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iN° d’ordre : THESE présentée pour obtenir LE TITRE DE DOCTEUR DE L’INSTITUT NATIONAL POLYTECHNIQUE DE TOULOUSE École doctorale : Science des Procédés Spécialité : Génie des Procédés et de l’Environnement Par KHODJA Mohamed Ingénieur en Génie des procédés chimiques à l’Université des sciences et de Technologie Houari Boumediene d’Alger – Algérie Master Géosciences Environnement et Risque, Université Louis Pasteur Strasbourg - France LES FLUIDES DE FORAGE : ETUDE DES PERFORMANCES ET CONSIDERATIONS ENVIRONNEMENTALES Soutenue le Vendredi 15 Février 2008 devant le jury composé de : BOURGEOIS Florent Président LGC/ENSIACET-INP Toulouse DALMAZZONE Christine Rapporteur IFP Rueil-Malmaison Paris VAN DAMME Henri Rapporteur ESPCI Paris BERGAYA Faïza Co-Directrice de thèse CRMD/Orléans CANSELIER Jean Paul Directeur de thèse LGC/ ENSIACET-INP Toulouse DUPLAY Joëlle Examinatrice CGS/ULP Strasbourg COHAUT Nathalie Invitée CRMD/Orléans FERFERA Fethi Invité Sonatrach/CRD Boumerdès Algérie RESUME Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Résumé Lors des forages pétroliers, la traversée des formations argileuses pose des problèmes dont la résolution est étroitement liée à la compréhension des interactions argile -fluide de forage. Vu les imperfections des fluides à base d'eau (WBM) face aux problèmes des argiles, les systèmes de fluides émulsionnés à base d'huile (OBM) ont apporté des améliorations significatives. Cependant, la pollution qu’ils engendrent rend indispensable un traitement des boues usagées. Au cours de ce travail, nous avons voulu confronter le maximum de données de laboratoire à des données effectives de chantier et ce, dans l’espoir d’apporter une contribution à la résolution des problèmes réels. Trois systèmes modèles de fluides du type WBM on été sélectionnés : ils conti ennent, en plus des polymères conventionnels (xanthane et cellulose polyanionique), des inhibiteurs de gonflement et de dispersion des argiles (polyacrylamide partiellement hydrolysé, silicates de sodium, polyalkylèneglycols). La comparaison de leurs performances, grâce à l'utilisation d'une nouvelle méthode basée sur la filtration sur pastilles compactées, a été discutée : - du point de vue macroscopique par l'analyse de leurs caractéristiques rhéologiques et de filtration, le suivi des interactions argile-fluide par l'étude des propriétés électrocinétiques, granulométriques et de rétention des polymères, - et à l'échelle microscopique par diffraction X in-situ (wet cell) et par diffraction de la lumière. Les caractéristiques rhéologiques et de filtration ont été corrélées aux propriétés électrocinétiques et complétées par l'étude des propriétés interfaciales et de mouillage. Le système aux silicates présente les meilleures performances en termes d'inhibition. L'étude de la stabilité des systèmes émulsionnés (OBM) a porté sur l'influence du type et de la concentration des tensioactifs, de la proportion de phase dispersée et de la présence d’autres additifs. La concentration optimale est celle donnant un compromis entre une stabilité électrique acceptable, un pourcentage d’émulsion élevé et une meilleure résistance à la centrifugation. Le suivi de la variation de la phase émulsionnée, de la stabilité électrique et de la distribution granulométrique a permis de classer les différents émulsifiants. Parallèlement aux mesures rhéologiques, l'analyse des structures formées (émulsion-argile organophile) par diffusion des neutrons aux petits angles (SANS) a permis d'expliquer les mécanismes de stabilisation. Une nouvelle formulation d'émulsifiants, proposée pour un essai sur chantier, a donné des résultats encourageants par rapport aux formulations commerciales. Au niveau du réservoir, l’impact des fluides de forage est appréhendé par l’étude des processus d’endommagement de la roche. Un de nos objectifs était de corrél er les résultats globaux obtenus pour la formulation complète avec l'endommagement induit par les additifs seuls. Les essais réalisés ont montré l'influence de la nature, de la composition chimique, et de la granulométrie des additifs. Vu la complexité des phénomènes mis en jeu, la prévision de l'endommagement par une tentative de modélisation a décelé des liens entre les propriétés des fluides utilisés, les caractéristiques de la roche et l'importance de l'endommagement induit. La filtration statique favor ise la formation du "cake" alors que la filtration dynamique contribue à l'invasion du filtrat. Sur le plan environnemental, en plus des pertes de circulation des fluides pendant et après le forage, le bourbier, en tant que collecteur des produits liquide s et solides issus du forage, représente une grande source de pollution et de danger. Le diagnostic des techniques de traitement utilisées a montré des imperfections majeures pouvant induire des nuisances pour la santé humaine, l'écosystème et l'environnement. Le présent travail s’est focalisé sur quelques éléments de réponse à l'équation performance -coût- environnement, en proposant un traitement biologique. RESUME Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Abstract In petroleum drilling operations, crossing shale formations poses problems whose solutio n is strongly related to the understanding of shale-drilling fluid interactions. Due to the lack of performances of water-based fluids (WBM) faced with shale problems, emulsified oil - based fluids (OBM) afforded significant improvements. However, the main t echnical difficulty lies in the treatment of the pollution generated by these emulsions. The present work intends to compare a maximum of laboratory data with actual field data and, hopefully, will bring a contribution to resolve practical problems. Three WBM model systems were chosen: to conventional polymers (xanthan and polyanionic cellulose) shale swelling and dispersion inhibitors (partially hydrolyzed polyacrylamide, sodium silicates, polyalkyleneglycols) were added. Thanks to the use of a new compacted pellet-based filtration technique, their performances were discussed: - from the macroscopic point of view, through the analysis of their rheological and filtration characteristics and the consideration of shale-fluid interactions by the study of electrokinetic properties, particle size distribution and polymer retention, - and, on the microscopic scale, by in situ X-ray diffraction (wet cell) and light diffraction. Rheological and filtration parameters were correlated with electrokinetic properties and confirmed by the variations of interfacial and wetting characteristics. The silicate system shows the best inhibition performances. The study of OBM stability concerned the influence of surfactant type and concentration, dispersed phase ratio and other additives. The optimum surfactant concentration is that yielding a compromise between high electrical stability, high emulsion ratio and good resistance to centrifugation. The various emulsifiers were classified according to the variation of emulsion volume, electrical stability and drop size distribution. Parallel to rheological measurements, the analysis of the structures appearing in emulsion- organoclay mixtures by small angle neutron scattering (SANS) allowed to explain the mechanisms of emulsion stabilization. A new emulsifier mixture, proposed for a full -scale field test, yielded encouraging results, compared with those of commercial formulations. In the reservoir, the effect of drilling fluids was apprehended by a formation damage study. Our objective was to correlate the global results obtained by a whole drilling fluid system with the damage generated by individual components. The tests showed the influence of the nature, composition and particle size of additives used in fluids. Due to the complexity of the phenomena involved, an attempt to model and predict damage showed some links between fluid properties, porous medium characteristics and induced damage ratio. Static filtration favors cake formation whereas dynamic filtration contributes to filtrate invasion. As regards environment, in addition to circulation fluid loss during and after drilling, the pit, as a collector of liquid and solid products coming from drilling, is a big source of pollution and danger. The diagnosis of the treatment techniques used showed major imperfections able to induce hazards for human health, ecosystems and environment. With the proposal of a biological treatment, the present works approach a solution of performance -cost- environment equation. DEDICACES Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Dédicaces A la mémoire de mon père "Ahmed" REMERCIEMENTS Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Remerciements Ce travail est le fruit d’une collaboration entre la société Sonatrach/Division Centre de Recherche et Développement (CRD), le Laboratoire de Génie chimique (Institut National Polytechnique de Toulouse) et le Centre de Recherche sur la Matière Divisée (CNRS- Université d’Orléans). Je tiens à remercier Mr Rabah Siaci, Directeur de la Division CRD/Sonatrach, d’avoir accepté la prise en charge de cette thèse. Sans les facilités accordées par la Direction Gisements, le présent travail n’aurait pu être réalisé. Que Monsieur Fethi Ferfera, Directeur Gisements, trouve ici le témoignage de ma reconnaissance et mes remerciements pour sa présence en tant que membre invité du jury. M Joël Bertrand, Directeur du Laboratoire de Génie Chimique, m’a ac cueilli parmi les doctorants de cette Unité Mixte de Recherche, associée au CNRS : qu’il en soit ici remercié. Et, je ne saurai oublier de remercier Mme Marie-Louise Saboungi, Directrice du CRMD à Orléans pour son accueil au laboratoire. J’ai été très sensible à l’honneur que m’a fait Monsieur Florent Bourgeois, Professeur à l’ENSIACET, en acceptant de présider le jury de cette thèse. Mes remerciements vont aussi à Mme Christine Dalmazonne, de la Division Chimie et Physico-Chimie Appliquées de l’Institut Français du Pétrole, pour avoir bien voulu être rapporteur de cette thèse malgré ses multiples tâches. Je tiens à exprimer ma plus vive gratitude à M. Henri Van Damme, professeur à l’Ecole Supérieure de Physique et Chimie Industrielle de Paris, d’avoir accepté d’être rapporteur de cette thèse et d’y avoir consacré du temps en dépit de ses multiples engagements. C’était autour d’une table dans le cadre d’un dîner , au 2 ème Congrès Mondial de l’émulsion à Lyon que j’ai eu l’honneur et le plaisir de connaître M. Jean Paul Canselier du Laboratoire de Génie Chimique (LGC/INP Toulouse). J'éprouve aujourd’hui une grande satisfaction à travers la rédaction de cette thèse à le remercier d’avoir accepté d’encadrer et de suivre ce travail. J'exprime ici ma profonde reconnaissance pour sa disponibilité et son accueil chaleureux et familial. J’ai eu beaucoup de plaisir à travailler avec M. Canselier en qui j’ai trouvé un réservoir de connaissances scientifiques et culturelles. Mes séjours à Toulouse ont toujours étés couronnés d’avancement et remplis de bons souvenirs. Je vous remercie, ‘Chef’, pour vos qualités humaines et votre gentillesse. Un grand merci à Mme Christiane Canselier : avec elle, Toulouse c’était l’Algérie. Travailler dans le domaine pétrolier, traiter un sujet sur le forage pétrolier et les fluides de forage, c’est aussi devoir connaître la nature minéralogique et physico-chimique des formations traversées qui souvent contiennent des argiles. De plus, le grand problème des puits de forage se pose au niveau de l’utilisation des argiles comme boues de forage et en tant que problèmes rencontrés. La résolution de ces questions passe en partie, par l’étude des interactions argile - eau. Il aurait été impossible pour moi de mener ce travail sans la guidance éc lairée de Mme Faïza Bergaya, Directeur de Recherche au CNRS. Suite à mon premier contact avec elle en 2001 au CRMD à Orléans, et ensuite en 2002 au CRD à Boumerdès, elle sut éveiller ma curiosité envers les argiles et me poussa à aborder le sujet sous des aspects plus physico- chimiques et plus variés. REMERCIEMENTS Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales En plus du savoir scientifique acquis auprès de Mme Bergaya, mes passages à Orléans ont aussi aiguisé mon besoin de connaissances. Permettez -moi, Madame, de vous exprimer, ma gratitude pour votre apport scientifique et ma grande reconnaissance pour vos qualités humaines, votre accueil familial, et votre soutien inestimable. Je ne saurais oublier de remercier M. Bergaya pour sa gentillesse et ses conseils amicaux au cours de mes séjours orléanais. Les fluides de forage sont souvent considérés comme un bon exemple d’un milieu dispersé et d’étude des interfaces. Dans cette thèse co-dirigée par Mme Bergaya et M. Canselier, j’ai tenté de me positionner à l’interface entre une compétence reconnue internationale des argiles et un expert des tensioactifs et des émulsions. Avec ces deux co - encadrements, le temps m’a semblé trop court et je me dis toujours que je n’ai pas su profiter et bénéficier pleinement de leurs expertises respectives, surtout à un moment si proche de leurs retraites. Encore une fois un grand merci à eux deux. Mes séjours à Orléans étaient toujours des moments de travail et de détente. Je remercie particulièrement Nathalie Cohaut, invitée à ce jury, pour son accueil, sa disponibilité, son aide et son soutien. Sans sa présence je n’aurais pas pu réaliser les essais de diffusion de neutrons à Saclay. Je tiens à remercier aussi, Mr Lapp au CEA, pour son aide et son assistance dans la réalisation des expériences de SANS. En parallèle, de mes séjours à Toulouse et Orléans, j’ai eu le grand plaisir de connaître Mme Joëlle Duplay et l’équipe du Centre de Géochimie de la Surface de Strasbourg. Cela m’a permis de lancer d’autres projets d’analyse dans le cadre de ma thèse et d'aboutir au démarrage d’un projet de collaboration Franco-Algérien. Je remercie Mme Duplay de m'avoir donné l'occasion de travailler avec elle et d’avoir accepté de faire partie du jury de cette thèse. Mes vifs remerciements pour m’avoir accueilli chaleureusement. J’ai le sentiment de l’avoir toujours comptée parmi mes meilleurs amis. Au terme de ma thèse, je tiens à adresser mes remerciements à tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à l’aboutissement de ce travail, donc à tout le personnel des Laboratoires CRD, LGC, CRMD et CGS. J’ai une pensée toute particulière pour la mémoire de mon collègue et frère H. Demri. Et je remercie tout particulièrement : - au CRD en Algérie, mes collègues des directions Gisements, Géologie et TRH ainsi que les structures de soutien. - à Toulouse, Mohamed Hadjkali, Jean-Luc Trompette, Karim, Hichem, Ilyes, Amel, Hakima, Lynda, Fahima, Malek, Abdullay et notre secrétaire, Dany. - au CRMD à Orléans, je n’oublie pas mes amis : Aouad, Toma, Tri et José. - à Strasbourg, où j’étais en famille avec l’équipe du Laboratoire, en plus de Joëlle, je remercie vivement Laurence, Malika, Tania, Fabienne, Françoise, Amélie, Jean Luc, Radja, Julia, Nicolas, Giles, et Yves. Je n'oublie pas mes chers amis Said, Salah, Mounir et Stéphane qui ont rendu mes séjours agréables. Une thèse est une période avec de bons moments et d’autres qui le sont moins. Ce sont dans ces derniers que l’on reconnaît le véritable soutien. Ma chère épouse Malika, mes chers enfants, Rhyad et Adel, toutes mes excuses de vous avoir délaissés. Je vous remercie du fond du cœur d’avoir supporté mes absences répétées. Merci d’avoir été toujours là à côté de moi et au fond de mon cœur. Je ne saurais terminer sans remercier mon père, ma mère et tous mes frères et sœurs ainsi que toute ma belle-famille de m’avoir soutenu et aidé pendant ces années. SOMMAIRE SOMMAIRE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Sommaire Résumé Dédicaces Remerciements Liste des figures Liste des tableaux Nomenclature Abréviations utilisées INTRODUCTION CHAPITRE I : Bibliographie sur le forage et les fluides de forage I.1 Les fluides de forage …………………………………………………………………….. 