Brevet FR2806803A1 — publié le 20010928

La présente invention concerne une méthode de prédiction du risque de dépôt de paraffines en cours de production et/ou de transport d'hydrocarbures, applicable à un stade précoce de caractérisation de réservoir et de production. Etat de la technique La précipitation des paraffines est un problème récurrent en production pétrolière. Une détection tardive de la présence de paraffines dans l'huile en place dans le réservoir, même en très faible quantité, peut entraîner des problèmes de production coûteux (blocage complet des conduites de production et/ou de transport, mauvaise estimation de la réserve productible). En effet, en cours de production, le refroidissement subit par les hydrocarbures soit pendant leur expulsion du réservoir vers la surface, soit pendant leur transport en substance provoque dans certains cas la cristallisation des paraffines. De même, le dégazage, lié à la chute de pression pendant la production, de la fraction légère ( Différentes méthodes connues portant sur la caractérisation des paraffines dans des huiles de production sont décrites par exemple dans les publication suivantes : - Philp P., 1994. High température gas chromatography for the analysis of fossil fuels : a review. J. of High Res. Chromato., 17, 398-406. - Philp P., Bishop A. N., Del Rio J. C. and Allen J., 1995. Characterization of high molecular weight hydrocarbons (>C40) in oils and réservoirs rocks. The Geochemistry of Reservoirs, Geological Society SpecialPublication, 86, 71-75. - Heath D., Lewis C. and Rowland S., 1997. The use of high température gas chromatography to study the biodégradation of high molecular weight hydrocarbons. Org. Geochem., 26,769-786. - Thanh N. X., Hsieh M. and Philp R. P., 1999. Waxes and asphaltenes in crude oils. Org. Geochem., 30,119-132. Par le brevet FR 2 753 535du demandeur, on connaît une méthode pour modéliser la cristallisation des paraffines dans des fluides pétroliers en fonction de leur composition. On utilise une représentation analytique des fluides pétroliers sous la forme de pseudo-constituants en nombre limité regroupant chacun certaines classes d'hydrocarbures. A partir d'une base de données regroupant les valeurs de paramètres physico-chimiques d'un certain nombre N de constituants d'hydrocarbures purs, on détermine les paramètres physico-chimiques d'au moins une partie de ces pseudo-composants par une combinaison des paramètres physico-chimiques correspondants de ces constituants hydrocarbures. L'application de données issus de cette base à un modèle thermodynamique, permet de déterminer les températures d'apparition des cires ou paraffines. Les modèles existants travaillent à partir de données d'entrée obtenues par des analyses faites à un stade tardif de production, à partir d'huiles de stockage qui ont déjà perdu l'essentiel de la fraction C40+ si des phénomènes de précipitation ont déjà eu lieu au niveau du réservoir ou le long des tubings de production. Les indices qui permettraient à un modèle de faire une prédiction précoce de l'apparition de dépôts, manquent par conséquent dans les données expérimentales recueillies. La méthode selon l'invention La méthode selon l'invention permet de prédire les risques de dépôt de paraffines en cours de production et/ou de transport à un stade précoce de caractérisation d'une formation réservoir souterraine et de sa mise en production. Elle comporte la constitution d'une base de données caractérisant les hydrocarbures dans la formation, comprenant des données de densité acquises par des diagraphies de puits et des données obtenues par analyse d' échantillons de roches prélevées dans la formation, une représentation analytique des hydrocarbures par un nombre limité de pseudo-composants regroupant chacun certaines classes d'hydrocarbures avec une définition de leurs fractions massiques respectives et l'application de données de la dite base à un modèle thermodynamique pour déterminer un ou plusieurs paramètres indicatifs des conditions de cristallisation telles que par exemple la température de cristallisation commençante et la fraction solide qui précipite quand la température descend au-dessous de cette température critique etc. La méthode comporte par exemple une représentation analytique des hydrocarbures dans la formation