Il existe particulièrement le long du littoral des Etats Unis qui longe le Golfe du Mexique, des nappes aquifères ou poches d'eau contenant de l'eau et du gaz naturel et soumises à des pressions notablement supérieures à la pression hydrostatique. Les nappes aquifères soumises à la pression géostatique, lorsqu'elles sont en communication avec un forage, font arriver de l'eau à la surface du sol à la façon d'un puits artésien. On sa t que ces nappes aquifères sous pression géostatique contiennent du gaz naturel dissous dans l'eau et bien qu'on ne connaisse pas avec precision la quantit de ces réserves de gaz emmagasinées dans ces nappes aquifères, différentes estimations sont super eures à 127 billions de m3 de gaz.Le gaz naturel peut être present dans des formations aquifères sous pression géostatique : (1) sous la forme de gaz dissous dans l'eau, (2) aussi sous la forme d'une phase gazeuse libre dispersée avec de l'eau dans les pores du sable. I1 existe peut autre, dans des poches de gaz sous pression géostatique qui sont épuisées et non exploitables commercialement, une autre forme de gaz naturel, à savoir (3) une phase gazeuse libre présente séparément de l'eau.On estime que le rendement d'eau tiré d'une nappe aquifère ainsi confinee, par écoulement cartésien, est de l'ordre de 3% de l'eau contenue dans la nappe aquifère confinée. S'il existe dans une telle nappe du gaz en solution dans l'eau (forme 1), d'autres estiment que le rendement de gaz est du même ordre que 3%, ce qui n'est pas suffisant pour que le forage de puits soit rentable commercialement.Les nappes aquifères sous pression geostatique comportant une phase gazeuse libre dispersée (forme 2) contiennent généralement une plus grande quantité de gaz que les nappes aquifères contenant seulement du gaz en solution mais la quantité de gaz libre dans ces nappes ne peut pas être lécup-krée de façon classique étant donné l'extraction simultanée de grandes quantités d'eau. La production de gaz naturel par les poches de gaz sous pression geostatique exploitables commercialement cesse fréquemment parce que de grandes quantités d'eau extraite gênent la récupéreation du gaz.En outre, beaucoup de poches sous pression géostatique où l'extraction du gaz a été arrêtée par suite de l'entrée de l'eau dans les puits contiennent des gisements de gaz en phase gazeuse (forme 3), non récupérés mais en communication de pression avec des puits existants. L'invention vise à tirer de l'eau de puits etablis dans des nappes aquifères sous pression géostatique de manière à rendre maximal le rendement de gaz naturel tiré de ces formations. Le procédé classique pour extraire des hydrocarbures de puits de pétrole ou de gaz consiste à limiter le débit de façon que la pression des formations au voisinage du puits ne soit pas réduite considérablement et qu'il n'arrive pas, dans le puits, d'eau en quan tités appréciables.Par contre, la présente invention vise à tirer de l'eau des puits dans une région de la poche où existe une saturation de gaz libre dispersé (forme 2), à un débit élevé de manière à réduire notablement la pression des formations et de préfé- rence aussi rapidement que possible, ce qui fait qu'unie fraction notable du gaz dissous dans l'veau de la nappe aquifère se libère de la solution.Le gaz naturel, libéré de l'eau qui reste dans la nappe aquifère, peut alors affluer au puits indépendamment de l'e- coulement d'eau et être récupéré lorsqu'une petite phase de gaz libre est dispersée au sein de la nappe aquifère, parce que le gaz naturel s'écoule à travers la formation plus facilement que l'eau, étant donné le contraste extrême entre les viscosités des deux corps étant donné le rapport favorable de perméabilité gazXeau. L'invention vise à fournir un procédé pouvant extraire jusqu'à 14% du gaz d'une nappe aquifère sous pression géostatique, contrairement aux estimations actuelles prévoyant un rendement de 3% seulement par les procédés classiques. L'invention a pour objet un procédé d'accroissement du rendement de gaz naturel, principalement de méthane, tiré d'une nappe aquifère sous pression géostatique contenant de l'eau et du gaz et comportant une zone de gaz libre dispersé dans l'eau, qui consiste à prévoir un ou plusieurs puits partant de la surface et se terminant dans la nappe aquifère sous pression géostatique de ladite zone et à laisser s'écouler à travers le puits, sous la pression naturelle, de l'eau et du gaz venant de la nappe aquifère sous pression géostatique, de manière à abaisser suffisamment la pression dans la nappe aquifère pour que du gaz puisse se libérer de la solution dans l'eau de sorte que le gaz libéré émigre vers le puits et s'extrait plus facilement que l'eau, le gaz tant récupé- ré à la surface.L'eau qui s'écoule du réservoir le fait sous sa pression