2 I.1.1 Définition…………………………………………………………………………………….. 2 I.1.2 Fonctions…………………………………………………………………………………….. 3 I.1.3 Compositions des différents types………………………………………………………… 3 I.1.4 Propriétés des fluides de forage………………………………………………………….. 6 I.2 Les problèmes des argiles au cours du forage ………………………………………... 11 I.2.1 Classification des formations argileuses……………………………………................... 11 I.2.2 Approches développées pour résoudre les problèmes posés…………………………. 13 I.2.3 Additifs utilisés pour inhiber le gonflement des argiles et la dispersion des argiles…. 16 I. 2.4 Techniques d’évaluation de l’inhibition des argiles……………………………………… 21 I.3 Evolution des familles de polymères utilisés dans les fluides de forage……………… 22 I.3.1 Les polymères utilisés dans les fluides de forage……………………………………….. 24 I.3.2 Les principaux polymères utilisés dans les formulations étudiées…………………….. 25 I.3.2.1 La gomme de xanthane (xanthane)………………………………………………. 25 I.3.2.2 Les celluloses polyanioniques (PAC) et le carboxyméthylcellulose………….. 26 I.3.2.3 Le polyacrylamide partiellement hydrolysé (PHPA)…………………………..... 27 I.3.2.4 Les glycols…………………………………………………………………………… 28 I.3.2.5 Les silicates de sodium…………………………………………………………….. 28 I.4 Agents tensioactifs et émulsions dans les fluides de forage……………………………. 30 I.4.1 Les agents tensioactifs…………………………………………………………………...... 30 I.4.1.1 Classification des agents de surface…………………………………………..... 31 I.4.1.2 Propriétés des agents tensioactifs………………………………………………. 32 I.4.2 Les émulsions………………………………………………………………………………. 34 I .4.2.1 Types d’émulsion…………………………………………………………………. 34 I.4.2.2 Notion de HLB et sa détermination……………………………………………… 35 I.4.2.3 Aspect des émulsions……………………………………………………………. 36 I.4.2.4 Formation des émulsions………………………………………………………… 36 I.4.2.5 Caractérisation des émulsions………………………………………………….. 37 I.4.2.6 Stabilité des émulsions…………………………………………………………… 38 I.4.2.7 Déstabilisation des émulsions……………………………………………………. 41 I.4.2.8 Méthodes expérimentales pour l’étude de la stabilité des émulsions………. 42 I.4.3 Les applications des agents de surface dans l 'industrie pétrolière…………………… 44 SOMMAIRE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales I.5 Filtration et Endommagement par les fluides de forage…………………………………... 45 I.5.1 Filtration………………………………………………………………………………………. 45 I.5.1.1 Filtration statique……………………………………………………………………. 46 I.5.1.2 Filtration dynamique………………………………………………………………… 46 I.5.2 Endommagement par les fluides de forage………………………………………………. 47 I.5.2.1 Endommagement et mode de filtration…………………………………………… 48 I.5.2.2 Endommagement et type de fluide de forage………………………………….... 48 I.5.2.3 Endommagement et méthodes de laboratoire utilisées………………………… 49 I.5.2.4 Endommagement par les fines……………………………………………………. 50 I.5.3 Modélisation de l’Endommagement……………………………………………………….. 51 I.5.4 Synthèse sur la filtration et l’endommagement…………………………………………… 53 I.6 Pollution par les fluides de forage et techniques de traitement…………………………. 54 I.6.1 Généralités sur l’environnement……………………………………………………………. 54 I.6.2 Les différentes approches d'intégration de l'environnement…………………………….. 55 I.6.3 Concepts managériaux de l'environnement dans l'activité du forage………………….. 57 I.6.4 Evolution de la technologie des fluides de forage………………………………………… 58 I.6.5 Pollution par les hydrocarbures et effets sur la santé……………………………………. 59 I.6.6 Méthodes de traitement de la pollution……………………………………………………. 60 I.7 Synthèse…………………………………………………………………………………………… 63 CHAPITRE II : Interactions Argiles-Polymères et propriétés de filtration II.1 Généralités sur les argiles présentes au niveau des champs algériens………………. 65 II.2 Caractérisation des argiles du champ de Hassi Messaoud …………………………….. 66 II.2.1 Composition minéralogique……………………………………………………………….. 68 II.2.2 Traitement préliminaire des cuttings d’argiles…………………………………………… 68 II.2.2.1 Lavage des cuttings par différents solvants…………………………………….. 69 II.2.2.2 Traitement thermique……………………………………………………………… 70 II.2.3 Réactivité et Morphologie des cuttings d’argiles……………………………………….. 71 II.3 Les solutions de polymères……………………………………………………………………. 73 II.3.1 Influence de la concentration et de la nature des polymères sur la rhéologie……….. 73 II.3.2 Influence de la concentration en KCl sur la rhéologie………………………………...... 76 II.3.3 Influence de l’addition de bentonite sur la rhéologie……………………………………. 77 II.3.4 Influence de la concentration en polymères sur le potentiel Zêta et sur la transmission de lumière…………………………………………………………………. 79 II.3.5 Influence de la nature des polymères sur la tension superficielle………………... ...... 79 II.4 Les fluides de forage…………………………………………………………………………….. 80 II.4.1 Influence des additifs sur les propriétés rhéologiques et de filtration………………… 80 II.4. 2 Influence des additifs sur les propriétés électrocinétiques……………………………. 83 II. 4.3 Etude comparative des performances des fluides de forage………………………….. 84 II.5 Essais de filtration sur pastilles…………………………………………………………......... 87 II.5.1 Préparation et caractérisation des pastilles……………………………………………... 87 II.5.2 Caractérisation des fluides utilisés……………………………………………………… 88 II.5.3 Influence de la force de compaction……………………………………………………… 89 II.5.4 Influence de la concentration en KCl et en silicate de sodium………………………... 90 II.5.5 Influence de la température sur les propriétés de filtration……………………………. 92 SOMMAIRE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales II.6 Etude du pouvoir inhibiteur des fluides de forage………………………………………… 93 II.6.1 Analyse des résultats laboratoire…………………………………………………………. 93 II.6.2 Analyse des tests réalisés sur chantier par le système au silicate……………………. 97 II.7 Evaluation des performances des interactions polymère – minéral…………………… 100 II.7.1 Analyse par Wet-cell X ray Diffraction………………………………………………….... 100 II.7.2 Granulométrie des mélanges Bentonite-Polymère……………………………………… 102 II.8 Discussion et synthèse……………………………………………………………………….... 105 CHAPITRE III : Les Tensioactifs et les Emulsions dans les flui des de forage III.1 Méthodologie expérimentale………………………………………………………………….. 107 III.2 Caractérisation des tensioactifs …………………………………………………………….. 108 III.2.1 Analyses préliminaires des tensioactifs…………………………………………………. 108 III.2 .2 Analyse par spectroscopie IRouge et RMN……………………………………............ 109 III.3 Propriétés des émulsifiants…………………………………………………………………… 111 III.3.1 Le caractère hydrophile-lipophile (HLB)……………………………………………….. 111 III.3.2 Concentration Micellaire Critique (cmc) : détermination par fluorescence moléculaire……………………………………………. 112 III.4 Emulsions : méthodes de préparation et stabilité……………………………………….. 115 III.5 Effets des additifs sur le comportement des émulsions………………………………… 116 III.5.1 Comportement des émulsions en présence d’un seul type de tensioactif…………. 116 III.5.2 Comportement des émulsions en présence du couple de tensioactifs…………….. 119 III.5.3 Influence de la teneur en phase dispersée……………………………………………. 123 III.5.4 Influence de l’argile organophile et du réducteur de filtrat…………………………… 125 III.5.5 Influence de la Barite et de la Chaux…………………………………………………… 127 III.6 Etude systématique de la stabilité des émulsions……………………………………….. 128 III.6.1 Systèmes gazole/eau/tensioactifs: influence d'une centrifugation appliquée à la partie émulsionnée………………………………………………………………………… 128 III.6.2 Systèmes gazole/saumure/tensioactifs: Influence de la durée et de la température de centrifugation…………………………………………….…………………………….. 131 III.6.3 Dosage de l’eau dans la phase continue après centrifugation……………………….. 131 III.6.4 Rhéologie et stabilité des émulsions…………………………………………………….. 132 III.7 Essais pilote avec les nouveaux émulsifiants proposés……………………………….. 136 III.8 Synthèse des résultats…………………………………………………………………………. 138 CHAPITRE IV : Endommagement de la roche réservoir et Modélisation IV. 1 Essais de déplacement par les fluides de forage…………………………………………. 143 IV.2 Caractérisations minéralogique et pétrophysique de la roche…………………………. 144 IV.3 Essais d'endommagement par les OBM……………………………………………………. 144 SOMMAIRE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales IV.3.1 Endommagement par les fluides de forage formulés…………………………………. 144 IV.3.2 Endommagement par les tensioactifs………………………………………………….. 147 IV.3.3 Endommagement par les autres additifs………………………………………………. 151 IV.4 Analyse de l'endommagement par les systèmes émulsion-argile organophile : Etude par diffusion à petits angles des neutrons………………………………………… 154 IV.5 Endommagement par les fluides WBM……………………………………………………… 160 IV.6 Modélisation de l'endommagement…………………………………………………………. 161 IV.6 .1 Problèmes de production au niveau du champ de Hassi Messaoud……………….. 161 IV.6 .2 Filtration et modélisation de l'endommagement……………………………………….. 162 IV.7 Discussion et synthèse………………………………………………………………………… 169 CHAPITRE V : Pollution par les fluides de forage et traitement V.1 Analyse des sources de pollution……………………………………………………………. 172 V.2 Diagnostic des traitements de la pollution………………………………………………….. 174 V.2.1 Traitement par stabilisation/solidification……………………………………………….. 174 V.2.2 Traitement thermique…………………………………………………………………....... 175 V.2.3 Traitement biologique……………………………………………………………………… 175 V.3 Problèmes de pertes des fluides au cours du forage et contamination du sol………. 176 V.3.1 Cas des fluides de forage à base d'eau…………………………………………………. 176 V.3.2 Cas des fluides émulsionnés…………………………………………………………...... 176 V.4 Méthodologie d'évaluation de la pollution…………………………………………………. 177 V.5 Etude de la biodégradation des additifs et des systèmes de fluides………………….. 182 V.5.1 Etude préliminaire…………………………………………………………………….……. 182 V.5.2 Détermination de la biodégradabilité…………………………………………………….. 184 V.6 Etude de l’activité microbiologique vis-à-vis du gazole………………………………….. 185 V.6.1 Identification………………………………………………………………………………… 185 V.6.2 Suivi de la cinétique de croissance des souches isolées……………………………… 188 V.7 Perspectives pour la proposition de nouveaux additifs………………………………….. 190 V.8 Synthèse…………………………………………………………………………………………… 192 CONCLUSIONS et RECOMMANDATIONS………………………………………………. 195 REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ANNEXES des figures Liste Les fluides de forage : Etude des performances et considérations environnementales Liste des figures Chapitre I Figure I.1 : Cycle du fluide sur le site de forage………………………………………… ………..2 Figure I.2 : Structure primaire de la gomme xanthane……………………………………… ….25 Figure I.3 : Structure secondaire de la gomme xanthane à l’état solide ………………… …...25 Figure I.4 : Structure chimique de la CMC ……………………………………………...............26 Figure I.5 : Diminution des dimensions des chaînes du CMC dans un milieu salin …………27 Figure I.6 : Polyacrylamide partiellement hydrolysé (sel de sodium) …………………...........27 Figure I.7 : Structure des anions silicate …………………………………………………………29 Figure I.8 : La polymérisation du silicate monomère et la formation de la barrière physique et chimique à l'invasion de filtrat et de particules ………………………………………………..30 Figure I.9 : Schéma représentatif d’une molécule amphiphile………………………………...31 Figure I.10 : Comportement du tensioactif entre l’interface et la solution ……………...........33 Figure I.11 : Evolution de quelques propriétés physiques en fonction de la concentration en tensioactif…………… …………………………………………………………………………….…34 Figure I.12 : Formation du cake interne et du cake externe ……………………………….…..45 Chapitre II Figure II.1 : Effet du nombre de lavages par le gazole (1) et du mode de traitement (2) sur la contamination de l’argile………………………… …………………………………………….…...69 Figure II.2 : Photos ESEM (échantillon 8) lavés à l’hexane et séchés à 105°C ……….…….70 Figure II.3 : Photos ESEM sur des cuttings (échantillon 8) lavés au dichlorométhane et à l’eau oxygénée………………………………………………………………………………… ……70 Figure II.4 : Effet de la température sur (a) la décontamination et sur (b) la minéralogie de l'échantillon de référence ………………………………………………………………….……….70 Figure II.5 : Influence de la granulométrie et de la contamination des cuttings de l'échantillon 21 de référence sur la variation de (a) la CEC et de (b) l’humidité …………………………....70 Figure II.6 : Evolution du volume d’azote cumulé à travers les pores pour différents échantillons …………………………………………………………………………………………..72 Figure II.7 : Diffractogramme et MEB de l’écha ntillon 21………………………………….