par au moins neuf pseudo-constituants parmi lesquels au moins cinq pseudo-constituants concernent la fraction C14- et le reste des pseudo-constituants concernent la fraction Ci 4+. On représente la fraction C14- par exemple par cinq pseudoconstituants, le premier et le deuxième (P1, P2) étant représentatifs des nalcanes dont le nombre d'atomes de carbone est inférieur ou égal à 14, le troisième (P3) étant représentatif des iso-alcanes, le quatrième (P4) étant représentatif des naphtènes, et le cinquième (P5) étant représentatif des aromatiques. On représente par exemple la fraction C14+ par au moins quatre pseudo-constituants, le premier et le deuxième (P6, P7) étant représentatifs des n-alcanes dont le nombre d'atomes de carbone est supérieur à 14, le troisième (P8), étant représentatif des saturés non n-paraffiniques et le quatrième (P9), étant représentatif des non saturés. Pour l'échantillon de roche, dans la mesure ou l' analyse des normales paraffines est poursuivie jusqu'au C70, les normales paraffines entre C40 et C70 peuvent être considérées individuellement. La méthode comporte par exemple, à partir des résultats d'analyse des fluides d'échantillons, pour le troisième et le quatrième pseudo-constituants (P8, P9) regroupant les fractions les plus lourdes, la création, respectivement de deux molécules fictives définies chacune par une répartition molaire entre les différents groupes qui la constituent et liées entre elles par une relation de masse déterminée, et le calcul de leurs propriétés thermodynamiques. On assimile par exemple les dépôts de paraffines formés à une phase solide unique non idéale modélisable par un paramètre qui représente les interactions binaires en phase solide. La collecte des données expérimentales obtenues à la fois par des mesures diagraphiques de densité et des analyses d'échantillons de roche permet une caractérisation plus fine des fluides dans la formation et notamment de la fraction lourde des paraffines (> C40+) principale responsable de leur cristallisation et ainsi de mieux contraindre le modèle thermodynamique de simulation utilisé pour prédire les paramètres de ce phénomène. Présentation des figures D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après, en se référant aux dessins annexés où : - la Fig.lillustre le processus d'analyse d'échantillons de carotte ; - la Fig. 2 montre l' influence de la fraction légère sur la température de cristallisation commençante calculée par le modèle ; - la Fig. 3 montre une comparaison des courbes de dépôts solides calculées et expérimentales obtenues par une technique RMN ; - la Fig. 4 montre une comparaison des courbes de dépôts solides calculées et expérimentales obtenues par une technique dite ATD ; - la Fig.5 montre une comparaison des courbes de dépôts solides calculées et expérimentales obtenues par la technique ATD dans le cas d'un brut fluxé par addition d'un condensat léger ; et - la Fig. 6 montre la courbe de dépôt solide calculée pour un échantillon d'huile et un échantillon de roche. DESCRIPTION DETAILLEE I) Mesures et analyses La méthode comporte dans un premier stade une caractérisation des hydrocarbures dans le gisement à partir de données obtenues par des diagraphies permettant de déterminer la densité des hydrocarbures dans le réservoir, d'une part et d'une analyse d'échantillons de carotte prélevées in situ, d'autre part. 1-2) Mesures sur carottes Comme l'illustre la Fig.l, les données à appliquer au modèle thermodynamique sont obtenues par : a) extraction par une technique d'extraction connue, des hydrocarbures hors de fragments de roche prélevés sur des carottes ; et b) fractionnement de l'extrait en deux parties : la fraction C14- et la fraction C14+ que l'on analyse séparément. Analyse de la fraction C14- La fraction C14- est analysée par chromatographie quantitative en phase gazeuse (CPG) de préférence selon la méthode dite "Carburane" décrite par : - Durand J. P, et al, "Direct and Automatic Capillary GC Analysis for Molecular Weight Determination and Distribution in Crude Oils and Condensates up to C20", J. of High Resolution Chromatography, 12,1989, p. 230. Ce type d'analyse est partie intégrante du protocole d'analyse des fluides pétroliers développé dans le cadre de l'ARTEP, qui a conduit à l'identification complète de tous les