FR 2560927 A1 19850913 FR 8502459 A 19850220 L'invention concerne un procédé de rétablissement de la perméabilité d'un puits ou du voisinage d'un puits utilisé dans un procédé de récupération de pétrole,et plus particulièrement, un procédé in situ pour la dégra- dation chimique, au moyen d'un peroxyde minéral, d'une accumulation indésirable de polymère synthétique à poids moléculaire élevé à l'endroit du puits ou près du puits, avec diminution du poids moléculaire. On injecte communément un nombre quelconque de polymères hydrosolubles à poids moléculaire élevé dans des formations pétrolifères souterraines pour accroître le débit ou la quantité d'extraction de pétrole. On ajoute le polymère à un agent chimique d'inondation ou à de l'eau d'inondation, comme agent d'accroissement de viscosité, pour améliorer l'efficacité superficielle et verticale de balayage du liquide d'inondation. On peut aussi injecter le polymère sous la forme d'un bou- chon de polymère comme tampon de mobilité, à la suite d'un bouchon d'agent chimique pour maintenir la stabilité rhéologique du bouchon d'agent chimique pendant qu'il avance à travers une formation. Les puits utilisés pour injecter le polymère en vue de ces processus subissent souvent une réduction excessive d'injectivité avec le temps. Une réduction excessive d'injectivité se traduit par des temps d'injection plus longset un débit diminué de production de pétrole. Cet inconvénient peut être attribué à l'accumulation d'un résidu de polymère à poids molécu- laire élevé à l'endroit du puits ou près de celui-ci. Le polymère accumulé cause une diminution de perméabilité à la face du puits d'injection ou dans la gangue rocheuse et un réseau de fissures près du puits. De façon simi- laire aux puits d'injection, une diminution de perméabi- lité peut se produire à l'endroit des puits de production ou près de ceuxci lorsqu'on extrait, avec le pétrole, du polymère injecté. A l'échelle macroscopique, l'accumu- lation de polymère à la face du puits peut ressembler à une matière gélatineuse tandis qu'à l'échelle micro- scopique, l'accumulation de polymère à l'intérieur des pores de la gangue rocheuse peut être simplement l'accumulation de molécules distinctes de polymère. Une fois qu'une accumulation de polymère se produit, le poly- mère n'est pas facile à déplacer du puits par des moyens physiques et continue à s'accumuler pendant la durée de l'injection de polymère ou de l'extraction de pétrole. Des tentatives ont été faites pour résoudre le problème de la réduction de perméabilité attribuable à du liquide injecté. Le brevet US 3 529 666 rétablit la perméabilité d'une formation souterraine, amoindrie par des dépôts bactériens, en injectant successivement une solution de peroxyde et un acide dans la formation. Le brevet US 3 556 221 décrit un traitement in situ de puits bouchés par des dépôts de polymère, consistant à injecter une solution aqueuse ayant un pH supérieur à 8 et contenant un composé halogéné tel que l'hypochlo- rite de sodium. Le brevet US 4 234 433 décrit un procédé de traitement d'un polymère avant qu'il ne soit injecté dans une formation pour réduire la possibilité d'obstruc- tion. On ajoute à une solution de polymère un agent chimique oxydant tel que l'hypochlorite de sodium et ensuite un agent chimique réducteur. On injecte ensuite dans la formation la solution de polymère traitée. La littérature montre que le fait de mettre en contact un polymère d'augmentation de récupération avec une solution d'hypochlorite de sodium lors d'un recon- ditionnement peut avoir des résultats nuisibles imprévus et notables. Voir Taggart et Russel, "Sloss Micellar/ Polymer Flood Post Test Evaluation Well", pages 141 et 142, SPE/DOE 9781 (1981). Il est nécessaire qu'un tel procédé rétablisse la perméabilité du puits en dégradant in 3itu le polymère A poids moléculaire élevé accumulé, à l'endroit du puits ou au voisinage, avec le minimum de répercussions indésirables sur la production de pétrole et sur l'équipement du gisement. L'invention propose un procédé de rétablissement de la perméabilité