Sel Inférieur Et Pré-Sel

Défi:

Fréquemment, les formations de sel s'étendent sur des formations contenant du pétrole, ce qui peut être appelé pré-sel si plus ancien que le sel ou sel inférieur si plus récent. Les sels sont plastiques et mobiles, les glissements sous pression excessive causent des replis et la migration des couches de sel au cours du temps, ainsi l'établissement des formations de sel inférieur. Les formations sous le sel dans le Golfe du Mexique sont principalement du sel inférieur, alors que celles au large du Brésil peuvent être inférieure ou pré-sel. La composition ionique des sels peut aussi varier d'une région à l'autre. Les couches de sel dans le Golfe du Mexique sont principalement du NaCl, alors que celles du Brésil contiennent une variété de sels, y compris MgCl2, qui est plus réactif. Les formations de sel peuvent contenir un ou plusieurs des éléments suivants:

  • Calcium – Calcite, Dolomite, Magnésite
  • Sulfate – Gypse et Anhydrite
  • Sodium – Halite
  • Potassium – Sylvite et Carnallite

Pour le forage à travers le sel il faut que la phase aqueuse du fluide de forage soit une saumure avec une salinité juste en deçà de la saturation. Si le fluide n'est pas suffisamment saturé, le sel passe dans la solution aqueuse, changeant les propriétés du fluide, et lave le trou de forage, augmentant la possibilité d'un mauvais cimentage. Si la saumure est complétement saturée, le fluide le trou est trop calibre. [sic] Un certain lavage est nécessaire pour faire passer le tubage. De plus, la plasticité du sel peut causer un glissement, donc le poids des boues doit être proche du gradient de surcharge ou le sel peut glisser dans le trou de forage et adhérer au tuyau. Quand un sel est sursaturé, l'excès de sel se dépose sous forme solide et ajoute aux effets des solides sur la rhéologie du fluide.

La sortie des formations de sel présente un risque élevé. Appelées zones de gravats, les formations immédiatement sous le sel peuvent être instables à cause de la nature du corps de sel ainsi formé. La forme du sel au point de sortie peut avoir créé une trappe qui empêche l'eau de sortir des sédiments. Cette trappe peut créer des conditions de pression interstitielle croissante dans la zone immédiatement sous le sel ou une formation très fluide contenant de l'eau et du schiste. Le corps de sel est aussi plus léger que les sédiments normaux, causant une surcharge réduite et des gradients de fracture plus faibles que ceux normalement rencontrés à cette profondeur.

Solutions:

Il est possible de forer les formations de sel avec des fluides de forages aqueux tolérant le sel ou avec des fluides à émulsion inverse, selon l'utilisation. En eau profonde, il est possible de forer les formations de sel de faible épaisseur avec une pompe sans tuyau montant et des opérations de décharge, et de les déplacer ensuite avec le fluide de la zone de production avant de sortir de la formation de sel. Les zones de sel plus profondes, telles que celles à Bakken, sont souvent forées avec des fluides à base de pétrole et qui sont ensuite déplacés par le fluide de la zone de production, après la sortie du sel. Pour l'exploitation des pompes sans colonne ascendante et de décharge, Newpark utilise un calculateur de lavage de sel pour maintenir une teneur de sel juste en deçà de la saturation. En exploitation normale avec circulation dans le système, le fluide de forage sature automatiquement la phase de saumure causant un trou de calibre.

Avant de forer dans le sel, les directeurs de projet de Newpark travaillent avec les ingénieurs de forage pour développer des stratégies complètes de forage dans le sel et de sortie du sel afin d'éviter le lavage pendant le forage et pour minimiser le risque de zone de gravats après la sortie de la couche de sel. Les stratégies comprennent la sélection de fluide et une optimisation des systèmes hydrauliques de la base de sel. La sélection de fluide qui est basée sur le coût, la performance et la conformité environnementale inclut des considérations de densité de fluide, salinité de fluide et rhéologie de fluide:

  • Densité: Bien que le sel n'ait pas de pression interstitielle réelle pour contrôler le poids des boues, le poids des boues est utilisé pour maintenir l'intégrité du trou de forage et réduire la vitesse de fluage. La densité est également nécessaire pour la possibilité d'inclusions contenant des hydrocarbures.
  • Salinité: La salinité est nécessaire pour être à ou près de la saturation pour maintenir un trou dans les limites de calibre et minimiser les lavages.
  • Rhéologie: Des propriétés de rhéologie acceptables sont nécessaires pour suspendre l'excès de sel avant le forage afin de maintenir la salinité après la coupe avec de l'eau de mer et une viscosité résiduelle suffisante après la réduction est rendue nécessaire pour suspendre les copeaux de sel.

Pompage et décharge saturés de sel dans le Santos Basin, Brésil: En eau profonde dans le Santos Basin, une formation de sel existe entre le toit imperméable de carbonate/anhydrite et la formation de production. La formation de sel est souvent forée sans colonne ascendante en utilisant une stratégie de pompage et de décharge où le fluide à poids de boue élevé est réduit avec de l'eau de mer. Plutôt que de réduire le fluide à densité élevée, l'opérateur décide de réduire la saumure super saturée en sel.

Les boues huileuses à forte salinité et faible activité améliorent la performance dans les forages près du sel: Les formations près du sel peuvent avoir une salinité interstitielle élevée conduisant à un critère de salinité plus élevé dans le fluide de forage. Plusieurs méthodes peuvent être utilisées pour estimer la salinité/activité nécessaire pour le fluide de forage.

Les formations près du sel peuvent avoir une salinité interstitielle élevée conduisant à un critère de salinité plus élevé dans le fluide de forage. Plusieurs méthodes peuvent être utilisées pour estimer la salinité/activité nécessaire pour le fluide de forage.