Brevet FR3149618A1 — publié le 20241213

La présente invention concerne des formulations de fluides de stimulation auto-pondérés et pondérés, tels que des acides ou des chélateurs, pour la stimulation des puits de pétrole par positionnement gravitationnel. Figure de l’abrégé : 0 FORMULATIONS DE FLUIDES AUTO-PONDÉRÉS ET PONDÉRÉS ET LEUR UTILISATION Domaine technique de l’invention La présente invention concerne le domaine de la stimulation des puits de pétrole, plus précisément le domaine du Forage et de la Complétion des Puits, et se réfère à des formulations de fluides de stimulation auto-pondérés et pondérés, d'acides ou de chélateurs, afin d'améliorer la stimulation des puits de pétrole par positionnement gravitationnel. Art antérieur Depuis le début du développement des champs de carbonates pré-salifères du bassin de Santos, plusieurs optimisations ont été mises en œuvre dans les configurations de puits et les processus technologiques impliqués dans leur construction. Actuellement, la configuration de complétion de puits la plus courante consiste en une cavitation sélective dans 2 ou 3 zones distinctes. Concomitamment à ces innovations, l'activité de stimulation du réservoir a mis en œuvre plusieurs solutions inhabituelles, tant en termes d'équipement que de produits chimiques utilisés, avec le développement de systèmes acides pondérés, une technique jusqu'à présent non explorée par les sociétés de services ou d'autres opérateurs et qui fait l'objet de la présente demande de brevet. Après l'achèvement du forage, ou même après la perforation, les puits n'ont normalement pas une capacité d'injection suffisante pour effectuer un traitement acide, car le fluide de forage cause du dommage intentionnel aux pores de la formation, ce qui est nécessaire pour achever la construction du puits en toute sécurité. Pour permettre l'injection du traitement acide dans les formations carbonatées, il était courant d'utiliser un équipement de dynamitage à l'intérieur du puits, appelé « tube d'intervention enroulé », en particulier dans la phase initiale du traitement acide. Cet équipement était positionné à l'intérieur du puits, un bouchon d'isolation situé à l'extrémité de la colonne de production/injection était retiré et le traitement acide était projeté à la base de la zone inférieure. Cette étape visait à favoriser l'amélioration de l'injectivité du réservoir, permettant ainsi de réaliser ultérieurement le traitement acide massif (traitement principal) par injection directe à travers la colonne de production à des débits élevés (bull heading), après l'installation de l'équipement final de la complétion du réservoir, y compris, l'arbre de Noël humide (WCT, en anglais). Parmi les inconvénients de l'utilisation de tubes d'intervention enroulés, on peut citer le temps nécessaire à sa mise en œuvre, qui a un impact financier sur la construction des puits, en plus d'impliquer des risques opérationnels et de sécurité. Une alternative a donc été présentée pour le positionnement des fluides de stimulation afin de favoriser la création d'une injectivité initiale sans qu'il soit nécessaire d'utiliser un tube d'intervention enroulé, en utilisant la propre chaîne d'assise de l'équipement de complétion, en utilisant des systèmes acides de faible réactivité et de faible corrosivité. Cette nouvelle étape a commencé à être réalisée plus tôt que d'habitude, alors que le puits n'était pas encore équipé de l'arbre de Noël humide (WCT), ce qui a donné naissance à ce qui est connu comme "stimulation précoce". Concomitamment, l'utilisation d'acides faibles et de chélateurs a été introduite dans le but de créer des zones avec des injectivités modérées, suffisantes uniquement pour démarrer le traitement acide principal, évitant ainsi la nécessité d'injections supérieures aux pressions de fracture du réservoir ou l'induction de pertes très élevées dans la formation. Ces précautions sont devenues nécessaires, car la stimulation précoce a lieu sans que tous les équipements de sécurité soient installés de manière permanente dans le puits, et il n'est donc pas souhaitable d'avoir un niveau très élevé de pertes de fluides dans la formation. Cette nouvelle forme de positionnement de l'acide, utilisant le cordage de travail, présentait l'inconvénient de ne pas pouvoir atteindre la base de la zone inférieure du puits, comme c'était le cas lors de l'utilisation du tube d'intervention enroulé. Cette limitation a suscité des doutes quant à une éventuelle perte de qualité du traitement acide