose de présenter les systé- mes à gélification (ou précipitation) retardés du type mentionné cidessus ("DGS"), sous forme de systèmes moussants. On pourra soit injecter des sytèmes liquides destinés à mousser in-situ au niveau de la formation, soit for- mer directement la mousse en surface ou dans le puits, et donc injecter le produit directement sous forme de mousse dans la formation. Dans le cas o la mousse est générée in-situ, on pourrafavorablement d'abord injecter dans la forma- tion à traiter un volume de fluide contenant un agent moussant et les divers additifs capables de provoquer avec un certain retard (cf. brevets précités) la for- mation d'une structure de gel. Puis on injectera un gaz, préférablement de l'azote ou de l'air ou du dio- xyde de carbone, afin de former la mousse dans le mi- lieu poreux. Lorsque le volume de gaz injecté aura été suffisant pour former la qualité de mousse désirée, on injectera un nouveau volume de fluide contenant les additifs déjà mentionnés, et on répétera la procédure jusqu'à ce que l'on ait injecté le volume total sou- haité pour le traitement. Les mousses ont été utilisées en contrôle de mo- bilité du fluide déplaçant à l'occasion de production assistée par injection de vapeur. On en connaît égale- ment l'application en fracturation hydraulique. La rhéologie des mousses et ses propriétés de déplacement de fluide dans un milieu poreux ont été intensivement étudiées et publiées. L'utilisation pratique sur le terrain de ces mousses ne pose, non plus, plus de pro- blème particulier. Une mousse est une fine dispersion d'un gaz dans une phase liquide, en général à base d'eau ou d'huile. Cette mousse est générée lorsqu'on ajoute des agents tensio-actifs ou surfactants, aussi appelés dans ce cas agents moussants, à la phase li- quide et qu'on forme le mélange gaz-liquide sous con- dition de forte turbulence. La qualité de la mousse est une mesure qualitati- ve de la quantité relative de gaz, sous conditions de pression et température du réservoir, par rapport au volume total de mousse. Il apparaît clairement que la qualité de la mousse aura une influence majeure sur le coût du traitement, pour un même volume total de flui- de. Il n'existe cependant aucune application des mousses dans le domaine très particulier du contrôle de l'eau, dont on a vu qu'il pose des problèmes très spécifiques et ardus, en particulier la nécessité de placer sélectivement le fluide de traitement, c'est à dire dans la zone à eau seulement, d'utiliser le moins possible de fluide, et de résister durant une longue période à une nouvelle invasion de la couche produc- trice de pétrole par l'eau. L'invention résoud ces problèmes bien que, para- doxalement, une mousse de qualité élevée véhicule beaucoup moins de produit actif de colmatage qu'un vo- lume comparable de liquide. Il semblait impossible a priori de colmater efficacement et durablement une zo- ne avec une quantité de produit actif beaucoup plus faible que dans les techniques les plus récentes. Par ailleurs, il ne paraissait pas possible de contrô- ler efficacement le placement sélectif d'une mousse dans la formation (critère essentiel de succès) puis- que ce placement est déjà délicat avec un liquide qui, par nature, est mieux contrôlé qu'une mousse. Il sem- blait également impossible de construire une mousse qui soit capable de tenir durant plusieurs heures (temps nécessaire à la gélification) dans les condi- tions de température.et pression de fonds de puits. Selon l'invention, on parvient cependant à con- trôler le placement et le temps de gélification (ou précipitation) avec une grande précision, et l'on ob- tient une meilleure injectivité, une meilleure sélec- tivité vis à vis des zones de haute perméabilité, et une diminution du risque d'envahissement des zones d'huile adjacentes par le fluide de traitement. On notera bien entendu que des mousses peuvent être formées aussi avec les techniques