hydrocarbures jusqu'au nC 11, de tous les n-alcanes jusqu'au nC20, à la répartition entre les iso-alcanes, les naphtènes et les aromatiques par fraction d'un atome de carbone entre le nC11et le nC 15, et à une répartition entre les saturés et les aromatiques par fraction d'un atome de carbone entre le nC15 et le nC20. Analyse de la fraction C14+ Les grandeurs analytiques à acquérir sur la fraction C14+ sont : la répartition des n-alcanes jusqu'au plus grand nombre d'atome de carbone possible, la masse molaire de la fraction, et la répartition entre les saturés, les aromatiques, les résines et les asphaltènes ou les produits lourds (résines+asphaltènes). Pour la mise au point du modèle thermodynamique, on a choisi de mesurer : 1) la répartition des n-paraffines par chromatographie en phase gazeuse (CPG) jusqu'au nC40 ou plus (dépend de la technique chromatographique utilisée); 2) la masse molaire de la fraction C14+ par exemple par tonométrie ou estimée à partir de l'analyse chromatographique de la fraction C14+ ou bien encore par chromatographie de perméation sur gel; 3) la proportion entre les saturés, les aromatiques et les produits lourds par chromatographie sur couche mince ou en phase liquide de la fraction C14+. On obtient alors, pour cette fraction, la S. A./produits lourds, c'est-à-dire, la répartition en pour-cent poids entre chacune de ces familles chimiques. I.2 Mesures diagraphiques - Détermination du GOR Si elle n'est pas connue par ailleurs, la densité de la fraction C14- (et donc la quantité) peut-être estimée à l' aide de mesures de diagraphie. La densité totale des hydrocarbures présents dans le réservoir peut être évaluée à partir de données diagraphiques obtenues pendant le forage, qui fait appel aux techniques de mesure neutron/densité, résistivité, RMN ou encore à la technique connue des gens de l'art dite Saraband , telles que décrites par exemple dans les publication suivantes : - Frank R W ; Formation Evaluation With Logs In The Ark-La-Tex Cotton Valley, Trans Gulf Coast Ass. Geol. Soc., 28 (1), p. 131-141, 1978 ; - Ratliff, J. R. et al ; Applications of the Saraband sand-shale technique in North America States , Transactions of the SPWLA Annual Logging Symposium,ed. Society of Professional Well Log Analysts, Houston, TX, United, 12, p. 1-P23 ; - Diatschenko V., Downhole Fluid-Density Measurment In The Presence of Radially Separated Liquids Log. Anal., 33 (1), p. 67-74,1992 ; - Morris C. W. et al ; Using optical fluid analysis to evaluate downhole fluid sample contamination Spe. Petroleum Conference, The Hague, proceedings, p. 283-295,1998 ; ou - Latorraca G. A. et al ; Low-Field MNR Détermination of ohe Properties Of Heavy Oils And Water-In-Oil-Emulsions , 4th Sintef Et Al Recent Advances In Magnet Resonnance App. To Porous Media Int. Meeting, Trondheim, Norway, Magnet Résonance Imaging, 16 (5-6), p. 659-662, 1998. Connaissant la densité du fluide dans le réservoir et la densité des fluides qui sont extraits des échantillons de roche et analysés comme on va le voir ci-après, on peut en déduire la densité de la fraction légère et obtenir ainsi une évaluation du GOR. Dans les cas les plus défavorables, il est possible d'utiliser les valeurs de GOR obtenues sur des champs voisins déjà exploités (données régionales) pour évaluer la densité. Toutefois si cette valeur n'est pas accessible, le modèle déterminera des températures de cristallisation avec des erreurs égales ou supérieures à 5 C. La figure 2 montre l'influence de la fraction légère sur la température de cristallisation calculée par le modèle. Les résultats montrent que la température de cristallisation sera surestimée si on ne tient pas compte de la fraction C14- qui joue un rôle de solvant pour les paraffines à haut poids moléculaires. II Modélisation thermodynamique Le modèle thermodynamique que l'on va utiliser dans la suite de la description, est analogue à celui déjà décrit dans le brevet FR 2 753 535. Pour la clarté de la description, on va le décrire ci-après. Pour calculer les équilibres gaz, liquide, solide, il faut choisir un modèle thermodynamique pour la représentation de chaque phase. A température et pression fixées, on cherche, pour un brut de composition donnée, le rapport molaire entre les différentes phases solide (S), liquide (L) et gazeuse (G). On écrit