…..73 Figure II.8 : Rhéogrammes des solutions du xanthane (a) et du PAC (b) ……………………74 Figure II.9 : Variation de la viscosité des solutions de la gomme xanthane (a) et du PAC (b) en fonction de la vitesse de cisaillement pour différ entes concentrations …………………....74 Figure II.10 : Viscosité du PHPA en fonction du gradient de cisaillement ………………. ….75 Figure II.11 : Variation du pH en fonction de la concentration en polymères……………. ….75 Figure II .12 : Viscosité du (a) xanthane (0,2%) et (b) PAC (0,5%) en fonction du gradient de cisaillement pour différentes concentrations en KCl ……………………………………. ………76 Fig. II.13 : Variation du pH et du potentiel Zéta en fonction du vieillissement (a et b) et en fonct ion de la concentration en KCl pour 30 g/L de Bentonite (c) ……………………….…….77 Figure II.14 : Rhéogrammes des suspensions de bentonite à 2% en présence de xanthane (a), PAC (b) et KCl (c) …………………………………………………………………………..….78 Figure II.15 : Evolution du (a) Potentiel zéta, (b) Transmission et (c) Transmission-viscosité en fonction de la concentration en polymères ……………………………………………………79 Figure II.16 : Evolution de la tension de surface avec la concentration en PHPA…………..79 Figure II.17: Variation du volume de filtrat du système au PHPA, en fonction de la concentration en PHPA (a), en KCl (b) et la variation de la viscosité du filtrat en fonction du temps (c) ……………………………………………………………………………………….…….81 des figures Liste Les fluides de forage : Etude des performances et considérations environnementales Fig. II.18 : Evolution de la viscosité du filtrat en fonction de la concentration initiale en polymères (a) et du volume de filtrat des systèmes en fonction du temps (b) …………….….84 Fig. II.19 : Rhéogrammes des fluides de forage (a) et de leurs filtrats (b)………………..…..85 Figure II.20 : Montage et mode opératoire de préparation des pastilles pour filtration……..88 Figure II.21 : Evolution du volume de filtrat pour les différents systèmes à différentes forces de compaction ……………………………………………………………………………….………89 Figure II.22 : Evolution du volume du filtrat en fonction de la concentration en (a) KCl (1.37% Silicate, F=60 kN) et (b) Silicate de sodium (2.82% en KCl, F=60 kN …………..91 Figure II.23 : Variation du volume de filtrat en fonction de la concentration en KCl (a) et en NaCl (b) pour un système à 2.71% en silicate……………………………………………… ..….92 Figure II.24 : Evolution (a) du volume de filtrat (système au silicate 1.37 %) et (b) de la viscosité des solutions de polymères en fonction de la température …………………….……92 Figure II.25 : Pourcentage de récupération (a) argile A et Bentonite par le glycol et PHPA et (b) différentes argiles par le système au silicate ………………………………………………...96 Figure II.26 : Pourcentage d'inhibition (a) avec les différents systèmes de fluides et (b) pour différentes granulométries ………………………………………………………………….………97 Figure II .27 : Principe de la technique wet cell ………………………………………………...100 Figure II.28 : Cinétique d'adsorption des solutions de polymères sur les cuttings ………...101 Figure II.29 : Diffractogrammes obtenus sur l’échantillon de référence n°21, traversé par une solution de PHPA ……………………………………………………………………….…….101 Figure II.31 : Evolution de la granulométrie des mélanges Bentonite -Polymère …………..102 Figure II.3 2 : Evolution du diamètre des particules en fonction du temps : (a) silicate et (b) PHPA…………… …………………………………………………………………………….…….104 Chapitre III Figure III.1 : Evolution des spectres de fluorescence moléculaire des tensioactifs (a) Cp et (b) Dp en fonction de leur concentration dans le cyclohexane …………………………...…..113 Figure III.2 : Détermination de la CMC des tensioactifs par fluorescence moléculaire.…...113 Figure III.3 : Evolution de la stabilité des émulsions à base du tensioactif primaire seul après 24 h (H/E : 90/10) …………………………………………………………………………..……...117 Figure III.4 : Evolution de la stabilité des émulsions à base du tensioactif secondaire seul après 24h (H/E : 90/10) ………………………………………………………………..………….118 Figure III.5 : Evolution de la stabilité des émulsions à base d u mélange des tensioactifs (P+S) après 24 h (H/E : 90/10)……………………………………………………………… …..120 Figure III.6 : Evolution des classes granulométriques d'une émulsion H/E: 60/40 préparée par les émulsifiants primaires des groupes (a) A et (b) C ……………………………..……...121 Figure III.7 : Evolution des classes granulométriques d'une émulsion inverse H/E: 60/40 préparée par les émulsifiants du groupe A (P/S : 10/10) ………………………….…………..122 Figure III.8 : Variation de la stabilité électrique et de la résistivité électrique d'une émulsion inverse H/E: 50/50 préparée par les émulsifiants du groupe A (P/S : 10/10) ……….………123 Figure III.9 : Evolution de la stabilité électrique en fonction du pourcentage de phase dispersée (saumure saturée en NaCl : 320 g/L) ……………………………………….………123 Figure III.10 : Effet de l'argile sur la stabilité électrique de l 'émulsion (H/E =90/10)… …….125 Figure III.11 : Effet du type d’argile sur la rhéologie de l'émulsion sans tensioactif ……….126 Figure III.12 : Pourcentages d’émulsion après centrifugation (a : 24 h, b : 7 jours) ……….129 Figure III.13 : Comportement des émulsions après Agitation, Vie illissement (24 h), Centrifugation (4000 tr/min) et chauffage ……………………………………………………….130 Figure III.14 : Evolution de la conductivité en fonction du pourcentage de saumure ….….130 Figure III.15 : Variation des paramètres rhéologiques en présence de NaCl……… .……..132 Figure III.16 : Evolution des viscosités en fonction de la proportion de phase aqueuse ….133 des figures Liste Les fluides de forage : Etude des performances et considérations environnementales Chapitre IV Figure IV.1 : Principe de l'équipement utilisé pour les essais de déplacement ……….……143 Figure IV.2 : Exemple de porosité dans la roche réservoir de HMD …………………….…..144 Figure IV.3 : Evolution des perméabilités Gazole + un seul tensioactif (a), et du Gazole + mélange de tensioactifs (b) …………………………………………………………….…………148 Figure IV.4 : Exemple de variation de la perméabilité au brut en fonction d e l’ajout des émulsifiants (a) et (b) Systèmes A et D …..…………………………………………………......151 Figure IV.5 : Evolution de la perméabilité en fonction de l’ajout des additifs …………..…...151 Figure IV.6 : Répartition granulométrique des réducteurs de filtrat ………………………….152 Figure IV.7 : Exemple de distribution des familles des pores au niveau du réservoir de HMD (Zone sud ouest) ……………………………………………………………………….………….153 Figure IV.8 : Variation de la viscosité pour trois types d’argiles organophiles ……………..154 Figure IV.9 : Diffractogrammes par RX des argiles en poudre et ajustement du modèle des empilements de disque à structure cœur-couche ……………………………………………..155 Figure IV.I0 : Courbes de DPAN des émulsions et des composés intermédiaires ………..157 Figure IV.11 : Emulsion à 4 g/1 00 mL d'argile sorganophiles. Courbes de DPAN après correction de la diffusion incohérente……………………………………………………………159 Figure IV.12 : Schéma représentatif de l’écoulement et de la formation d’un cake dans un forage horizontal………………………………………………………………………………….. .163 Figure IV.13 : Variations de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour (a) différentes viscosités du fluide de forage et (b) différentes perméabilités (Filtration statique) ………..166 Figure IV.14 : Variations (a) du débit d'écoulement en fonction du temps pour différentes viscosités (Filtration statique) et (b) de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour différentes perméabilités (Filtration dynamique) ……………………………………………….167 Figure IV.15 : Variations (a) de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour différentes valeurs de cisaillement et (b) de la concentration en filtrat en fonction du rayon d'invasion……………………………………………………………………………………………167 Chapitre V Figure V.1 : Vue des bourbiers et des points d'échantillonnage ……………………………..177 Figure V.2 : Chromatogrammes de la fraction d'hydrocarbure détectée ………………..….181 Figure V.3 : Variation de la masse des échantillons 11 à 14 au cours du temps (biodégradation aérobie) ………………………………………………………………………….182 Figure V.4 : Courbe de croissance des souches is olées et culture mixte sur milieu M1 à 2% de gazole ……………………………………………………………………………………………186 Figure V.5 : Aspects macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 104 ……………………………………………………..187 Figure V.6 : Aspects macroscopique (a) et microscopique de la souche 111 (après coloration de gram au grossissement GR×100) ………………………………………………..187 Figure V.7 : Aspects macroscopique (a) et microscopique (b) de la souche 152 (après coloration de gram au grossissement GR ×100) ………………………………………………..187 Figure V.8 : Courbes de croissance pour (a) les bactéries isolées et pour (b) les levures isolées sur milieu M1 à 2% de gazole …………………………………………………………...188 Figure V.9 : Courbe de croissance de culture mixte sur le milieu M1 à différentes concentrations en Gazole (2 à 30%) …………………………………………………………….189 Figure V.11 : Microscopie des rejets industriels pharmaceutiques ………………………….191 des figures Liste Les fluides de forage : Etude des performances et considérations environnementales Annexes Figure IA.1 : Géographie de l'Algérie …………………………………………………………….A1 Figure IA.2 : Répartition des zones sur le champ de Hassi Messaoud…………………….. A1 Figure IA.3 : Stratigraphie du champ de Hassi Messaoud …………………………………….A3 Figure IIA.1 : Diffractogrammes obtenus au cours du temps, sur l’échantillon de référence n°21, traversé par une solution de (a) glycol et (b) silicate……………………………………. A7 Figure IIIA.1 : Spectres RMN des tensioactifs Cp, Dp et d’un tensioactif non ionique du commerce (NI) ……………………………………………………………………………………..A10 Figure VA.1 : Analyse minéralogique des cuttings contaminés ……………………………..A22 Figu re VA.2 : Analyse minéralogique du sol non contaminé………………………………... A23 Figure VA.3 : Aspect macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 135 ……………………………………………………..A27 Figure VA.4 : Aspect macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 136 ……………………………………………………..A27 Figure VA.5 : Aspect macroscopique (a)et microscopique (b) (après coloration de Gram au grossissement GR×100) de la souche 139………………… ………………………...............A27 Figure VA.6 : Aspect macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 137 …………………………………………………….A28 des tableaux Liste Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Liste des tableaux Chapitre I Tableau I.1: Principaux additifs utilisés dans les fluides de forage ……………………………..4 Tableau I.2: Propriétés de l’agent tensioactif en fonction de sa valeur HLB …………………..36 Tableau I.3: Aspect des émulsions ………………………………………………………………..36 Tableau I.4: Caractéristiques du milieu filtrant ……………………………………………………45 Tableau I.5: Différentes techniques de traitement biologique des sols pollués …………….....64 Chapitre II Tableau II.1: Quelques problèmes de forage sur les champs algériens……… ……………….66 Tableau II.2: CEC et Composition minéralogique des échantillons de HMD ………………….67 Tableau II. 3: Tensions superficielles des solutions de polymères à 1g/L , T=30°C …………..80 Tableau II. 4: Formulation des fluides de forage pour 1litre d’eau………………………………80 Tableau II. 5: Caractéristiques des fluides de forage à base de PHPA…………………………81 Tableau II. 6: Caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides sans bentonite ....…...82 Tableau II.7: Propriétés des pastilles……………………………………………………………....87 Tableau II.8: Formulation des fluides à base d'eau utilisées…………………………………….88 Tableau II. 9: Caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides après 24h ……………89 Tableau II.1 0: Formulation des fluides à base d’eau utilisés pour les tests d'inhibition………93 Tableau II.11: Résultats des tests d'inhibition par la méthode des pastilles …………………...94 Tableau II.1 2: Composition minéralogique des cuttings…………………………………………95 Tableau II.13: Formulation des systèmes de fluides pour les essais wet cell………………..100 Chapitre III Tableau III.1 : Classes des émulsifiants primaires (p) et secondaires (s) étudiés …………...109 Tableau III.2 : Caractéristiques des différents tensioactifs ……………………………………..114 Tableau III.3 : Evolution de la stabilité électrique (SE) en fonction du temps d'agitation ……115 Tableau III.4 : Stabilité électrique en fonction de la concentration en émulsifiants ………….116 Tableau III.5 : Test de stabilité à la centrifugation (H/E : 50/50) ……………………………….118 Tableau III.6 : Résultats des tests de la stabilité à la centrifugation (H/E : 60/40) …………..119 Tableau III.7 : Pourcentages d’émulsion et d’eau pour les tensioactifs du groupe A ……….124 Tableau III.8 : Pourcentages d’émulsion et d’eau pour les tensioactifs du groupe C ……...124 Tableau III.9 : Caractéristiques rhéologiques de systèmes renfermant de la barite …………127 Tableau III.10 : Pourcentages d’émulsion en fonction de (P, S) (H/E = 90/10) ……………..128 Tableau III.11 : Teneur en eau dans la phase continue (gazole) ……………………………...130 Tableau III.12 : Evolution de la st abilité des émulsions (H/E : 90/10) …………………………131 Tableau III.13 : Formulation d'un fluide de forage (H/E : 90/10) ……………………………….135 Tableau III.14 : Propriétés rhéologiques des fluides de forage (H/E : 90/10) ………………...135 Tableau III.15 : Formulation des fluides de forage avec les tensioactifs proposés ………….136 Tableau III.16 : Caractéristiques des fluides ………………………………………………….....137 Tableau III.17 : Enrobage des cuttings …………………………………………………………...137 Tableau III.1 8 : Essais pilotes : vitesse d'avancement du forage dans quelques puits….. ...138 des tableaux Liste Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Chapitre IV Tableau IV.1 : Colmatage par des boues à l'huile ……………………………………………….145 Tableau IV.2 : Formulation des trois systèmes de fluides émulsionnés ………………………145 Tableau IV.3 : Résultats des tests d’endommagement ………………………… ………………145 Tableau IV.4 : Caractéristiques des systèmes OBM ……………………………………………146 Tableau IV.5 : Résultats des tests d’endommagement ………………………………………..146 Tableau IV.6 : Résultats des tests de déplacements avec les fluides à base de gazole …...147 Tableau IV.7 : Influence des additifs sur les tests de déplacements des solutions de tensioactifs …………………….………………………………………..………………..…………..150 Tableau IV.8 : Caractéristiques de l'émulsion.. ………………………………………………….152 Tableau IV.9 : Paramètres structuraux obtenus pour les argiles organophiles .…..…………155 Tableau IV.10 : Analyse élémentaire, masse volumique et densité de longueur de diffusion des différentes phases contenues dans les émulsions …….