CHapitre II Généralités Sur Acidification (9-25) [PDF]

Zitiervorschau

Généralités sur l’acidification

Stimulation Par Acidification  I.

Théorie de l’acidification

I . 1 Définition : L’acidification est une technique visant l’amélioration de la productivité ou l’injectivité des puits d’huile et de gaz. Dans une stimulation matricielle, des acides sont injectés dans la formation pour éliminer les endommagements aux abords du puits qui réduisent la productivité des puits. Les fluides de traitement sont injectés à des pressions d’injection inférieures à la pression limite de fracturation de la roche. I . 2 L’effet de l’endommagement sur la productivité du puits : La connaissance de l’IPR et l’équation de Hawkins est essentielle pour comprendre l’effet de l’endommagement de la formation sur la productivité du puits. Pour un puits d’huile : L’équation d’IPR : 

q

kh p r  p wf



 re  141.2 B  ln  S   r  w 

q : débit d’huile conditions de fond (bbl/j). k : perméabilité (md).

250 225

h : hauteur du réservoir (ft).

200

µ  : viscosité d’huile (cp). Pressure, kg/cm²

175

Pr  : pression de gisement(psi) Pwf : pression de fond dynamique (psi) re : rayon de drainage (ft)

out flow

150 125 100

skin =0

75

skin =5

50

rw  : rayon du puits (ft)

25 0

S: skin total

0

skin =20 4

8

skin =10 12

16

20

24

Oil Rate, m³/hr

I . 3 L’effet de skin : 9

28

32

36

40

Généralités sur l’acidification

Le skin total est un terme sans dimension utilisé pour prendre en considération la perte de charge supplémentaire aux abords du puits, cette perte de charge est causé par l’endommagement de la formation et par d’autre pseudoskins a cause de la pénétration partielle, la densité des perforations, l’inclinaison du puits. La valeur du skin total est déterminée à partir des testes de production. Le skin est positif dans le cas d’un endommagement et négatif dans le cas des formations stimulées par fracturation ou naturellement fissurées. I . 4 L’effet du skin sur la perméabilité : L’équation de Hawkins relie la perméabilité de la zone endommagée et le rayon d’endommagement au skin pour un puits vertical :

k  r 1 ln r  ks 

S 

s

w

S  : skin

k : perméabilité du réservoir. ks : perméabilité de la zone endommagée. rs : rayon de la zone endommagée rw  : rayon du puits



la perte de charge due a l’effet de skin est la différence entre la pwf idéal et la pwf

réelle : ps  pwf,ideal  pwf,reelle

Cette perte de charge est calculée de l’équation suivante :

141.2qo o Bo ps  S kh

PWf réelle 

10

Généralités sur l’acidification

II.

Analyse des endommagements au champ de HMD : Plusieurs types d’endommagement sont rencontrés dans les puits de Hassi

Messaoud. Ces types, sont reliés soit à la production elle-même, soit aux opérations d’intervention sur les puits (opération de forage, work over, complétion, snubbing et stimulation même). Les types d’endommagements existant dans le champ sont : II .1 ) Dépôts organiques (Asphaltes) : Le dépôt des asphaltes, spécialement dans les zones 1A, 1B, 1C et 2 cause un grand problème de production. Bien que les mécanismes de déposition des asphaltent sont nombreux, les facteurs suivants sont les plus répandus :  Les asphaltes vont se déposer la ou la pression est au-dessous du point de bulle du brut produit, typiquement dans le tubing, et même dans la formation.  Les sels contenus dans les eaux du cambrien forment des sites d’accumulation pour les asphaltes.  Tous les acides avec un bas PH, exemple les acides utilisés pour les traitements matriciels rentrants en réaction avec le brut, peuvent engendrer le problème de sludge qui est une émulsion très visqueuse. II .2 ) Dépôts de sels : Le changement de température et de pression associé à la production, engendre la précipitation du sel des fluides de formation richement salés, ce genre de précipitation cause un sévère bouchage des perforations, aussi bien que la matrice et cause un abaissement de la production. Les dépôts de sel peuvent être facilement dissous par l’injection de l’eau douce à travers concentrique, mais cette eau incompatible avec l’eau de formation engendre un autre problème qui est le dépôt des sulfates.