les conditions d'équilibre liquide (L) /gaz(G) et solide(S)/liquide(L) d'un système composé de n constituants en équilibre, qui sont à la base des calculs de dépôt solide des bruts paraffiniques. A l'équilibre thermodynamique, la fugacité fi du composant i doit être égale dans les trois phases : fls= flL = f1G Les fugacités du liquide et du gaz du composant i s'expriment comme suit : où xlL, xlGet XlSreprésentent respectivement les fractions molaires de "i" dans les phases liquide, gazeuse et solide. Les coefficients de fugacité en phases gazeuse et liquide sont calculés par la méthode de contribution de groupes d'Abdoul et Péneloux décrite par exemple par: - Abdoul, W., Rauzy, E., Peneloux, A. (1991) ; "Group-Contribution Equation of State for Correlating and Predicting Thermodynamic Properties of Weakly Polar and Non-Associating Mixtures. Binary and Multi-component Systems". Fluid Phase Equilibria, 69, pp. 47-102, L'expression des fugacités en phase solide s'écrit, quant-à-elle, en fonction des coefficients d'activité [gamma]1S : Préf est une pression de référence. V1 est le volume molaire partiel, défini comme suit (avec V, le volume du système considéré et ni, le nombre de moles du constituant "i") : On en déduit l'expression des constantes de partage liquide/gaz K1LGet solide/liquide KlSL : Si l'on considère qu'il existe une transition de phase solide SI -solide S2 on écrit l'équation A8 sous la forme connue: où Tifusion,T1S-S,#hifusion,#hiS-S sont les températures et enthalpies de fusion et de transition solide-solide. Cp1Ls,Cp1S1,Cp1S2 sont les capacités calorifiques d'un constituant "i" respectivement en phase "liquide surfondu" et en phase solide sous ses formes cristallines SI ou S2 . On obtient ainsi, pour la constante de partage solide/liquide K1SL, l'expression suivante : Les analyses précédemment décrites et les mesures de diagraphies conduisent à un ensemble de données expérimentales plus riches d'information et plus représentatives du contenu réel du réservoir que celles tirées des analyses habituelles à partir d'huiles de stockage. Certaines des données qui sont effectivement appliquées comme données d'entrée au modèle thermodynamique rappelé ci-dessus, sont des données expérimentales directes ou élaborées à partir d'elles. Pseudo-constituants Le modèle thermodynamique utilisé étant de type compositionnel moléculaire, il nécessite la connaissance de la composition molaire des fluides de gisement, qu'il s'agisse des bruts produits ou des fluides extraits des carottes, et donc d'une quantité considérable de données puisque dans ces bruts ou fluides extraits, on peut identifier des centaines d'hydrocarbures différents. Il s'avère impossible dans la pratique de considérer l'ensemble de ces données car les grandeurs physico-chimiques (Tc, Pc, #, températures et enthalpies de fusion, etc. ) concernant notamment les composés non "n-paraffiniques", ne sont pas connues dès que leur nombre d'atomes de carbone est supérieur à 10, et le temps de calcul nécessaire serait trop grand pour les applications industrielles du modèle réalisé. Aussi l'ensemble des hydrocarbures, qu'il s'agisse de l'ensemble des constituants parfaitement identifiés par chromatographie en phase gazeuse, ou de tous ceux dont on ne connaît que le nombre d'atomes de carbone et la famille chimique, a été regroupé en un certain nombre de groupes ou pseudoconstituants. On a choisi de préférence de représenter les hydrocarbures du réservoir par au moins 9 pseudo-constituants parmi lesquels au moins cinq concernent la fraction C14- et le reste (soit au moins quatre) concernent la fraction C 14+. Pour les extraits de roche, les analyses chromatographiques révélant la présence de paraffines beaucoup plus lourdes, il est préférable de les identifier en tant que telles dans le modèle. La fraction C14- est représentée par 5 pseudo-constituants PI, P2, P3, P4 et P5 ou plus. Dans le cas de 5 pseudo-constituants PI, P2, P3, P4 et P5, ils sont définis comme suit : - PI et P2 représentent les n-alcanes dont le nombre d'atomes de carbone est inférieur ou égal à 14 ; - P3 est le pseudo-constituant représentatif des iso-alcanes de la fraction C14- ; - P4 est le pseudo-constituant représentatif des naphtènes de la fraction C14-; - P5 est le pseudo-constituant représentatif des aromatiques