d'un puits ou du voisinage d'un puits lorsque le puits ou la région voisine ont subi une réduction excessive de perméabilité due à l'accumulation d'un polymère à poids moléculaire élevé A sa face, dans la gangue rocheuse de la région voisine du puits ou dans le réseau de fissures en communication avec le puits. La région voisine du puits, telle qu'elle est définie ici est un volume allant jusqu'à un rayon d'environ 3,1 m en partant de la face du puits. L'accumulation de poly- mère est un résultat indésirable mais parfois inévitable de l'injection d'un polymère organique synthétique hydro- soluble à poids moléculaire élevé dans une formation souterraine en passant par un puits pour améliorer la récupération de pétrole de la formation. De grandes accumulations de polymère sont détectables visuellement sous la forme d'une matière gélatineuse dans les liquides qui refluent des puits d'injection. Généralement, ces gels se forment quand le polymère s'accumule en volumes relativement grands, par exemple dans le puits, à la face ou dans le réseau de fissures communiquant avec le puits. Le mécanisme de gélification du polymère n'est pas entièrement connu. La gélification peut être causée: par une réticulation du polymère sous l'action de cations métalliques provenant de nombreuses sources y compris l'eau d'injection, les tubages de puits et la roche de formation, par une réaction du polymère in situ donnant une forme insoluble, ou par d'autres causes encore indé- terminées. Malgré l'incertitude qui entoure le mécanisme de gélification, il est évident que ces gels diminuent fortement la perméabilité de la face du puits et du réseau de fissures. De plus petites accumulations de polymère, qui peuvent etre invisibles A l'oeil, réduisent aussi excessivement la perméabilité de la gangue rocheuse près du puits. L'accumulation d'un nombre discontinu de molécules de polymère à poids moléculaire extrêmement élevé peut pratiquement boucher de petits pores de la formation et diminuer fortement sa perméabilité. L'invention est un remède efficace dans le proces- sus de traitement in situ, pour attaquer, dégrader et disperser le polymère à poids moléculaire élevé une fois qu'il s'est accumulé dans le puits ou près de celui- ci. Le procédé consiste à injecter une solution aqueuse de peroxyde organique dans la zone de traitement, c'est- â-dire le puits affecté, o le peroxyde dégrade le poly- mère à poids moléculaire élevé, lors du contact, en don- nant un poids moléculaire inférieur. Une fois que le polymère a été dégradé, il est facile de le déplacer de la zone de traitement et de rétablir la perméabilité dans celle-ci. Le procédé est applicable de façon large en tant que remède, pratiquement pour n'importe quelle surface ou n'importe quel volume souterrains occupés par un polymère organique synthétique pratiquement immobile, y compris les puits d'injection pour l'accrois- sement de la récupération de pétrole et les puits de production, les couches traitées par des gels de poly- mère pour la conformité verticale, etc. Le présent procédé donne un résultat notablement meilleur que ceux de la technique antérieure citée plus haut. Le procédé est spécifique quant à la dégradation in situ d'un polymère organique synthétique hydrosoluble à poids moléculaire élevé. L'obJectif peut être atteint par le processus simple consistant à injecter un seul bouchon de peroxyde minéral aqueux tel que le peroxyde d'hydrogène dans la zone de traitement. Le peroxyde d'hydrogène n'est nuisible ni à la zone de travail ni à l'environnement extérieur. Il est généralement compatible avec les métaux qui se trouvent dans l'équipement d'injection et le cuvelage du puits. Le peroxyde d'hydrogène se décompose en eau et oxygène. Les produits de décomposition ne constituent presque aucun risque pour l'environnement. Par contre, l'hypochlorite de sodium constitue un plus grand risque pour l'environnement extérieur à cause de son caractère corrosif. Du point de vue pratique, le traitement par l'hypochlorite de sodium est indési- rable parce qu'il peut en fait réduire la perméabilité