dans l'intervalle inférieur, ce qui pourrait nuire à la production accumulée dans le puits. Une alternative a donc été recherchée pour permettre la création d'une injectivité également à la base de la zone inférieure des puits, en évitant l'utilisation de tubes d'intervention enroulés. C'est ainsi que l'on a commencé à utiliser des acides pondérés, en cherchant à effectuer un "positionnement gravitationnel" à la base du réservoir inférieur, par la percolation de l'acide dans le fluide présent dans le puits, qui a une densité plus faible. Pour tenter de résoudre les cas éventuels de manque d'injectivité dans l'intervalle inférieur du puits, il a été proposé d'utiliser de l'EDTA pondéré, afin qu'il puisse décanter et atteindre la base du réservoir. Des études sur les formulations d'EDTA et d'autres systèmes acides pondérés ont été lancées. La pondération des fluides est un concept largement utilisé dans d'autres domaines de la construction de puits, tels que le forage, la cimentation et les reconditionnements, où divers solides tels que la barytine, la bentonite, le calcaire ou les sels solubles sont couramment utilisés à cette fin ; cependant, ce concept n'a que rarement ou presque jamais été utilisé dans la stimulation acide des puits de pétrole. L'utilisation d'agents de pondération dans les activités de stimulation acide est naissante dans le monde entier, les traitements dans le pré-salifère étant une exception, en raison de leur utilisation pour le positionnement de l'EDTA. Plusieurs autres formulations pondérées sont actuellement testées pour des applications sur le terrain dans les différentes phases des traitements acides. Le positionnement gravitationnel, en tant que technique de stimulation auxiliaire, utilise des fluides acides pondérés afin d'atteindre de plus grandes profondeurs à partir du point d'injection, présente un grand avantage, celui de travailler sur une nouvelle approche qui dépend moins des caractéristiques de la formation (porosité et perméabilité) et de l'effet des déviateurs chimiques ou physiques, dans le but d'atteindre certaines régions de moindre qualité permoporeuse, où il y a des difficultés et/ou des doutes lors des traitements, car il s'agit d'un phénomène purement physique qui se produit à l'intérieur du puits et non à travers la matrice poreuse de la formation. Cela ne signifie pas qu'il faille renoncer aux déviateurs ou aux solutions déjà utilisées, mais il s'agit d'une technique complémentaire, qui vise à améliorer et à associer les effets observés avec la dérivation qui se produit dans la formation. Il convient de souligner que l'utilisation de fluides saturés ou sursaturés de chlorure de sodium ou de chlorure d'ammonium a déjà été réalisée, dans le but d'obtenir un effet de détournement, mais pas de favoriser une augmentation de la densité du fluide d'intérêt. Depuis 2015, Petrobras a commencé à utiliser des chélateurs et de l'acide acétique pondérés dans des étapes isolées des opérations, telles que la création d'injectivité ; cependant, ils ne sont pas encore prédominants dans le traitement principal des acides. La illustre schématiquement l'évolution du processus de stimulation tel que mentionné précédemment. La A montre la création d'une injectivité à l'aide d'un tube d'intervention enroulé, atteignant la base du réservoir inférieur, afin de permettre le traitement principal de cette zone et de l'utiliser pour traiter tous les autres intervalles par la suite. L'acide chlorhydrique à 15 % a été utilisé de préférence, l'acide acétique à 10 % étant réservé aux puits à haute température. Cette séquence nécessitait un temps d'opération important, en plus d'impliquer des risques accrus liés au blocage des outils et à la pêche qui en découle. Une étude, réalisée dans notre base de données, montre que la durée moyenne d'exécution des opérations de stimulation était d'environ cinq jours de forage. Des cas de problèmes opérationnels ont été signalés, tels que le manque d'équipement de tubes d'intervention enroulés, l'attente de conditions météorologiques favorables pour les opérations, les pannes d'équipement, les fuites, les accidents, le blocage de l'équipement de câblage et des tubes d'intervention enroulés eux-mêmes, autant d'événements qui ont eu des répercussions négatives sur la construction de plusieurs puits. Le tableau 1 détaille les temps moyens pour chaque étape de la complétion et de la stimulation, selon ces hypothèses. À partir de 2015, non seulement pour éviter l'utilisation d'équipements de