Chapitre I - Introduction : C’est quoi une acidification ? Les acides tirent leur utilité dans la stimulation des puits de leur habilité à dissoudre les minéraux des formations et des matières étrangères, comme la boue de forage et les fluides utilisés dans les procédures de reprise des puits. La mesure pour laquelle la dissolution de ces matériaux accroit entrainera une augmentation de la productivité du puits, ce qui dépend d’un certains nombre de facteurs, y compris la méthode d’acidification choisit. On distingue 3 types principaux d’acidification : lavage à l’acide, l’acidification matricielle, et la fracturation à l’acide. L’acidification est donc une technique de stimulation, utilisant un fluide de stimulation contenant des acides réactifs, qui consiste en l’augmentation de la perméabilité et l’amélioration de la productivité des puits. Dans une acidification, des acides sont injectés dans la formation aux abords du puits pour éliminer les endommagements qui réduisent la productivité. L'objectif principal de tout traitement d’acidification est de dissoudre soit la roche ou les matériaux de la formation, naturelle ou provoqué, dans l’espace poreux de la roche. A l'origine, l’acidification a été appliquée aux formations carbonatées pour dissoudre la roche elle-même. Sur une période de temps, des formulations d’acide spéciales ont été développés pour une utilisation dans les formations gréseuses, afin d’éliminer les matières nuisibles induites par les fluides de forage ou de complétion ou par des pratiques de production. Il ya trois principales exigences qu'un acide doit respecter pour être accepté comme un fluide de traitement: 1- il doit réagir avec des carbonates ou d'autres minéraux pour former des produits solubles. 2- il doit pouvoir être inhibée pour empêcher une réaction excessive avec les équipements métalliques dans le puits. 3- D'autres considérations importantes sont la disponibilité, le coût et la sécurité dans la manipulation. Le but d’un traitement par acidification est donc l’élimination d’un colmatage aux abords du puits et restauration de la perméabilité initiale de la couche, mais il serait faux d’en conclure que l’injection d’un acide dans une formation sédimentaire entraîne toujours une amélioration de la production. Bien au contraire, injecter un acide sans une étude approfondie préalable, peut provoquer un endommagement beaucoup plus sévère qui ne peut être enlevé que par des traitements très coûteux tel que la fracturation hydraulique. Petit Historique sur l’acidification : L'utilisation d'acides afin de stimuler ou d'améliorer la production de pétrole dans des réservoirs carbonatés a vue une première tentative en 1895. Des Brevets couvrant l'utilisation des deux acides chlorhydrique et sulfurique à cet effet ont été émis à ce moment-là. Bien que plusieurs «traitements des puits» ont été réalisés, le processus n'a pas réussi à susciter l'intérêt général en raison de la sévère corrosion des tubages de puits, et d'autres équipements métalliques. Les prochaines tentatives d'utiliser l'acide se sont produites entre 1925 et 1930, il s'agissait de l’utilisation de l'acide chlorhydrique (HCl) pour dissoudre le tartre dans les puits dans le Glenpool field, Oklahoma, et d'augmenter la production du Jefferson Limestone (Dévonien) dans le Kentucky. Aucun de ces efforts n’a réussi et "l’acidification" a été une fois de plus abandonnée. La découverte d'inhibiteurs d’arsenic, ce qui a permis à l’HCl de réagir avec la roche de la formation sans endommager sérieusement l'équipement métallique de puits, a ravivé l'intérêt dans acidification des puits en 1932. A cette époque, Pure Oil Co. et Dow Chemical Co. utilisés ces inhibiteurs avec l’HCl pour traiter un puits de production à partir d'une formation de calcaire dans le comté de Isabella, Michigan. Les résultats de ce traitement étaient exceptionnels. Lorsque des traitements similaires dans des puits voisins ont produit des résultats encore plus spectaculaires, l'industrie de l’acidification est née. Tout au long des années qui ont suivi ces premiers traitements, l'industrie de l’acidification a grandie, utilisant des centaines de millions de litres d'acide appliquées dans des dizaines de milliers de puits chaque année. Cette technologie s’est développée avec une rapidité croissante, et de nombreux changements et innovations ont été apportés pour améliorer l'efficacité des traitements d’acidification. En raison des nouvelles techniques d'application et de développement des additifs pour modifier les caractéristiques de l'acide lui-même, l'acidification