……………….156 T ableau IV.11 : Paramètres structuraux obtenus à partir de la modélisation des courbes DPAN des argiles organophiles………………………………………………..159 Tableau IV.12 : Paramètres structuraux obtenus à partir de la modélisation des courbes DPAN des émulsion s à 3% d’argile……………………………………..……..159 Tableau IV.13 : Résultats des tests de déplacements avec des fluides à base d'eau ………161 Tableau IV.14 : Valeurs du skin pour la filtration statique……………………………………..168 Tableau IV.15 : Valeurs du Skin pour la filtration dynamique ………………………………….168 Chapitre V Tableau V.1: Variation de la concentration en hydrocarbures et en métaux lourds après solidification …………………………………………………………………………175 Tableau V.2 : Teneurs en hydrocarbures totaux et en carbone des échantillons ……………179 Tableau V.3 : Résultats d'analyses physico chimiques de l'échantillon 6 …………………….180 Tableau V.4 : Résultats des tests de biodégradabilité ………………………………………….184 Tableau V.5 : Composition des fluides formulés ……………………………………………......192 Tableau V.6 : Caractéristiques des formulations des boues à l’huile …………………………192 Annexes Tableau IIIA1 : Caractéristiques physico-chimiques des gazoles………………………………A9 Tableau IV.A1 : Valeurs des données utilisées dans le modèle……………………………....A17 Tableau V.A1 : Résultats de l'observation macroscopique…………………………………….A24 Tableau V.A2 : Résultats de l'observation microscopique des souches isolées…………….A25 Tableau VA3 : Résultats des tests biochimiques des souches isolées……………………....A26 Tableau VA4 : Temps de demi-vie des composés aromatiques polycycliques dans l'environnement ……………………………………………………………A28 NOMENCLATURE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Nomenclature A : surface de filtration (cm 2 ) C : coefficient de colmatage (%) c f : concentration en fluide (g/L ou kg/m 3 ) C mud : concentration en boue (kg/m 3 ) c s : concentration en solides (kg/m 3 ) C f : concentration en filtrat (kg/m 3 ) d i : distance interfoliaire (nm) d : densité de la boue d c : vitesse de dépôt (kg/s) D : épaisseur de la couche de tensioactif (nm) D d : coefficient de dispersion (cm 2 /s) De : coefficient de dispersion-convection (cm 2 /s) Dm : coefficient de diffusion moléculaire (cm 2 /s) e : épaisseur du cake (cm) e c : vitesse d'érosion (kg/s) f : paramètre empirique lié au coefficient de dispersion (L 2-g /T 1-g ) Gel 0 : la résistance du gel aussitôt après agitation de la boue (Pa ou lb/100ft 2 ) Gel 10 : la résistance du gel a près un repos de la boue de 10 min (Pa ou lb/100ft 2 ) g : paramètre empirique lié au coefficient de dispersion h : épaisseur du réservoir (m) H E : hauteur de la phase émulsionnée (cm) H T : hauteur totale de l'émulsion (cm) h c : profondeur de la couche traversée (m) K: perméabilité (mD ou m 2 ) K air : perméabilité à l'air (mD) K b : perméabilité à la saumure (mD) K c : perméabilité du cake (mD ou m 2 ) K d eff : perméabilité effective dans la zone endommagée (µm 2 ) K eff : perméabilité effective (µm 2 ) K f : perméabilité finale (mD) K g : perméabilité au Gazole (mD) K i : perméabilité initiale (mD) K o : perméabilité initiale (mD) K ro : perméabilité relative à l'huile K ro max :perméabilité relative maximale à l'huile K rw : perméabilité relative à l'eau K rw max : perméabilité relative maximale à l'eau NOMENCLATURE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales K solut : perméabilité à la solution (mD) t k : coefficient de l'équation d'érosion (s -1 ) L c : épaisseur d'empilement (nm) L x : lecture à x tr/mn sur le rhéomètre fann 35 A m c : masse des particules solides déposées dans le cake (kg) <N>: nombre moyen de couches par empilement n : paramètre de filtration qui varie en fonction de la taille et de la forme des particules n 0 : indice d'écoulement P : pression de la formation (kgf/cm 2 ) P e : pression de la zone envahie (Pa) P w : pression du puits (Pa) Q : le débit du fluide au temps t (mL/min) q : norme du vecteur d'onde Q o : débit du fluide au temps t = 0 (avant la formation du cake) q in : débit initial de filtration (mL/min) q min : débit minimal de filtration (mL/min) R : rayon du disque (nm) R t : rayon du tube (cm) ROP : “rate of penetration“ (m/h) r c : rayon du puits après formation du cake (m) r d : rayon de la zone endommagée (m) r e : rayon d'invasion (m) r w : rayon du puits (m) S : Facteur skin s mud : saturation en boue S wi : saturation en eau irréductible S or : saturation résiduelle en huile S w : saturation en eau S w max : saturation en eau maximale S w min : saturation en eau minimale T : temps (s) t : temps de filtration (s) t éq : le temps d'équilibre de la filtration dynamique (s) u in : vitesse initiale de filtration (m/s) V : volume filtré pendant un temps t (mL) VA : viscosité apparente (cP = mPa.s) VP : viscosité plastique (cP= mPa.s) V émulsion : volume de l'émulsion (cm 3 ) V total : volume total de la solution (cm 3 ) NOMENCLATURE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales x c : variation de l'épaisseur du cake (m) YV : “yield value“ ou YP : “yield point“ (seuil d’écoulement)(Pa ou lb/100ft 2 ) Lettres grecques σ d : déviation standard de la distance interfoliaire (nm) α : paramètre de filtration lié au type de fluide utilisé = Q eq /Q o c : fraction volumique de la phase dispersée Φ: porosité de la formation Φ c : porosité du cake ρ : masse volumique (kg/m 3 ) ρ c : masse volumique du cake (kg/m 3 ) ρ N : longueur de diffusion neutronique (10 10 cm -2 ) ∆P : différence de pression ou pression différentielle (Pa ou psi) n: viscosité dynamique du fluide ou de l'émulsion (cP = mPa.s) n 0 : viscosité dynamique de la phase continue (cP) t : contrainte de cisaillement de la boue à la surface du cake (N/m 2 ) . : potentiel Zêta (mV) ABREVIATIONS UTILISEES Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Abréviations utilisées AAF : Aéroanaérobie facultatif AAS : Spectroscopie d’absorption atomique, (“Atomic absorption spectroscopy“) ABS : Alkylbenzènesulfonates ACV : Analyse du cycle de vie AF : Aérobie facultatif AFNOR : Association Française de Normalisation API : “American Petroleum Institute“ AS : Aérobie stricte ATP : Adénosine triphosphate CBL : “Cement Band Logging“ CEC : Capacité d'échange cationique (méq/100 g) CMC : Carboxyméthylcellulose cmc : Concentration micellaire critique (mole/L ou g/L) COT : Carbone organique total CSC : “Critical salt concentration“ CST : “Capillary succion time“ (s) CVAAS: “Cold vapor atomic absorption spectroscopy“ Dao : Argile organophile du commerce DBO 5 : Demande biochimique en oxygène durant 5 jours (mg/L) DBO 28 : Demande biochimique en oxygène durant 28 jours (mg/L) DCO : Demande chimique en oxygène (mg/L) DO : Densité optique DPAN : Diffusion des neutrons aux petits angles (SANS) DPAX : Diffusion des rayons X aux petits angles (SAXS) DRX : Diffraction des rayons X DS : Degré de substitution DSC : “Dowen-hole simulation cell“ DST : “Drill stem test“ (Test de production en cours de forage) EIR : “Environmental impact reduction“ ESEM : “Environmental Scanning Electronic Microscopy“, Microscopie électronique à balayage environnementale FI : Filtrate invasion G : Gazole GB : Grès de Berea GR : Grossissement (%) HAP : Hydrocarbure aromatique polycyclique HC : Hydrocarbure HLB : “Hydrophile Lipophile Balance“ HMD : Hassi Messaoud HP/HT : Haute pression et haute température (500 psi/250 °F) HSE : Hygiène, Sécurité et Environnement HT : “Hydrocarbon total“ HV : “High viscosity“ IFE : “Integrated fluid engineering“ LABS: Alkylbenzènesulfonate linéaire LCA : “Life Cycle Assessment“ (ACV) LV : “Low viscosity“ MBT : “Methylene blue test“ MEB : Microscopie électronique à balayage ABREVIATIONS UTILISEES Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales MET : Microscopie électronique à transmission O : Oxydatif OBM : Boue à l’huile, “Oil-based Mud“ OF: Oxydatif facultatif Omt : Argile organophile préparée au laboratoire OMS : Organisation Mondiale de la Santé ONU : Organisation des Nations Unies P/S : Rapport de concentrations tensioactif principal/tensioactif secondaire PAC : Cellulose Polyanionique, “Polyanionic cellulose“ PAG : Polyalkylèneglycols PHPA : Polyacrylamide partiellement hydrolysé PI : Pression d'invasion PP : Pression de pore RR : Roche réservoir PT : Pression de transmission PZ : Poudre de Zinc R : Rejet industriel valorisé RPM : Tour par minute, “Revolution per minute“ SDT : “Slake durability test“ SE : Stabilité électrique (V) SI : Invasion par le soluté, “Solute invasion“ SOBM : Boue à l’huile synthétique “Synthetic Oil-based Mud“ SP: “Swelling pressure“ TA : Tensioactif TFM : “Total fluid management“ TPH : Total petroleum Hydrocarbon“ UBD : “Underbalanced drilling“ WBM : Boue à l’eau, “Water-based Mud” WC: “Water content“ WOB : “Weight on bit“ XCD : Gomme xanthane INTRODUCTION INTRODUCTION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales INTRODUCTION Lors des forages pétroliers, la traversée des formations argileuses n'est pas une opération facile étant donné les problèmes qui se posent de gonflement/dispersion/délitage, et dont la résolution est étroitement liée à la compréhension des i nteractions argile-fluide de forage. Malgré de nombreuses études fondamentales sur l’hydratation des argiles, il reste encore beaucoup à comprendre sur les mécanismes qui en sont à l’origine. Plusieurs approches ont été développées afin d’expliquer le fondement des problèmes observés. Les phénomènes physico-chimio-mécaniques liés à la stabilité des argiles ont été longuement débattus dans la littérature pétrolière, particulièrement sur la capacité des systèmes de type polymère/électrolyte à inhiber l’hydrat ation et le gonflement des argiles. En parallèle, les systèmes de fluides émulsionnés ont donné une grande satisfaction. Cependant un problème technique majeur se pose actuellement aux opérateurs pétroliers de par la nécessité de remplacer les boues à l’huile par des boues à l’eau non polluantes ou par des fluides synthétiques. Dans l'objectif d'approcher l'équation performances-coût-environnement, ce manuscrit s'articule autour de cinq chapitres distincts. Dans le premier chapitre bibliographique, il était nécessaire d’introduire quelques définitions utilisées par les pétroliers au sujet du forage et des fluides de forage ( section I.1). Les différents problèmes soulevés par les foreurs au sujet de la traversée des formations argileuses rencontrées au cours du forage sont présentées dans la section I.2. Les polymères utilisés dans les formulations des fluides sont décrits en section 1.3. La recherche de composés inhibiteurs, dont le choix doit aussi respecter l'environnement, a considérablement évoluée. Un paragraphe synthétique ( section I.4) est dédié aux additifs utilisés pour l'inhibition de la dispersion des argiles. Par ailleurs, la filtration, que ce soit dans les terrains morts ou au niveau du réservoir, peut causer des problèmes du point de vue technique (formation de caves, stabilité des argiles), environnemental (contamination des nappes phréatiques) et économique (cas de pertes importantes de fluides de forage et atteinte de la production des puits). Afin d'appréhender ces aspects, la section I.5 est consacrée aux problèmes de filtration et d'endommagement du réservoir sur le plan du mécanisme et de la modélisation. La section I.6 traite de la pollution engendrée par les fluides de forage et des techniques possibles pour la traiter. En raison de l'importance des fluides de forage utilisés au niveau du champ de Hassi Messaoud en Algérie, et leur importance technico-économique, les deux chapitres II et III traitent des performances de ces fluides particulièrement. INTRODUCTION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Dans le deuxième chapitre, après un tour d'horizon sur les différents problèmes rencontrés relatifs aux argiles ainsi que la caractérisation de quelques échantillons des formations traversées, plusieurs points sont développés, à savoir l'importance du prétraitement des cuttings contaminés da ns les travaux de caractérisation et d'évaluation de l'inhibition; l’étude des solutions de polymères utilisés avec l’influence de différents facteurs sur leur rhéologie et leurs propriétés physico-chimiques; de même l’influence des additifs sur la rhéologie et les propriétés physico-chimiques des fluides de forage; la proposition d'une nouvelle méthode basée sur la préparation de pastilles compactées et le suivi des propriétés de filtration, pour l'évaluation de la performance des systèmes de fluides à bas e de polymères inhibiteurs. L'évaluation de la méthode proposée repose sur l'étude des propriétés de trois systèmes de fluides modèles à base de polymères inhibiteurs (PHPA, Glycol et Silicate de sodium) à différentes échelles. Une étude macroscopique (sur chantier) est faite par comparaison des caractéristiques rhéologiques et de filtration, et par le suivi des interactions argiles-polymère par études des propriétés électrocinétiques, granulométriques et de rétention des polymères. L’étude à l'échelle mi croscopique a été faite par le suivi des interactions argile-polymère in-situ par diffraction X (wett cell) et par diffusion de la lumière. La comparaison des résultats des différentes techniques utilisées avec les résultats obtenus sur chantier avec les systèmes aux silicates, a enfin permis une exploitation réelle performante. Le chapitre III est consacré, à travers une série d'expériences, à l'étude de la stabilité des systèmes émulsionnés avec comme objectif la comparaison d'une nouvelle formulation d' émulsifiants par rapport aux émulsifiants conventionnels. Il se subdivise en trois parties. Une première partie est consacrée à la caractérisation des différentes familles d'émulsifiants. Dans la deuxième partie, sont traités les facteurs importants qui influent sur la stabilité des émulsions, à savoir le type, la concentration des tensioactifs, le rapport de la phase dispersée lors de l’utilisation d’un couple de tensioactifs et la présence d’autres additifs. Le suivi de la variation de la phase émulsionnée, de la stabilité électrique et de la granulométrie a permis de classer les différents émulsifiants. Dans la troisième partie sont présentés quelques résultats obtenus avec la formulation d'émulsifiants proposés pour un essai pilote sur le forage de deux puits testés sur le champ de Hassi Messaoud. INTRODUCTION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Dans le chapitre IV, l’impact des fluides de forage est appréhendé avec