de la fraction C14-. Afin de déterminer la température de cristallisation commençante et la quantité de dépôt en fonction de la température, il est nécessaire de connaître un certain nombre k de grandeurs ou paramètres physico-chimiques propres à chacun des pseudo-constituants représentatifs du fluide étudié, au nombre de neuf par exemple : 1. masse molaire, MM ; 2. température de fusion, Tfusion ; 3. température de transition solide-solide, Tss ; 4. enthalpie de fusion, Ahfusion ; 5. enthalpie des transitions solide-solide, #h@@ ; 6. température critique, Tc ; 7. pression critique, Pc ; 8. facteur acentrique, #; 9. paramètre de conformation moléculaire li. La méthode comporte la constitution d'une base de données où ont été regroupés les paramètres ou grandeurs physico-chimiques définis ci-dessus, relatives à un nombre N d'hydrocarbures purs (N=95 par exemple). C'est à partir de ces hydrocarbures purs que sont calculés les paramètres physicochimiques correspondants que l'on affecte à au moins une partie des pseudoconstituants. Pour chacun des pseudo-constituants de la fraction C14-, on calcule les k grandeurs Gd(P,j) selon la relation suivante: - # est le nombre d'hydrocarbures représentés par le pseudo-constituant P ; - xi, le pour-cent molaire dans l'extrait de roche du ième hydrocarbure (i = 1, #) représenté par le pseudo-constituant P, - Gd(i,j), la jème propriété parmi les 9 ou plus citées ci-dessus du ième hydrocarbure ; - Gd (P, j), la jème propriété parmi les 9 ou plus citées ci-dessus du pseudo- constituant P. Lorsque l'on a calculé les masses molaires de chacun des pseudoconstituants, on obtient leur pour cent molaire dans l'extrait de roche à partir des pour-cent massiques. La fraction C14+ est représentée par 4 pseudo-constituants P6, P7, P8 et P9 ou plus et par exemple, les normales paraffines entre C40 et C60. Dans le cas de 4 pseudo-constituants P6, P7, P8 et P9, ils sont définis comme suit : - P6 et P7 représentent les n-alcanes dont le nombre d'atomes de carbone est supérieur à 14 ; - P8 est le pseudo-constituant représentatif des saturés non n-paraffiniques (l'ensemble des iso-alcanes et des naphtènes) de la fraction C14+; - P9 est le pseudo-constituant représentatif des molécules non saturées (aromatiques, résines, asphaltènes) de la fraction C14+. Pour les pseudo-constituants P8 et P9, on dispose des informations analytiques suivantes : - répartition massique entre les différentes familles chimiques : saturés et aromatiques, et résines ou produits lourds ; et éventuellement ; - des motifs structuraux par RMN du 13C de chacune de ces familles. La méthode comporte aussi la création pour chacun des pseudoconstituants P8, P9, d'une molécule fictive, caractérisée par sa répartition molaire entre les différents groupes qui la constituent. Cette répartition permet de définir les pseudo-constituants P8 et P9 et de calculer leurs propriétés physico-chimiques (Tc, Pc, #, etc. ), à condition de connaître leur masse molaire (respectivement MMP8 et MMp9) ainsi que leur nombre d'atomes de carbone (CP8 et CP9). Les résultats d'analyses des bruts rassemblés dans la base de données permettent, outre la détermination des deux molécules fictives, d'établir une relation entre la masse molaire de P8 et celle de P9 : Connaissant la masse molaire de la fraction C14+ : MMC14+, le pourcent poids dans l'extrait de roche du pseudo-constituant P8 "saturés non nparaffiniques" et celui du pseudo-constituant P9 non saturés en C14+, on détermine les masses molaires respectivement MMp8 et MMP9 par l'équation (5) et l'équation (6) ci-après : Pi : pseudo-constituant n i (i= 1,.., 9) ; p (Pi) : pour-cent poids dans l'extrait de roche du pseudo-constituant Pi ; MMpi : masse molaire du pseudo-constituant Pi. Les données concernant les pseudo-constituants représentatifs des nalcanes de la fraction C14+ étant connues (P6 et P7), les équations (5) et (6) permettent le calcul des inconnues MMp8 et MMp9. A partir de la formule brute des molécules fictives de P8 et P9, on peut accéder au rapport : On obtient ainsi : RP8 = 1,88 et RP9 = 1,2332. On détermine les nombres d'atomes de carbone Cp8 et Cp9 selon les équations (7) et (8) : avec : MMC, la masse atomique du carbone (voisine de 12 g) et ; MMH, la masse atomique de l'hydrogène (voisine de 1 g). Détermination des