est devenue une science hautement qualifiés. A la connaissance des matériaux disponibles, des réactions chimiques pour le traitement et des conditions du puits, les propriétés des réservoirs, et les caractéristiques des roches sont requit pour concevoir un traitement d'acidification effective et efficace. Chapitre II - L'endommagement du réservoir : II.1. Définition: L'endommagement représente l'altération de la perméabilité du réservoir aux abords du puits, dans un rayon qui peut arriver jusqu'à 1 m à 1.5m, l'endommagement est se situe dans le chemin que suit l'effluent (réservoir, perforation, tubing…etc.). II.2. Causes : L'endommagement du réservoir est dû aux effets de plusieurs facteurs, et ceci eu lieu au cours des interventions sur puits, pendant les différents opérations. On cite : I. 1. 2. 3. 4. Endommagement dû aux opérations sur le puits(le forage, work-over, snubbing, coiled tubing): Invasion par la boue : physiquement : la pénétration des particules solides entrainer par le filtras de la boue à l'intérieur des pores colmatent ces derniers, aussi le filtre cake se forme au niveau des perforation en over balance. chimiquement : la déférence de viscosité entre la boue de forage et le fluide de formation obture ce dernier de sortir. invasion par le laitier de cimentation: Pendant la réalisation de la liaison couche –trou, le laitier de ciment provoque des endommagements similaire a ce de boue de forage. neutralisation du puits: L'injection sous pression ou squeeze de fluide provoque l'endommagement de la couche productrice. changement de mouillabilité: Les solvants et les tensioactifs présent surtout dans le filtrat de boue a émulsion inverse pour prévenir la formation de sludge ou d'émulsion peuvent altérer la mouillabilité de la roche et devient mouillable à l'huile donc diminue la perméabilité. 5. endommagement dû aux perforations: Les opérations de perforation sont en overbalance qui pousse les débris à rentrer dans la formation créant un cake. 6. endommagement dû à la stimulation: acidification: la réaction secondaire des acides cause la formation d'autre dépôt colmatant le réservoir. fracturation hydraulique: la fracture soutenue peut être bouchée partiellement par le fluide transportant les agents de soutènement (gel de frac). 7. endommagement du a l'injection d'eau : saturation eau aux abords du puits si le débit d'injection n'est pas bien contrôlé (water block). formation de dépôt de sulfate du a l'incompatibilité de l'eau d'injection et celle de la formation. II. l'endommagement dû à la formation : 1. Les dépôts: Dépôts de sel: La variation des conditions de température et de pression au niveau du gisement favorise les dépôts de sel préalablement dissout dans les fluides de formation extrêmement salés. Dépôts des sulfates: ce type de dépôts est extrêmement dangereux, son traitement chimique est difficile, il est causé principalement par l'incompatibilité de l'eau d'injection et l'eau du réservoir, on cite le sulfate de baryum. Dépôts d'asphaltène: l'asphaltène peut se déposer n'importe où dans la formation, les perforations, la crépine, et même le tubing, il y a plusieurs causes pour ce phénomène, on peut citer la chute de pression ou de température. Dépôts des paraffines: dû à la baisse de pression ou de température, ils ont plus de chance à se déposer dans le tubing. 2. La Migration des fines: Lors de la production les petites particules solides dites fines sont entrainées par l'effluent, et tendent à boucher les pores de diamètre réduit. 3. Gonflement et dispersion des argiles: Ceci est dû à la réaction des argiles avec l'eau qui a envahie la formation lors des interventions dans le puits. II.3. Conséquence : Réduit la productivité du réservoir, Implique des opérations non économiques. II.4. Effet de skin : L'endommagement de la formation est estimé à l'aide d'un nombre non dimensionnel, dit skin, ce dernier permet la quantification du changement de la perméabilité dans les abords du puits. L'effet de skin représente les pertes de charges de l'effluent lorsqu'il traverse la zone endommagée, ces pertes représentent de 30% à 50% de l'ensemble des pertes de charges lors de la production. L'analyse de la transition de la pression permet d'avoir la valeur de l'effet de skin. II.5. Identification et localisation de l'endommagement: Chaque puits est un objet des essais de production (essais des puits) pour déterminer le taux et les points d'endommagement, ces essais en but de mesurer certain nombre de grandeurs relatives aux couches traversées, on cite : Le build up: consiste à