propre et son extraction ne nécessite donc pas de pompage. En outre, étant donné qu'une partie du gaz se sépare de l'eau dans la formation souterraine, on peut extraire une proportion de gaz supérieure à celle d'eau. Il suffit d'extraire un petit pourcentage de l'eau contenue dans la nappe aquifère pour permettre au gaz en solution de se libérer de l'eau. L'invention a encore pour objet un procédé d'accroissement du rendement de gaz naturel tiré d'une nappe sous pression géostatique, qui consiste à prévoir un ou plusieurs puits partant de la surface et se terminant dans la nappe aquifère sous pression géostatique et à extraire de l'eau des puits par la pression naturelle, à un débit assez élevé pour réduire d'au moins 25,7 la pression de fond des puits de manière à permettre au gaz de se liberer de la solution dans l'eau, la majeure partie de cette eau restant dans la nappe aquifère et le gaz émigrant vers les puits indépendamment de l'eau. Un autre but de l'invention est encore de permettre à chacun des puits de donner un débit initial d'au moins 2380 m3 d'eau par jour, de manière à assurer la réduction désirée de la pression de la nappe aquifère et à maintenir cette pression réduite. Un autre but est encore d'appliquer l'invention à une poche de gaz sous pression géostatique, épuisée du point de vue de l'extraction commerciale par puits, de façon que la réduction de pression permette à la phase gazeuse libre non récupérée de se dilater de façon que l'on puisse la récupérer par les puits. Un autre but est d'appliquer l'invention en tirant parti de puits existants et/ou de puits nouveaux, selon ce que necessi- te la nappe aquifère à exploiter. Un autre but est d'assurer l'abaissement de la pression en un temps aussi court que possible et de réduire ainsi l'extrac- tion totale d'eau nécessaire à la récupéreation du gaz, de sorte que la quantité d'eau à liminer est moindre. Un autre but est d' assurer un rendement accru de gaz en abaissant la pression au fond du puits aussi rapidement que possible. Le temps nécessaire à cette réduction de pression dans cer- tains nappes aquifères peut atteindre un ou deux ans et dépend du débit d'eau et des caractéristiques de la nappe aquifère. Un autre but de l'invention est encore de tirer un rendement accru de gaz naturel de nappes aquifères sous pression geostatique comportant une saturation de gaz libre dispersé dans la formation remplie d'eau (forme 2) et qui contiennent du gaz dissous dans I 'eau (forme 1) et/ou de nappes aquifères qui comportent une phase gazeuse libre mais qui étaient considérés comme non exploitables conmercialement ou épuisés par l'exploitation commerciale.Bien qu'il existe une plus grande quantité de gaz dissous dans l'eau (forme 1 > à cause du grand volume total d'eau dans les nappes aquifères contenant du gaz dissous dans l'eau, il existe une bien plus grande possibilité de grand rendement de gaz natu- bel relativement à la quantité d'eau extraite, lorsqu'on utilise le présent procédé avec les nappes aquifères contenant du gaz sous les formes 2 et 3. D'autres caractéristiques et avantages apparaltront faci liement dans la description suivante, concernant un mode d'exécu- tion préférentiel et se référant aux dessins sur lesquels La figure 1 est une coupe agrandie d'une partie d'une nappe aquifère sous pression géostatique dans laquelle du gaz naturel est dissous dans l'eau contenue dans les pores du sable (forme 1);; La figure 2 une coupe agrandie d'une partie d'une nappe aquifère sous pression géostatique contenant du gaz libre dispersé (forme 2) tel qu'on le trouve dans des poches de gaz aEuispes ou des poches de gaz non exploitables comsercialement, en ratRO temps que du gaz dissous dans l'eau (forme I) ; La figure 3 une coupe en élévation d'une poche de gaz épuisée contenant du gaz sous les trois formes ;; ta figure 4 indique la variation de pression d'une nappe aquifère sous pression géostatique lorsqu'elle est soumise intentionnellement à un débit anormalement élevé d'extraction d'eau La figure 5 est un graphique représentant les rendements de gaz de la nappe aquifère de la figure 4 ; La figure 6 est un graphique représentant les rendements de gaz d'une autre nappe aquifère; La figure 7 un plan d'une poche de gaz existant réellement, envahie par l'eau et situce au-dessus d'une nappe aquifère sous pression géostatique, et la ligure s un graphique représentant le rendement de gaz do la poche de la figure 7. La figure 1 montre une partie d'une nappe aquifère sous prossion géostatique de forme 1 dans laquelle -le gaz naturel, principaloment du méthane, est dissous dans l'eau contenue dans les poros du sable. dinsi, l'eau 10 contenant du gaz naturel dissous remplit complètement les po es entre les particules de sable 12. Les brevets des E.U.A. n 3 258 069 