grandeurs physico-chimiques des pseudoconstituants P8 et P9 Pour les pseudo-constituants P8 et P9, qui ne sont pas générés à partir d'hydrocarbures identifiés, il est nécessaire de calculer les neuf propriétés physico-chimiques et de les rentrer dans le fichier de données. Afin de calculer l'ensemble des grandeurs physico-chimiques de ces pseudo-constituants par des méthodes de contributions de groupes, il est nécessaire de calculer en premier la grandeur n 9, à savoir les paramètres du modèle d'Abdoul et Péneloux (1987) décrit dans la publication suivante : - Abdoul, W. et al (1991) ; "Group-Contribution Equation of State for Correlating and Predicting Thermodynamic Properties of Weakly Polar and Non-Associating Mixtures. Binary and Multi-component Systems". Fluid Phase Equilibria, 69, pp. 47-102. A partir des nombres de groupes des molécules fictives, des nombres d'atomes de carbone Cpi ( i = 8 ou 9) respectifs des pseudo-constituants Pi, le nombre N (Pi) groupes constitutifs de chacun des pseudo-constituants est calculé par la relation : N (Pi) = Cpi/100*Nombre de groupes de la molécule fictive de Pi. Pour l'extrait de roche, le calcul des pseudo-constituants se fait de la même façon à l'exception près des normales paraffines supérieures à NC40 qui, elles, sont considérées individuellement. La base de données du modèle contient également leurs grandeurs caractéristiques. Ajustement du paramètre d'interaction binaire en phase solide Pour ajuster le paramètre d'interaction binaire en phase solide, on procède sensiblement comme indiqué dans le brevet précité du demandeur. Pour la mise en #uvre de cette méthode, les dépôts formés sont assimilés à une phase solide unique non idéale et l'enthalpie libre d'excès de cette phase est exprimée à l'aide d'une relation empirique dont le ou les paramètres peuvent être ajustés sur les résultats expérimentaux (en particulier, la courbe de dépôt solide). On choisit pour cela l'équation à un paramètre proposée par Margules bien connu des -spécialistes. Celle-ci présente l'avantage d'avoir l'expression la plus simple possible parmi celles restituant l'enthalpie libre molaire d'excès: où A,j est le paramètre d'interaction binaire en phase solide entre les constituants i et j. La connaissance de la fonction gE permet le calcul des coefficients d'activité en phase solide : On a considéré que les paramètres d'interaction binaire en phase solide sont tous identiques et égaux au paramètre A, soit: Il en résulte l'expression suivante pour les constantes de partage solide/liquide : où : et où les [gamma]iS sont donnés par les équations (A12) à (A14). Les constantes de partage KiLG (équation A7) et K1SL (équation A15) permettent d'accéder aux compositions molaires xi de chacun des constituants dans chacune des phases en équilibre et donc au rapport voulu (c'est-à-dire, au rapport en nombre de moles de la quantité de dépôts solides S au nombre total de moles du fluide F dans le réservoir). L'équation de modélisation à un paramètre A utilisée, ne nécessite le calage que d'un seul paramètre A qui représente les interactions binaires en phase solide. On a vérifié que les résultats calculés avec cette équation pour représenter la phase solide, sont en accord avec les résultats expérimentaux (Fig. 3, 4). Ce paramètre est identique pour tous les binaires mis en jeu dans le mélange solide. La connaissance du paramètre A permet de calculer les courbes de dépôts solides des fluides dont la composition a légèrement varié (par addition d'un fluxant par exemple, comme l'illustre la Fig.5). L'ajustement de A est réalisé à partir de la courbe de dépôt solide mesurée au laboratoire avec l'extrait de roche d'origine. Il est effectué par une méthode des moindres carrés sur l'ensemble des points de la courbe III Validation sur un cas appliqué Cette méthode a été appliquée à un champ P qui présente des dépôts organiques en cours de production au niveau de la tête de puits. Pour ce faire, l'huile de production et l'extrait de carotte du réservoir ont été étudiés pour obtenir les données nécessaires au modèle thermodynamique. La Fig. 6 montre les résultats de la modélisation. Si le calcul prédictif est fait à partir des données analytiques recueillies sur un échantillon d' huile, obtenu suite aux prélèvements d'huile de stockage, la température