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Généralités sur l’acidification

II .3 ) Dépôts de sulfates : C’est le problème le plus sérieux dans le champ de HMD. Les sulfates sont des dépôts difficiles à enlever chimiquement. Ils se forment principalement à cause de l’incompatibilité entre les eaux d’injection soit pour adoucissement des puits salés ou pour maintient de pression et l’eau de formation. Ils peuvent être présent dan le tubing, dans les perforations et même dans la formation. Les dépôts de sulfates les plus courants sont BaSO 4, CaSO4 et SrSO4.on peut réduire ces dépôts par l'ajout d'un anti dépôt (AD 32) ou par l'injection sous pression d'un produit nouvellement utilisé, le SulfaStim. II .4 ) Endommagement dû au Work Over et Snubbing : L’invasion des fluides de workover tels que les boues a base d’huile ou les différentes saumures peuvent causer un endommagement sévère à la formation :  Formation d'émulsions et sludges due a l’incompatibilité du fluide d’invasion et les fluides de formation. Les émulsions peuvent être traitées avec un Solvant Mutuel ou un Clean Sweep, par contre Les sludges sont difficile à traiter.  Changement de la mouillabilité de la roche qui réduit la perméabilité relative de l’huile  Quand la pression différentielle est suffisamment grande, les argiles et les particules solides contenus dans les fluides de forage et de complétion ou de Work over envahirent la formation et tendent à boucher les pores, causant ainsi une réduction de perméabilité. Il

existe

différents

types

d’acides

pour

éliminer

les

différents

types

d’endommagements causés par les siltes et les argiles ; Les (mud acides) et les (clay acides ) sont les principaux.

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Généralités sur l’acidification

II .5 ) Migration de fines : Ces fines peuvent être des argiles comme la kaolinite, l’illite et la chlorite ou des siltes ou n’importe quelle minérale qui peut être dispersées et migrer avec le fluide de production bloquant par suite les canaux des pores et causer ainsi un bouchage aux abords du puits. II .6 ) Gonflement des argiles : Ce dernier est du a l’invasion du filtrat a base d’eau de forage, de work-over et les fluides de complétion et même

les fluides de stimulation ce qui peut troubler

l’équilibre entre l’eau de formation et les argiles, qui se gonflent, surtout la smectite qui peut avoir un volume de 600% et réduisent ainsi sévèrement la perméabilité. II .7 ) Endommagement dû aux perforations : Il est du au fait que la majorité des puits a HMD sont perfores en (Over Balance), une filtration du Cake se forme toujours dans les tunnels des perforations causant une restriction a l’écoulement. II .8 ) Endommagement dû a la stimulation : Dans le cas d'une acidification, l'endommagement est causé par des réactions secondaires si l'acide usé n'est pas évacué à temps (très rapidement).

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Généralités sur l’acidification

III.

Les fluides d’acidification 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 pétrophysiques et minéralogiques 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 donc : 1. 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. 2. Pouvoir être inhibés, pour protéger le matériel tubulaire. 3. Etre le moins dangereux et possible à manipuler. 4. Facilement disponible et peu coûteux. III . 1 Principaux acides utilisés à Hassi Messaoud a) Acide chlorhydrique (HCl) : 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 a des concentrations de 15% pour des traitements matriciels ou 28% pour des fracturations a l’acide. Propriétés de L’HCL :  Très bonne vitesse de réaction avec le calcaire.  Produits de réaction ne précipitent pas. Réaction de l’HCL : Avec Carbonate de calcium (calcite) : 2HCl CaCO3 CaCl2  H 2OCO2 