et 3 330 356 suggèrent de retirer du gas entmîné et diffèrentes études consacrées à l'exploitation de nappes aquifères sous pression géostatique pour la récupération d'énergie thermique et hydraulique contenue dans l'eau 10 concordent dur ce point que seul le gaz dissous dans Il eau extraite des puits est disponible et que ce gaz est seulement disponible avec le rapport gaz/eau de la solution d'origine. Etant donné le coût du forage des puits,les investissements représentés par les tuyauteries et équipements de surface et les frais de gestion, un tel volume de récupération de gaz est contestable économiquement avec les méthodes classiques. En outre1 étant donné qu'environ 3% seulement de l'eau pourrait être tirée par écoulement artésien d'une nappe aquifère sous la pression naturelle, cela signifie que pratiquement 97% da l'eau et du gaz resteraient dans la nappe sans être extraits. Diverses estimations sur les réserves potentielles do gaz contenues dans des formations comme celle de la figure 1 sot spéculatives, mais elles vont jusqu'à 127 billions de m3 de gaz.Le prisent procédé vise à ne pas atteindre simplement les 3% de c-a naturel considérés antérieurement comme disponibles, nais à tirer un pourcentacDe aussi grand que possible de la réserve totale primitive de gaz naturel et on a déterminé que par le présent procédé, on peut récupérer une proportion ntteignant 14%, de sorte que la récupération serait commercialement praticable. Il a été suggéré, en des communications à la Sous-Commis on de l'Energie de la Commission des Sciences et de l'Astronau- tique, à la Chembre des Représentants des E.U.A., 93ème Congrès, deuxième session, les 5, 6,7 et 11 février 1974, concernant HR 11212, qu'il est possible qu'une partie du gaz en solution se libère de de lteau d'une nappe aquifère lorsqu'on réduit la pression, mais il n'a pas été suggéré que l'on puisse récupérer économiquement aucune part de ce gaz naturel dégagé. Un point dlimportan- ce primordiale, lorsqu'il s'agit de récupérer du gaz naturel d'une poche sous pression géostatique, est de savoir si le gaz naturel dégagé dans la nappe aquifère à distance des puits pourra ou non émigrer vers un puits et être extrait.Différentes études en laboratoire sur le mouvement du gaz dans les sables d'eau présentant de faibles saturations volumétriques de la phase gazeuse indiquent que la phase gazeuse n'est pas mobile. Il existe une certaine valeur minimale nécessaire de saturation de "gaz libre" dans les pores de la formation, audessus de laquelle le gaz devient mobile, c'est-à-dire peut se mouvoir à travers la formation en réponse à des différences de pression. D'autre part, des forces ascensionnelles dues à la différence de densité du gaz et de l'eau peuvent entrer en 3eu de manière à concentrer la saturation du gaz libre et à permettre à du gaz de se mouvoir à travers le sable. Certaines nappes aquifères sous pression géostatique contiennent à la fois la forme continue (forme 3) et la saturation de phaze gazeuse dispersée (forme 2) considérée comme marginales ou sans intérêt commercial pour l'extraction de gaz exempt d'eau. La figure 2 montre une coupe d'une partie d'une poche de ce genre où le gaz naturel 16 est en phase gazeuse, entouré par de l'eau 18 dans les pores situés entre les particules de sable 20 (forme 2). Comme on l'a représenté, la quantité de gaz relativement à l'eau peut varier. Saturation en gaz 10 à 35% du volume des pores, saturation en eau 90 à 65% du volume des pores.En outre, I1 eau 18 comprend du gaz naturel en solution (forme 1) avec l'eau 18. S'il existe initialement une saturation de phase gazeuse (forme 2) dans la nappe aquifère, lorsqu'on réduit la pression celle-ci, le gaz naturel dégagé de 11 eau (passant de la forme 1 à la forme 2) dans la formation devient mobile. Par dilatation, le gaz en phase gazeuse (forme 3) émigre aussi vers les puits où on le récupère. L'invention vise à extraire l'eau d'une nappe aquifère sous pression géostatique contenant une saturation de gaz libre dispersé (forme 2), en tirant parti de la pression de la nappe aquifère, à un débit élevé, de manière à réduire suffisamment pression de la nappe aquifère pour que le gaz en solution (formel) se libère de l'eau et deviennemobile, libre d'affluer au puits d'extraction indépendamment de l'écoulement d'eau et d'être récu péré. Cela permet de récupérer du gaz en solution contenu dans une eau non extraite.En outre, les hydrocarbures liquides éventuelle- ment présents dans la nappe aquifère affluent au puits et sont récupérés en même temps que le gaz et l'eau. Comme on l'a indiqué à propos de la figure 1, pour le gaz naturel dissous dans l'eau d'une nappe aquifère sous pression géostatique1 le taux d'accroissement du rendement de gaz, au delà de celui qui est dissous dans l'eau