fermer le puits et enregistrer la variation de pression de fond en fonction de temps sachant que le puits été ouvert. Le draw down: a le même principe de build up mais cette fois-ci le puits est fermé et on l'ouvre avec un débit constant et on enregistre la pression de fond. Grace aux graphes de variation de pression de fond on mesure certaines grandeurs qui vont être introduit dans l'équation de diffusivité et de skin pour déterminer la perméabilité et donc l'existence de l'endommagement ou non. Chapitre III - Chimie des acides : Les solutions acides conçues pour l’acidification des réservoirs ont des compositions très diverses car elles doivent être adaptées au type d’endommagement à traiter, aux propriétés de la roche réservoir, aux conditions de température et de pression régnant en fond du puits. Une étude détaillée des paramètres de l’opération, ainsi qu’une analyse complète du problème, permettent de déterminer le type d ‘acide ainsi que les additifs à utiliser. Les acides doivent: Réagir sur la roche ou partie de la roche dans laquelle ils sont injectés, pour enlever l’endommagement par dissolution et donner des produits de réaction solubles facile à dégorger. Pouvoir être inhibés, pour protéger le matériel tubulaire. Etre le moins dangereux et possible à manipuler. Facilement disponible et peu coûteux. III.1. Types des acides : III.1.1. Acide chlorhydrique : L’HCL, en ce qui concerne le traitement des roches réservoir ne réagit qu’avec les carbonates ou les dolomites. Dans le cas de ces réservoirs, il est utilisé généralement à des concentrations de 15% pour des traitements matriciels. Propriétés de L’HCL : 1* 2* Très bonne vitesse de réaction avec le calcaire. Produits de réaction ne précipitent pas. III.1.2. Mud acid : Le Mud Acid est obtenu par la dissolution du bi fluorure d’ammonium dans une solution de HCl. Différentes proportions sont utilisées suivant la solubilité des minéraux présents dans la formation. Il est utilisé principalement dans l’acidification des formations gréseuses surtout pour éliminer l’endommagement dû aux argiles. L’intérêt dans les traitements de matrices à l’HF par rapport à l’HCl est que l’HF est un acide plus fort que l’HCL et réagit avec : La silice, les silicates, les argiles. III.1.3. Mud and silt remover: Le MSR est une solution acide, soit HCL, soit Mud Acid, et un agent tensioactif, cette combinaison donne à la solution une propriété de dispersion et de suspension des fines libérées par l’action de l’acide. Le MSR et surtout utilisé pour les formations colmatées par des particules solides (ciment, boue...). III.1.4. Acides organiques: Ces acides sont utilisés parce qu’ils ont un tau de corrosion minimum et sont plus facile à inhiber à de grandes températures par rapport à l'acide chlorhydrique. Bien que les mélanges des acides organiques peuvent être considérés corrosifs pour la majorité des métaux, le tau de corrosion est beaucoup plus faible que celui des acide inorganiques (HCl, HF) c'est pour cela que les acides organiques sont utilisés en cas de temps de contact acide-pipe important. Les quatres acides organiques les plus utilisés sont: Acetic acid, Acetic Anhybride, Citric Acide et le Formic Acid III.1.5 Clay acid: Le Clay acide est utilisé dans le traitement des réservoirs argilo-gréseux, il est utilisé pour son pouvoir de dissoudre les argiles et prévenir leur migration en les fusionnant sur les parois du pore. La réaction de l’hydrolyse est relativement lente, cet acide peut donc être injecté profondément dans la matrice. Avant traitement Apres traitement à l'acide III.2. Réactions secondaires: La stimulation par acidification des gisements peut accroître considérablement le débit de production d'hydrocarbures, et de ce fait, améliorer la rentabilité économique de l'exploitation. Cette technique de stimulation demeure cependant risquée en raison des réactions secondaires entre la roche et les produits formés lors de la principale réaction de dissolution. Les précipités ainsi formés peuvent annuler les effets bénéfiques de la réaction principale de dissolution. Il existe principalement : III.2.1 Précipitations de CaF2 (fluorure de calcium) : Le CaF2 se produit après réaction de l’HF sur la matrice qui contient un pourcentage de calcite. La réaction entre la calcite et l’HF et donnée comme suite : CaCo3 + 2HF CaF3 + H2o + Co2 Il est considéré comme le principal responsable du colmatage après acidification quand une quantité d’acide reste dans la formation mais la présence de HCl empêche un tel précipité de se formé en maintenant un PH acide. III.2.2 Précipité de fluorosilicate : Le SiF62- réagit avec des cations qui sont présents dans le réservoir Ca, K, Na, ammonium. 