dans la zone de traitement en provoquant une formation supplémentaire de gel comme indiqué par Taggart et Russel, dé6jà cités, ou en réagissant sur le tuyau d'injection en acier avec formation d'un précipité qui bouche le puits. L'hypochlorite de sodium est aussi très corrosif pour le tuyau en acier utilisé dans l'équipement d'injec- tion et pour le cuvelage, réduisant ainsi la longévité effective de ces matériaux. Diverses autres caractéristiques de l'invention ressortent d'ailleurs de la description détaillée qui suit. Une forme de réalisation de l'objet de l'invention, est représentée, à titre d'exemple non limitatif, au dessin annexé. La figure unique est un graphique comparant la distribution de grosseur d'une polyacrylamide partiel- lement hydrolysée, avant et après le traitement par le peroxyde d'hydrogène, telle qu'on la détermine par chroma- tographie liquide à grande efficacité. On utilise de préférence le procédé de l'invention pour traiter des puits d'injection de polymère pour l'augmentation de la récupération de pétrole, présentant une injectivité excessivement diminuée, c'est-à-dire une perméabilité excessivement diminuée à l'endroit du puits ou au voisinage, causée par la formation et l'accumulation de polymères à poids moléculaire élevé, pratiquement immobiles à la face du puits, dans le proche environnement du puits ou dans le réseau de fis- sures communiquant avec le puits. Comme noté plus haut, le procédé peut aussi s'appliquer à des puits de pro- duction à récupération accrue de pétrole et à d'autres régions souterraines ayant une perméabilité réduite par suite de l'accumulation du polymère. On utilise ici le mot perméabilité de façon générale pour désigner soit la perméabilité d'une gangue de formation souterraine soit la capacité d'écoulement de liquide d'un puits. Ainsi, "perméabilité diminuée d'un puits ou du voisinage de celui-ci" désigne aussi bien l'obstruction de la face du puits qu'une diminution de perméabilité dans la gangue de formation près du puits. On commence le processus en injectant dans le puits affecté une solution aqueuse contenant un peroxyde minéral. Le peroxyde d'hydrogène est le peroxyde minéral préférentiel en solution A une concentration d'environ 500 ppm à environ 30 % en poids, et de préférence de 1 à 5 % en poids environ. Le solvant aqueux préférentiel est l'eau douce bien que dans certains cas on puisse utiliser l'eau de formation. Le pH d'une solution de peroxyde d'hydrogène dans l'eau douce varie en raison inverse de la concentration. Le pH normal d'une solution de peroxyde d'hydrogène dans l'eau douce est acide, c'est-à-dire inférieur à 7. Dans la gamme envisagée de concentration de peroxyde d'hydrogène dans l'eau douce, le pH varie de près de 7 à 500 ppm à environ 4 à 30 %. Une solution de peroxyde d'hydrogène dans une eau de formation légèrement basique peut avoir un pH supérieur à 7. Gén6- ralement, on peut injecter la solution de peroxyde d'hydrogène dans le puits sans régler le pH de la solution à une valeur différente de la normale. La quantité de solution de peroxyde d'hydrogène injectée dans le puits dépend de la grandeur de la zone à traiter. Généralement, on injecte une quantité suf- fisante de solution pour entrer en contact avec tout le polymère occupant la zone de traitement, ce qui est fonction du volume du puits lui-même, du volume de pores et de la saturation en pétrole de la roche environnante, du volume de cavités d'un réseau de fissures éventuel, de la quantité de polymère injectée et des caractéris- tiques chimiques spécifiques du polymère et de l'environ- nement du puits. Une fois que la solution de peroxyde est injectée dans le puits, il est préférable, mais non essentiel, de fermer le puits en ménageant un temps d'imprégnation pour maximiser la quantité de polymère entrant en contact avec la solution de peroxyde et dégradée par celle-ci. Le temps d'imprégnation peut être de plusieurs minutes à 48 heures ou davantage. La dégradation du polymère commence immédiatement lors du contact avec le peroxyde. On peut ajouter des additifs A la