extraite, peut parattre faible mais une tentative de récupération se justifie étant donné la grande étendue de ces nappes aquifères et donc les grandes réserves de gaz naturel contenues dans ce type de nappe sous pression géostatique et éventuel7ement récupérables. Comme le montre la figure 2, certaines nappes aquifères sous pression géostatique contiennent une saturation de gaz libre qui est considérée comme marginale ou sans intérêt commercial pour l'extraction de gaz naturel exempt d'eau et qui équivaut à une poche de gaz naturel épuisée. ainsi, la saturation désirable de phase gazeuse existe dans le sable et le gaz naturel libéré de la solution dans l'eau lorsque la pression de la nappe aquifère stabais- se est mobile et libre d'arriver au puits d'extraction, en une phase gazeuse séparée, indépendante de l'écoulement d'eau. La saturée tion de phase gazeuse dans une poche de gaz naturel inondée d'eau est considérée, par les experts, comme étant de l'ordre de 25 à 45% du volume de pores inondé.Donc, alors qu'il existe un plus grand volume total de gaz naturel contenu dans les nappes aquifères des types représentés par la figure 1, étant donné leur distribution générale sur une aire géographique étendue, la possibilité d'une plus grande récupération de gaz naturel relativement à la quantité d'eau extraite des nappes aquifères du type de la figure 2 zt très supérieure. Selon l'invention, en assurant un grand débit de retrait d'eau par expansion de l'eau dans la nappe aquifère sous pression géostatique1 on abaisse la pression subie par la masse principale d'eau restant dans la nappe aquifère, suffisamment pour permettre à du gaz naturel de se libérer de sa solution dans l'eau, ce qui permet à la phase gazeuse contenue dans les pores (formc 2) de se dilater ct de constituer une plus grande saturation volumétrique fractionnaire, e t permet à une partie des dux formes existantes, le gaz naturel en phase gazeuse (forme 2) et le gaz naturel libéré de la solution (forme 1 passant à la forme 2) d'affluer au(x) puits et autre extraites et récupérées. De préférence, il est désirable d'exploiter initialement les puits à un débit assez 41eve et aussi rapidement que possible, afin de réduire la pression au fond des puits an niveau minimal nécessaire pour maintenir l'écoulement arté- sien et maintenir les débits élevés d'extraction d'eau, de façon que le gaz se libère de la solution dans l'eau et émigre plus librement vers le puits pour être extrait.Cette réduction de pression aboutit au minimum d'extraction et d'élimination d'eau compatible avec le rendement naximal de gaz naturel. Qu'il existe ou non une phase gazeuse initiale dans une nappe aquifère sous pression géostatique, on cree une phase gazeuse en abaissant la pression dans une nappe aquifère ne contenant initialement que de l'eau saturée de gaz, et alors, on aura la même saturation de phase gazeuse que si elle existait initialement.A une certaine saturation de gaz naturel, on prévoit un certain mouvement du gaz naturel indépendamment des vitesses normales de mouvement de l'eau. Quand la phase gazeuse commence à se mouvoir plus rapidement que l'eau en direction du puits, il est à prévoir que l'effet ascensionnel du gaz causera une montée des bulles et qu'un mouvementé de ce type créra une plus forte saturation de gaz en certains endroits de la nappe aquifère, par exemple le long de couches imperméables au mouvement vertical du gaz. Une saturation accrue de gaz sous ces couches pourrait former des conduits pour l'écoulement de gaz en direction du puits.Un autre mécanisme d'exploitation de gaz au delà de celui qui est dissous dans l'eau pourrait résider dans un mouvement de gaz dans une ou des couches où sa concentration s 1est accrue au-delà de celle qui est nécessaire pour que le gaz s'ecou- le indépendamment de l'écoulement d'eau. Toutefois, meme en l'absen- ce de couches imperméables, le gaz naturel sera amen à se mouvoir vers le ou les puits. on considèrera maintenant la figure 3 ; elle montre une coupe d'une poche de gaz naturelle qui a bté envahie par un afflux naturel d'eau ; la poche sous pression géostatique, indiquée par la référence générale 30, contient une partie 32 où se trouve de l'eau dans laquelle du gaz naturel est dissous de façon similaire a ce que montre la figure 1.La poche 30 contient aussi une partie 34 où se trouve du sable gazifère épuisé, c'est-à-dire de l'eau cas laquelle du gaz naturel est dissous en même temps qu'une phase gazeuse libre, comme celle que montre la figure 2, est disper- séo dans l'eau. En outre, on voit que la poche 30 comprend une partie 36 contenant une phase gazeuse non récupérée.La poche 30 est un type de poche où l 'exploitation du gaz naturel par les pu tus 38 et 40 a ces par suite (incursion d'eau. t'invention est particulièrement