conventionnel- les de contrôle d'eau dans les puits, techniques qui sont à base de polymères synthétiques, par exemple po- lyacrylamides, ou de polymères naturels ou de biopoly- mères, par exemple gomme de xanthane. Mais même dans le cas o ces systèmes de polymère seraient à gélifi- cation plus ou moins contrôlée et retardée par un sys- tème redox connu, la mousse finale obtenue resterait un fluide, dont la consistance ne dépendrait que de la quantité de polymère utilisée. Lorsqu'on forme une mousse avec une telle solu- tion contenant des polymères, ceux-ci rigidifient la paroi des bulles, limitant ainsi l'injectivité de la mousse dans le milieu poreux.Il serait donc nécessaire pour pouvoir injecter une solution ou une mousse, con- tenant des polymères, dans un milieu poreux, sur une distance suffisante autour du puits, de limiter la concentration en polymère à des concentrations extré- mement faibles. Le fait que les concentrations en polymère soient très faibles et le fait que la phase conti- nue de la mousse reste liquide, même si plus ou moins visqueuse, empêcherait donc l'utilisation pra- tique de mousse avec ces techniques conventionnelles. L'invention consiste donc dans l'un de ses as- pects en l'injection, ou la formation in-situ, d'une mousse composée d'une phase aqueuse ne contenant pas de polymère, formée à base d'un système à gélification retardée tel que décrit ci-dessus. Un autre aspect de l'invention réside dans le choix de l'agent moussant ou surfactant. Selon le traitement souhaité on choisira soit un surfactant résistant (ou compatible) à l'eau, soit un surfactant résistant (ou compactible) à l'huile. La phase liquide de la mousse, qui pendant l'in- jection a donc une viscosité proche de celle de l'eau, forme au bout d'un certain temps, réglable en fonction de la température de la formation par les quantités d'hydroxychlorure d'aluminium et des diffé- rents activateurs selon cette même température, un gel colloidal minéral. Ce gel minéral qui est obtenu par précipitation d'aluminium sous forme colloidale, donnera une structure rigide à la mousse. Ainsi, contrairement aux mousses classiques contenant des polymères (si celles-ci pouvaient être injectées de manière homogène dans le milieu poreux) on a formé, selon l'invention, une mousse rigide au bout d'un temps totalement controlable, et ceci sans avoir af- fecté l'injectivité du fluide de traitement. On se référera aux essais présentés dans la de- mande de brevet français N 89 déposée ce jour par le demandeur. Surfactant résistant à l'eau et ne résistant pas à l'huile Dans cette hypothèse la mousse restera stable, et donc efficace, dans la formation ou zone à eau, et par con- tre s'écroulera dans la formation ou zone à huile. On a représenté les étapes d'un tel traitement sur la Fig. 1 annexée ( Fig. la, lb, et lc). Le puits (P) traverse trois zones Zl, Z2, et Z3. Z3 est une zone à eau, Z2 est une zone productrice de pétrole, Z3 est une formation quelconque. On positionne, sensiblement au niveau inférieur de la zone à huile, un système d'isolement de zone constitué par exemple par un bouchon (2) traversé par un conduit (1). Le bouchon (2) peut être un élément gonflable pour tubage bobiné ("coiled tubing") par exemple. On injecte le "fluide" (F) de traitement. Il s'agit, comme indiqué cidessus, soit d'une mousse, soit des constituants précurseurs d'une mousse. le "fluide" (F) envahit la zone à eau (que l'on souhaite colmater) et la partie inférieure de la zone à huile (dont il faut naturellement éviter tout colmatage ou toute réduction de perméabilité). Lorsque l'on a injecté un volume suffisant de "fluide" (F) on coupe l'injection et on maintient la pression ("shut-in") durant un temps suffisant pour qu'une mousse commence à se former, à moins qu'on n'ait in- Jecté directement une mousse - (Fig. lb) et commence à se solidifier. Au contact de la phase huileuse (donc, dans Z2) la dégradation de l'agent