Avec la dolomite :

4HCl CaMg(CO3)2 CaCl2  MgCl2 2H 2O2CO2 

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Généralités sur l’acidification

b)

Le MUD ACID  (HF : HCl) : 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 (Si O2).  Les silicates  Les argiles Les réactions :  Avec la silice :

SiO2 4HF  SiF4 2H 2O 2HF  SiF4  H 2SiF6 (Acide fluosilicique)

 Avec la calcite :

CaCO3 2HF CaF2  H 2OCO2

 Avec les argiles : Al2SiO10 OH  2 36HF 4H 2SiF6 12H 2O2H 3 AlF6 (Bentonite) 

 Avec les silicates : Na 4 SiO4  8HF  SiF4  4 NaF  4 H 2 O 2 NaF  SiF4  Na2 SiF6 ( precipite)

2HF SiF4 H 2SiF6

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Généralités sur l’acidification

III . 2 Les précipités : Comme mentionné au-dessus, les réactions peuvent produire des produits insolubles, qui peuvent boucher les chemins d’écoulement. Parmi ces précipités on a : III . 2 .1 Fluorure de calcium : (Ca F2) La formation du précipité CaF2 peut apparaître si on maintient le puits ferme trop longtemps avant dégorgement, ce qui a pour effet d’augmenter le pH dans la formation, après l’usage de l’acide. La présence de l'HCl dans la solution, empêche en fait la formation de ce précipité en maintenant un PH acide et en complexant les silicates sous forme d’hexafluorosilicate de calcium (CaSiF6) qui est plus soluble. III . 2 .2 Précipitations des fluorosilicates : L’acide fluorosilisique engendré par les réactions primaires, s’ionise-en 2H+, SiF62L’ion H+ contribue à la réaction globale de l’acide sur la roche. L’ion hexafluorosilicate réagit avec les cations présents dans le réservoir tels que : Na+, Ca+, K+. a. Hexafluorosilicate de calcium : Déjà examiné ci-dessus, ce sel est en fait relativement soluble dans l’eau, et encore plus dans l’acide. Ne pose donc, généralement, pas de problème particulier. b. Hexafluorosilicate de sodium et potassium : Ces produits ont une consistance gélatineuse, insolubles et peuvent être responsables du colmatage de la structure matricielle après acidification. Un précipité d’hexafluorosilicate de sodium peut apparaître si du bifluore de sodium est utilisé pour générer l’HF.

2NaSiF6  Na2 SiF6 2K SiF6  K 2 SiF6 Ces précipités se forment et se déposent si l’acide est laissé en place dans la formation, en condition statique et si le pH augmente. 16

Généralités sur l’acidification

L’acide fluorhydrique ne doit pas être préparé avec de l’eau salée. Dans les formations contenant de l’eau fortement salée, on minimisera les risques de formation de précipités en utilisant un preflush d’eau douce ou d’acide chlorhydrique faible. III . 2 .3 Précipités métalliques : Le fer, sous divers degrés d’oxydation, est présent dans la solution acide dans la formation. Ce fer provient de :  La dissolution de la rouille présente dans le matériel tubulaire et dissoute par l’acide en cours de pompage.  La corrosion des équipements de fond, sous l’action de bactéries ou des fluides en place. La roche elle-même, dont la composition peut comporter un certain pourcentage de fer. Ce dernier est particulièrement gênant sous forme d’oxyde ferreux (Fe ++) ou hydroxideferrique (Fe+++) qui précipite lorsque le pH de la solution remonte.  L’hydroxyde ferrique (Fe(OH) 3) précipite lorsque le pH remonte à 2,2.  L’hydroxyde ferreux (Fe(OH) 2) précipite lorsque le pH atteint 7.