solution de peroxyde pour accroître la vitesse de dégradation du polymère, bien que ce ne soit pas nécessaire. Des additifs usuels dans la solution comprennent des ions hydroxyde et des cations de métaux de transition tels que le cuivre, le fer, le plomb et le chrome. Toutefois, l'effet bien- faisant des ions hydroxyde et des cations métalliques; conjointement avec le peroxyde, pour la dégradation du polymère doit être mis en regard avec l'effet nuisible des cations métalliques sur le peroxyde. Ils accélèrent la décomposition du peroxyde d'hydrogène en eau et oxy- gène, diminuant la quantité de peroxyde disponible pour attaquer le polymère. Ce compromis limite l'utilité de ces additifs. Les polymères qui peuvent être dégradés selon le procédé comprennent des polymères organiques synthé- tiques hydrosolubles à poids moléculaire élevé présentant un squelette carbone-carbone. Le traitement par le peroxyde est le plus efficace contre la polyacrylamide et la polyacrylamide partiellement hydrolysée, le poids moléculaire du polymère étant de 100 000 à 20 millions environ tandis que 0 à 70 % environ des groupes amide s'hydrolysent. Bien que ce ne soit pas certain, des données de laboratoire indiquent que le peroxyde attaque les liaisons carbone-carbone le long du squelette du polymère, ce qui entraîne une scission du squelette. La scission du squelette réduit notablement le poids moléculaire du poly- mère, le divisant en unités plus petites, sans modifier notablement la composition chimique et les attributs des groupes fonctionnels du polymère. Bien que le polymère dégradé soit pratiquement la même espèce que le polymère à poids moléculaire injecté primitivement, le polymère dégradé, à cause de son poids moléculaire inférieur, est physiquement trop petit pour s'accumuler et former un gel stable dans le puits ou boucher les pores de la for- mation. Ainsi, le polymère A poids moléculaire inférieur a un faible effet de réduction de perméabilité. Après le traitement d'un puits d'injection, qui peut comprendre plusieurs injections successives des liquides de traitement, il est préférable de faire refluer hors du puits les liquides de traitement, y compris le polymère dégradé, les produits de décomposition du peroxyde (eau et oxygène) et tout résidu de peroxyde et de gel mobilisé, avant de remettre le puits en service. Au lieu de cela, on peut déplacer du puits rapproché vers l'intérieur de la formation les liquides résultant du traitement et les extraire d'un puits de production en communication avec le puits d'injection. Dans les cas o il est nécessaire de remettre en service un puits d'injection immédiatement après le traitement, on injecte de préférence un bouchon d'eau d'espacement entre les liquides de traitement et les polymères d'accroissement de récupération de pétrole injectés ensuite pour empêcher un mélange par diffusion du peroxyde et du polymère injecté ensuite. Une fois que le traitement est terminé et que l'injectivité est rétablie dans le puits, on peut reprendre l'injection de liquide de récupération accrue de pétrole par le puits d'injection. Quand on utilise le présent procédé pour rétablir la productivité de puits A récupération accrue bouchés par des polymères à poids moléculaire élevé déposés à l'endroit du puits de production ou au voisinage ou pour rétablir la perméabilité de couches souterraines traitées intentionnellement par un gel de polymère, par exemple pour améliorer la conformité verticale, on se conforme- aux mêmes conditions de réaction qui sont indiquées plus haut. Les exemples suivants montrent l'efficacité du peroxyde d'hydrogène comme agent de traitement de puits, pour la dégradation de polymère à poids moléculaire élevé en polymères à poids moléculaire inférieur. Les exemples illustrent des applications déterminées de l'invention et ne doivent pas être interprétés comme limitant sa portée. EXEMPLE 1 On a placé des échantillons de polyacrylamide partiellement hydrolysée (PHPA) dans une série de pots à échantillon. On a ajouté dans les pots soit de la saumure, soit de l'eau douce comme