tubes d'intervention enroulés, mais aussi pour améliorer la qualité de l'acidification dans les zones supérieures des puits, l'utilisation d'une solution d'acide éthylènediaminetétraacétique (EDTA) a commencé dans une étape antérieure à celle habituellement utilisée pour la stimulation. Ce positionnement a commencé à être effectué par circulation en bout de colonne, avec retour à la surface par l'annulaire des zones supérieures du puits, avant la mise en place des obturateurs, permettant ainsi une meilleure répartition du traitement acide principal dans cette zone. Cependant, certains doutes ont commencé à se faire jour concernant les conditions d'injectivité de l'intervalle inférieur, ainsi qu'un éventuel préjudice pour la distribution du traitement dans cette région ( B), étant donné que le point de circulation de l'EDTA était proche de la base de l'intervalle supérieur, c'est-à-dire au-dessus de l'intervalle inférieur. La séquence des étapes opérationnelles et les durées respectives de complétion et de stimulation d'un puits pré-salifère type, avant les modifications décrites, sont présentées en détail dans le tableau 1 ci-dessous : Tableau 1 : Temps opérationnels moyens de l'étape de complétion et de stimulation avec FT et acidification dans la phase post WCT Identification Nom de la tâche Temps moyen (heure) 1 Navigation 10 2 Étapes préalables à la stimulation 15.5 3 Étapes préalables à la stimulation 79 4 Étapes préalables à la stimulation 94 5 Étapes préalables à la stimulation 23.5 6 Étapes préalables à la stimulation 119 7 Étapes préalables à la stimulation 72.5 8 Étapes préalables à la stimulation 74 9 Étapes préalables à la stimulation 8 10 Étapes préalables à la stimulation 16 11 Étapes préalables à la stimulation 68 12 Étapes préalables à la stimulation 25 13 Étapes préalables à la stimulation 37.5 14 Étapes préalables à la stimulation 5 15 Étapes préalables à la stimulation 2 16 Étapes préalables à la stimulation 6 17 Étapes préalables à la stimulation 25.5 18 Étapes préalables à la stimulation 14 19 Installation du WCT 25 20 Traitement chimique - Zone de pertes 54 21 Injection directe dans la zone inférieure 10 22 Traitement chimique - Injection directe dans la zone supérieure 6 23 Preuve d'injection dans la zone supérieure 5 24 Preuve d'injection dans la zone inférieure 10 25 Étapes après la stimulation 13 26 Étapes après la stimulation 32 27 Fin de la complétion du puits 0 total Activités de complétion CI 8½'' (21,59 cm). Installation de PAB, réentrée du puits, installation de la complétion inférieure de la cavitation, installation de CI, installation de TH, installation de WCT, acidification et mini-TI dans les deux zones. 923.5 h Selon la séquence présentée dans le tableau 1, le temps moyen nécessaire pour achever un puits pré-salifère typique serait de l'ordre de 923,5 heures, soit 38,5 jours. On constate que ces délais sont fortement influencés par la nécessité d'utiliser l'équipement de tubes d'intervention enroulés pour stimuler le puits (70 heures) et par l'installation du WCT (12 à 15 jours) avec l'appareil de forage, et ce n'est qu'après l'installation du WCT que la stimulation principale a été réalisée avec un bateau de stimulation connecté à l'appareil de forage. L'élimination de la nécessité d'utiliser des tubes enroulés a permis de réduire la durée des opérations d'acidification à environ 24 heures et d'éliminer complètement le temps d'installation du WCT de la portée des appareils de complétion, une fois que cet équipement a commencé à être installé par un navire plus petit, un bateau appelé SESV (Submarine Equipment Support Vessel), qui est spécialement dédié à cette fonction chez Petrobras. Le document US2021324260 divulgue des mélanges d'acides chélatants pour stimuler une formation souterraine, des méthodes d'utilisation de mélanges d'acides chélatants et des puits d'hydrocarbures comprenant des mélanges d'acides chélatants. Ce document propose l'ajout de chélateurs (dont l'EDTA) aux mélanges acides (par exemple HCl et HF) pour la stimulation des puits, afin de réduire le risque de précipitation du tartre. La présence du chélateur peut également diminuer la vitesse de réaction du mélange d'acides avec la minéralogie de la formation, ce qui permet au mélange d'acides chélateurs de pénétrer davantage dans les fractures et le réseau poreux de la formation. Le document WO2008139164, quant à lui, fait référence à des méthodes de traitement d'une partie de la matrice d'une formation souterraine dans une fracture ou