17

Généralités sur l’acidification

III. 3) Les additifs : Bien que la sélection des fluides adéquates de traitement soit critique au succès d’un traitement a l’acide, le traitement peut être un échec si les additifs adéquats ne sont pas utilisés. L’emploi des aditifs correspond à un double objectif : 

Améliorer l’efficacité proprement dite de la stimulation.



Diminuer les effets secondaires néfastes.

Parmi les additifs on distingue : III. 3. 1)

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 en formant un film sur la surface du métal, en agissant par adsorption. 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. 2)

Les agents 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 a l’eau de la roche est souhaitée.  Prévenir ou briser les blocs d’eau.  Prévenir ou briser les émulsions.

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Généralités sur l’acidification

III. 3. 3)

Les désémulsifiants et anti-sludges :

Le brut contient des agents émulsifiants qui peuvent générer des émulsions stables causantes un endommagement a la formation et pour remédier à ce problème, des agents désémulsifiants sont ajoutés aux fluides de traitement. Lorsque l’acide entre en contacte 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 (pyrite FeS 2, sidérite FeCO3, hématite Fe2O3) 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 audelà 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 réducteurs de friction :

Les additifs de friction ont pour fonction de diminuer les forces de frottement qui implique une réduction de la pression d’injection et par conséquent une diminution de la puissance de pompage. III. 3. 6)

Les stabilisateurs d’argile :

Les argiles se trouvent dans les formations gréseuses sous forme de plaquettes chargées négativement et relier les un aux autres a l’aide de particules cationiques et quand une eau est introduite dan 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. 19

Généralités sur l’acidification

III. 3. 7)

Les dissolvants mutuels :

Les dissolvants mutuels sont des agents non ioniques solubles dans l’huile, l’eau, l’acide, et les saumures avec de grandes propriétés de lavage. Ils sont utilisés comme des agents mouillants, des émulsifiants et comme réducteur de tension superficiel et interfacialle Les dissolvants mutuels pénètrent beaucoup plus dans la formation que les désémusifiants naturels, ils rendent les fines mouillable a l’eau pour avoir une tendance moins de stabiliser les émulsions et réduisent la viscosité et la tension superficiel et ça aide à l’injection des fluides. III. 3. 8)

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.  IV.

Etudes au Laboratoire : Quand un nouveau puits est sujet à la stimulation ou quand une nouvelle

formulation de fluide de traitement est offerte, Des tests de laboratoire doivent être effectués sur carottes pour prouver la compatibilité du produit avec la roche ainsi que les fluides de formation. Pour les endommagements causés par les asphaltes un test de compatibilité est recommandé avant chaque opération sur des échantillons récents. IV . 1) Objectifs des expériences au laboratoire Les études au laboratoire ont les objectifs suivants : 1.

Identifier les endommagements.

2.

Analyser la roche

3.

Analyser les fluides de formation.

4.

Sélectionner le fluide de traitement optimum.

Les échantillons de roche de la formation, les échantillons de fluides, et parfois les échantillons des matériaux endommageant (dépôts), sont requis pour réaliser les études au laboratoire. 20

Généralités sur l’acidification

IV . 2)

Analyse des échantillons de roche :

Les différentes analyses des échantillons de roche sont classées comme suite : 

Les études pétrographiques

Le caractère pétrographique de l’échantillon inclus les mesures de la porosité et de la perméabilité. La perméabilité est une caractéristique intrinsèque de la roche, qui est très importante pour savoir quand il faut adopter un traitement matriciel. Les réservoirs à faible perméabilité ne sont pas de bons candidats pour les traitements matriciels. Les études pétrographiques, incluent l’analyse de diffraction des rayons X. 

Tests d’écoulement de l’échantillon :

Les tests d’écoulement dans les échantillons sont faits dans un appareil à hautes pressions et températures, désigné pour déterminer les effets des différents fluides sur l’échantillon de formation en simulant les conditions de traitement du puits. 

