Brevet FR2667058A1 — publié le 19920327

Composition de ciment pétrolier, additifs correspondants et application à la prise en surface. La présente invention concerne la technique de la cimentation des puits petroliers, à gaz, d'eau, géothermiques et analogues. On sait que cette technique consiste à pomper le laitier de ciment dans le tubage du puits; le laitier de ciment chasse ainsi la boue de forage et la remplace dans l'annulaire, où le ciment prend afin d'isoler les zones traversees par le puits et de rigidifier le puits lui-même. Le laitier de ciment est donc soumis à une grande variation de température, depuis la température de surface jusqu'à la température maximale de fonds de puits et, pour une partie du ciment, avec retour à la température de surface. Dans certains puits profonds, ce problème est particulièrement aigu car l'écart de température est si grand que la prise du laitier dans la zone de l'annulaire proche de la surface pose des problèmes extrêmement difficiles à resoudre. En effet, le problème consiste alors à retarder fortement la prise du ciment lorsque le laitier est soumis à la température maximale (BHCT ou température de circulation en fonds de puits. "Bottomhole Circulating Temperature") sans toutefois que les moyens utilisés pour le retardement de la prise à haute température n'empêchent pas cette même prise pour la fraction du laitier de ciment qui remonte à proximité de la surface. On conçoit aisement que les deux impératifs sont totalement antagonistes et aucun système satisfaisant n'a pu être propose pour les puits profonds. Le problème s'est aggravé pour l'industrie pétrolière avec la tendance de plus en plus marquée à forer des puits de plus en plus profonds,de plus en plus chauds, et munis de tubages ( "liners" ) de plus en plus longs. L'API ("American Petroleum Institute") a ainsi éte amené à etablir des procédures normalisées pour la mesure de la résistance à la compression au sommet d'une haute colonne de ciment. L'invention propose une solution au problème posé, avec une application particulière aux puits geother- miques dont le gradient de température est, comme on le sait, particulièrement élevé. Les laitiers de ciment selon l'invention présentent un ensemble surprenant de propriétés, notamment - temps de prise ("thickening time") contrôlable dans un domaine de BHCT d'environ 60 à 2000 (110-400 F); - résistance minimale à la compression en surface de env. 42 kg/cm2 (500 psi) sous 48 h après avoir été soumis à la température de placement en fond de puits pendant 1 h (procédure API). - filtrat ("fluid loss") inférieur à 50 ml/30 min (norme API), pour des BHCT pouvant atteindre 1800C ( 3600F); inferieur à 100 ml/30 min (norme API) pour des BHCT pouvant atteindre de 180 à 2000C (360 à 4000F). L'addition d'un agent de contrôle du filtrat dépend des conditions locales. Naturellement, les autres propriétés exigées d'un bon laitier de ciment pétrolier (densité, rheologie et analogues) ne sont pas affectées negativement par l'invention. Sans vouloir être lié par une quelconque théorie, il semble que le silicate de sodium soit responsable des surprenantes propriétés de prise en surface, en combinaison avec un dispersant tel qu'un polynaphtalène sulfonate de sodium (PNS). Procédure de- laboratoire Dans un consistomètre pressurisé, le laitier testé est chauffé jusqu'à la BHCT, et est maintenu à cette température durant 1 h. Il est ensuite refroidi par un système de circulation d'eau, dans le consistomètre, avant d'être placé dans un appareil d'analyse du ciment par méthode ultrasonique où il poursuit son refroidissement jusqu'à 270C (800F) (considérée comme température de surface) sous 1 atm. On enregistre la résistance à la compression en continu à partir de ce point. Tous les essais ont révélé les résultats présentés plus haut, avec des différences de température entre la BHCT et la température de surface pouvant aller jusqu'à 1600C (3200F) environ. La résistance finale à la compression est correcte (env. 140 kg/cm2; 2000 psi) aussi bien en surface que dans les conditions de fonds de puits. La prise en surface est obtenue au terme d'environ 12-20 h (pour une BHCT de 60 à 1000 environ, soit 140 à 2120F) ou au terme d'environ 30 h pour des BHCT plus elevés. Comme indiqué plus haut, le contrôle du filtrat est excellent y compris à haute température. De plus, le système est stable. Au-delà de l'aptitude des systèmes selon l'invention à prendre en surface malgré un gradient de température très eleve, on a remarqué que ces systèmes sont particulièrement insensibles à la température. Cette caractéristique, dont il faut souligner qu'elle dépasse nettement la notion de prise en surface" est extrêmement importante. Dans de nombreuses situations il est en effet difficile de mesurer la BHCT, ou bien le tubage/liner peut être descendu plus profond que prévu etc... et il est évident qu'un système insensible à la température présente alors l'énorme avantage de, soit supporter la BHCT quelle qu'elle soit, soit supporter sans risque pour l'opération de cimentation toute imprécision de mesure ou de calcul de la BHCT, en particulier même si la BHCT est volontairement surestimée. Les systèmes selon l'invention sont exclusivement à base d'eau fraîche. On avait antérieurement utilisé le silicate de sodium pour obtenir une prise en surface mais jamais pour des différences de température entre le fond et la surface aussi importantes que celles atteintes selon l'invention. L'invention, grâce à cette augmentation très notable de la différence de température acceptable sur les hautes colonnes de ciment, ouvre donc en fait cette technique à des opérations de cimentation, notamment en applications géothermiques, qui lui étaient auparavant interdites. Selon l'invention, on utilise une combinaison de silicate de sodium, et de polynaphtalène sulphonate de sodium (dispersant). Cette combinaison est rendue responsable de l'augmentation très nette de l'écart de température acceptable entre le fond et la surface, par rapport à l'art antérieur. En fonction d'imperatifs locaux, on pourra incorporer des proportions classiques d'additifs pour ciments petroliers connus de l'homme du metier. On citera notamment un retardateur de prise du type glucoheptonate (préféré) ou phosphonate. Exemple - Formulation: silicate de Na : 4,5 - 27 1/t de ciment (0,05 - 0,3 gal/sk) glucoheptonate : 4,5 - 130 1/t de ciment (0,05 - 1,5 gal/sk) PNS : 4,5 - 13 1/t de ciment (0,05 - 0,15 gal/sk) Réglage de la densité à (15,8 ppg) par de lthematite. - Resultats En appliquant le mode opératoire décrit ci-dessus, on on a obtenu des temps de prise en surface inférieurs à 24 h pour des BHCT de 60 à 2000C (110 à 4000F). REVENDICATIONS 1. Additif pour la "prise en surface" de ciments petroliers et analogues; caracterisé en ce qu'il consiste en la combinaison de silicate de sodium et de polynaphtalène-sulfonate de sodium (PNS). 2. Additif selon la revendication 1 caractérisé en ce qu'il consiste en silicate de Na : 4,5 - 27 1/t de ciment (0,05 - 0,3 gal/sk) -PNS : 4,5 - 13 1/t de ciment. 3. Additif selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2 caracterise en ce qu'il contient un retardateur de prise. 4. Additif selon la revendication 3 caractérisé en ce que le retardateur est un glucoheptonate ou phosphonate. 5. Additif selon la revendication 4 caractérisé en ce qu'il contient de 4,5 à 130 1 de glucoheptonate de Na par tonne de ciment. 6. Composition de ciment pour la cimentation de puits petroliers, géothermiques, à gaz, d'eau et analogues, caractérisée en ce qu'elle contient un additif selon l'une quelconque des revendications 1 à 5.