une perforation préexistante, afin d'augmenter la perméabilité et la production. La méthode comprend, entre autres étapes, la formation ou la fourniture d'un fluide de traitement comprenant : (i) de l'eau ; (ii) un agent chélateur capable de former un anneau hétérocyclique contenant un ion métallique lié à au moins deux ions non métalliques ; et (iii) un agent augmentant la viscosité. Bien que l'agent chélateur puisse être de l'EDTA, le fluide de traitement utilise un augmentateur de viscosité polymère qui, par conséquent, n'inclut pas ou n'anticipe pas l'augmentation de la densité de la composition par l'ajout de sels, tel que décrit dans la présente invention. Les documents US2017044884 et US2020079989 décrivent l'application de la fonction chélatrice de l'EDTA dans d'autres fluides applicables aux différentes étapes du cycle de vie d'un puits de pétrole. La présente invention vise à proposer des formulations de fluides auto-pondérés et pondérés, tels que l'EDTA et l'acide citrique, pour la stimulation des puits de pétrole par positionnement gravitationnel. Brève description des figures La montre l'évolution du modèle de construction du puits et de sa stimulation, où 1A) fait référence au dynamitage à la base avec un tube d'intervention enroulé ; 1B) fait référence à la circulation de l'EDTA à travers la base de la zone supérieure du puits ; 1C) fait référence à la circulation de l'EDTA pondéré à la base de l'intervalle supérieur du puits. La correspond à l'image illustrative de la percolation d'un fluide pondéré sur un fluide de plus faible densité, dans laquelle les couleurs indiquent la variation des concentrations après un certain temps. La montre les résultats d'une simulation informatique CFD du profil de concentration à la base de la perforation inférieure après positionnement de l'EDTA 0,1 M, en fonction du temps écoulé. Le test a été effectué après modélisation du simulateur avec vérification du maillage, des régimes d'écoulement, des débits d'injection, des concentrations d'EDTA, des viscosités et de deux modèles de turbulence. La présente le gradient de densité de solutions d'acide citrique dans trois solvants différents, à savoir l'eau industrielle, le chlorure de sodium et le chlorure de calcium. La variation de la densité a été mesurée en fonction de la molarité de l'acide citrique dans chacun d'eux. Description détaillée de l'invention La présente invention concerne des formulations de fluides auto-pondérés et pondérés, tels que l'EDTA et l'acide citrique comme ingrédients actifs, pour la stimulation des puits de pétrole par positionnement gravitationnel. Ces formulations sont présentées ci-dessous : Une formulation de fluide auto-pondéré, caractérisée en ce qu'elle comprend : - 0,1 à 3,7 mol/L d'un acide/agent auto-pondérant, de préférence l'acide citrique ; - Solvant q.s., de préférence, eaux industriels; - 0,3 % v/v d'un inhibiteur de corrosion ; - 0,3 % v/v d'un empêcheur d'émulsion ; - 0 à 10 % v/v d'un inverseur de mouillabilité, de préférence du butylglycol. Formulations d'acide citrique pondéré Tableau 2 : Solution d'acide citrique dans l'eau industrielle (auto-pondéré) Produit Concentration Fonction Densité (g/cm3) pH Acide citrique 0,1 à 3,7 molaire Acide et agent d'auto-pondération 1,005 à 1,279 2,2 à 0,36 Eaux industriels q.s. Solvant N/A N/A Inhibiteur de corrosion 0,3 % (v/v) Inhibiteur de corrosion N/A N/A Empêcheur d'émulsion 0,3 % (v/v) Empêcheur d'émulsion N/A N/A Butyl glycol 0 à 10 % (v/v) Inverseur de mouillabilité N/A N/A Les valeurs de densité et de pH se rapportent au mélange binaire d'acide citrique dans l'eau industrielle uniquement, sans ajout d'autres additifs. On considère que les variations dues à l'ajout de ces éléments n'entraînent pas de changements significatifs dans les densités d'intérêt. Une formulation de fluide pondéré, caractérisée en ce qu'elle comprend : - 0,1 à 3,63 mol/L d'un acide, de préférence l'acide citrique ; - Agent de pondération q.s., de préférence de la saumure de NaCl saturée ; - Diluant q.s., de préférence, eaux industriels; - 0,3 % v/v d'un inhibiteur de corrosion ; - 0,3 % v/v d'un empêcheur d'émulsion ; - 0 à 10 % v/v d'un inverseur de mouillabilité, de préférence du butylglycol. Tableau 3 : Solution d'acide citrique dans une saumure de chlorure de sodium saturé Produit Concentration Fonction Densité (g/cm3) pH Acide citrique 0,1 à 3,63 molaire Acide 1,2 à 1,366 0,58 à -0,86 Saumure NaCl (saturé) q.s. Agent d'auto-pondération 1.19 N/A Eaux industriels q.s. Diluant N/A N/A