Les tests de solubilité

Les résultats des tests de solubilité sont souvent utilisés comme une première approximation de la teneur des carbonates, du silt et de l’argile.  La solubilité dans l’HCl est normalement utilisée comme teneur de carbonates.  La différence entre les solubilités dans le Mud Acid et dans l’HCl est prise comme une approximation de la teneur de silt et d’argile  D’autres minéraux à part les carbonates sont solubles dans l’HCl. Ils incluent les sulfates (anhydrite), les oxydes de fer et Halite. La roche sans carbonates peut, souvent, avoir une solubilité relative dans l’HCl élevée. Alors ces solubilités sont à prendre avec prudence.  Les tests de solubilité sont exécutés dans conditions idéales au laboratoire. Ils indiquent la solubilité maximum de la formation. Les solubilités effectives durant les acidifications peuvent être complètement différentes, car elles dépendent de la structure de la roche et de la position de chaque minérale. IV . 3) Résultats des solubilités des acides par zone : 21

Généralités sur l’acidification

Les solubilités dans l’HCl et dans le regular Mud Acid ainsi que les pourcentages de Quartz et de Kaolinite par zone sont présentés dans le tableau ci-dessous :

Zone

V.

(Solubilité) HCl 15%

(Solubilité) RMA

Quartz %

Kaolinite %

1a

2.0-3.5

6.5-8.0

95-100

2-5

1b

1.5-3.5

10.0-17.2

85-95

3-10

1c

2.0-4.0

10.0-18.0

80-100

2-15

2ex

1.5-2.0

3.0-5.5

90-100

2-10

2

1.5-3.5

3.5-6.0

80-100

2-10

3

0.5-4.5

5.0-7.0

90-100

2-10

4

2

7.5-13.0

90-95

5-10

6

1.5-3.5

4.2-11.2

85-95

3-10

7

0.0-2.0

3.0-11.0

85-100

2-15

8

1.6

13

85-95

3-7

9

0.5-4.5

1.5-4.5

90-95

5-10

10

0.0-1.5

6.5-11.5

90-95

5-10

11

1.0-1.5

4.0-8.0

85-100

2-15

12

0.5-1.5

4.0-8.0

85-90

10-15

13

0.5-1.5

4.0-7.0

90-100

2-5

14

0.5-4.5

5.0-7.0

85-90

10-15

15

1.0-1.5

5.0-26.0

70-100

2-15

16

1.5-2.5

5.0-9.0

90-100

5-15

17

0.5-2.0

2.0-6.5

90-100

2-10

19

3.5-13.5

5.5-20.0

85-100

2-15

20a

3.5-13.5

5.5-20.0

85-100

2-15

20b

1.5-2.5

8.5-9.0

85-100

2-15

23

1.0-2.4

4.2-7.1

90-100

2-15

24

0.4-0.8

2.5-3.0

90-100

2-15

25

0.4-0.8

2.8-4.5

90-100

2-5

LES DIFFERENTES ETAPES D’UN TRAITEMENT A L’ACIDE : 22

Généralités sur l’acidification

Différentes techniques d’acidification ont été utilisées à Hassi Messaoud, avec un objectif principal; éliminer l’endommagement de la formation et restaurer la productivité des puits. Le type d’acide utilisé dépend principalement du type et l’emplacement de l’endommagement. Une fois ceux-ci clairement identifié, le type d’acide est facilement sélectionné et les volumes sont calculés en fonction des paramètres du réservoir et des résultats du laboratoire. La liste suivante fait ressortir les principales étapes de la majorité des stimulations matricielles exécutées sur les puits de Hassi Messaoud. V. 1) Le Tube clean : Avants chaque opération de traitement matriciel, un Tube clean est exigé pour le nettoyage du tubing de production. Cette opération a pour but primordial d’enlever les dépôts, les sédiments, la rouille et toute sorte de produits indésirables à pénétrer dans la formation, et qui seraient collés sur les parois du Tubing et du Liner, lors du squeeze du traitement principal. Le principal fluide utilisé comme Tube clean est le HCL. Pour les puits qui souffrent de dépôts fréquents d’asphaltes, il est conseillé d’utiliser un solvant comme le Réformât dans un premier temps avant de circuler l’acide dilué à cause de l’incompatibilité des asphaltes avec l’acide. La nitrification des fluides permet la circulation continue et maintient le puits éruptif; ce qui assure le balayage et l’évacuation des dépôts. V. 2) Le traitement matriciel : Le traitement se compose de : V. 2 . 1) le preflush Le principal fluide utilisé comme preflush dans l’acidification des formations gréseuses par Mud Acid est l’HCl, il est pompe dans la formation pour la préparer au traitement principal.

