Quand il s'agit de colmater les fuites, une mise à l'échelle pourrait être bonne

Les ingénieurs qui se sont concentrés sur le forage et la fracturation de la roche cherchent maintenant des moyens de la faire pousser pour arrêter les fuites.

Les options ne manquent pas et aucune d'entre elles ne menace l'avenir des presses à ciment.

Deux articles récents, cependant, offrent un aperçu de la gamme croissante de nouvelles options inspirées par des problèmes difficiles allant du colmatage de fuites de méthane insaisissables au stockage à long terme du carbone.

Un article traite de la guérison des fissures à l'échelle du micron qui permettent des fuites de gaz à travers l'espace annulaire en injectant un mélange de bactéries et de produits chimiques dans ces espaces, où ils créent un joint de carbonate de calcium.

L'autre approche vise à remplir de grandes ouvertures avec des méthodes allant de la construction de longs murs de barrière souterrains au colmatage de failles. L'idée est de pomper deux flux de produits chimiques qui se rencontrent au site de la fuite et de construire une barrière de barytine imperméable.

Après la présentation à la SPE Reservoir Simulation Conference en mars sur la construction de barrières de barytine, un ingénieur dans le public a commencé sa question en félicitant l'auteur de l'article, Rami Younis, professeur agrégé à l'Université de Tulsa, pour avoir essayé des "idées folles". "

Ce serait "fou" comme relever les défis intimidants de fournir des flux de produits chimiques pour construire une barrière souterraine, et comment convaincre les ingénieurs qui luttent contre le tartre pour gagner leur vie de maintenir le débit des puits pour introduire du tartre dans le réservoir.

La réponse courte de Younis était que la barytine peut créer une barrière durable en utilisant des ingrédients facilement disponibles qui peuvent être livrés dans des endroits éloignés. Un tableau dans le document a mis en évidence comment les autres options disponibles échouent sur l'un ou les deux de ces points. Certains ne sont pas solides et durables, comme les gels et les nanomousses. D'autres sont délicats à acheminer, comme le pompage de ciment ou de calcite.

De plus, avec le temps, le ciment peut devenir cassant et se briser tandis que la calcite peut être attaquée par un acide fort, selon le journal.

L'argument principal pour la deuxième alternative, inventée par une société appelée BioSqueeze, est l'accès. L'eau riche en bactéries et en produits chimiques peut aller dans des endroits aussi petits qu'un micron, alors que la plupart des alternatives nécessitent des ouvertures plus de 100 fois plus grandes. La société a déclaré que le résultat est sept fois plus fort que l'original.

"Nous utilisons des bactéries naturelles du sol, qui ne sont pas des agents pathogènes" qui forment une roche semblable au calcaire, a déclaré Randy Hiebert, cofondateur et vice-président de la recherche et du développement chez BioSqueeze.

En revanche, les bactéries qui agissent comme catalyseur ne peuvent pas survivre à des températures supérieures à 170°F.

Ces deux innovations ont été accueillies avec scepticisme.

Alors que la technologie a été développée avec un financement du département américain de l'énergie et que la société effectue des travaux commerciaux depuis 4 ans, Hiebert doit encore convaincre les ingénieurs pétroliers que les bactéries peuvent rapidement cristalliser le mélange de produits chimiques exclusif de la société pour colmater les fuites.

Mais certains problèmes tenaces obligent les clients à essayer quelque chose de nouveau. Hiebert a rappelé un travail réussi pour une grande compagnie pétrolière anonyme qui avait dépensé des millions pour des solutions qui ont échoué. La société a finalement appelé BioSqueeze, qui était 17e sur la liste des fournisseurs potentiels de solutions.

Younis a essayé de rassembler suffisamment de preuves à partir de travaux de laboratoire et de simulations informatiques pour convaincre les responsables fédéraux qu'il mérite une subvention de recherche sur le financement alloué à la recherche sur la capture et le stockage du carbone.

Ce ne sont là que deux exemples de recherche et de startups travaillant à l'échelle internationale sur ces nouvelles idées de branchement. Le secteur a reçu une secousse de soutien des programmes gouvernementaux pour limiter les émissions de méthane, une cause majeure du réchauffement climatique, et la capture et le stockage du carbone, ce qui nécessite la création d'un stockage souterrain qui dure essentiellement pour toujours.

Certains recherchent des additifs à mettre dans le ciment pour champs pétrolifères qui réagissent à la saumure entrant par une rupture. Le fluide provoque une cristallisation qui comble le vide. Ceux qui cherchent des moyens de le faire vont de Shell à un groupe d'archéologues du Massachusetts Institute of Technology (MIT).

Les chercheurs du MIT ont utilisé les derniers appareils d'analyse chimique pour disséquer la composition chimique du ciment recueilli sur un site archéologique romain, essayant de comprendre comment les structures en béton et les routes construites il y a 2000 ans sont toujours debout, selon une étude publiée dans AAAS Science Advances.

Lorsqu'ils ont effectué une analyse microscopique du matériau, ils ont été intrigués par de minuscules morceaux blancs, appelés clastes de chaux. Ils n'avaient aucun but évident, et les chercheurs ne pouvaient pas accepter que des cimentiers romains prudents aient fabriqué du ciment avec ces impuretés. Leur analyse chimique a soutenu une théorie selon laquelle ces morceaux de calcium réactif sont entrés en contact avec de l'eau s'infiltrant et ont formé du carbonate de calcium qui a permis au ciment de se guérir.