Inhibiteur de corrosion 0,3 % (v/v) Inhibiteur de corrosion N/A N/A Empêcheur d'émulsion 0,3 % (v/v) Empêcheur d'émulsion N/A N/A Butyl glycol 0 à 10 % (v/v) Inverseur de mouillabilité N/A N/A Les valeurs de densité et de pH se rapportent au mélange binaire d'acide citrique dans une solution de chlorure de sodium saturée (saumure de NaCl) uniquement, sans ajout d'autres additifs. On considère que les variations dues à l'ajout de ces éléments n'entraînent pas de changements significatifs dans les densités d'intérêt. L'eau industrielle peut être utilisée pour obtenir des solutions avec des densités inférieures au maximum indiqué, en fonction des besoins opérationnels. Une formulation de fluide pondéré, caractérisée en ce qu'elle comprend : - 0,1 à 3,39 mol/L d'un acide, de préférence l'acide citrique ; - Agent de pondération q.s., de préférence de la saumure de CaCl2 saturée ; - Diluant q.s., de préférence, eaux industriels; - 0,3 % v/v d'un inhibiteur de corrosion ; - 0,3 % v/v d'un empêcheur d'émulsion ; - 0 à 10 % v/v d'un inverseur de mouillabilité, de préférence du butylglycol. Tableau 4 : Solution d'acide citrique dans une saumure de chlorure de calcium saturé Produit Concentration Fonction Densité (g/cm3) pH Acide citrique 0,1 à 3,39 molaire Acide 1,39 à 1,466 -1,5 à -2,0 Saumure CaCl 2 (saturé) q.s. Agent d'auto-pondération N/A N/A Eaux industriels q.s. Diluant N/A N/A Inhibiteur de corrosion 0,3 % (v/v) Inhibiteur de corrosion N/A N/A Empêcheur d'émulsion 0,3 % (v/v) Empêcheur d'émulsion N/A N/A Butyl glycol 0 à 10 % (v/v) Inverseur de mouillabilité N/A N/A Les valeurs de densité et de pH se rapportent au mélange binaire d'acide citrique dans une solution de chlorure de calcium saturée (saumure de CaCl2) uniquement, sans ajout d'autres additifs. On considère que les variations dues à l'ajout de ces éléments n'entraînent pas de changements significatifs dans les densités d'intérêt. L'eau industrielle peut être utilisée pour obtenir des solutions avec des densités inférieures au maximum indiqué, en fonction des besoins opérationnels. Une formulation de fluide auto-pondéré, caractérisée en ce qu'elle comprend : - 0,1 à 1,35 mol/L d'un chélateur/agent auto-pondérant, de préférence l'EDTA ; - Solvant q.s., de préférence, eaux industriels; - Ajusteurs de pH q.s., de préférence HCl 32% et NaOH ; - 0,3 % v/v d'un inhibiteur de corrosion ; - 0,3 % v/v d'un empêcheur d'émulsion. Formulations d'EDTA auto-pondéré Tableau 5 : Solution d'EDTA dans l'eau industrielle (auto-pondéré) Produit Concentration Fonction Densité (g/cm3) pH EDTA 0,1 à 1,35 molaire Chélateur et agent d'auto-pondération 1,005 à 1,279 4 à 12 Eaux industriels q.s. Solvant N/A N/A HCl 32 % q.s. Ajustement pH N/A 5 à 12 NaOH q.s. Ajustement pH N/A 5 à 12 Inhibiteur de corrosion 0,3 % (v/v) Inhibiteur de corrosion N/A N/A Empêcheur d'émulsion 0,3 % (v/v) Empêcheur d'émulsion N/A N/A Les valeurs de densité et de pH se rapportent au mélange binaire d'EDTA dans l'eau industrielle uniquement, sans ajout d'autres additifs. On considère que les variations dues à l'ajout de ces éléments n'entraînent pas de changements significatifs dans les densités d'intérêt. La concentration d'EDTA la plus utilisée dans les opérations de pré-salage est de l'ordre de 0,35 M, avec une densité finale de 8,6 ppg ou 1,03 g/cm3 obtenue lorsqu'elle est préparée exclusivement avec de l'eau industrielle. Formulation d'EDTA pondéré dans une saumure de chlorure de sodium saturé Une formulation de fluide pondéré, caractérisée en ce qu'elle comprend : - 0,1 à 1,35 mol/L d'un chélateur/agent auto-pondérant, de préférence l'EDTA ; - Solvant q.s., de préférence de la saumure de NaCl saturée ; - Ajusteurs de pH q.s., de préférence HCl 32% et NaOH ; - 0,3 % v/v d'un inhibiteur de corrosion ; - 0,3 % v/v d'un empêcheur d'émulsion. Tableau 6 : Solution d'EDTA dans une saumure de chlorure de sodium saturé Produit Concentration Fonction Densité (g/cm3) pH EDTA 0,1 à 1,35 molaire Chélateur et agent d'auto-pondération 1,005 à 1,279 4 à 12 Saumure NaCl (saturé) q.s. Solvant 1.19 N/A HCl 32 % q.s. Ajustement pH N/A 5 à 12 NaOH q.s. Ajustement pH N/A 5 à 12 Inhibiteur de corrosion 0,3 % (v/v) Inhibiteur de corrosion N/A N/A Empêcheur d'émulsion 0,3 % (v/v) Empêcheur d'émulsion N/A N/A Les valeurs de densité et de pH se rapportent au mélange binaire d'EDTA dans une solution de chlorure de sodium saturée (saumure de NaCl) uniquement, sans ajout d'autres additifs. On considère que les variations dues à l'ajout de ces éléments n'entraînent