applicable è la poche 30 car on peut utiliser les puits 3@ et 40 forés précédemment et épuisés, qui sont déjà dans la zone de saturation de gas libre 34, sans qu'il soit nécessaire de forer des puits supplémentaires coûteux.Ainsi, on extraira de l'eau des puits 38 et/ou 40 à un grand débit pour réduire la pression de fond des puits de sorte que le gaz naturel des parties 32 et 34 se libèrera de la solution dans l'eau, émigrera plus librement que lJeau vers les puits 38 et 40 et sera récupéré. La saturation de gaz libre dispersé dans la partie 34 de la poche 30 se détend en répouse à la réduction do pression et une partie de ce gaz libre disperse doviont mobile, se rend au(x) puits et est récupérée.En outre, l'abaissement de la pression dans la poche 30 permet aussi à une partie du raz naturel contenu dans la partie 36 du rrservorr r de se détendre, d'affluer au puits 38 et d'être récupéré, aussi bien que le gaz de la partie 34 qui se détend et dont une partie devient mobile, Une parce du gaz libéré de la solution dans la partie 32 tronve des conduits traversant la partie 34, émigre plus facilement ers les puits et est récupérée. On a fait un calcul d'exploitation de poches, portant sur une nappe aquif@re limitée hypothétique sous pression géostatique pour déterminer la quantité minimale de gaz naturel que l'on pourrait tirer de l'eau extraite de le nappe aquifère et aussi pour déterminer la quantité maximale de gaz naturel que l'on peut récu @er si le gaz peut émigrer à travers la nappe aquifère vers les puits, après s'être dégagé de l'eau par suite de la réduction de la pression de la nappe aquifère. La solution est indiquée par les graphiques des figures 4 et 5 et par le Tableau I ci-après, pour une grande nappe aquifère hypothétique, sous pression géostatique, de forme circulaire, ayant les caractéristiques suivantes rayon : 16 km température : 149oC épaisseur : 60 m porosité : 20% profondeur : 3600 m perméabilité : 200 md pression : 700 kg/cm2 salinite de l'eau, : 100 000 par solides dissous : ties par mil totaux : lion Pour exploiter cette nappe, on utilise un groupe de huit puits situés sur un cercle de 2,1 kg. Chaque puits produit 8000 m3 d'eau par jour par écoulement naturel, contre une pression de séparateur de 70 kg/cm2.Quand la pression d'écoulement de tête de puits à la surface s'abaisse à 70 kg/cm2, on diminue le débit d'extraction d'eau dans la mesure nécessaire pour maintenir cette pression minimale de tête de puits de manière à permettre l'introduction de gaz à 70 kg/cm2 dans une tuyauterie sans qu'une consommation supplémentaire d'énergie soit nécessaire à la compression et on évacue l'eau extraite sans que cela nécessite d'énergie de pompage. La figure 4 montre la variation de pression de la nappe aquifère en "PSIa" (0,069dN/cm3) sous l'effet de ce débit élevé d'extraction d'eau de 64 000 m3låour. Sur ce graphique les distances sont indiquées en "miles" (1,609 m), PH est la pression hyddrostatique, PAM la pression aquifère moyenne, CA le centre aquifère et WB le puit de forage et PAO la pression aquifère d'origine. Les calculs sont basés sur une eau initialement saturée de gaz naturelle (en solution dans l'eau) à la pression et à la température primitives. A mesure que la pression s'abaisse dans la nappe aquifère sous l'effet de l'extraction, il se produit un dégagement de bulles de gaz dans l'eau. La figure 5 montre deux possibilités de récupération de gaz naturel de cette nappe aquifère dont l'eau est initialement saturée de gaz et dont la variation de pression est celle de la figure 4. Sur la figure 5, on a porté la production journalière d'eau et de gaz en fonction du temps, en années. La courbe 3, en haut du graphique, représente la production journalière d'eau, soit 64 000 m3/jour initialement la production est donnée en "baril/jour" (O,1589m3/jour) et en MM pieds cube par jour (i pied cube = 0,0283 m3), que l'on diminue au bout de 4 ans de manière à maintenir la pression d'écoulement à la tête du puits de 70 kg/cm2. La courbe 1 indique la production journalière de gaz naturel si l'on maintient le rapport initiale gaz/ eau dans. la solution pendant tout le temps d'extraction indiqué. Comme on l'a dit, c'est l'analyse faite par d'autres en ce qui concerne la récupération de gaz naturel de nappes aquifères de ce type. La courbe du Cas 2 représente la production journalière de gaz naturel quand le gaz dégagé dans la nappe aquifère est mobi- le et peut émigrer vers le puits selon l'invention. TABLEAU I Nappe aquifère de 16 km de diamètre, 8 puits Débit journalier de gas, en Cas 1 Cas 2 Extraction d'eau Année rapport initial maximum de migra- m3/ gaz/eau tien de gaz 3 1 0.335 0.635 63 500 2 0,335 1,346 63 500 .3 0,335 2,402 63 500 4 0,355 2,362 63 500 s 0,326 2,276 61 900 6 0,314 2,151 59 500 7 | 