Pour tester leur théorie, ils ont fabriqué un lot de ciment en utilisant une recette garantissant la présence de clastes de chaux dans le produit final. Lors des tests, le résultat reflétait les fissures remplies de calcite trouvées dans le béton romain.

Un signe de l'intérêt croissant pour le ciment à durée de vie ultralongue était dans une note à la fin de l'article scientifique décrivant les brevets du MIT couvrant les utilisations potentielles de cette découverte.

Traitement de huit gallons

L'article de BioSqeeze décrit un travail dans l'Ohio, où il a été appelé pour arrêter une fuite de gaz persistante. Les régulateurs de l'État n'allaient pas certifier que le puits avait été correctement mis hors service tant qu'ils n'auraient pas bouché le gaz s'écoulant à travers de petites fissures dans l'espace annulaire.

Le propriétaire du puits a embauché l'entreprise parce qu'elle offrait un traitement qui pouvait être injecté dans la barrière de ciment en surface. D'autres méthodes nécessiteraient de percer les bouchons.

Comparés à l'échelle de la plupart des travaux pétroliers, les volumes injectés pour la "biominéralisation" semblent minuscules.

Le premier jour sur le site du puits de l'Ohio, ils ont injecté 8 gallons du mélange de fluides exclusif de la société en 13 minutes ; le taux d'injection par minute a considérablement ralenti.

Plus tard dans la journée, il a fallu 16 minutes pour injecter autant de liquide et plus tard, 22 minutes pour injecter 7 gallons, suggérant que la roche en croissance remplissait les ouvertures.

Au cours des 36 heures suivantes, les temps d'injection ont augmenté à mesure que les volumes de fluide injecté diminuaient. Le jour 2, ils n'ont pu injecter que 4,6 gallons après près de 2 heures de pompage.

Ils ont arrêté car le débit d'injection était passé d'un pic de 0,56 gal/min à 0,01 gal/min. De plus, la chute de pression après pompage avait diminué, passant de 78 % au début à 14 % à la fin.

Plus important encore, après le traitement du puits de l'Ohio, la pression annulaire est tombée à zéro et les régulateurs ont accepté qu'il avait été correctement bouché et abandonné, selon l'article.

Atteindre une cible

Le défi consiste à prouver que plusieurs puits d'injection peuvent fournir les flux chimiques nécessaires pour fournir les ingrédients afin d'assurer « qu'un joint hydrodynamique se forme à l'endroit qui fuit », a déclaré Younis lors de sa présentation.

Jusqu'à présent, le travail consistait principalement en des tests en laboratoire et des simulations informatiques. Les simulations ont utilisé des groupes de puits d'injection dans des modèles qui font écho aux modèles utilisés pour l'injection d'eau.

Comme l'injection d'eau, les fluides utilisés sont peu coûteux et abondants. Mais une longue expérience de l'injection d'eau pour une plus grande production de pétrole montre qu'il est difficile de fournir de manière prévisible des flux de fluides à une cible souterraine.

L'effort a commencé par des tests en laboratoire. Les deux flux d'ingrédients ont été injectés à travers des tubes séparés dans un noyau de grès par Jun Lu, professeur agrégé d'ingénierie pétrolière à l'Université de Tulsa.

Des points d'injection séparés étaient nécessaires pour "éviter le dépôt rapide de tartre qui se produirait autrement dans les tubes", indique le journal.

Après avoir injecté 200 volumes de pores des composants de la saumure - ions baryum et sulfate - Younis a déclaré : "Les analyses aux rayons X des noyaux ont montré qu'une fine paroi de tartre de barytine s'était développée entre les deux moitiés."

L'article rapporte également les résultats de deux simulations dans un modèle de transport « couplé hydrologique-mécanique-chimique ».

Dans l'un d'entre eux, ils ont créé un long et fin rideau de barytine, qui pourrait être utilisé pour colmater une fuite dans un site de stockage de gaz. Dans le second, ils ont injecté un grand volume ciblant une zone plus petite qui représentait une faille.

Dans les deux cas, le test s'est terminé par une augmentation de la pression à l'intérieur de l'espace simulé, indiquant qu'ils avaient réussi, comme un pneu retenant de l'air après avoir colmaté un trou.

Sur la base de ces résultats, Younis espère gagner la subvention nécessaire pour faire évoluer cette idée vers des tests sur le terrain.

POUR PLUS DE LECTURE

SPE 213099 Biominéralisation : l'injection de surface élimine la pression de Bradenhead par Randy Hiebert et John Griffin, BioSqueeze.

SPE 212221 Une étude numérique des précipitations inorganiques sélectives dans les fractures pour géo-ingénieur des sites de stockage souterrains résilients et sécurisés par Shijun Fan, Rami M. Younis et Jun Lu, Université de Tulsa.

Mélange à chaud : aperçus mécanistes de la durabilité du béton romain antique par LM Seymour et J. Maragh, MIT ; et P. Sabatini, DMAT SRL, et al. Association américaine pour l'avancement des sciences, Science Advances, janvier 2023.