de cristallisation commençante calculée est alors de 42 C. Par contre, si les données utilisées sont celles obtenues à partir de l'extrait de carotte de réservoir, alors la température de cristallisation calculée est de 52 C. Le calcul montre que la température commençante de cristallisation des paraffines est significativement sous-estimé si la prédiction est faite sur l'huile de stockage après mise en production du puit (les paraffines se sont déjà déposées). Par contre, ce risque de dépôts pendant la production aurait pu être anticipé si la prédiction avait été réalisée avant production sur l' échantillon de carotte. L'avantage de la méthode apparaît alors nettement : - la prédiction peut être faite à un stade très précoce (avant production), ce qui permet une évaluation technico-économique beaucoup plus fiable. Les moyens à mettre en #uvre pour la production peuvent être optimisés. - la prévision obtenue est plus précise puisque la quasi totalité des normales paraffines lourdes, responsables de la formation des dépôts, sont identifiées et prises en compte dans le modèle d'où une meilleure estimation des réserves en place productibles. La quantité de paraffines qui sera accumulée en cours de production pourra être aussi estimée. REVENDICATIONS 1) Méthode pour prédire les risques de dépôt de paraffines à un stade précoce de caractérisation d'une formation souterraine et/ou de sa mise en production, caractérisée en ce qu'elle comporte la constitution d'une base de données caractérisant les hydrocarbures dans la formation, comprenant des données de densité acquises par des diagraphies de puits et des données obtenues par analyse d' échantillons de roches prélevées dans la formation, une représentation analytique des hydrocarbures par un nombre limité de pseudocomposants regroupant chacun certaines classes d'hydrocarbures avec une définition de leurs fractions massiques respectives et l'application de données de la dite base à un modèle thermodynamique adapté à déterminer un ou plusieurs paramètres indicatifs des conditions de cristallisation tels que par exemple la température de cristallisation commençante ou la fraction solide qui précipite quand la température descend au-dessous de cette température critique. 2) Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que le modèle est adapté à déterminer la température de cristallisation des hydrocarbures ou la fraction massique précipitant au-dessous de la température de cristallisation. 3) Méthode selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que l'on représente analytiquement les hydrocarbures dans la formation par au moins neuf pseudo-constituants parmi lesquels au moins cinq pseudo-constituants concernent la fraction C14- et le reste des pseudo-constituants concernent la fraction C14+. 4) Méthode selon la revendication 3, caractérisée en ce que l'on représente la fraction Ci 4' par cinq pseudo-constituants, le premier et le deuxième (P1, P2) étant représentatifs des n-alcanes dont le nombre d'atomes de carbone est inférieur ou égal à 14, le troisième (P3) étant représentatif des iso-alcanes, le quatrième (P4) étant représentatif des naphtènes, et le cinquième (P5) est représentatif des aromatiques. 5) Méthode selon la revendication 3 ou 4, caractérisée en ce que l'on représente la fraction C14+ par au moins quatre pseudo-constituants, le premier et le deuxième (P6, P7) étant représentatifs des n-alcanes dont le nombre d'atomes de carbone est supérieur à 14, le troisième (P8) étant représentatif des saturés non n-paraffiniques, le quatrième (P9) étant représentatif des non saturés 6) Méthode selon la revendication précédente, caractérisée en ce que, à partir des résultats d'analyse des fluides d'échantillon, on crée pour le troisième et le quatrième pseudo-constituants (P8, P9) regroupant les fractions les plus lourdes, respectivement deux molécules fictives définies chacune par une répartition molaire entre les différents groupes qui la constituent et liées entre elles par une relation de masse déterminée, et l'on calcule leurs propriétés thermodynamiques. 7) Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que l'on assimile les dépôts de paraffines formés à une phase solide unique non idéale modélisable par un paramètre (A) qui représente les interactions binaires en phase solide.