1. Hexafluorosilicate de calcium : Il est soluble dans l’eau et dans l’acide, il ne pose pas de problème. 2. Hexafluorosilicate d’ammonium : C’est un gel qui est soluble dans l’eau et dans l’acide, il peut être éliminé lors de dégorgement. La présence de l’ion de NH4 est avantageuse car il accroît la solubilité globale des autres produits de réaction. 3. Hexafluorosilicate de sodium et potassium : Ces produits sont insolubles et peuvent être la cause du colmatage de la matrice après acidification. Ces précipités se forment si l’acide est laissé en place dans la formation, en condition statique et le PH augmente. III.2.3 Précipités métalliques : Le fer sous divers degrés d’oxydation est présent dans la solution d’acide, ce fer provient de : La dissolution de la rouille présente dans le matériel tubulaire et dissous par l’acide au cours du pompage. La corrosion des équipements de fond sous l’action de bactérie ou des fluides en place La roche elle même dans la composition peut comporter un certain pourcentage en fer, ce dernier se présente sous 2 formes Fe 2+ et Fe3+. III.3. Les additifs: Les additifs sont choisies après des testes au laboratoire, et de la considération d’élément propre à l’opération : La température de la formation, nature du puits (à huile ou à gaz), nature de la complétion. Pour : Améliorer l’efficacité de la stimulation. Diminuer les effets secondaires néphastes. On distingue comme additifs : III.3.1 Les tensioactifs : Les agents tensioactifs ont la propriété de diminuer la tension superficielle d’un liquide en contact avec un gaz et de réduire la tension inter faciale entre deux liquides non miscibles ou entre un liquide et un solide. Les tensioactifs peuvent être donc utilisés pour : Réduire la tension inter faciale ce qui facilite l’injection de l’acide et le dégorgement de l’acide usée. Réduire les forces capillaires. Contrôler ou changer la mouillabilité de la roche. Dans la plupart des cas la mouillabilité à l’eau de la roche est souhaitée. Prévenir ou briser les blocs d’eau. Prévenir ou briser les émulsions. III.3.2 Les inhibiteurs de corrosion : Ils sont destinés à assurer la protection des équipements de fond et de surface par la réduction de la vitesse de réaction des acides sur le métal. Plusieurs facteurs influent l'efficacité des inhibiteurs comme la température, le type et la concentration de l’acide et la vitesse d'écoulement. III.3.3 Les désémulsifiants et anti-sludges : Le brut contient des agents émulsifiants qui peuvent générer des émulsions stables causantes un endommagement à la formation et pour remédier à ce problème, des agents désémulsifiants sont ajoutés aux fluides de traitement. Lorsque l’acide entre en contact avec certaines huiles, il peut former avec les composants les plus lourds d’asphaltes, de résines et paraffines, certaines boues extrêmement visqueuses appelées sludges qui sont très difficile à dissoudre. Les agents anti-sludges évitent la formation de ces sludges. III.3.4 Les agents de contrôle du fer : L’origine du fer est double : il provient soit des dépôts de corrosion formés sur les tubings soit des minéraux de la formation solubilisés au cours de l’injection Lorsque l’acide est usé, le pH peut augmenter et provoquer la précipitation du fer. Les ions ferriques (Fe+++) précipitent en une masse gélatineuse si le pH remonte au-delà de 2,2 et les ions ferreux (Fe++) précipitent si le pH remonte au-delà de 7 ce qui est rarement le cas au cours du traitement. On peut prévenir la précipitation de l’hydroxyde ferrique (Fe(OH)3) en utilisant un acide organique dont le rôle est de maintenir le pH en dessous de 2,2. III.3.5 Les stabilisateurs d’argile : Les argiles se trouvent dans les formations gréseuses sous forme de plaquettes chargées négativement et relier les uns aux autres à l’aide de particules cationiques et quand une eau est introduite dans la formation, les cations peuvent être attirés par des anions présentes dans l’eau, causant ainsi la dispersion et la migration des argiles et pour remédier à ce problème, on utilise des additifs cationiques pour maintenir les particules d’argile liées les un aux autres évitant leur dispersion. III.3.6 Les agents moussants : Les agents moussants sont utilisés pour former des mousses qu’on utilise comme diversion pour la sélectivité du traitement matriciel soit comme un moyen de transport et de suspension des sédiments à partir du fond vers la surface surtout pour les puits a faible pression. III.4. Choix