pas de changements significatifs dans les densités d'intérêt. La concentration d'EDTA la plus utilisée dans les opérations de pré-salage est de l'ordre de 0,35 M, avec une densité finale de 10,2 ppg ou 1,22 g/cm3 obtenue lorsqu'elle est préparée à partir de saumur de chlorure de sodium saturée. Aspects technologiques de l'Invention Afin de planifier correctement et de réussir à utiliser les systèmes de chélation et les acides faibles pondérés, il est impératif que la "ségrégation/décantation" se produise dans des délais normaux, c'est-à-dire quelques heures, afin d'optimiser le traitement de l'intervalle inférieur. Il y avait un doute sur la possibilité de percolation d'un fluide miscible à travers un autre de densité plus faible, c'est-à-dire la décantation du système acide par le fluide qui remplit le puits. De nombreuses discussions ont eu lieu sur la nature des phénomènes qui se produiraient, tels que la diffusivité et la dilution des espèces chimiques en contact, le régime d'écoulement prédominant, la surface de contact, la géométrie du puits, la viscosité et les pertes de pression, jusqu'à ce que l'on conclue à la faisabilité de la technique proposée. Afin de clarifier objectivement ces questions, des études de modélisation en dynamique des fluides numérique (CFD) ont été lancées. La illustre le phénomène de percolation, la simulation montrant que la concentration d'EDTA à la base de la zone augmente avec le temps, tandis qu'au sommet elle diminue comme prévu, ce qui montre que le modèle CFD mis au point est adapté à la présente invention. L'objectif initial était de déterminer le temps nécessaire pour qu'un fluide pondéré de 1 (lb/gal) (≈ 0,12 g/cm 3 ) au-dessus du fluide du puits migre sur un intervalle de 100 mètres. Après avoir développé l'algorithme, le premier cas hypothétique d'intérêt a été simulé, par analogie avec les conditions normalement rencontrées dans les opérations. Il a ensuite été envisagé de positionner 100 bbl (15,9 m 3 ) d'EDTA d'une densité de 1 lb/gal (1 ppg ≈ 0,12 g/cm 3 ) au-dessus du système de fluides présent dans le puits, ce qui devrait permettre de franchir une hauteur de 100 m. Le résultat obtenu était un temps d'environ 50 minutes pour atteindre la base de l'intervalle, un résultat très encourageant, puisque les temps opérationnels sont significativement plus longs. Une deuxième série de simulations a été réalisée avec le modèle CFD développé, en considérant une différence de densité de 0,4 ppg (lb/gal) (0,05 g/cm 3 ) et une hauteur à franchir de 100 m également. La présente graphiquement les résultats de cette simulation et, après 4 heures, la concentration dans la base est équivalente à 0,05 M, soit 50 % de la concentration initiale de l'EDTA utilisé (concentration de pompage), donc pour une différence de densité de 0,4 lb/gal (0,05 g/cm 3 ). Ce résultat corrobore l'utilisation de la technique de positionnement gravitationnel pour la stimulation des puits. Toutefois, il convient de souligner qu'en raison des limites de disponibilité des matériaux et des degrés de solubilité, il est difficile, dans la pratique, d'obtenir des différences de densité de l'ordre de 1 ppg (0,12 g/cm 3 ), en particulier dans les champs qui conservent encore la pression originale du réservoir, normalement proche de 9,9 à 10 ppg (1,19 à 1,20 g/cm 3 ). La pondération obtenue uniquement par l'ajout d'EDTA, ou combinée à la saumure de base du fluide de complétion utilisé, nécessite plusieurs tonnes d'EDTA et des concentrations de l'ordre de 40 %, ce qui la rend difficile à réaliser. Une nouvelle simulation a donc été réalisée en considérant une différence de densité de l'ordre de 0,4 ppg (0,05 g/cm 3 ). De cette manière, le résultat obtenu était de 4 heures pour la migration, ce qui est également une échelle de temps compatible avec les opérations sur le terrain, rendant définitivement la technique viable. Parallèlement, plusieurs tests ont été effectués pour déterminer les propriétés des solutions d'EDTA et leur mécanisme d'action, tels que l'attaque des bouchons d'essai, les tests de compatibilité avec différentes saumures, le pH optimal, la viscosité, les concentrations maximales sans précipitation, et bien d'autres. Il a été constaté qu'il est possible d'obtenir des solutions d'EDTA supérieures à 10 ppg (1,20 g/cm 3 ) uniquement avec de l'EDTA dans l'eau industrielle sous une forme stable. L'inconvénient des systèmes utilisant l'EDTA réside principalement dans leur faible solubilité en pH acide. Il s'ensuit qu'il est possible