0,278 1,874 52 800 8 0,251 1,673 47 600 9 0,228 1,504 43 200 10 0,207 1,352 39 300 Il 0,188 1,217 35 700 12 0,172 1,099 32 600 13 0,157 1,000 29 800 14 0,142 0,905 27 100 15 0,130 0,821 24 800 Product. totale 1365,445MMm3 8258,341MMm3 259 millions m3 Taux de ré cupération@ 2,23% 13,51% 2,61% Récupération par puits 170,694MMm3 1032,013MMm3 32,6 millions m3 Gaz total,dégagé de la poche : 12 196,026 MMm3 @ gaz en solution primitivement en place :0,061 x 109m3 eau primitivement en place : 9.9 x 109m3 Le Tableau I indique les débits d'extraction de gaz natu- ol et d'cau avec les deux mécanismes déterminant la récupération do gaz comme ci-dessus.Comme on peut le voir dans le cas 1, utilicant les évaluations classiques, le rendement de gaz naturel est d'environ 3% du gaz initialement contenu dans la nappe aquifè re. Par contre, dans le cas 2, utilisant le procédé selon l'inven- tion, le rendement de gaz naturel est d'environ 13,5% du gaz initialement contenue L'eau extraite dans les deux cas représente en vlron 3% do celle que contenait initialement la nappe aquifere. Comme on l'a ait, il est désirable de réduire le plus possible la pression de fond de puits dans la nappc aquifère. Toute laos, comme le montrent les figures 4 et 5 et le Tableau I, même si les puits ont une extraction d'eau initiale de 7940 m3/jour par puits, il faut prs d'un an pour réduire la pression d'écoulement de fond de puits de 25%, donc la ramener de 703 à 527 kg/cm2 (pression absolue) (figure 4) de manière à obtenir un rendement de gaz accru et en fait, l'effet de rendement accru de gaz n'atteint son maximum qu'au bout de 3 ans environ. Cette réduction précoce de la pression de la nappe aquifère permet aussi le rendement accru de gaz avec le minimun d'extraction et d'évacuation d'eau. La nappe aquifère considérée sur les figures 4 et 5 et au Tableau I est très grande, contenant initialement plus de 9000 milliards de m3 d'eau. On a évalué une nappe aquifère hypothétique plus petite pour obtenir le rendement de gaz naturel prévu et la variation de pression prévue de la nappe, à un débit plus modéré d'extraction d'eau. La nappe limitée plus petite choisie pour l'évaluation a les caractéristiques suivantes : rayon : 4,8 km, tous les autres paramètres étant les mêmes que pour la grande nappe. On effectue l'exploitation de cette nappe avec deux puits extrayent chacun 7940 m3 d'eau par jour. La figure 6 représente les gammes de rendement de gas naturel possibles avec cette nappe. Comme précédemment, la courbe du cas I représente i' ex- traction de gaz naturel en MM pieds cubes par jour (1 pied cube= 0,0283m3) pour le rapport gaz/eau primitif. La courbe du cas 2 comme précédemment, représente itextraction de gaz avec migration naturelle du gaz à travers la nappe aquifère vers le puits, avec le même débit relatif (eau/gaz) que sur la figure 5. TABLEAU II Nappe aquifère de 4,8 km de diamètre, 8 puits Débit journalier de gan (MMm3) Cas 1 Cas 2 Extraction d'eau Année rapport initial maximum de mim3/jour gaz/eau gration de gaz l 0,083 0,103 15 900 2 0,083 0,32 15 900 3 0,073 0,49 13 900 4 0,054 0,35 10 300 5 5 0,040 0*25 7 500 6 0,029 0,18 5600 7 0,022 0,14 4 300 8 0,017 0,10 3 300 9 0,013 0,078 2 500 10 0,008 0,050 1 600 Production cumulative totale 155,5MMm3 768,4MMm3 29.400.000 m3 Taux de récupéra tion @ 2,82% 13,98% 3,3% Récupération par puits 77.7MMm3 384,2MMm3 14.000.000 m3 Gaz total dégagé de la poche 1 382,4 M gaz en solution primitivement en place 5,5 x 109m3 eau primitivement en place : 0,89 x 109m3 Le Tableau II indique les productions de gaz naturel et d'eau avec les deux mécanismes déterminant le rendement de gaz et expliqués plus haut. Comme on peut le voir dans le cas I, le rende ment de gaz naturel est d'environ 3% du gaz initialement contenu dans la nappe aquifère. Par contre, dans le cas 2, utilisant le procédé de l'invention, le rendement d gaz naturel est d'environ 14% du gaz initialement contenu.L'eau extraite dans un cas comme dans 'autre représente environ 3% de celle que contenait initialement la nappe aquifère Il faut noter que dans ce cas, 11% du gaz récupéré sont libérés de la solution dans une eau qui n'a jamais été extraite et que ce gaz émigre vers le puits indépendam- ment de l'eau extraite. Comme on peut le voir par la figure 6 et le Tableau II, deux puits, @ environ un an à un an et demi, peuvent établir la productivité en eau à long terme de la nappe aquifère, déterminer la variation de pression de la nappe sous l'effet de ce grand débit d'extraction d'eau, permettre de déterminer la grandeur de la nappe aquifère d'après le déroulement de l'extraction et, chose plus importante, déterminer dans quelle mesure le rendement de gaz natur@l tiré de la nappe aquifère est accru. On considèrera maintenant les figures 7 et 8 et le Tableau III