de l’acide : Il faut en prendre en considération que la composition du fluide qu’on doit utiliser dépend des caractéristiques physiques de l’endommagement et non pas son origine. Le fluide de traitement agissant directement sur la cause du colmatage et dans un environnement matriciel donné, il est essentiel de bien caractériser ces deux paramètres. On distinguera les trois cas principaux ci-dessous. A savoir : grés calcaires : en matière de traitement, on dénomme ainsi les grés contenant au moins 20 % de carbonates. A partir de cette valeur en effet, un simple preflush de HCL n’est plus considéré comme suffisant pour éviter à HF de réagir avec CaCO3 et de donner un précipité de CaF2. l’acide chlorhydrique doit alors être utilisé seul, et non avec HF, comme si l’on avait affaire à un carbonate franc. puits très chauds (> 150°c) : selon les cas il est recommandé de remplacer le mélange HCL-HF par un mud acid organique (grés calcaires) ou une solution non-acide d’agents séquestrant et de suspension des argiles (paragraphe B, C, grés calcaires). III.4.1 Endommagement consécutif aux fluides : Il concerne les particules solides des fluides et de complétion ainsi que le gonflement des agiles de la couche. On utilise un Mud acid dont la formulation est adaptée à la minéralogie du réservoir (réaction secondaires) et à l’effluent. Le clay acid est utilisable également, surtout en présence de l’ion K (illite, feldspath potassique). Notons qu’un HF faible est recommandé pour les réservoirs assez peu perméables (< 50 md). III.4.2 Endommagement par migration des fines : On opère par dissolution du colmatage et stabilisation en place des fines non dissoutes. Un fluide du type clay acid est recommandé. III.4.3 Formations fracturées : Le colmatage des fractures naturelles ou induites par fracturation hydrauliques fait appel à la dissolution et/ou la mise en suspension de l’endommagement. Un Mud acid adapté à la minéralogie est utilisé avec des agents séquestrant et de mise en suspension des fines. Chapitre IV - Methods acidifications: 1- Acid washing : C'est une opération designer pour éliminer les dépôts dans le puits ou pour ouvrir les perforations. Cette opération ne pourra que localiser une petite quantité d’acide à la position désirée dans le puits en lui permettant d’agir, sans agitation externe, avec les dépôts ou la formation. 2- Matrix acidizing : Est définie comme l’injection de l’acide dans la milieu poreux de la formation avec une pression inferieure a la pression de fracturation de la roche. L’objectif de ce traitement est d’atteindre plus au moins la pénétration radiale de l’acide dans la formation. La stimulation est accomplie en supprimant les effets causant la réduction de la perméabilité de la formation en élargissant les espaces poreux et en dissolvant les particules qui bouchent ces espaces. Matrix acidizing est plus pratique ou l’acide de la fracturation ne peut présenter des risques à cause de la fracturation d’argile ou d’autres limites d’efflux naturels doivent être maintenus afin de minimiser ou de prévenir la production de l’eau ou de gaz. Quand l’accomplissement est avec succès, matrix acidizing augmentera la production de l’huile sans augmente le pourcentage de gaz ou de l’eau produit. Elle est plus pratique dans les carbonates et les grés. Carbonates Grès 3- Acide fracturing : C’est la méthode la plus utilise pour la stimulation des calcaires ou de la dolomie. Dans un traitement par acide fracturing un fluide léger (pad fluid) est injecte dans la formation avec un débit supérieure à celui qui peut être supporté par la formation, et puis on injecte l’acide pour agir avec la formation afin de créer des cannèles qui s’étendent au fond de la formation et qui reste ouvert lors de la remise de production. La productivité d’un puits stimule par cette technique est souvent difficile à prévoir surtout dans les puits à gaz à cause de : Le non stabilité de l’écoulement pour une période précise. Les fluides et les additifs utilise peuvent limite la productivité. L’écoulement dans le réservoir peut être turbulent ce qui réduit la capacité de fracturation. Autrement cette méthode consiste à injecter dans la formation un acide avec une pression assez élevée pour fracturer la formation ou pour ouvrir des fractures déjà existantes. La stimulation est accomplie quand de favorable conductible reste ouverts après le traitement. Ce canal est formé par la réaction de l’acide avec les parois soluble. La langueur de la fracture conductible est déterminée par la combinaison de taux de réaction d’acide et le taux de fluide perdu dans la formation à partir de la fracture. Cette langueur est le facteur limitant la stimulation. 