solvants. La PHPA dans chaque pot à échantillon était la même, ayant un poids moléculaire moyen d'environ 4,5 millions et environ 30 % des groupes amide étant hydrolysés. On a ajouté une solution aqueuse de peroxyde d'hydrogène (H202) à chacun des échantillons de polymère, excepté trois échantillons (Nos 1, 3 et 6) que l'on a conserves comme témoins. On a agité pendant une nuit à la température ambiante le contenu dissous des pots à l'échantillon. Au bout de 17 heures, on a mesuré la viscosité, le facteur de tami- sage et le facteur de filtration de chaque solution d'essai et ils sont indiqués au Tableau 1 ci-après. La colonne marquée "PHPA initiale" indique la concentration de PHPA, en pourcentage en poids, dans l'échantillon initial placé dans le pot.La colonne marquée "PHPA finale" indique la concentration de PHPA, en pourcentage en poids, une fois que l'échantillon a été dilué avec une solution de H202. Dans des échantillons o l'on n'ajoute pas de H202, les valeurs de "PHPA initiale" et "PHPA finale" sont les mêmes. La colonne marquée "H202" indique la concentration de H202 en pourcentage en poids dans l'échantillon immédiatement après l'addition de H202. Le "facteur de filtration" est par définition le temps nécessaire pour filtrer 50 cm3 de solution de polymère divisé par le temps nécessaire pour filtrer 50 cm3 de saumure. On filtre les deux volumes à travers un filtre "Millipore" en acétate de cellulose de 47 mm de diamètre et 0,22 9m, à une chute de pression de 138 kPa. TABLEAU 1 Echan- PHPA PHPA H202 Solvant Visco- Facteur Facteur tillon ini- finale aqueux sité de ta- de fil- No. tiale cp misage tration 1 0,2 0,20 0 SIW* 12 18 >720 2 0,2 0,18 2,7 SIW 2,0 1,2 1,1 3 1,5 1,5 0 eau 6000 >250 >720 douce 4 1,5 0,5 2,0 eau 1,4 1,3 1,2 douce 1,5 0,5 2,0 SIW 1,4 1,2 1,1 6 6,5 6,5 0 eau 70000 >250 >720 douce 7 6,5 1,3 2,4 SIW 1,4 1,0 1,1 *SIW= eau d'injection synthétique pour gisements de pétrole contenant 2,6 % en poids de solides dissous totaux et 1,3 % en poids de dureté. il On a analysé les échantillons 1 et 2 par chromato- graphie liquide A grande efficacité (HPLC) avec exclusion de grosseur avant filtration. Les résultats de la chroma- tographie (HPLC) sont représentés par la figure unique. L'échantillon 1 présente deux pics; la PHPA A poids molé- culaire élevé a été éluée la première et ensuite toute la matière à bas poids moléculaire de l'échantillon. L'échantillon 2 traité par H202 n'avait qu'une pointe correspondant à une matière à bas poids moléculaire. On a analysé les solides dissous de l'échantillon 4 par l'infrarouge (IR) après filtration. Les solides présentent les mêmes propriétés IR que la PHPA. L'exemple 1 indique l'aptitude de H202 à dégrader toute la PHPA A poids moléculaire élevé en PHPA à poids moléculaire inférieur, ainsi que le démontrent les r6sul- tats analytiques HPLC et IR. L'analyse IR tend à confirmer que le mécanisme de la dégradatioin du polymère est une scission du squelette qui ne change pas notablement les groupes fonctionnels du polymère. EXEMPLE 2 On a tiré un gel de reflux d'un puits d'injection de PHPA d'un gisement de pétrole. Le gel contenait une PHPA similaire à celle de l'exemple 1 A une concentration de 6 500 ppm. En outre, le gel contenait environ 150 ppm de fer élémentaire et des quantités de sable et d'autres matières. On a ajouté une solution de H202,au gel de l'échantillon 2 tandis qu'on n'en a pas ajouté à l'échan- tillon 1. On a agité les deux échantillons pendant une- nuit à la température ambiante. On a mesuré la viscosit6é, le Facteur de tamisage et le facteur de filtration et ils sont indiqués au Tableau 2 cidessous. On a déterminé le facteur de filtration de la même façon que dans l'exemple 1, si ce n'est que l'on a utilisé des filtres "Polyvic Millipore" en polychlorure de vinyle de 0,6 gm. TABLEAU 2 Echantil- Gel de PHPA H202 Viscosité Facteur Facteur Ion No. % en poids % en cp de tami- de filtra- dans poids sage tion l'échantil- lon 1 100 0 >1 800 >1 000 "1 000 2 90 3 1,5 1,0 270 EXEMPLE 3 On a plongé des pièces solides, contenant environ % en poids de polyacrylamide