moussant va entraîner la dégradation de la mousse. Dans Z2, il ne se forme donc pas de mousse, ou bien elle est détruite, tandis que dans Z3 la mousse se forme (ou subsiste) et peut se solidifier. Lorsque l'on remet le puits en production (Fig. 1 c) les constituants de la mousse présents dans la zone à huile Z2 sont chassés, tandis que, au contraire, la mousse subsiste dans Z3 o elle achève-de se solidi- fier. On aura naturellement intérêt à positionner le bouchon (2) aussi bas que possible de manière à laisser péné- trer dans Z2 aussi peu de fluide (F) que possible (aussi bien pour réduire le coût du traitement que pour éviter tout risque d'interaction du fluide (F) avec le réservoir Z2. Toutefois, l'intérêt d'envahir la partie inférieure de Z2 est que l'on est ainsi certain de colmater toute la zone à eau. On peut également injecter dans la zone productrice Z2 un fluide inerte "protecteur", simultanément avec (F), ou avant (F) afin d'empêcher la pénétration du "flui- de" (F) dans la zone & huile. On se référera par exem- ple dans ce domaine aux demandes de brevet français NO 86 18488 déposée le 31 décembre 1986 et N 87 01345 déposée le 04 février 1987. On peut également ne pas utiliser de bouchon (2) lors- que le positionnement en est impossible. Dans ce cas les zones Z2 et Z3 seront envahies mais Z2 sera débar- rassée des constituants dégradés, la mousse (F) lors de la remise en production du puits. On voit que la combinaison d'un système à gélification retardée, en mousse, avec un surfactant ou agent mous- sant ne résistant pas à l'huile permet de colmater in- tégralement une zone à eau, sur une grande profondeur, sans risque d'endommager le réservoir d'huile. De manière préférée, on incorporera 0,5 à 5% d'huile au système ce qui améliore la stabilité de la mousse retardée. Ce point peut être important car il importe que la mousse en formation ne subisse aucune dégra- dation jusqu'à sa solidification ou gélification com- plète. Des surfactants et agents moussants résistant à l'eau ou compatibles à l'eau sont bien connus de l'homme du métier, ainsi que leur emploi: on citera notamment les surfactants cationiques comme les sels d'ammonium. On les qualifie de "solubles dans l'eau" et on citera encore les alpha-olefines sulphonates et les sulpho- nates éthoxylés ayant une condensation en carbone in- férieure à 16. Le traitement ci-dessus permet également de réaliser une "diversion" beaucoup plus efficace lors des trai- tements acides de la matrice Z2. On a atteint une diversion complète en laboratoire (100% d'acide dans Z2). Surfactants résistant à l'huile et ne résistant pas à l'eau. La mousse est alors stable dans la zone à huile et est dégradée dans la zone à eau. Les étapes d'un tel traitement ont été représentées sur la Fig 2 annexée (Fig. 2a, 2b, 2c). Sur la Fig. 2 et la Fig. 1 les mêmes références dési- gnent les mêmes éléments. On positionne le bouchon (2) légèrement au-dessus de l'interface Z2/Z3 et on pompe le "fluide" (F) qui, de nouveau, peut être soit les composants précurseurs de la mousse à gélification retardée, soit la mousse elle -même préparée en surface - (Fig. 2a). On stoppe le pompage et on maintient la pression ("shut-in") comme dans l'exemple précédent (Fig. 2b) puis on remet le puits en production lorsque la mousse n'est pas encore totalement solidifiée (Fig. 2c). Dans la zone à eau Z3 la phase aqueuse a dégradé le surfac- tant et la mousse s'est effondrée ou ne s'est pas for- mée. Ses constituants (c) restent dans Z3 ce qui est sans inconvénients. Au contraire, au contact de la phase huileuse Z2 la mousse s'est formée correctement. Le surplus éventuel de mousse est chassé vers le puits tandis qu'il sub- siste une "barrière (B) de mousse" qu'on laisse soli- difier. Comme indiqué plus haut il peut être préféré d'incor- porer de 0,5 à 5% d'huile au système à gélification retardée afin d'améliorer la stabilité de la mousse et sa résistance au contact