4- Récolte des informations : 1- Rapport géologique: Ce rapport nous permet de déterminer : - La nature de la roche ; - La Teneur en argile ; - Le type d’argile ; - La présence de fracture ou de fissure. 2- Rapport de production du champ : Ce rapport concerne : - L’historique de production des puits (dispersion des valeurs de perméabilité et l’indice de productivité) ; - Etude de réservoir (porosité, perméabilité, saturation en eau, en gaz, en huile) ; - Type de stimulation employée et différent acides et additifs. 3- Rapport d’implantation et de complétion du puits : Ce rapport contient : a - Position stratigraphique : On utilise les cartes isobathes et isobaques pour déterminer l’interface des fluides et la possibilité de formation cône d’eau ou de gaz. b- Historique de forage : On se base sur les courbes d’avancement des fluides de forage (densité, PH, filtrat) afin de connaître la nature de la roche et les pertes éventuelles, rencontrées lors du forage. c- Diagraphie : L`interprétation des différents enregistrements de diagraphie (sonique, induction, gamma ray, diamètreur etc.…) nous aidera à confirmer les données suivantes : - La nature de la roche et des fluides, la porosité et l’argilosité ; - Les paramètres mécaniques de la roche ; - La consolidation des paramètres de la roche ; - La saturation en fluides ; - La profondeur d`invasion de la couche par le filtrat ; - La régularité du trou (étranglement et présence de caves). d- Analyse des carottes : permet d’avoir des informations sur : - La nature de la roche ; - La porosité et la perméabilité ; - La mouillabilité ; - La solubilité des colmatant ou particules minérales dans les acides (réponse à l`acide) ; - Teneur en fer. 4- Rapport de test : ce rapport nous fournit les données suivantes : - Débit : Q ; - La pression de fond PF et pression de tête PT ; - WOR, GOR ; - L’analyse des fluides ; - L’interprétation des essais de remontée de pression. En plus de ces données la méthode de fracturation par l’acide nécessite d’autres informations telles : - L’épaisseur de la formation : par la diagraphie de résistivité afin de prévoir les dimensions des fractures ; Gradient de fracturation ; - - - Rapport de Poisson : la géométrie de fracture prévue pour une formation spécifique variera légèrement comme le rapport de Poisson vu que les roches varient ; Temps de propagation de sons : pour calculer l’élasticité de la formation (diagraphie sonique) ; Température de la formation et du fluide d’injection ; Viscosité du fluide de formation ; Compressibilité du fluide de formation ; Le fluide léger et sa viscosité ; Prévoir la géométrie dynamique crée par l’injection du pad fluide ; Prévoir la distance que pourra l’acide pénétrer dans les fractures crées par fluide pad ; Prévoir la conductivité des fractures ; Prévoir le rapport de stimulation. Ainsi pour Matrix Acidizing elle fait appelle a d’autre données telles : Le gradient de fracturation ; Le débit max d’injection sans fracturation ; La pression max de chaque fluide qui peut être injecte sans fracturer la formation ; Déterminer l’acide a utilisé ; Déterminer le volume de HCL-HF a utilisé (type et volume d’acide requis). Chapitre V - Techniques de mise en place du traitement : Le mode d'exécution de la plupart des traitements d’acidification tombe dans l'une des deux classes: Acidification Global : Cette méthode consiste a traité l’ensemble de la zone productrice, mais elle est souvent insuffisante car les fluides de stimulation tendront à suivre le chemin de moindre résistance dans la couche traité, donc la stimulation se fait souvent dans un intervalle déjà productif et qui ne nécessite aucun traitement. Acidification Sélective : Elle consiste a traité successivement des parties déterminées du réservoir en les isolant les unes des autres, utilisant des techniques de diversion qui permettent le placement efficace de l’acide dans les zones d’intérêt, des zones ou il ne sera s’y placé naturellement. 