réticulée, dans différents échantillons de solutions aqueuses. Les quantités étaient telles que la concentration de polyacrylamide dans l'échantillon soit de 10 % en poids lorsqu'elle était dissoute dans la solution. Les solutions d'échantillon contenaient diverses quantités de H202 et on les a main- tenues à la pression atmosphérique et à la température ambiante jusqu'à ce que pratiquement toute la polyacry- lamide solide soit dissoute. On a bien agité les échan- tillons i à 3. On n'a pas agité du tout les échantillons 4 et 5. On a déterminé le facteur de filtration à la façon de l'exemple 1. On a filtré les échantillons 1 à 3 sur des filtres "Millipore mixte d'acétate de cellulose et de nitrate de cellulose de 0,22 nm tandis que l'on a fil- tré les échantillons 4 et 5 sur un filtre "'Polyvic Millipore" en polychlorure de vinyle de 0,6 Nm. Les résul- tats sont indiqués au Tableau 3 ci-après. La concentration de H202 est la concentration initiale. Elle a diminué avec le temps de contact. Dans l'échantillon 1, la concentration de H202 a été rétablie à 3 % au bout de 22 heures. Dans l'échan- tillon 4, on a divisé le solide en 20 petits morceaux tandis que dans l'échantillon 5, le solide était d'une seule pièce. Dans les échantillons 1 à 5, tout le solide s'était dissous avant le temps de contact spécifié (avant 22 heures dans l'échantillon 1). - TABLEAU 3 Echantil- H202 Temps de Viscosité Facteur Facteur lon No. % en contact cp de tami- de filtra- poids h sage tion 1 3,0 22 4,3 14 >50 44 2,5 1,7 >50 2 3,0 46 3,3 1,9 >50 3 10,0 22 1,6 1,5 15 4 10,0 18 2,3 2,3 3,4 5 10,0 18 2,6 2,2 3,5 EXEMPLE 4 Deux puits d'injection de PHPA du type de l'exemple 2 ont subi une diminution d'injectivité comme indiqué ci-dessous au Tableau 4. L'injectivité est expri- mée en litres par jour A une pression d'injection de 6 900 kPa. On a injecté dans chaque puits 9 500 litres de solution aqueuse de traitement A 5 % de H202. Apres injection des liquides de traitement et une période d'imprégnation, on a fait refluer les liquides de trai- tement. On a alors recommence l'injection d'eau dans les puits. Les résultats d'injectivité sont indiqués ci-dessous au Tableau 4. TABLEAU 4 Injectivité avant traitement: puits 1 = 4 600 puits 2 = 4 700 Temps écoulé après Injectivité Injectivité la reprise de l'in- du puits 1 du puits 2 jection d'eau,jours 0,1 14 000 11 000 0,2 17 000 15 000 0,3 36 000 20 000 0,9 13 000 9 300 4 11 000 7 600 10 000 7 600 10 000 7 200 Les puits semblent etre stabilisés après appro- ximativement 5 jours. L'injection d'eau dans chacun des puits à ce moment est environ le double des taux d'injec- tion de prétraitement. Les premiers 9 500 litres de fluide récupérés immédiatement après le traitement étaient clairs, ne contenaient pas de gel et seulement de faibles quantités de pétrole. Les fluides additionnels récupérés après les 9 500 litres contenaient une faible quantité de gel. L'apparence des petites quantités de gel dans les fluides récupérés indique que seuls les gels de PHPA directement mis en contact par le fluide de traitement sont dégradés. EXEMPLE 5 On a traité des échantillons aqueux contenant 1,95 % en poids de PHPA de l'exemple 1 par différentes solutions de peroxyde d'hydrogène ou de gaz oxygénés. On faisait barboter les gaz à travers les solutions d'essai de PHPA. Le rapport de poids de la solution de PHPA au peroxyde d'hydrogène était de 1:1. Dans les essais de gaz, on a ajouté de l'eau distillée à la solu- tion de PHPA en un rapport de poids de 1:1. On a mis en contact la PHPA avec l'agent chimique de traitement à la température ambiante pendant 20 heures puis on a déter- miné la viscosité, le facteur de tamisage et le facteur de filtration à la façon de l'exemple 1. On a utilisé des filtres "Polyvic Millipore" de 0,6 ym pour les essais de facteur de filtration avec une chute de pression de 69 kPa. Les résultats sont indiqués ci-dessous au Tableau 5. TABLEAU 5 Solution de traitement Viscosité Facteur de Facteur de cp tamisage filtration témoin (pas d'agent chimique de traitement) 2 000 2>240 80 6,0 % H202 1,6 