fr.wedoany.com Rapport : Grâce à son fort pouvoir oxydant, le dioxyde de chlore (ClO₂) permet d'éliminer efficacement les obstructions dues aux dépôts, aux biofilms et aux hydrocarbures lourds dans les puits fracturés non conventionnels. Une série d'essais sur le terrain menés dans le bassin permien (Permian Basin) montre que cette technologie améliore significativement la pression d'écoulement et le taux de récupération des puits de pétrole.
Un essai de restimulation au dioxyde de chlore sur 10 puits a révélé une augmentation moyenne de la pression d'écoulement de 76 %. Sur cette base, plus de 60 traitements ont été effectués sur plus de 40 puits, avec une augmentation générale de la pression au fond du puits de 70 % à 300 %. L'analyse de la production montre que le taux de récupération (RF) de la plupart des puits de la couche Wolfcamp dépasse 10 %. Parmi eux, le taux de récupération moyen du pétrole pour six puits traités est de 12 %, soit une augmentation moyenne de 42 % par rapport à avant le traitement ; le taux de récupération moyen du gaz est de 20 %, soit une augmentation de 69 %.
Dans le cas du puits B-1 situé dans le Wolfcamp B du comté de Pecos, ce puits utilise une pompe électrique submersible (ESP) pour la production, dont l'exploitation a débuté en mai 2022. Après le premier traitement au dioxyde de chlore, la production est passée de 180 barils/jour à 400 barils/jour ; le deuxième traitement, 12 mois plus tard, a fait passer la production de 145 barils/jour à 225 barils/jour. Après le premier traitement, la pression statique au fond du puits (BHP) est passée d'environ 975 psi à 3 580 psi ; après le deuxième traitement, de 1 210 psi à 2 700 psi. Dans les 30 jours suivant le premier traitement, la production cumulée de pétrole était de 6 600 barils, et dans les 30 jours suivant le deuxième traitement, une production supplémentaire cumulée de 3 500 barils a été obtenue. Après le traitement du puits voisin B-2, le rapport gaz-pétrole (GOR) est passé de 230 Mscfd à 650 Mscfd, indiquant la reconnexion de zones de réservoir gazeuses auparavant isolées par des contaminants tels que les dépôts. Dans le comté de Reeves, 10 traitements au dioxyde de chlore ont été effectués sur six puits, permettant une augmentation de production d'environ 480 000 barils de pétrole et 5,3 bcf (1,385 MMboe), pour un coût total de traitement d'environ 900 000 dollars.
Le dioxyde de chlore, un gaz instable, est généralement généré sur site par la réaction d'une solution aqueuse de chlorite de sodium avec un acide, puis dissous dans l'eau pour les opérations pétrolières. Il est enregistré par l'Agence américaine de protection de l'environnement (EPA) comme désinfectant et bactéricide, capable de détruire les biofilms, et se dégrade en substances inoffensives en quelques heures après la réaction. ExxonMobil l'a utilisé pour éliminer les résidus de fluide de forage, les polymères réducteurs de frottement et autres substances nuisibles à la perméabilité. Utilisé en combinaison avec l'acide chlorhydrique (HCl), le dioxyde de chlore peut décomposer les dépôts de sulfure de fer, de sulfate de baryum, de sulfure de strontium et de calcite qui réduisent l'injectivité ou la productivité, et maintenir les paraffines et asphaltènes en solution pour faciliter leur reflux. L'élimination de la biomasse nécessite une concentration de dioxyde de chlore d'environ 4 000 ppm, en combinaison avec un nanosurfactant.
L'utilisation d'agents de déviation est cruciale lors du traitement. Sans agent de déviation, le fluide de traitement s'écoule vers le chemin de moindre résistance, contournant les zones endommagées. Les méthodes de déviation courantes incluent l'acide gélifié, le sel gemme et les billes biodégradables, ces dernières assurant une déviation efficace dans plus de 90 % des traitements.
Dans un cas spécifique, le puits A-0 situé dans le comté de Reeves du bassin du Delaware (Delaware Basin) était déjà fermé et considéré comme candidat à l'abandon. Après une stimulation au dioxyde de chlore et à l'acide en janvier 2023, la production de pétrole et de gaz est passée d'environ 1 baril/jour avant la fermeture à 125 barils équivalent pétrole/jour. En 18 mois, la récupération cumulée est passée d'environ 623 000 barils équivalent pétrole à 870 000 barils équivalent pétrole. L'analyse diagnostique de pression (PDA) a montré que le puits a retrouvé un écoulement linéaire après la stimulation, indiquant que le déclin de production des années précédentes était principalement dû aux dommages plutôt qu'à l'épuisement du réservoir, une tendance observée dans environ 60 % à 70 % des puits traités.
Le puits A-10, équipé d'une pompe électrique submersible (ESP), a également obtenu des résultats similaires. Avant le traitement, la production de ce puits était d'environ 90 barils/jour ; après le premier traitement, elle est passée à 187 barils/jour. Un deuxième traitement effectué 15 mois plus tard a fait passer la production de 60 barils/jour à 125 barils/jour. L'analyse montre que la récupération finale estimée (EUR) du pétrole est passée d'environ 273 000 barils à 395 000 barils, soit une augmentation de 48 %. Le déclin après le deuxième traitement est inférieur à celui après le premier traitement, et sa période d'écoulement linéaire est plus longue que celle du premier traitement, indiquant un nettoyage supplémentaire du puits.
En ce qui concerne l'aspect économique, l'équipe de recherche a comparé le traitement au dioxyde de chlore avec la refracturation conventionnelle (refrac). Prenant l'exemple du puits Well R dans le comté de Culberson du bassin permien, dont la production était tombée à moins de 20 barils équivalent pétrole/jour avec une teneur en eau de 99 %. L'opérateur a procédé à une stimulation au dioxyde de chlore pour un coût total de 790 000 dollars. La production sur les 30 premiers jours (IP30) avant traitement était d'environ 230 barils équivalent pétrole/jour et 1,7 MMscfd, soit 65 % de la production initiale de 2015 ; la production cumulée d'hydrocarbures du puits sur les 9 mois suivant le traitement était supérieure à celle des 9 mois suivant la complétion initiale. En comparaison, un scénario hypothétique de refracturation, nécessitant un nouveau liner, une cimentation et des services de stimulation, aurait un coût estimé à 3 806 000 dollars. Bien que la production absolue de pétrole du traitement au dioxyde de chlore soit inférieure à celle de la refracturation, sa période de récupération de l'investissement n'est que de 65 jours (contre environ un an pour la refracturation), sa valeur actuelle nette (VAN) sur 5 ans est de 2,1 millions de dollars (contre 1 million de dollars pour la refracturation), et son retour sur investissement (ROI) atteint 3,95, soit 2,7 fois celui du scénario de refracturation (1,45).
Ces résultats de recherche proviennent d'une série d'articles publiés lors de conférences SPE et sur la fracturation hydraulique (SPE-223521-MS, SPE-230595-MS, URTeC: 3818857), rédigés par P. Dalamarinis et S. Fusselman et autres, démontrant en détail le potentiel d'application du dioxyde de chlore comme agent de restimulation pour les puits horizontaux non conventionnels.
Texte compilé par Wedoany. Toute citation par IA doit mentionner la source « Wedoany ». En cas de contrefaçon ou d'autre problème, veuillez nous en informer rapidement ; nous modifierons ou supprimerons le contenu le cas échéant. Courriel : news@wedoany.com