Le preflush a les rôles suivants :

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Généralités sur l’acidification

a. Il dissout les minéraux carbonates dans la formation pour prévenir contre leur réaction avec le HF et minimiser la précipitation du CaF2. b. Il isole et déplace l’eau de formation loin des abords du puits pour éviter le contacte entre le HF acide et l’eau riche en K +, Na+ et Ca+2 pour prévenir les endommagements dus aux fluosilicates de sodium ou de potassium. V. 2 . 2) Le traitement principal Le Mud Acid est utilisé comme traitement principal. La composition générale est de 6.5% - 1.5% mélange d’acides chlorhydrique et fluorhydrique plus les inhibiteurs ou tout autre additif spécial requis pour traiter la formation. L’acide fluorhydrique réagit avec les argiles, le filtrat de ciment, la boue de forage pour améliorer la perméabilité aux abords du puits en éliminant ces produits. L’acide chlorhydrique ne réagit pas ou peu avec ces produits et n’est présent que pour conserver un PH fortement acide, et éviter ainsi la précipitation de certains composés. D’autres types de fluides et de concertations d’acide sont utilisés en fonction des conditions des puits et de la nature des endommagements. V. 2 . 3) L’overflush L’overflush est injecté après le traitement principal dans toutes les opérations d’acidification. Il peut être le HCl ou un hydrocarbure léger, tel que l’essence ou le gasoil. Il est utilisé pour but principal de déplacer les potentiels endommageant, loin des abords du puits. Un rayon de pénétration de 4 ft est d’habitude suffisant. Des additifs nécessaires sont ajoutés au volume d’acide pour :  Faciliter le dégorgement de l’acide usé et les produits de réaction.  Restaurer la mouillabilité de la roche a l’eau de la formation.  Eviter la formation des émulsions stables.

IV. 3) Le dégorgement du puits 24

Généralités sur l’acidification

Le dégorgement du puits devra être effectué impérativement le plus vite possible après le traitement. Les produits des réactions chimiques ne sont pas stables en solution et selon la concentration de l’acide (pH), se transforment en d’autres produits qui se précipiteraient et boucheraient les pores de la matrice s’ils ne sont pas immédiatement dégorgés. V . Placement des fluides de traitement : Le placement des fluides de traitement peut être fait au Coiled Tubing, par concentrique ou en bull heading selon le cas. L’utilisation de packers gonflables est prise en considération dans le cas de communication des annulaires pour injection dans la formation. VI . Diversion du traitement : La diversion consiste à traiter successivement les bancs colmatés en les isolant l’un de l’autre. Ceci peut être réalisé de différentes manières : 

Diversion mécanique : Le principe consiste en la pose d’un packer a une zone bien choisis afin de

permettre d’acheminer le fluide de traitement dans la sélectionné. Ce type de diversion pour les puits menus d’un concentrique ou en Open hole n’est pas possible. 

Diversion a la mousse : Sous forme de bouchons en plusieurs étages en fonction de la hauteur du réservoir.

Elle assure la sélectivité du traitement en limitant temporairement le débit des fluides injectés dans les zones les plus perméables (moins endommagées), afin d’homogénéiser la distribution de l’acide le long de la couche réservoir.

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