1 - La Sélection d’une technique de diversion : La détermination de l’emplacement propre du fluide (acide) est peut être le facteur le plus crucial dans la conception d’un traitement par acide des formations (que se soit des formations gréseuses ou carbonaté). La réussite du traitement peut dépendre de cet emplacement. Plus souvent, des méthodes ou combinaison d’emplacement ou bien des méthodes de diversions sont requises pour distribuer l’acide à travers (ou bien dans) les zones d’intérêt, mais aucune méthode(ou combinaison de méthodes) ne va être efficace pour tous les différents cas. L'absence d’une mise en place appropriée de l’acide est probablement la plus grande raison pour laquelle les traitements d’acides échouent. Un traitement bien-conçu et correctement conçu en outre (par exemple, évaluation de formation-dommages et choix des types, des concentrations, des volumes, et des additifs acides) peut aller pour rien si le traitement n'est pas placé correctement. Les traitements de l'acidification matricielle, si pour des grès ou pour des carbonates, exigent des méthodes semblables pour assurer un placement optimum. À moins que des mesures soient prises pour favoriser la mise en place efficace de l’acide, les fluides de stimulation tendront à suivre le chemin de moindre résistance, autrement dit, l'acide préférentiellement passera dans l'intervalle avec la perméabilité la plus élevée. Souvent, cette section du puits exige la moindre stimulation. Une stimulation à l’acide qui est placée seulement dans cet intervalle déjà-productif (ou intervalle déjà balayé, pour un puits injecteur) aura moins d'effet que si l'acide étaient placés dans une formation moins-perméable (supposant, que ce deuxième intervalle a un potentiel pour l'amélioration). Pour cette raison, des techniques de diversion sont utilisées pour assurer la mise en place optimum de l’acide, parmi ces méthodes on peut cités : 1 - Séparation mécanique utilisant des techniques conventionnelles : Sans doute, les méthodes mécaniques sont le plus sûr moyen de placer le fluide dans les zones où ils ne seraient pas voyagés naturellement. Si le liquide est bloqué mécaniquement pour prendre la voie avec la moindre résistance, il n'aura d'autre choix que de suivre le seul chemin présenté. Il existe plusieurs options comme les Bridges Plugs, Packer, et une combinaison des deux. 2 - Séparation mécanique par des Ball Sealers (Étanchéité à bille): La première utilisation de l'étanchéité à bille été en 1956. Essentiellement, leur utilisation a peu changé depuis. Les Ball Sealers sont exactement ce que leurs nom l'indique, de petites boules qui sont pompés dans le puits avec les fluides de stimulation destinées à bouchées une place assise sur les perforations en créant ainsi un joint temporaire. Les premiers Ball Sealers étaient en caoutchouc nitrile solide. Après cela, d'autres modifications ont été introduites, qui comprenait des balles solides de nylon, d'aluminium et de balles en aluminium recouvertes de caoutchouc, des boules phénoliques et des coquilles de noix consolidés avec du plastique. Les Ball Sealers modernes sont à nouveau en caoutchouc (typiquement néoprène recouvert de caoutchouc) ou bio-polymère. Utilisation des Ball Sealers 3 - Coiled Tubing (CT): Utilisé aussi pour l’acidification globale, le CT est un outil très utile pour améliorer la mise en place d'acide. Les Cordes de CT existent maintenant avec de nombreuses tailles (entre 1 et 31/2“ de diamètre) et les cotes maximale admissible de profondeurs. Les chaînes les plus communs de CT utilisés dans l’acidification et le nettoyage de puits de forage sont 11/4“ jusqu'à 2“ de diamètre. Les principaux avantages du CT dans l’acidification comprennent: 1. Facilité avec laquelle une injection d'acide peut être réalisée, s'il apparaît que l'injection continue ne fait rien d’efficace. Le volume total de la chaîne du CT est petit et peut être déplacé rapidement. 2. La facilité avec laquelle le déplacement du traitement avec de l'azote peut être atteint, poussant rapidement fluides réactifs loin du puits de forage et ainsi dynamiser la zone de fluide aux abords du puits et l'amélioration de reflux. 3. Possibilité de joindre des duses d'injection (injection nozzles) pour le traitement de l'intervalle complet ou bien sélectif (production d'hydrocarbures) zone traite ment, comme dans les puits avec coupure des hautes eaux. on 4 Diversion chimique : elle permet d’assurer la sélectivité du traitement en limitant temporairement le débit de l’acide dans les zones les plus perméables et non endommagée afin d’homogénéiser la distribution de l’acide le long de la couche réservoir, elle se présente sous forme de bouchon a plusieurs étages. Les premières tentatives de placement du traitement d’acide ont utilisées des additifs chimiques été en 1936, une solution de savon qui a réagi avec du chlorure de calcium (CaCl2) pour former le savon de calcium, insoluble dans l'eau, soluble dans l'huile qui a été utilisée dans un traitement d’acidification à l'acide chlorhydrique. Cette idée de « diversion » a conduit au