ci-dessous, indiquant les conditions prévues dansle cadre de l'invention pour une poche de g@s réelle. TABLEAU III Poche de gaz envahie par l'eau, 2 puits production de gaz annuelle (MMm ) Cas l, Cas 2, Extraction d'eau Annés rapport ini- maximum de migra tial gaz/eau tion du gaz m /3our 1 13,22 245,19 2.400.000 2 33,05 90,81 5.800.000 3 33,05 57,22 5.800.000 4 28,42 40,86 5.000,000 5 21,82 32,62 3.800.000 6 16,52 28,52 2.900.000 Production cumu lative totale 146,11 495,25 25.700.000 Gaz libre restant dans la poche 373,19 MMm3 Gaz résiduel dans la poche 691,65 MMm3 Gaz en solution dans l'eau de la poche 53,77 MMm3 Gas total dans la poche 1118,61 Taux de récupération de gaz 44%. Comme le montre la figure 7, une poche de gaz réelle indiquée par la référence générale 50, est placée entre des failles 52 et 54 et une grande nappe aquifère 56. L'extraction de gaz s'est déroulés en 12 ans et l'eau venant de la nappe 56 située en dessous dc la poche de gaz 50 a envahi la poche de gaz 50, remplaçant le gaz extrait. Le réservoir 50 est à une profondeur supérieure à 4.500 m sous la surface du sol. Le réservoir 50 est sous une forte pression géostatique, la pression initiale étant d'environ 980 kg/ cm2.Après 12 ans d'extraction de gaz et d'invasion d'eau, la pression actuelle est d'environ 880 kg/cm2 et la seule phase continue de gaz libre qui reste se trouve au dessus des deux puits équipés 60 et 62 dans la partie de poche 58. La partie primitive 64 de la poche de gaz a été envahie par l'eau et du gaz existe sous la for- me d'une saturation de gaz libre dispersé dans la partie 64 ainsi que sous forme de gaz en solution dans l'eau. La partie 56 de la nappe contient du gaz en solution dans l'eau. Les caractéristiques de la poche sont les suivantes porosité 24 saturation de gaz libre dispersé dans la zone envahie 64 : 20,7% perméabilité : 00 200 md épaisseur moyenne de sable : 20 m Dans cette poche réelle, on se propose d'utiliser les deux puits épuisés 60 et 62 qui pénètrent dans la partie de poche 64 qui est la zone de gaz libre dispersé ou à l'état de saturation dans l'eau. Comme l'indique le Tableau III, les ingénieurs ont estimé que le gaz libre restant dans la partie 58 de la poche représene 3373 MMm3. Toutefois, les puits 60 et 62 étant épuisés. il n'est pas economique de forer un nouveau puits dont le coût est évalué à plusieurs millions. Les ingénieurs estiment aussi qu'il existe une saturation résiduelle de gaz dans l'eau de la partie 64, représentant 691 MMm3 mais que sa récupération n'est pas possible avec les techniques classiques d'extraction. On estime aussi que le gaz en selution dans la pertie 64 représente Etant donné que les puits épuisés existants 60 et 62 qui pénètrent dans la partie de saturation d gaz libre dispersé 54 et le grand volume de gaz dans cette partie, le traitement de la poche 50 par le procédé selon l'invention est trXs intéressent, L'invention propose de laisser s'écouler de l'eau et du gaz de la nappe aquifère, se-s la pression naturelle, par les puits 60 et 62, selon le programme indiqué sur la figure 8.Les résultats in- diqués par le graphique de la figure 8 et le Tableau III pour les cas 1 et 2 ont été calculés par un ordimatour, Comme précédemment, le cas 1 représente le traitement classique de la nappe aquifère sous pression @éostatique, dans lequel on conclut que le rapport gas/eau reste constant et que la quantité de gaz extraite ne varie denc que proportionnolloment à la quantité d'eau extraite.Toutefois, par i@ procédé selon l'invention, on exploitant la partie sn@ahie par l'eau 64, on obtient la récupération du gaz libre disporsé dans l'eau (forme 2) de la section 64, du gaz naturel en solution (@orme 1) dans l'eau dos parties 64 et 56 et du gaz libre de la partie 58. @utrement dit, la chute de pression dans la nappo aquifère a pour effet quo le gas devient mobile et se meut à travers le résorvoir plus vite que l'eau, assurant un rendement accru de gas grâce au rapport de perméabilité favorable gaz/eau. Dans le cas l, où l'on traite @lassiquement la nappe aqui- sous pression géostatique, on estine que la production cumulative totale est de 146 MMm3. Par contre, dans le cas 2 utilisant l'invention on extrayant de l'eau et du gaz de la zone de saturation de gaz libre dispersé 64, on estime que la production cumulative totale est de 495 MMm3. co qui donne un taux de récupération de gaz de 44%. On a fait diverses études et divers calculs sur divers types de poches pour déterminor quelles sont les conditions de travail nécessaires pur obtenir une saturation suffisante de gaz pour que le gaz puisse devenir mobile et traverser la formation de la poche plus vite que l'eau, ce qui permet d'obtenir le rendement accru de gaz selon l'invention. On a trouvé qu'il faut un débit 2560 m3 d'eau par jour