1,4 2,9 3,0 % H202 1,7 1,9 3,5 1,0 % H202 3,0 1,9 4,7 Oxygène 2 000 >240 > 80 Air > 2 000 i 240 > 80 Il est évident que le peroxyde d'hydrogène est efficace pour dégrader la PHPA tandis que les gaz oxy- génés sont inefficaces. EXEMPLE 6 On a inondé successivement, avec les liquides indiqués au Tableau 6, un bouchon de grès "Berea" cuit de 7,6 cm de longueur et 2,5 cm de diamètre, ayant une perméabilité de 100 Md. On effectuait l'inondation à 22 C et à une pressiion de liquide de 2 800 kPa. On a posé des branchements de mesure de pression sur les première et deuxième moitiés de la longueur du bouchon pour déter- miner la réduction respective de perméabilité sur les moitiés. Les résultats sont indiqués ci-dessous au Tableau 6. Toutes les concentrations de liquide d'inondation sont des pourcentages en poids. La PHPA est celle de l'exemple 1. Le volume de liquide est exprimé dans chaque cas rela- tivement aux volumes de pores. La réduction de perméabi- bilité est exprimée par kfinal/kinitial. TABLEAU 6 Séquence Liquide Volume Réduction de perméabilité Vitesse No d'inon- de li- lère moitié 2ème moitié d'avance dation quide du bouchon du bouchon frontale (m/jour) 1 1,0 % NaCIl 50 1,00 1,00 130 2 0,1% PHPA 50 - - 32 dans 1 % NaCl 3 1,0 % NaCl 70 0,15 0,16 130 4 3,0 % H2 13 - - 21 1,0 % NaCl 50 0,96 0,80 130 L'inondation de PHPA dans la séquence 2 a entrainé une réduction excessive de perméabilité par suite de l'accumulation de PHPA résiduelle dans le bou- chon de carotte. Pratiquement toute la perméabilité a * été rétablie dans la première moitié du bouchon par trai- tement par H202 dans la séquence 4 tandis que 80 % de la perméabilité se sont rétablis dans la deuxième moitié du bouchon. EXEMPLE 7 On a bourré trois petits flacons à échantillon à large embouchure avec des morceaux de tube métallique ayant un diamètre extérieur de 0,64 cm. On a rempli le volume restant des flacons avec du "Clorox", marque com- merciale de Clorox Co. désignant une solution d'hypo- chlorite de sodium à 5,25 % en poids dont le pH est réglé à 9. On a conduit les expériences à la température ambiante. Le tube métallique du premier échantillon était en acier au carbone. En quelques minutes, de grandes quantités d'un précipité brun volumineux se sont formées et ont continué à se former jusqu'à ce que plus de 2 heures se soient écoulées. Du tube en métal Monel dans 256D927 le deuxième échantillon a donné des résultats similaires si ce n'est que le précipité était noir et légèrement moins volumineux. Le Monel est une marque commerciale d'alliage contenant environ 67 % de Ni, 28 % de Cu, 1 à 2 % de Mn et 1,9 à 2,5 % de Fe en poids. Dans le troisième échantillon, il y avait du tube d'acier inoxy- dable 316. On a noté peu de réaction au bout de plusieurs jours. Il est évident que l'hypochlorite de sodium at- taque et corrode facilement l'acier au carbone et le Monel, qui sont communément utilisés dans les gisements de pétrole, en formant des produits d'oxydation de métaux. Ces précipités sont capables de boucher effec- tivement une.formation souterraine. Des expériences simi- laires en laboratoire avec le peroxyde d'hydrogène et les métaux cidessus indiquent que le peroxyde n'est pas du tout aussi corrosif que l'hypochlorite de sodium. Bien que l'on ait décrit et représenté le mode d'exécution préférentiel ci-dessus de l'invention, il est entendu que toutes les variantes, celles qui sont suggérées et d'autres, rentrent dans le cadre de l'invention. REVENDICATIONS 1 - Procédé de rétablissement de la perméabilité d'un puits ou du voisinage d'un puits en communication avec une formation souterraine, la perméabilité étant réduite par un polymère organique synthétique hydrosoluble à poids moléculaire élevé accumulé à la face du puits, près du puits ou dans le réseau de fissures du puits, procédé caractérisé par les opérations suivantes: injecter dans le puits une solution aqueuse contenant un peroxyde minéral, et mettre en contact le polymère à poids moléculaire élevé avec le peroxyde minéral jus- qu'à ce qu'au moins une partie du polymère soit dégradée à un poids moléculaire inférieur de manière à rétablir pratiquement la perméabilité dans ou près du puits. 