développement, et a la découverte des méthodes chimiques semblables de diversion plus sophistiqués. Les déviateurs chimiques les plus couramment utilisés aujourd'hui comprennent ce qui suit : • les Grains de sel • L'acide benzoïque • les Cires •les résines solubles dans l'huile •la Gilsonite • les Fibres • les Mousse • les pilules visqueux Le principal avantage de mousses et gels relatifs aux particules est leur réversibilité,la diversion avec des particules n'est pas nécessairement facilement réversible. Ce fut souvent un problème avec les techniques antérieures. Bien que la diversion chimique n’a pas beaucoup changé depuis sa création dans les années 1930, l'application des bonnes options habituellement permettra une diversion efficace. C'est à l'ingénieur de choisir le bon système pour l'application et de veiller à ce qu'il existe un mécanisme de "fail-safe" pour enlever les particules. Sinon, les intervalles les plus productifs seront endommagés d'une manière pas facile de rectifier. 5 - Injection en protection : Injection en protection ou « protected injection » consiste en l'injection d'un fluide inerte dans l'intervalle le plus conducteur, tout en même temps d'injection du système de l'acide dans une zone moins conductrice. Dans la partie supérieure de la figure, l'intervalle destiné à être traitée avec de l'acide se situe vers l'extrémité de talon d'un puits de forage horizontal, avec l'intervalle le plus conducteur est située plus vers le bout du puits. Le fluide protecteur est injecté vers le bas du tube et dans le puits de forage, circulant dans la formation et dans l'intervalle le plus conducteur, à un débit déterminé à ne produire aucune injection significative dans l'intervalle supérieur. L’Acide est ensuite pompée dans le tubing / l’annulaire du casing. L'injection en protection oblige l'acide dans l'intervalle supérieur le moins conducteur. Le tubing est placé pour être juste en dessous de la zone nécessitant l'acide. Si la zone nécessitant la stimulation est vers le fond du puits, l'écoulement du fluide est inversé, avec le fluide protecteur qui descend l'espace annulaire et l'acide étant placé dans le tubing (comme illustré dans la partie inférieure de la Figure). Parfois, un profil de mamelon de grand diamètre est compris à l'extérieur du tubing, placé à la limite souhaitée entre les deux fluides, à promouvoir la séparation des deux zones de puits de forage. Une version plus sophistiquée de cette technique utilise la mousse comme fluide protecteur. Non seulement cette méthode fournir des avantages en raison du processus de injection-protégée, mais aussi la mousse agit comme un agent détournant en raison d'effets d’écoulement en multiphases à son entrée dans la formation. Chapitre VI - Mode opératoire d’un traitement par acidification : Un traitement d’acidification d’une formation comprend les séquences de pompage suivant : 1- Le tube clean : Il a pour but le nettoyage du tubing et des perforations de tous les dépôts, sédiments et tous les autres corps indésirables afin d’éviter qu’ils ne pénètrent dans la formation. Il est généralement constitue de Hcl (7.5%). 2- Preflush (fluide de tête) : C’est une solution de 15 à 20% Hcl accompagnée des additifs nécessaires. Il a pour but d’éviter le contact direct de l’HF avec l’eau de formation salée, la dispersion des fractions lourdes de certaines huiles, de séquestrer les composés ferriques et d’éliminer les carbonates afin d’éviter la précipitation des fluosilicates et des fluorures de calcium. 3- Solution principale : Généralement, du mud acid (concentration selon la matrice). Son but est d’éliminer l’endommagement (solide, argile gonflante, filtrat de ciment……….) et d’améliorer la perméabilité aux abords du puits. 4- Over flush : Son rôle a déplacé la solution principale dans la formation, maintenir un environnement acide aux abords du puits pour éviter les précipitations, de stabilisé les fines, aider au dégorgement de l’acide usé et des produits de réactions et de rétablir la mouillabilité. Il est généralement composé de 5%Hcl, NH4cl ou de gasoil. 5- Fluide de dégorgement : De préférence un fluide léger pour faciliter le dégorgement, généralement on utilise : gasoil, brut, ou un fluide gazéifier. Chapitre VII - Conclusion : A travers cet exposé, on peut conclure que l’acidification est l’une des techniques les plus efficaces pour l’augmentation de l’indice de productivité dans les réservoirs endommagés. Reste aux compétences de l’exploitant de bien l’utilisé, et d’en prendre l’avantage pour assurer la réussite de l’opération de stimulation.