en même temps qu'une réduction d'au moins 25% de la pression de fond de puits existante, pour assurer la saturation de gaz nécessaire pour donner au gaz la mobilité voulue pour assez or la rendement accru de e 'invention. Donc, l'invention convient bien pour atteindr les buts et obtenir les avantages mentiennés, ainsi que d'autres qui lui sont inhérents. On a donné à titre d'exemple un mode d'exécution actuellement préférentiel de l'invention, mais l'homme de l'art entreverra facilement de nombreuses modifications aux étapes du procédé, selon l'état des nappes aquiféres rencontrées et qui rentrent dans le cadre de l'invention. REVENDICATIONS 1. Procédé pour accroître le rendement de gaz naturel tiré d'une nappe aquifère sous pression géostatique contenant de l'eau et du gaz en solution dans l'eau et une one de gaz libre dispersé dans l'eau, procédé caractérisé par le fait que l'on prévoit un ou plusieurs puits partant de la surface et se terminant dans la nappe aquifère sous pression géostatique, dans la zone mentionnée, qu'on laisse s'écouler de l'eau et du gaz naturel de la nappe aquifère à travers le puits, sous la pression de la nappe aquifère, de manière à baisser la pression dans celle-ci suffisamment pour qu'une partie du gaz libre dispersé dans l'eau et une partie du gaz en solution puissent se libérer de l'eau, de sorte que le gaz naturel libéré émigre plus facilement vers le puits et est extrait. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé par le fait que l'on réduit d'au moins 25% en un an la pression de fond de puits existante. 3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé par le fait qu'on laisse s'écouler initialement de l'eau de la nappe aquifère par chacun des puits, à un débit d'au moins 2560 m3/jour. 4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé par le fait que l'on récupère par le puits les hydrocarbures liquides présents dans la nappe. 5. Procédé pour accroître le rendement de gaz naturel tiré d'une nappe aquifère sous pression géostatique contenant de l'eau et du gaz en solution dans l'eau et une zone de gaz libre dispersé dans l'eau, procédé caractérisé par le fait que l'on prévoit un ou plusieurs puits partant de la surface et se terminant dans la nappe aquifère sous pression géostatique, dans la zone mentionnée, qu'on extrait de l'eau des puits à un débit assez élevé pour obtenir dans les puits un basse pression de fond tout cn maintenant un écoulement artésien d'eau de façon qu'une partie du gaz lire dispersé dans l'eau et une partie du gaz en solution se libèrent de l'eau, de sorte que le gaz naturel libéré migre plus ac-le- ment vers le puits et est extrait 6. Procédé selon la revendication 5, caractérisé par le fait qu'on laisse s'écouler initialement de l'eau de la napp@ aquifère par chacun des puits à un débit d'au moins 2560 m3/jour. 7. Procédé pour accroître le rendement de gaz naturel tiré d'une nappe aquifère sous pression géostatique contenant de l'eau et du gaz en solution dans l'eau et comportant une partie qui contient une saturation de gaz libre dispersé dans I'eau, procédé caractérisé par le fait que lton prévoit un ou plusieurs puits partant de la surface et se terminant dans la nappe aquifère sous pression géostatique, dans la partie mentionnée, que l'on extrait de l'eau des puits à un débit assez élevé pour réduire d'au moins 25% la pression de fonds de puits existante, de sorte qu'une partie du gaz libre dispersé dans l'eau et une partie du gaz en solution se libèrent de l'eau et que le gaz libéré émigre plus facilement vers le puits et est extrait. 3. Procédé selon la revendication 7, caractérisé par le fait que le débit initial de chacun des puits est d'au moins 2560 m3 d'eau par jour. 9. Procédé selon la revendication , caractérisé par le fait que l'on récupère par les puits les hydrocarbures liquides présents dans la nappe aquifère. 10. Procédé pour accroître le rendement de gaz naturel tiré d'une nappe aquifère sous pression géostatique contenant de l'eau et du gaz en solution dans l'eau et comportant une partie qui contient une saturation de gaz libre dispersé dans l'eau, procédé caractérisé par le fait que l'on prévoit un ou plusieurs puits partant de la surface et se terminant dans la nappe aquifère sous pression géostatique, dans la partie mentionnée, que l'on extrait de l'eau des puits, sous la pression de la nappe aquifere, à un débit initial d'au moins 2560 m3/jour pour chacun des puits, que l'on réduit d'au n. noins 25" la pression de fond existante dans les puits, de sorte qu'une partie du gaz libre dispersé dans l'eau et une partie du gaz en solution se libèrent de l'eau et que le gaz libéré émigre plus facilement vers le puits et est extrait, et que l'on ma:ntient le habit initial et la réduction de pression de 25:: pendant un an.