de la phase aqueuse. Des surfactants qui résistent à l'huile, ainsi que leur emploi, sont bien connus de l'homme de métier. On citera notamment les surfactants fluorocarbonés. De tels surfactants ou agents moussants sont dénommés "solubles dans l'huile". On citera encore les alpha- oléfines sulphonates et les sulphonates éthoxylés ayant une condensation en carbone supérieure à 16. L'homme de métier comprendra que les Fig. 1 et 2 ont été schématisées et que seuls les éléments relatifs au principe du traitement ont été conservés et représen- tés. Un élément important, dans les applications envisa- gées, réside dans le fait que la mousse à gélification retardée doit rester stable en statique Jusqu'à sa rigidification. On sait qu'une mousse s'écroule plus facilement en statique qu'en dynamique. On améliorera nettement la stabilité de la mousse par un preflush du même agent moussant que celui utilisé dans la mousse. Revendications 1) Méthode pour colmater sélectivement au moins une partie d'une ou plusieurs formations souterraines, notamment entourant un puits pétrolier, d'injection ou de production, de gaz, d'eau, géothermique et analo- gue, utilisant un système à gélification ou solidifi- cation à retard contrôlé, à base d'un sel d'aluminium, notamment chlorure ou hydroxychlorure d'aluminium, et d'une base faible, notamment l'urée ou l'hexaméthylé- netétramine, et éventuellement d'un activateur cyanate de sodium, caractérisée en ce que l'on injecte ledit système dans la ou les formations à colmater sous la forme d'une mousse à l'azote, à l'air, au C02 ou à un gaz analogue, en ce que ladite mousse est formée à l'aide d'un surfactant ou agent moussant: - soit compatible avec une phase huileuse et incompa- tible avec une phase aqueuse. - soit compatible avec une phase aqueuse et incompa- tible avec une phase huileuse, en ce qu'on ferme le puits en maintenant la pression ("shut-in") durant un temps suffisant pour que la mousse commence à solidifier ou gélifier dans la formation ou partie de formation (à eau ou à huile) o, en fonction de la compatibilté dudit surfactant ou agent moussant, elle est stable, tandis que dans l'autre formation (à huile ou à eau, respec- tivement) la mousse est dégradée et s'écroule en raison de l'incompatibilité dudit surfactant ou agent moussant avec la phase présente dans ladite autre formation, et on remet le puits en production. 2) Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'on injecte le système sous la forme d'une mousse préparée en surface, ou bien générée in situ dans le puits et/ou dans la ou les formations à colmater. 3) Méthode selon la revendication 1 ou 2 caractéri- sée en ce que le système à gélification ou solidifi- cation retardée est choisi parmi: - chlorure d'Al + urée - chlorure d'Al + hexaméthylènetétramine - hydroxychlorure d'Al + urée - hydroxychlorure d'Al + hexaméthylénetétramine - hydroxychlorure d'Al + hexaméthylènetétramine + cyanate de sodium. et le gaz pour la production de mousse est l'azote ou le C02. 4) Méthode selon 1 'une quelconque des revendica- tions 1 à 3 caractérisée en ce que le surfactant ou agent moussant est choisi parmi les alpha-oléfi- fines sulphonates et sulphonates éthoxylés de con- densation en carbone supérieure à 16. ) Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 ou 3 caractérisée en ce que le surfactant ou agent moussant est choisi parmi les alpha-oléfifines sul- phonates et sulphonates éthoxylés de condensation en carbone inférieure à 162 6) Méthode selon l'une quelconque des revendications 1 à 5 caractérisée en ce que le système moussant contient de 0,5 à 5% (en volume) d'huile. 7) Mousses à gélification ou solidification retar- dée, pour le colmatage sélectif d'au moins une par- tie d'au moins une formation souterraine traversée par un puits de forage, notamment pétrolier, carac- térisées en ce qu'elles sont telles que décrites dans l'une quelconque des revendications 1 à 6.