d'utiliser l'EDTA pour pondérer la solution elle-même associée à des sels tels que le chlorure de sodium, mais qu'il n'est pas adapté à une utilisation en combinaison avec d'autres acides. Dans l'enquête sur les acides faibles, l'acide citrique a été évalué en remplacement de l'acide acétique. Il agit comme un chélateur (limité) et présente l'avantage d'être plus soluble lorsque le pH diminue ; l'acide citrique peut être considéré comme un agent de pondération pour d'autres acides et associé à d'autres sels pour renforcer la pondération. Les tests de laboratoire présentés dans le tableau 7 ont montré une solubilité de 127 g/100 ml dans l'eau distillée (eau industrielle), avec une faible réduction de la solubilité en milieu saturé dans le chlorure de sodium (125 g/100 ml) et, dans une moindre mesure, dans la saumure de chlorure de calcium (107 g/100 ml), soulignant qu'aucune incompatibilité avec le calcium n'a été observée, avec la formation d'un citrate insoluble. Tableau 7 : Solubilité de l'acide citrique dans différents milieux Solvant % M/M M (mol/L) Solubilité (g/100 ml) Densité pH Eaux industriels 41,55 3,7 127,86 1,28 0,36 Saumure de NaCl 41,10 3,63 125,59 1,37 -0,86 Saumure de CaCl 2 39,49 3,39 107,67 1,47 -2 Ainsi, il est possible de vérifier une augmentation substantielle de la densité, allant de 1,28 g/cm 3 pour l'eau industrielle à 1,47 g/cm 3 , en utilisant la saumure de CaCl2 comme fluide de base. La illustre la variation de poids dans chaque milieu testé, la variation étant plus importante dans l'eau distillée. Dans le cadre d'un essai sur le terrain (tableau 8), un essai à échelle réduite a été réalisé dans un puits pré-salifère typique, un puits d'injection WAG (Water Alternate Gas), avec une réalisation intelligente de 2 zones, où la zone inférieure correspond à un intervalle de 329 mètres, avec des conditions permoporeuses moins bonnes que celles de la zone supérieure (longueur de 53 mètres), dans laquelle il a été estimé qu'il serait très difficile de stimuler l'intervalle. Tableau 8 : Essais sur le terrain utilisant la pondération des systèmes acides Zone inférieure Zone Fluide Poids (lb/gal) (x 0,1198 g/cm 3 ) Volume (bbl) (x 0,159 m 3 ) Taux de débit maximale (bbl/min) (x 0,159 m 3 /min) Temps (min) I Acide acetique 10 % 9,8 263 5 53 I Déviateur POL 2,5 % 8,5 85 5 30 I Acide acetique 10 % 9,8 263 5 53 I Déviateur POL 2,5 % 8,5 85 5 17 I Acide acetique 10 % 9,8 345 5 69 I Déviateur POL 2,5 % 8,5 85 5 17 I Acide acetique 10 % 9,9 345 10 35 I Acide citrique 20 % (1 molaire) 10,1 50 10 5 I Acide hydrochlorique 15 % 8,5 167 25 7 I Déviateur POL 2,5 % 8,5 171 25 7 I Acide hydrochlorique 15 % 8,9 335 25 13 I Acide hydrochlorique émulsifié 15 % 8,5 546 25 22 I Acide hydrochlorique 15 % 8,9 335 25 13 I Déviateur POL 2,5 % 8,5 171 25 7 I Acide hydrochlorique 15 % 8,9 335 25 13 I Déviateur POL 2,5 % 8,5 256 25 10 I Acide hydrochlorique 15 % 8,9 502 25 20 I FSAL Na+ 8,5 550 25 0 4890 391 Le poids du fluide utilisé pour le workover était de 9,4 lb/gal (1,13 g/cm 3 ). Ainsi, des coussins d'acide acétique en saumure ont été préparés pour obtenir un poids final de 9,8 lb/gal (1,17 g/cm 3 ). Pendant le traitement, de l'acide citrique a été utilisé dans une saumure de chlorure de sodium pesant 10 lb/gal (1,20 g/cm 3 ). La séquence avait pour objectif d'effectuer un traitement progressif (de l'acide le plus faible au plus fort) en utilisant le concept de ségrégation gravitationnelle, en augmentant la densité des solutions au cours du traitement. Il n'a pas été possible de peser les coussins d'acide chlorhydrique lors de l'essai en raison d'essais en laboratoire encore en cours et de la disponibilité d'acide citrique dans l'appareil de forage. Un bon résultat a été obtenu, montrant la viabilité de la ségrégation gravitationnelle, grâce à la faisabilité de la technique, ce qui montre un grand potentiel pour les applications sur le terrain. Les deux zones ont été stimulées et ont montré de bonnes injectivités à la fin du traitement, la sélectivité entre les zones étant préservée. Le tableau 9 résume les données obtenues. Tableau 9 : Résultats obtenus après le traitement Intervalle Zone Intervalle (extension) II 20min (m 3 /d)/(kgf/cm 2 ) RD Kh (mD.m) Supérieure S 5252,7 à 5305,7 m (53,0 m) 43,7 0,81 7120 Inférieure I 5337,6 à 5667,0 m (329.4 m) 107,9 0,52 8170 Considérant que la technologie développée dans cette invention est pionnière, son utilisation apporte plusieurs avantages, par exemple, la réduction des coûts peut être due à la possibilité