2 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le polymère est une polyacrylamide ou une polyacrylamide partiellement hydrolysée. 3 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le peroxyde minéral est le peroxyde d'hydro- gène. 4 - Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que la concentration de peroxyde d'hydrogène dans la solution est de 500 ppm à 30 % en poids environ. - Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que la concentration de peroxyde d'hydrogène dans la solution est de 1 à 5 % environ en poids. 6 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le solvant aqueux est l'eau douce. 7 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on ajoute à la solution aqueuse des cations de métaux de transition choisis dans le groupe comprenant le plomb, le chrome, le fer, le cuivre et leurs mélanges. 8 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on ajoute des ions hydroxyde A la solution aqueuse. 9 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le puits est un puits de production de pétrole. - Procédé de rétablissement de l'injectivité d'un puits d'injection servant à injecter un polymère organique synthétique hydrosoluble à poids moléculaire élevé, dans un processus de récupération de pétrole, le puits communiquant avec une formation pétrolifère souterraine, l'injectivité étant réduite par le poly- mère accumulé à la face du puits, près du puits ou dans le réseau de fissures du puits, procédé caractérisé par les opérations suivantes: injecter dans le puits d'in- jection une solution aqueuse contenant un peroxyde min6- ral, et mettre en contact le polymère à poids molécu- laire élevé avec le peroxyde minéral jusqu'à ce qu'au moins une partie du polymère soit dégradée à un poids moléculaire inférieur de manière à rétablir pratiquement l'injectivité. 11 - Procédé selon la revendication 10, carac- térisé en ce que le polymère est une polyacrylamide ou une polyacrylamide partiellement hydrolysée. 12 - Procédé selon la revendication 10, carac- térîsé en ce que le peroxyde minéral est le peroxyde d'hydrogène. 13 - Procédé selon la revendication 12, carac- térisé en ce que la concentration du peroxyde d'hydro- gène dans la solution est de 500 ppm à 30 % environ en poids. 14 - Procédé selon la revendication 13, carac- térisé en ce que la concentration de peroxyde d'hydro- gène dans la solution est de 1 à 5 % environ en poids. - Procédé selon la revendication 10, carac- térisé en ce que le solvant aqueux de la solution aqueuse est l'eau douce. 16 - Procédé selon la revendication 10, carac- térisé en ce que l'on ajoute à la solution aqueuse des cations de métaux de transition choisis dans le groupe comprenant le plomb, le chrome, le fer, le cuivre et leurs mélanges. 17 - Procédé selon la revendication 10, carac- térisé en ce que l'on ajoute des ions hydroxyde à la solution aqueuse. 18 - Procédé selon la revendication 10, carac- térisé en ce que l'on ferme le puits pendant un temps d'imprégnation après avoir injecté la solution aqueuse dans le puits et que l'on reprend le processus de récu- pération de pétrole au bout du temps d'imprégnation. 19 - Procédé de rétablissement de la perméabilité d'une zone d'une formation souterraine,-dont la perméa- bilité est réduite par la présence d'un polymère orga- nique synthétique hydrosoluble à poids moléculaire élevé, procédé caractérisé par les opérations suivantes: injecter dans la zone une solution aqueuse contenant un peroxyde minéral, et mettre en contact le polymère à poids moléculaire élevé avec le peroxyde minéral jus- qu'à ce qu'au moins une partie du polymère soit dégradée à un poids moléculaire inférieur de manière à rétablir pratiquement la perméabilité relative. - Procédé selon la revendication 19, carac- térisé en ce que le peroxyde minéral est le peroxyde d'hydrogène. 21 - Procédé selon la revendication 19, carac- térisé en ce que le polymère est une polyacrylamide ou une polyacrylamide partiellement hydrolysée.