Utilisation des polymères organiques durant le forage et la cimentation des puits à haute température
Using Organic Polymers During Drilling and Cementing of High Temperature Wells
Institut Français du Pétrole
Dans les puits pétroliers, par suite de l'accroissement de la profondeur, des températures statiques de fond voisines de 250 °C seront probablement atteintes dans un très proche avenir. Dans les puits géothermiques à haute énergie, cette limite est déjà largement dépassée avec des températures pouvant aller jusque 400 °C. II est indispensable que les fluides de forage et les matériaux de cimentation alors mis en oeuvre possèdent des stabilités suffisantes. Pour les fluides de forage, à base d'eau et à base d'huile, il convient de prévenir, à l'aide d'additifs, les évolutions réversibles et irréversibles des caractéristiques de viscosité et de filtration durant le cycle ou pendant des arrêts de circulation de quelques heures. Ces additifs sont, pour la plupart, des polymères susceptibles de se disperser dans la phase liquide. Mais actuellement leur stabilité ne permet guère d'envisager l'utilisation des fluides à base d'eau au-delà de 260 °C et celle des fluides à base d'huile au-delà de 285 °C. Pour les cimentations, il peut être souhaitable de remplacer le ciment hydraulique habituellement employé par un matériau de masse volumique plus faible et/ou de durabilité accrue. Pendant toute la vie du puits, prévue pour 20 à 30 ans, ce matériau devra assurer l'étanchéité de l'annulaire et conserver sa résistance mécanique. II devra, de plus, supporter l'environnement parfois agressif des eaux de formation. Des recherches de laboratoire sur de nouveaux matériaux de cimentation ont été orientées vers des résines organiques et des composés à base d'organosiloxanes. Elles conduisent à sélectionner des formules stables jusqu'à 300 °C. Mais les possibilités de mise en oeuvre sur puits restent encore à étudier et le coût élevé des produits de base risque de limiter leur application.
Abstract
Static downhole temperatures of around 250°C will probably be reached in the very near future in oil wells as the result of increasing depths. This threshold has already been largely surpassed in high enthalpy geothermal wells, with temperatures of as much as 400°C. In such cases, it is indispensable for drilling fluids and cementing materials to have sufficient stability. For water-base and oil-base drilling fluids, additives must be designed to prevent reversible and irreversible variations in viscosity and filtration characteristics during the cycle or during circulation shut downs of a few hours. Such additives are mostly polymers capable of being dispersed in the liquid phase. But their present stability is such that water-base fluids can hardly be used above 260°C and oilbase fluids above 285°C. For cementing jobs, it may be desirable to replace the hydraulic cement normally used by a materiel with a lower density and/or increased durability. During the entire lifetime of the well, planned for 20 to 30 years, this material will have to ensure the seal of the annular space and to maintain its mechanical strength. It will also have to withstand the sometimes aggressive environment of formation waters. Laboratory research on new cementing materials has concentrated on organic resins and organosiloxane-base compounds. Formulations have been found that are stable up to 300°C. But the possibilities of implementing them in wells still remain to be investigated, and the high cost of the basic products risks limiting their application.
© IFP, 1983