d'utiliser la technique pour remplacer les équipements mécaniques de positionnement des fluides, tels que les vannes, les tubes enroulés ou les tubes de lavage. Un autre avantage supplémentaire est la possibilité d'améliorer le détournement des traitements, ce qui implique une plus grande productivité et une amélioration du facteur de récupération du puits. L'utilisation de fluides acides pondérés visait à l'origine à stimuler les puits de pétrole dans les formations carbonatées pré-salifères et peut être étendue à d'autres types de complétions horizontales, directionnelles ou verticales de puits de grès et de carbonates. Une formulation de fluide auto-pondéré, caractérisée en ce qu'elle comprend : - 0,1 à 3,7 mol/L d'un acide/agent auto-pondérant, de préférence l'acide citrique ; - Solvant q.s., de préférence, eaux industriels; - 0,3 % v/v d'un inhibiteur de corrosion ; - 0,3 % v/v d'un empêcheur d'émulsion ; - 0 à 10 % v/v d'un inverseur de mouillabilité, de préférence du butylglycol. Formulation de fluide auto-pondéré selon la revendication 1, caractérisée en ce que le mélange binaire d'acide citrique dans l'eau industrielle a une densité de 1,005 à 1,279 g/cm3, et une valeur de pH de 2,2 à 0,36. Une formulation de fluide pondéré, caractérisée en ce qu'elle comprend : - 0,1 à 3,63 mol/L d'un acide, de préférence l'acide citrique ; - Agent de pondération q.s., de préférence de la saumure de NaCl saturée ; - Diluant q.s., de préférence, eaux industriels; - 0,3 % v/v d'un inhibiteur de corrosion ; - 0,3 % v/v d'un empêcheur d'émulsion ; - 0 à 10 % v/v d'un inverseur de mouillabilité, de préférence du butylglycol. Formulation de fluide auto-pondéré selon la revendication 3, caractérisée en ce que le mélange binaire d'acide citrique dans la solution de chlorure de sodium saturé a une densité de 1,2 à 1,366 g/cm 3 , et une valeur de pH de 0,58 à -0,86. Formulation de fluide pondéré selon la revendication 3, caractérisée en ce que la saumure de chlorure de sodium saturé a une densité de 1,19 g/cm 3 . Une formulation de fluide pondéré, caractérisée en ce qu'elle comprend : - 0,1 à 3,39 mol/L d'un acide, de préférence l'acide citrique ; - Agent de pondération q.s., de préférence de la saumure de CaCl2 saturée ; - Diluant q.s., de préférence, eaux industriels; - 0,3 % v/v d'un inhibiteur de corrosion ; - 0,3 % v/v d'un empêcheur d'émulsion ; - 0 à 10 % v/v d'un inverseur de mouillabilité, de préférence du butylglycol. Formulation de fluide pondéré selon la revendication 6, caractérisée en ce que le mélange binaire d'acide citrique dans la solution de chlorure de calcium saturé a une densité de 1,39 à 1,466 g/cm 3 , et une valeur de pH de -1,5 à -2,0. Une formulation de fluide auto-pondéré, caractérisé en ce qu'elle comprend : - 0,1 à 1,35 mol/L d'un chélateur/agent auto-pondérant, de préférence l'EDTA ; - Solvant q.s., de préférence, eaux industriels; - Ajusteurs de pH q.s., de préférence HCl 32% et NaOH ; - 0,3 % v/v d'un inhibiteur de corrosion ; - 0,3 % v/v d'un empêcheur d'émulsion ; Formulation de fluide auto-pondéré selon la revendication 8, caractérisée en ce que le mélange binaire d'EDTA dans l'eau industrielle a une densité de 1,005 à 1,279 g/cm 3 , et une valeur de pH de 4 à 12. Formulation de fluide auto-pondéré selon la revendication 8, caractérisée en ce que la densité totale est de 1,03 g/cm 3 lorsqu'on la prépare uniquement avec de l'eau industrielle. Une formulation de fluide pondéré, caractérisée en ce qu'elle comprend : - 0,1 à 1,35 mol/L d'un chélateur/agent auto-pondérant, de préférence l'EDTA ; - Solvant q.s., de préférence de la saumure de NaCl saturée ; - Ajusteurs de pH q.s., de préférence HCl 32% et NaOH ; - 0,3 % v/v d'un inhibiteur de corrosion ; - 0,3 % v/v d'un empêcheur d'émulsion ; Formulation de fluide pondéré selon la revendication 11, caractérisée en ce que le mélange binaire d'EDTA dans la solution de chlorure de sodium saturé a une densité de 1,005 à 1,279 g/cm 3 , et une valeur de pH de 4 à 12. Formulation de fluide pondéré selon la revendication 11, caractérisée en ce que la saumure de chlorure de sodium saturé a une densité de 1,19 g/cm 3 . Formulation de fluide pondéré selon la revendication 11, caractérisée en ce que la densité totale est de 1,22 g/cm 3 lorsqu'on la prépare à partir de saumure de chlorure de sodium saturé. Utilisation des formulations définies dans l'une quelconque des revendications 1 à 14, caractérisée en ce qu'il s'agit de stimuler les puits de pétrole par positionnement gravitationnel.