l’étude des processus d’endommagement des roches réservoirs. Dans une première partie, quelques résultats de laboratoire portant sur des essais de déplacement par les fluides de forage réalisés sur une centaine d’échantillons de roche sont présentés, de même que la variation de l'endommagement en fonction des différents additifs des fluides (OBM et WBM) utilisés. Les mécanismes d’endommagement induits par les systèmes émulsionnés sont étudiés par quelques techniques telles que les essais de déplacement en milieu poreux, la granulométrie laser et la diffusion aux petits angles des neutrons. Dans une deuxième partie, la prédiction de l'endommagement avec des essais de modélisation appliqué aux cas étudiés est entreprise, afin de déceler, selon le modèle appliqué, des liens possibles entre la composition des fluides utilisés et l'importance de l'endommagement induit. Le problème majeur dans l’utilisation des OBM est relatif à la pollution engendrée. En effet, le nombre important de sites industriels pollués à réhabiliter suite à des problèmes associés aux opérations de forages, d’exploration et d'exploitation constitue depuis quelques années un souci majeur pour l'entreprise. Les recherches dans ce domaine ont ainsi été dynamisées et de nombreuses techniques de dépollution visant à les traiter ont été particulièrement développées. Ainsi la grande problématique que pose la protection de l’envi ronnement est celle de savoir comment le protéger efficacement sans que cela n’engendre un surcoût qui se répercutera sur la compétitivité. C’est l’objet du chapitre V qui traite de quelques aspects relatifs à la pollution et à la protection de l'environnement. La problématique liée à la pollution par les fluides de forage est abordée à travers plusieurs critères. Le diagnostic de la pollution et l'identification de la population bactérienne présente sur les sites de forage ont été étudiés afin d'évaluer la biodégradation naturelle. La performance des techniques de traitement utilisées sur HMD est évaluée. Finalement, la possibilité de valorisation de quelques rejets industriels polluants ou de matières premières accessibles pour la préparation de nouveaux additifs dans les fluides de forage (OBM et WBM) est envisagée. Des Conclusions et Recommandations sont présentées pour clore ce manuscrit, avec une discussion sur les solutions à apporter pour que l'activité de forage puisse répondre aux critères de développement durable. En d’autres termes, la question est de savoir quelles sont les réponses que l’on peut donner pour qu’entre le profit (intérêt économique) et le respect de l'environnement, l'aptitude des générations futures à couvrir ses besoins ne soit pas compromise. INTRODUCTION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Par ailleurs, sont présentées en ANNEXE I, quelques généralités sur le champ de Hassi Messaoud ainsi que les problèmes de forage rencontrés. Les différentes techniques et méthodes utilisées pour l'évaluation de l'inhibition de la disper sion des argiles, la caractérisation des solutions de polymères moléculaire , ainsi que les spectres des RX wet cell ont été présentées en ANNEXE 2. Dans l’ANNEXE III, les principes de la méthode de stabilité électrique et de spectroscopie de fluorescence, les caractéristiques des gazoles, ainsi que les spectres RMN de quelques tensioctiifs étudiés. L’ANNEXE IV donne le principe des méthodes de caractérisation pétrophysique, des généralités sur les mécanismes d'endommagement au niveau du champ de HMD, ainsi que le principe de l’étude structurale des émulsions par la technique de Diffusion aux Petits Angles des Neutrons. Il comprend aussi les détails du modèle utilisé pour la prédiction de l’endommagement. L’ANNEXE V porte sur les détails des méthodes de dosage des hydrocarbures, les spectres DRX des échantillons de cuttings, les méthodes d’identification microbiologiques ainsi qu'un tableau sur le temps de demi - vie des HAP. PARTIE BIBLIOGRAPHIQUE Chapitre I Le forage et les fluides de forage CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 1 Le pétrole Le pétrole brut et le gaz naturel se sont formés au cours de millions d’années par décomposition de végétaux et d’organismes marins, comprimés sous le poids des sédiments. Comme ils sont plus légers que l’eau, ils ont migré pour combler les vides existant dans ces formations sous-jacentes. Ce mouvement vers le haut s’est arrêté lorsqu’ils ont atteint des couches denses imperméables ou des roches non poreuses (Kraus, 1991). Le pétrole brut est présent, en général, dans des formations géologiques particulières, telles que les anticlinaux, les pièges de faille et les dômes de sel, que l’on trouve sous divers types de terrains et dans des climats très divers. En pratique, le lieu d’accumulation appelé "piège" constitue une nouvelle couche imperméable formant le plus souvent une espèce au-dessus de la roche poreuse dans laquelle le pétrole circule. La roche qui contient le pétrole s'appelle un réservoir (Jancovici, 2003). En s’accumulant en profondeur dans les terrains poreux et fissurés, les hydrocarbu res forment ce qui est appelé des gisements. Prospection et Production Prospection et production sont les termes couramment utilisés pour désigner les activités de l’industrie pétrolière consistant d’une part à rechercher (forages d’exploration pour conf irmer la présence d’hydrocarbures) et découvrir de nouveaux gisements de pétrole et de gaz naturel (forages d’évaluation qui permettent d’estimer la viabilité économique du développement) puis d’autre part à forer des puits et à faire remonter les produit s jusqu’à la surface. Plusieurs forages sont ainsi nécessaires avant d’aboutir à l’exploitation d’un gisement avec les puits de développement pour la mise en production (forages de production) (Garcia et Parigot, 1968). On appelle puits (puits de forage ou sonde) une excavation cylindrique verticale ou déviée établie à partir de la surface dans un massif rocheux à l’aide de dispositifs mécaniques. La prospection du pétrole et du gaz nécessite donc des connaissances pluridisciplinaires, en géographie, en géo logie et en géophysique. Le forage Le premier forage pétrolier a été effectué le 27 Août 1859 par l'Américain E.L. Drake à Titusville (Pennsylvanie). La technique classique du forage, inventée par Lucas (Nguyen, 1993) au début du 20 ième siècle pour les opérations de forage au Texas, a connu une grande évolution afin de résoudre les nombreux problèmes rencontrés lors du forage. Des apports considérables ont été apportés lors des forages spéciaux (forages hautes pressions et hautes températures, forages horizontaux et multidrains, forage à la mousse et à l’air, etc.). Le développement du forage optimisé a évolué depuis la fin des années 1930. Ainsi, de 1930 à 1947, les recherches ont été concentrées sur la composition et les propriétés des fluides de forage. Une moindre attention a été apportée à la vitesse d’avancement. L’objectif était de forer le puits, de procéder à sa complétion (processus qui consiste à amener un puits en phase productive après qu’il a été foré) et de le mettre en production. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 2 La complétion implique un certain nombre d’opérations, y compris l’insertion du tubage et l’enlèvement de l’eau et des sédiments de la conduite afin que le fluide de forage ne rencontre pas d’obstacle. De 1947 à 1957, la recherche s’est plus focalisée sur les tests des produits de base utilisés dans les fluides de forage, en essayant de lier les propriétés des fluides aux problèmes de stabilité des puits et à l’efficacité du nettoyage du trou (Lummus et Azar, 1986). Le succès d’une opération de forage est assuré par plusieurs facteurs, parmi lesquels celui du choix des fluides de forage. Ces fluides dits complexes, du fait de leur nature même, et appelés plus classiquement boues de forage, sont le plus souvent des émulsions/suspensions, de divers constituants dont l es fonctions sont multiples. I.1 Les fluides de forage I.1.1 Définition Le fluide de forage, appelé aussi boue de forage, est un système composé de différents constituants liquides (eau, huile) et/ou gazeux (air ou gaz naturel) contenant en suspension d'autres additifs minéraux et organiques (argiles, polymères, tensioactifs, déblais, ciments, …). Le fluide de forage était déjà présenté en 1933 lors du premier Congrès Mondial du Pétrole, où il a fait l'objet de cinq communications (Darley et Gray, 1988). Le premier traité sur les fluides de forage a été publié en 1936 par Evans et Reid . En 1979, l'American Petroleum Institute (API) définit le fluide de forage comme un fluide en circulation continue durant toute la durée du forage, aussi bien dans le sondage qu’en surface. Le fluide est préparé dans des bacs à boues, il est injecté à l’intérieur des tiges jusqu’à l’outil d’où il remonte dans l’annulaire, chargé des déblais formés au front de taille (Figure I.1). A la sortie du puits, il subit différents traitements, tamisage, dilution, ajout de produits, de façon à éliminer les déblais transportés et à réajuster ses caractéristiques physico-chimiques à leurs valeurs initiales. Il est ensuite réutilisé (Landriot, 1968). Figure I.1 : Cycle du fluide sur le site de forage ( Schlumberger, 1997) CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 3 I.1.2 Fonctions des fluides de forage La plupart des manuels sur les fluides de forage énumèrent entre 10 et 20 fonctions assurées par ces fluides dans le puits (Chillingarian et Vorabutr, 1983; Darley et Gray, 1988). En général, les principaux rôles du fluide de forage sont: ►Assurer la remontée des déblais du fond du puits jusqu’ à la surface par la circulation d’un fluide visqueux dans l’espace annulaire. Ces déblais donnent des informations géologiques sur les formations traversées lors du forage. ►Maintenir les déblais en suspension lors d’un arrêt de circulation dans le but d’empêcher la sédimentation des déblais afin de redémarrer le forage sans coincement et ceci est possible grâce à la nature thixotrope du fluide. ►Refroidir et lubrifier l’outil pour éviter l’usure rapide des pièces métalliques en mouvement. ►Maintenir les parois du puits en raison de la pression hydrostatique exercée par le fluide en écoulement et permettre de contrôler la venue des fluides des formations rocheuses traversées. Du fait de cette différence de pression, le fluide va "filtrer" dans les formations perméables et déposer un film sur la paroi appelé "cake de filtration". Ce gâteau permet de réduire la perméabilité des parois et d’isoler le fluide de forage de la formation mais ne doit pas être épais afin d’éviter une diminution du diamètre nominal du trou et un risque de coincement de l’outil. Le fluide de forage joue donc un rôle déterminant dans la résolution du problème de stabilité des parois du puits de par sa densité mais également de par sa capacité à former une barrière limitant les transferts de fluides entre l’espace annulaire et la formation. ►Enfin la boue ne doit être ni corrosive ni abrasive pour l’équipement, ni toxique ou dangereuse pour le personnel et elle ne doit pas présenter de risque d’incendie. A la fin des années 1950, l’utilisation sur chantier d’une grande variété de produits soumis à des spécifications rigoureuses réglementant les propriétés des fluides, a permis de développer la chimie des fluides de forage. Cependant, il a été impossible de lier automatiquement les problèmes du forage aux fluides, vu la complexité des problèmes liés aux argiles. Depuis les années 1990, les contraintes environnementales et les restrictions gouvernementales limitant l'utilisation des produits toxiques et non biodégradables, un intérêt particulier a été apporté à de nouveaux types de fluides. I.1.3 Composition des différents types Historiquement, les fluides de forage ont évolué d'un simple mélange d'eau et d'argile appelé "boue " vers des systèmes de plus en plus complexes composés d'eau ou huile avec une multitude d'additifs répondant aux caractéristiques requises et aux problèmes rencontrés. Les fluides de forage sont des fluides complexes classés en fonction de la nature de leurs c onstituants de base. Traditionnellement, les fluides de forage ont été classés en trois catégories selon le fluide de base utilisé dans leur préparation : l’air, l’eau ou l’huile (Ryan et Chillingar, 1996). Les propriétés exigées des boues de forage sont multiples et peuvent parfois même être contradictoires. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 4 Les boues doivent par exemple être très visqueuses pour assurer la remontée des déblais, mais la viscosité ne doit pas être trop élevée afin de limiter les pertes de charge dues à l’écoulement et afin d'éviter la fracturation de la formation. De nombreux composants multifonctions sont donc ajoutés à la boue pour lui conférer les propriétés désirées. Il est possible de classer grossièrement ces composants en 20 catégories (Economides et al., 1988, Tabl eau I.1). Tableau I.1: Principaux additifs utilisés dans les fluides de forage 1 Contrôleurs d’alcalinité 11 Lubrifiants 2 Bactéricides 12 Décoinçants (ou dégrippants) 3 Anti-calcium 13 Inhibiteurs de gonflement des argiles 4 Inhibiteurs de corrosion 14 Produits facilitant la séparation 5 Anti-mousses 15 Stabilisants haute température 6 Agents moussants 16 Défloculants 7 Emulsifiants 17 Viscosifiants 8 Réducteurs de filtrat 18 Alourdissants 9 Floculants 19 Saumure 10 Colmatants 20 Huile minérale ou organique I.1.3.1 Les fluides à base d’eau Ces fluides sont souvent désignés par "Water -Based Muds" ou WBM. Ils sont dans la plupart des cas constitués par des suspensions de bentonites dans l 'eau (30 à 60 g/L) dont les caractéristiques rhéologiques et de filtration sont souvent ajustées par des polymères. La nature des électrolytes et leur concentration dans les formulations de boues à l’eau sont choisies en prenant en compte les caractéristiques de la formation (activité de l’eau des formations argileuses, dissolution des formations salines). Parmi les additifs on peut trouver i) des viscosifiants: argiles naturelles (souvent des bentonites), polymères synthétiques ou biopolymères; ii) des réducteurs de filtrat servant à consolider le cake de filtration pour limiter l’invasion par le fluide: amidons, carboxyméthylcelluloses ou CMC, celluloses polyanioniques (PAC), ou résines; iii) des inhibiteurs de gonflement et de dispersion des argiles: KCl, glycérol, silicates ou divers polymères comme le pol yacrylamide partiellement hydrolysé (PHPA), les polyalkylèneglycols (PAG); iv) des agents alourdissants comme la barytine ("barite" ou sulfate de baryum BaSO 4 ) et la calcite (carbonate de calcium CaCO 3 ) qui sont les plus utilisés pour assurer à la boue une densité convenable. On note aussi l’utilisation de l'hématite (Fe 2 O 3 ) ou de la galène (PbS). La calcite est souvent recommandée pour le forage de la phase réservoir à cause de sa solubilité dans l'acide et de son utilisation selon une granulométrie variab le pour réduire les problèmes de pertes et d'endommagement; et enfin v) des colmatants, additifs plutôt exotiques comme des granuleux (coquilles de noix), des fibreux (fibres de bois, canne à sucre), et des lamellaires (coquilles d’huîtres, céréales) (Herz haft, 2001; Peysson, 2004). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 5 I.1.3.2 Les fluides à base d’huile L'origine de l'utilisation de l'huile dans les fluides de forage remonte aux premiers forages effectués à Oklahoma City (1934- 1937) au cours desquels on a constaté une amélioration des performances de forage après ajout de l'huile brute (Lummus et al. , 1953). Les fluides à base d'huile sont des fluides dont la phase continue est une huile minérale (pétrole brut, fuel, gazole, …) et la phase dispersée est de l'eau. Par définition les fluides de forage à base d'huile contenant plus de 5% d'eau sont appelés boues de forage en émulsion invers ; avec moins de 5% d’eau, on a les boues à l'huile (IDF, 1988). Ces fluides sont souvent désignés par "Oil -Based Muds" ou OBM. La phase continue la plus utili sée jusqu’à ces dernières années était le gazole, mais actuellement la législation relative à la protection de l’environnement impose l’utilisation d’huiles minérales ou "synthétiques", ne contenant plus de composés aromatiques. Des agents émulsifiants et mouillants sont alors utilisés pour favoriser la stabilité de l'émulsion. Les propriétés rhéologiques (thixotropie) de cette émulsion sont ajustées par l'addition d'agents viscosifiants, généralement des argiles organophiles. Les formulations peuvent cont enir également des agents réducteurs de filtrat (composés asphalténiques et polymères) et d'autres additifs spéciaux. Il faut signaler qu'aujourd'hui la plupart des travaux de recherche portent sur l'amélioration des boues inverses synthétiques, vu leurs avantages économiques et environnementaux, comparativement aux fluides classiques à base de gazole. I.1.3.3 Les fluides de forage gazeux Ce sont des fluides dont la phase continue est du gaz mélangé avec de l’eau en proportions variables provenant de la formation traversée (inévitablement) ou ajoutée intentionnellement. Le gaz peut être de l’air ou du gaz naturel, et peut appartenir à une mousse ou à un brouillard. Citons brièvement les fluides gazeux utilisés: ► Forage à l’air L’air est le fluide de forage qui possède la plus basse densité et le prix de revient le moins élevé, mais le forage à l’air qui a commencé en 1940, devient difficile lors de venues importantes d’eau. Il apporte une solution à des problèmes compliqués parfois impossibles à résoudre avec les méthodes de forage à la boue conventionnelle. Il est recommandé dans le cas des pertes totales répétées de la boue lors de la circulation ainsi que dans le forage des couches productrices sous faible pr ession. En Algérie, les premiers forages à l'air ont été réalisés entre 1954 et 1960 dans la région de Tebessa sur les puits Djebel Foua, Djebel Onk (Abid, 1995) suite aux pertes importantes rencontrées dans la région (S.N.Repal, 1961). D'autres forages ont été réalisés en 1970 à Djebel Lazreg. D'une façon générale, le forage à l'air a réduit le coût du forage de 50 à 60% par rapport au forage à la boue dans le bassin (Hannachi, 1972). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 6 ► Forage à la mousse Les mousses sont des dispersions d’un volume de gaz (relativement) important dans un volume de liquide relativement faible. Elles sont utilisées comme fluides de forage lorsque les terrains traversés sont fracturés, ou lorsque le forage à l’air est impossible parce que la pression nécessaire ne peut être fournie sur le chantier. L’avantage du forage à la mousse se résume par sa faible pression hydrostatique au fond et par son excellent pouvoir de remontée des déblais à moins que la mousse ne refroidisse pas convenablement les terrains traversés ainsi que le train de sonde et ne contrôle pas la tenue des parois du puits (pas de cake). Des problèmes de sécurité au sujet de l'utilisation de la mousse en réservoir sont à signaler, notamment des explosions dans le cas où le volume d'hydrocarbures gazeux e st compris entre 3 et 10% par rapport à l'air. C’est le cas en 1992, du puits RB- 13 en Algérie, où lors d'une opération de reprise de puits (de "work-over") avec une boue à la mousse pour éviter les pertes de circulation, une explosion s'est produite suit e à une contamination de la boue par une venue d'huile ou de gaz (Abid, 1995). ► Forage à la boue aérée Le forage à la boue aérée est utilisé afin d’éviter les pertes de circulation et pour avoir un fluide de forage plus léger. Les avantages sont une bonne tenue des parois grâce à un cake contrôlé, une tendance aux pertes de circulation fortement réduite et une vitesse d’avancement plus grande, une assez bonne capacité de refroidissement des terrains traversés et du train de sonde, à moins que la stabilité de la boue aérée ne soit liée à une circulation effective des fluides. I.1.4 Propriétés des fluides de forage Tout comme la formulation des boues, le contrôle et la caractérisation des boues de forage sont réalisés selon des normes précises éditées par l’API (API 13A, 2004). Les tests relatifs à l'étude des caractéristiques des fluides de forage sont généralement basés sur quatre paramètres: densité, viscosité, filtrat et réactivité (Ryan et Chillingar, 1996). Certaines mesures sont réalisées systématiquement sur tous les forages (viscosité, densité, filtration) et d’autres en fonction des besoins (taux de gaz, alcalinité). A partir des mesures réalisées et des connaissances acquises, on ajuste si nécessaire la composition de la boue en "temps réel" en ajoutant certains produits ou en reformulant la boue. Historiquement, face aux problèmes majeurs rencontrés dans les premiers forages, la densité est le premier paramètre fondamental pour la caractérisation des fluides de forage. I.1.4.1 Densité La densité est un paramètre important des boues de forage. Elle doit être suffisamment élevée pour contrebalancer la pression exercée par les venues d’eau, d’huile et de gaz et par conséquent les éruptions. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 7 Cependant elle ne doit pas dépasser la limite de résistance des parois du puits (formations traversées) pour ne pas les fracturer et ne pas risquer une perte de boue au cours de la circulation. Pour l'alourdissement de la boue, la barite (BaSO 4 ) a été utilisée dès 1922 (Stroud, 1925). La pression exercée par la boue sur les parois du puits, est donnée par l’expression suivante (Garcia et Parigot, 1968): 10 .d h P c = (I.1) avec P: Pression de la formation (kgf/ cm 2 ), h c : Profondeur de la couche traversée (m) et d: Densité de la boue. A cause de cette pression de contre-balancement en conditions normales de forage, une diffusion du fluide dans les milieux poreux est possible. Pour diminuer autant que possible cet te invasion, un produit de filtration, de faible épaisseur, appelé cake, est formé sur les parois du trou foré. Ce cake doit être de perméabilité faible et doit être facilement enlevé avant la cimentation (Peysson, 2004). I.1.4.2 Rhéologie : Importance de la rhéologie pour la résolution des problèmes de forage Une littérature assez développée existe au sujet du comportement rhéologique des fluides de forage. Les fluides de forage sont souvent des suspensions colloïdales qui ont un comportement complexe et variable suivant leur composition et les conditions d’utilisation (Garcia et Parigot, 1968; Forage Rotary, 1972). Ce sont le plus souvent des fluides non-newtoniens, visqueux ou viscoélastiques, éventuellement thixotropes (Nguyen, 1993). De nombreux modèles rhéologiques ont été proposés et traités dans l'industrie pétrolière, par plusieurs auteurs ( Prandtl, 1928; Philippoff, 1935; Eyring, 1936; Sisko, 1958; Cross, 1965; Sutterby, 1966; Ellis et al ., 1967; Taylor et Smalling, 1973; Robertson et Stiff, 19 76; Graves et Collins, 1978; Lauzon et Reid, 1979; Gavignet et Wick, 1987; Hemphill et al., 1993 ; Bailey et al., 1996; Al- Zharani, 1997). L’objectif principal des études rhéologiques est de caractériser et de quantifier les effets des interactions entre particules sur les propriétés macroscopiques de suspensions (Buscall et White, 1974). Les hauts polymères possèdent la capacité d’augmenter fortement la viscosité du fluide dans lequel ils sont dissous même à très faible concentration. Suivant la composition des fluides, les courbes d'écoulement des fluides de forage peuvent être de plusieurs types dont et les plus usuels sont le modèle le plus simple de Bingham et le modèle en loi de puissance (Parigot, 1968). Selon Versan Kok et Alikaya (2004) le modèle en loi de puissance décrit bien le comportement des systèmes de fluides KCl/polymères. Selon Tschirley (1983) la majorité des fluides de forage obéit aux modèles de Bingham (Lauzon et Reid, 1979), d'Ostwald-de Waele, de loi de puissance (Lauzon et Reid, 1979) ou bien de Robertson-Stiff (modèle pseudoplastique à seuil) (Robertson et Stiff, 1976). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 8 Les boues de forage, souvent décrites comme des fluides rhéofuidifiants et thixotropes à seuil , ont une structure interne susceptible de se modifier selon les conditions d’écoulement et/ou de cisaillement, et pouvant mener à des phénomènes non homogènes au sein du matériau. Dans leur travail de caractérisation des fluides de forage par Imagerie à Résonance Magnétique (IRM) Coussot et al., (2004) ont montré qu’au-dessus d’un gradient de vitesse critique, les fluides présentent un comportement rhéofluidifiant avec seuil d’écoulement apparent, et qu'au -dessous de ce gradient critique, on observe un comportement visqueux simple sans seuil d’écoulement. L’utilisation de l’IRM montre qu’en fait, au-dessous de ce gradient critique, un écoulement stable n’est pas possible, la déformation se localise dans une zone dont la dimension peut dépendre de la taille des éléments constitutifs. Le comportement rhéologique apparent ob servé lors des mesures rhéologiques conventionnelles est donc la signature de cette zone cisaillée et ne représente pas le comportement du matériau dans son ensemble. Du point de vue équipement, plusieurs travaux (Bingham, 1916; de Waele, 1923; Farrow et Lowe, 1923; Ostwald, 1925) ont établi des modèles d'écoulement des fluides de forage en utilisant des viscosimètres rotatifs spécifiques. L’API recommande l’utilisation du viscosimètre Fann 35 A. Dans le cas des forages profonds, l’échec de la prévision des propriétés des fluides par simulation numérique est dû à une mauvaise connaissance de la variation des propriétés des fluides en fonction de la température (Beirute, 1991). Face à cette situation, la technologie des fluides de forage a été aussi suivie par un développement important d’outils d’évaluation et de contrôle. Dans le cas des forages profonds à haute température, on note la commercialisation de viscosimètres travaillant sous haute pression et à haute température (Fann 50 C). Les caractéristiques les plus utilisées et recommandées par l'API sont la viscosité, la contrainte seuil et la thixotropie. ►La viscosité La viscosité dépend avant tout de la teneur en solides contenue dans la boue et de la présence des polymères. Une augmentation de viscosité ne pourra donc être combattue que par l’élimination de solides. D'un point de vue pratique, on défini t deux types de viscosité (exprimées en cP) : une viscosité apparente (VA) et une viscosité plastique (VP) souvent liée à la taille des particules, et à leur forme. VA = L 600 / 2 (I.2) VP = L 600 – L 300 (I.3) où L 600 et L 300 représentent respectivement les lectures à 600 et 300 tr/mn sur le rhéomètre fann 35. Le rhéomètre utilisé est de type Couette (cylindres concentriques rotatifs). C’est la classe de rhéomètres la plus fréquemment utilisée où la substance étudiée est emprisonnée entre deux cylindres de révolution, coaxiaux, de rayons distants de quelques mm. Le mouvement laminaire de cisaillement est obtenu en communiquant à l’un des cylindres un mouvement de rotation uniforme de vitesse angulaire ω, l’autre cylindre demeurant immobile. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 9 La substance se décompose en couches cylindriques coaxiales, animées de vitesses angulaires différentes, variant continûment de 0 (pour la couche en contact avec le cylindre fixe) à ω (pour la couche en contact avec le cylindre mobile). Par suite du mouvement relatif des couches les unes par rapport aux autres, il apparaît en tout point de l’échantillon une vitesse de cisaillement et une contrainte de cisaillement. Sur chantier, les outils disponibles pour contrôler la rhéologie de la boue sont de deux types. Le premier est le viscosimètre Marsh, outil encore très largement utilisé, le deuxième est un rhéomètre Fann 35, réalisant une mesure de contrainte p our 2 ou 6 valeurs du cisaillement selon les appareils. D’autre part, la circulation dans le puits impose des valeurs élevées de pression et de température, il est donc nécessaire de mesurer ou de prévoir la rhéologie des fluides aux hautes températures et pressions ainsi que la tenue des additifs soumis à ces conditions (Nguyen, 1993). D’où l’importance de l’utilisation de rhéomètres travaillant à haute pression et haute température, type Fann70 (20000 Psi/500 °F) et d'appareils de filtration, type Dynamic Filtration System: Fann Model 90 (2500 Psi/500 °F). ►La contrainte seuil Les solides présents dans la boue de forage influencent un paramètre autre que la viscosité plastique, qui est la contrainte seuil (exprimée en Pa ou en lb/100 ft 2 ), plus connue sous le nom de "yield value" ou "yield point". YP= L 300 – VP = (VA - VP).2 (I.4) La contrainte seuil représente la résistance initiale à vaincre, pour que le fluide s’écoule. Cette résistance est due aux forces électrostatiques attractives localisées à la surface des particules. C’est une mesure dynamique. La contrainte seuil dépend du type des solides présents et de leurs charges de surface respectives, de la concentration de ces solides, et du type et de la concentration des autres ions ou sels éventuellement présents. ►Gels et thixotropie Une boue de forage laissée au repos édifie progressivement une structure qui augmente sa rigidité et qui peut être réduite par agitation. On appelle thixotropie le fait que ce phénomène soit non instantané et réversible. Le caractère thixotrope d’une boue est évalué en mesurant le "gel 0" et le "gel 10". Le gel 0 représente la résistance du gel aussitôt après agitation de la boue. Ils sont mesurés à l’aide du viscosimètre Fann35 à une vitesse de 3 tr/mi n et exprimé en lb/100ft 2 . Le gel 10 représente la résistance du gel après un repos de la boue de 10 minutes. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 10 Le gel 0 varie pratiquement comme la viscosité plastique et le gel 10 comme la contrainte seuil avec cependant, pour ce dernier, une sensibilité particulière au traitement chimique. La connaissance des propriétés rhéologiques est d’une grande importance pour la résolution des problèmes de forage et permet de recommander et de prévoir le comportement des fluides au cours du forage. Il faut souvent arriver à un compromis entre les caractéristiques des fluides. Une viscosité maximale améliore la mise en suspension des déblais et réduit l’infiltration et l’érosion, tandis qu'une faible viscosité facilite le pompage du fluide, améliore la lubrification et réduit les pertes de charges, accélérant ainsi l’avancement du forage. De plus, une valeur importante de contrainte seuil permet le bon nettoyage du trou et la mise en suspension des solides. Dans le cas des puits fortement déviés ou horizontaux, les "cuttings" se déposent plus rapidement que dans les puits verticaux, par conséquent, ils s’accumulent, formant un lit qui atteint un état stationnaire. Ce dépôt de cuttings engendre des problèmes de couple ("torque") surtout lors des manœuvres de remontée sans rotation ou circulation. Diverses solutions sont possibles telles que i) une augmentation de la vitesse annulaire, celle-ci doit être maintenue aussi élevée que possible dans les puits fortement déviés, mais le régime d’écoulement doit être laminaire pour une inclinaison inférieure à 45°. L’épaisseur du lit de cuttings croît avec l’inclinaison du puits jusqu’à atteindre un état stationnaire. Néanmoins, il décroît lorsque le débit augmente. Au delà d’un certain débit critique, l’épaisseur du lit de cuttings est pratiquement nulle; ii) une augmentation de la densité de la boue, celle -ci entraîne l’amélioration du nettoyage du trou et la diminution du débit requis pour nettoyer le trou; iii) une augmentation de la contrainte seuil, qui permet d’améliorer le nettoyage de l’annulaire (pour un régime laminaire). Pour un angle supérieur à 70° l’effet de YP décroît ; iv) une augmentation du rapport YP/PV, qui permet d’améliorer le nettoyage du trou, et enfin v) une réduction du gel car une boue thixotrope associée à la non-rotation entraîne la formation d’une couche de fluide quasiment immobile au fond du trou, d’où la rétention des cuttings (principalement des fines). I.1.4.3 Propriétés de filtration des fluides de forage La filtration du fluide de forage se produit sous l’effet de la pression différentielle (différence entre la pression du fluide et celle de la formation) lorsque le fluide se trouve au contact d’une paroi poreuse et perméable. La pression dans le puits étant supérieure à celle de la formatio n, du liquide pénètre dans la formation tandis que les solides présents dans la boue sont déposés (gâteau ou cake). Deux sortes de filtration ont lieu pendant le forage: la filtration statique, lors de l’arrêt de la circulation du fluide, et la filtration dynamique au cours de la circulation du fluide, qui entraîne une érosion du cake formé. Les propriétés de filtration des fluides de forage doivent être aussi évaluées et contrôlées par des tests régis par les recommandations de l’API. Ce sont des tests en régime statique utilisant un filtre-presse standardisé. Ces mesures peuvent être faites sous conditions de haute pression et haute température. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 11 La filtration du fluide de forage au travers des parois du puits peut avoir des conséquences importantes, d’une part sur le déroulement des opérations (stabilité des parois du puits, avancement de l’outil, coincement de la garniture par pression différentielle, en particulier dans les zones inclinées) et d’autre part, lorsque l’on atteint le réservoir, sur l’endommagement des zones productrices. Dans les deux cas l’augmentation de la durée de forage ou la diminution de la productivité comporte des incidences économiques défavorables. Vu l'intérêt des phénomènes de filtration dans l'endommagement du réservoir par les fluides de forage, cette partie sera développée dans le Chapitre 5 relatif à l'endommagement du réservoir et à la modélisation de la filtration. I.2 Le problème de gonflement et de dispersion des argiles au cours du forage Le problème posé par le gonflement des argiles lors du forage dans les formations argileuses semble étroitement lié aux phénomènes d’interactions argile -fluide de forage. L’instabilité des formations argileuses varie selon la nature (eau, autre solvant) et l’état physique de ces fl uides, Lors du contact argile-eau. Malgré de nombreuses études fondamentales sur l’hydratation des argiles, il reste encore beaucoup à comprendre sur les mécanismes qui en sont à l’origine. Van Oort (2003) a proposé de classer les problèmes liés aux argiles selon la teneur en eau, la pression de gonflement et la pression de pore en considérant une quantification du phénomène de transport sur le changement chimique et sur la stabilité mécanique de la roche. Un fluide de forage idéal donnant une bonne stabi lité est obtenu i) en évitant l’augmentation de la pression de pore due à l’altération du fluide, ii) en réduisant l’effet osmotique causé par l’ajout de sel au fluide et iii) en utilisant des fluides émulsionnés inverses (Muniz et al., 2004). Les phénomènes physico-chimio-mécaniques liés à la stabilité des argiles ont été longuement débattus dans la littérature pétrolière, particulièrement sur la capacité des systèmes de type polymère/électrolyte à inhiber l’hydratation et le gonflement des argiles. En préalable, il est nécessaire d’introduire quelques définitions utilisées par les pétroliers des différents types d’argiles avant une brève synthèse des principaux travaux traitant les problèmes soulevés par les foreurs au sujet des formations argileuses rencontrées au cours du forage. I.2.1 Classification des formations argileuses O’Brien et Chenevert (1973) ont établi une classification liée à la composition minéralogique mais également basée sur l’interaction des argiles avec les fluides (Durand et al. 1995a). Bates et Jackson (1987) basent la classification des argiles directement sur les teneurs en minéraux argileux allant de 15 à 100%, alors qu’ Osisanya (1991) se base pour la classification des argiles sur la teneur en quartz. Les argiles dans les formations géologiques ont été classées d’un point de vue pratique (Dupont, 1968) en trois catégories : CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 12 - Les formations argileuses boulantes, dénommées 'sloughing shales' ou 'brittle shales' sont généralement constituées par des schistes ou des marnes peu co nsolidées avec une structure feuilletée. Du point de vue minéralogique, elles sont composées d'illite et de kaolinite avec rarement de la montmorillonite. Lors du forage, ces formations ont tendance à s'ébouler, s'effondrer, entraînant la formation de caves importantes. Pour ces argiles, les fluides émulsionnés sont généralement peu utilisés. Leur efficacité montre que les boues à base d'eau sont satisfaisantes et qu’une augmentation de la viscosité du gel apporte une bonne contribution à la solution aux p roblèmes. En Algérie, ces argiles boulantes sont largement répandues dans la région de Timimoun, Ain Salah, Adrar et les hauts plateaux du nord du Sahara. - Les formations argileuses plastiques, dénommées 'plastic shales', 'wet shales', 'gumbo shales', ou 'softening shales' ont la particularité de se refermer plus ou moins vite sur les outils et les garnitures de forage. Elles causent par conséquent les problèmes de coincement conduisant à l’échec de tubage et de cimentation, nécessitant un reforage. Sur le plan géologique, ces argiles sont situées dans le grand ensemble à prédominance d'évaporites qui s'étend du Lias à la base du Trias. Du point de vue minéralogique, elles sont composées essentiellement d'un mélange d'illite et de chlorite. La plasticité des argiles a été observée pour la première fois dans les cuttings des puits lors du forage en Gulf Coast (Hayes et Kennedy, 1903). Cette plasticité in situ a été souvent évoquée pour expliquer les problèmes rencontrés (Rederon et Brisac, 1961 ; Pyramjee, 1966). En Algérie, le problème des argiles plastiques s'est manifesté pour la première fois en 1954, dans le nord du Sahara, lors du forage du puits TE#1 dans la région de Touggourt , par un coincement à 3458m après un passage rapide d'un banc de sel massif . Ce problème a nécessité la poursuite du forage en déviation. - Les formations argileuses gonflantes, dénommées 'hydratable shales', 'swelling shales', ou 'heaving shales' : Ces argiles sont caractérisées par une capacité importante de gonflement qui va au cours du forage s'ajouter à celle des minéraux argileux intentionnellement ajoutés à la boue afin de lui conférer un certain nombre de propriétés. Ces argiles gonflantes provoquent une forte augmentation de la viscosité de la boue et le bouchage des ta mis vibrants. Les argiles gonflantes sont généralement rencontrées à des profondeurs relativement faibles. Du point de vue minéralogique, elles sont caractérisées par une forte teneur de 20 à 40% en montmorillonite (minéraux gonflants) avec une teneur en e au élevée allant jusqu'à 40% et de 20 à 30% en illite (minéraux dispersibles). Pour ces argiles qui causent les problèmes de bourrage des outils, la formation de bouchons dans l'annulaire ainsi que les risques de perte et de coincement de la garniture les boues à l'huile et au KCl apportent une amélioration notable. Différentes classes ont été proposées dans la littérature, avec une minéralogie basée principalement sur les teneurs respectives en montmorillonite et en illite. Ces argiles gonflantes sont rencontrées en Algérie à partir du Néocomien et le plus souvent associées à la présence de sable, sel et dolomite. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 13 I.2.2 Approches développées pour résoudre les problèmes posés Kelley (1968) en étudiant les problèmes de stabilisation des argiles a observé des contradictions, à savoir que quelques formations argileuses peuvent être facilement forées avec des fluides inhibiteurs alors que d’autres formations similaires se dispersent avec l’utilisation de ces mêmes fluides. Ainsi quelques argiles se forent facilement à l’eau et se dispersent dans les boues à l’huile supposées être les meilleurs systèmes inhibiteurs. Face à ces contradictions, de nombreux travaux ont été menés afin de comprendre les mécanismes mis en jeu et tester des solutions à l’échelle laborato ire pour proposer des remèdes à ces problèmes posés au niveau des chantiers de forage. Le premier phénomène pris en considération est celui de l’hydratation et du gonflement des argiles. Low et Anderson (1958) ont présenté les équations de pression osmot ique pour la détermination des propriétés de gonflement. Leur théorie est basée sur le principe que les argiles agissent en tant que membrane semi -perméable. Chenevert (1969) a signalé que l’ajustement de l’activité de l’eau des systèmes OBM permet de prévenir l’adsorption de l’eau sur les argiles. Autrement dit, l’adsorption d’eau est empêchée si l’activité de l’eau du fluide de forage est égale à l’activité de l’eau dans les pores des formations argileuses, d’où le concept de ‘balance d’activité de l’eau’. Chenevert (1970a et 1970b) a aussi étudié l’effet de l’adsorption de l’eau sur de la montmorillonite et il en conclut que l’eau adsorbée dans l’espace confiné génère des contraintes internes. Depuis les années 1970, plusieurs types de fluides pour la prévention de l’hydratation des argiles ont été commercialisés (McDaniel et Lummus, 1971; Cagle et Schwertner, 1972; O’Brien et Chenevert, 1973; Anderson et Edwards, 1973; Allred et McCaleb, 1973; Kljucec et Yurkowski, 1973; Chesser et Perricone, 1973; Mon dShine, 1973 et Gray, 1974). Anderson et Edwards (1973) ont classé les argiles selon les faibles et fortes valeurs obtenues par le test au bleu de méthylène. Alors que O’Brien et Chenevert (1973) ont classé les argiles selon des tests de laboratoire spéci fiques. Ces auteurs ont proposé l’utilisation de fluides à base de potassium pour une inhibition chimique des argiles. Pashely et Israelachvili (1983) ont attribué le mouvement de l’eau et des ions entre les surfaces de mica aux forces d’hydratation. Leur théorie prend en compte les interactions moléculaires entre le fluide de forage, les particules argileuses et les différents ions présents dans les pores. Fritz et Marine (1983) se basant sur la théorie osmotique, ont conclu que les argiles ne représentent pas une membrane idéale semi -perméable. Le degré d’idéalité dépend de plusieurs facteurs tels que la capacité d’échange cationique (CEC), la porosité et la concentration du fluide des pores. Bol et al., (1992) avec une série d’expérience sur des échantil lons d’argiles à grande perméabilité, ont aussi démontré que les argiles n’agissent pas comme une membrane semi - perméable. Ces résultats contredisent ceux antérieurs de Low et Anderson (1958). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 14 Steiger (1993) a étudié le comportement d’hydratation des ar giles dans un appareil triaxial en mesurant la pression de gonflement d’argiles exposées à différents fluides de forage avec différentes activités de l’eau. Il a montré que la pression de gonflement peut être contrôlée par l’addition du potassium aux fluides de test en contact avec les échantillons d’argiles, une augmentation de la concentration en KCl fait réduire la pression de gonflement à zéro. Dans les expériences menées sur chantier, il a observé que la présence de KCl dans les fluides de forage améliore la stabilité des formations argileuses. Mody et Hale (1993) ont développé un modèle de stabilité prenant en charge les interactions entre les fluides de forage et les formations argileuses. Ce modèle permet d’identifier les paramètres optimums des fluides de forage tels que la densité et la salinité pour l’élimination des problèmes d’instabilité durant l’utilisation des WBM et les OBM. Ils ont signalé que la différence de potentiel chimique entre l’eau dans les argiles et celle dans le fluide de forage est le plus important paramètre à considérer. Simpson et al., (1994) utilisant une approche expérimentale montrent que les OBM contenant une phase d’eau émulsionnée peuvent prévenir l’hydratation et donc la fragilisation des argiles. Ces auteurs ont démontré que l’utilisation d’un composé organique, soluble dans l’eau, ayant de multiples groupes hydroxyles de structure cyclique (méthyl glucoside) peut prévenir l’hydratation et présenter d’autres caractéristiques similaires à celles des OBM telles que la l ubrification par exemple. Santarelli et Carminati (1995) montrent que le phénomène de gonflement est principalement dû à la présence du gaz fortement comprimé dans les pores de la roche, qui induit des pressions capillaires. Ces auteurs lient le développement de la pression de gonflement aux effets de la pression capillaire, mais ils doutent que la pression de gonflement puisse se développer dans les conditions de fond et sous un environnement important de compaction. Dans le cadre du programme STAR (STabilité des ARgiles), Durant et al., (1995a et b) ont présenté un rappel des problèmes spécifiques rencontrés lors du forage des argiles, une description des réactions physico-chimiques entre les argiles et l’eau, une description mécanique du comportement des roches argileuses lors du forage, et enfin les pratiques du terrain pour l’amélioration de la formulation des fluides de forage répondant à la fois aux problèmes de forage et aux exigences de préservation de l’environnement. La conclusion de cette revue est que la notion de gonflement des argiles n’est pas suffisante à elle seule pour expliquer les phénomènes d’instabilité. D’autres facteurs doivent être considérés. Horsud et al., (1998) ont étudié aussi le phénomène de la pression de gonflement dans les argiles et ont conclu que les phénomènes d’osmose ne jouent pas de rôle mais la pression (ou succion) capillaire est le principal mécanisme qui conditionne le développement de ce gonflement. Pernot (1999) a essayé de comprendre les mécanismes clé en quan tifiant l’effet de la pression de gonflement d’une variété de fluides en contact avec plusieurs types d’argiles. Cet auteur conclut que le méthylglucoside type ‘Gumbo’ stoppe le gonflement des argiles par la création d’une barrière qui bloque le flux des i ons et de l’eau dans les argiles et que les solutions concentrées de CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 15 sel ont un faible coefficient de réflexion de la membrane, alors que les solutions de faibles concentrations en ions ont un coefficient de réflexion élevé. La réduction de l’activité de l ’eau des argiles par l’addition de sel peut réduire énormément la pression de gonflement. Ewy et Stankovich (2000) développent une technique pour mesurer la pression des pores des argiles saturées et non saturées, sous contraintes. Selon ces auteurs, lor sque l’activité des argiles est supérieure à celle des fluides, l’eau sort des argiles et cause la pression de goutte. La pression osmotique prévisible est déduite lorsque l’amplitude de la pression de goutte égale la pression du fluide. Les argiles jouent le rôle d’une membrane non-idéale semi-perméable. Lomba et al., (2000) ont évalué l’efficacité de la membrane des argiles natives par la mesure du potentiel électrochimique à travers des échantillons d’argiles. Schlemmer et al., (2002) ont mesurer l’efficacité de la membrane d’argiles en utilisant une technique améliorée de transmission de la pression pour étudier le comportement de la force osmotique avec des fluides conventionnels à base d’eau, des OBM et des systèmes aux silicates. Leur conclusion est que les systèmes aux silicates produisent une efficacité optimum de la membrane. Mody et al., (2002) ont identifié les additifs à utiliser dans les systèmes WBM qui génèrent une efficacité importante de la membrane, puis ont utilisé ces additifs pour la f ormulation de fluides de forage. Ces travaux montrent que l’efficacité de la membrane est liée à 80% à la nature des additifs utilisés dans le fluide et que ces fluides de forage améliorent la stabilité du puits. Guizhong et al., (2003) ont montré que l’amplitude de la contribution des effets causés par le déséquilibre entre l’activité de l’eau du fluide de forage et l’activité des argiles de la formation dépend de l’efficacité du système argile/fluide à améliorer la qualité de la membrane semi - perméable. Yu et al., (2003) ont montré que l’instabilité ne dépend pas que de l’activité de l’eau mais dépend aussi des propriétés des solutés. Al- Bazali (2003) a développé un montage pour l'évaluation du potentiel électrique et a étudié l’effet de la compaction, du type d'argile et du type du polymère sur la diffusion à travers les argiles. Cet auteur décrit l'efficacité de la membrane et la modification du potentiel de diffusion en appliquant le modèl e de Lomba et al., (2000). Muniz et al., (2004) décrivent l’équipement utilisé pour l’évaluation des interactions argiles -fluides. Le principe est de combiner les gradients hydrauliques et ioniques pour estimer la perméabilité, le coefficient de réflectivité ‘efficacité de la membrane’ ainsi que le coefficient de diffu sion pour les intégrer dans un programme d’évaluation de la stabilité. Zhang et al., (2006) développent le test de gonflement gravimétrique et montrent que le mouvement de l’eau n’est pas contrôlé seulement par le phénomène d’osmose (activité de l’eau) mais qu’il est aussi influencé par la succion capillaire et par la diffusion ionique. Le contact des argiles avec les fluides change les propriétés physico -chimiques et mécaniques des argiles. En résumé, la première constatation qui peut être faite, est qu ’en dehors de la contribution de l’évolution de techniques expérimentales et des essais pour une meilleure simulation, les travaux sur l’inhibition sont restés toujours tributaires des fondements théoriques classiques relatifs aux mécanismes d’hydratation des argiles et des propriétés de filtration et aux interactions argiles - solution. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 16 D’après les résultats reportés précédemment les concepts importants à considérer, relatifs aux propriétés d’hydratation et de gonflement osmotique et macroscopique des argil es, sont - le concept de balance d’activité de l’eau (osmose) - la pression osmotique, la pression capillaire et la pression hydraulique des pores - les forces électrostatiques et les gradients osmotiques - la diffusion ionique - le potentiel total aqueux, - le potentiel électrique - l’efficacité de la membrane (coefficient de réflexion) Ces propriétés de gonflement dépendent fortement i) de la nature des argiles (composition et structure) de leurs propriétés mécaniques et physico-chimiques (capacité d’échange, porosit é), mais aussi ii) de la composition et de la concentration des fluides présents dans les pores (gaz ou liquide), ainsi que iii) des conditions de température et de pression des différents essais. Par ailleurs, la simulation numérique pourrait apporter une contribution à la résolution de ces problèmes. Malheureusement, peu de travaux peuvent être signalés pour la simulation des interactions eau-argile (Mulla et al., 1984 ; Skipper et al., 1991). D’autres simulations avec trois composantes (eau-argile-contre ion) ont été réalisés par Greathouse et al., (2000). Mais cette approche pourrait répondre en partie au déficit expérimental car il est pratiquement impossible de faire une simulation combinant toutes les conditions de travail sur le chantier. Tous les problèmes liés à l’instabilité des parois argileuses en présence d’eau, amènent à privilégier des systèmes émulsionnés inverses comparativement aux systèmes à base d’eau et à développer d'autres technologies de forage (forage à la mousse, forage à l’air). Cependant un problème technique majeur se pose actuellement aux opérateurs pétroliers de par la nécessité de remplacer les boues à l’huile par des boues à l’eau non polluantes ou par des fluides synthétiques. En effet, dans certaines conditions de forage (forage des argiles sensibles ou forage des puits profonds) il est techniquement difficile d’avoir les mêmes performances en remplaçant une boue à l’huile par une boue à l’eau. Dans cet objectif, la recherche d'additifs inhibiteurs du gonflement des argiles et respectant en plus l'environnement a considérablement évolué. Cet aspect est traité dans la section 2.3 qui suit. De même les différentes techniques et méthodes utilisées pour l'évaluation de l'inhibition de la dispersion des argiles sont présentées e n section I.2.4. I.2.3 Additifs utilisés pour inhiber le gonflement et la dispersion des argiles L’incitation à ne plus utiliser pour des considérations environnementales de fluides émulsionnés à base d’huile (OBM) a motivé le développement de la technolo gie des systèmes de fluides à base d’eau (WBM) qui offrent aussi des avantages économiques. Le problème majeur dans l’utilisation des WBM reste donc lié à l'instabilité des puits, due essentiellement aux interactions des argiles de la formation avec l’eau, mais plusieurs solutions acceptables sont émises. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 17 Ainsi actuellement, un nombre important de systèmes de fluides sont proposés par les Sociétés spécialisées. En fait, plusieurs de ces produits commercialisés sont similaires malgré des noms d'usage différents. Voici quelques exemples d'additifs utilisés dans les WBM, qui ont amélioré les performances des fluides de forage en résolvant certains problèmes rencontrés. Les sels minéraux (KCl, NaCl, CaCl2, …) et organiques La salinité de la phase aqueuse est choisie en fonction des caractéristiques de la formation traversée. En effet, Chenevert (198 9) a montré que la force ionique de la phase aqueuse du fluide doit être égale à celle de l’eau présente dans les argiles de la formation afin d’éviter toute réact ion d’échange. Une diffusion de molécules d’eau vers la formation pourrait conduire à un gonflement des argiles et par suite à une déstabilisation des parois du puits et à l’inverse, une perte d’eau entraînerait une déstabilisation des parois par "cracking". Le KCl est certainement le sel le plus couramment utilisé pour l'inhibition du gonflement des argiles. Avec le PHPA, le système présente une bonne efficacité pour la stabilisation des cuttings d'argiles (Clark et al., 1976). La faible efficacité de la membrane (1– 2%) est due à la grande mobilité relative du KCl dans les argiles (van Oort, 2003). De plus, la conductivité hydraulique n'est pas altérée et la pression osmotique générée par les solutions de KCl est modérée (typiquement inférieure à 20 MPa). Cet additif ne colmate pas les pores, ne modifie pas la perméabilité des argiles et ne retarde pas la pénétration de la boue. Il est recommandé en priorité pour la stabilisation des cuttings réactifs contenant une quantité significative de smectites. En effet, l’ion potassium est un bon inhibiteur (Steiger, 1982) qui réduit l’énergie d’hydratation et le gonflement d’argiles, telles que l’illite ou la montmorillonite. Bien que l’ion Na + ne soit pas un aussi bon inhibiteur que l’ion K + , l’utilisation de NaCl possède certains avantages sur celle de KCl. NaCl peut réduire l'invasion du filtrat dans les argiles. En effet, proche de la saturation, une solution de NaCl conduit à de grandes viscosités et à une activité de l'eau plus faible que celles observées avec les solutions concentrées de KCl. En combinaison avec les silicates, polyols et methylglucosides, les solutions concentrées de NaCl permettent d'améliorer l'efficacité de la membrane (cake). D'autres solutions de sels minéraux, tels que CaCl 2 , ou CaBr 2 , ZnCl 2 , MgCl 2 ou MgBr 2 et ZnBr 2 sont aussi largement utilisées en tant que fluides de complétion. Les sels organiques, formiates et acétates alcalins (RCOO - M + , avec R = H, CH 3 et M+ = Na + , K + , Cs + ) en solution conduisent à une forte viscosité des filtrats et génèrent une pression osmotique élevée. Ces sels organiques ont un effet bénéfique sur la réduction de la pression de gonflement des argiles (Howard, 1995; van Oort et al., 1996a). Les polymères cationiques, anioniques et non ioniques Les polymères cationiques (PHPA, amines,…) ont été développés comme alternative aux sels minéraux (Beihoffer et al., 1990; Retz et al., 1991) i) pour augmenter le nombre des sites d'échange, car KCl possède un seul site (Himes et al., 1991) et ii) pour des raisons de restrictions environnementales contre l'utilisation des sels (sensibilité aux ions K + ou aux chlorures) dans CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 18 plusieurs chantiers à travers le monde. Avec de faibles poids moléculaires (M < 10 000), ces polymères sont de bons inhibiteurs du gonflement des argiles. Ils entrent dans les pores, viscosifient les filtrats et retardent leur invasion dans les argiles. Les hauts polymères (M > 10 000) n'ont pas l'aptitude de pénétrer dans les pores mais peuvent agir par encapsulation. C’est le cas du PHPA qui s'adsorbe sur plusieurs sites des argiles et réduit la désintégration des cuttings (van Oort, 2003). Selon Clark et al., (1976), les fluides à base d’eau contenant du polyacrylamide et du chlorure de potassium peuvent protéger les argiles et réduisent les problèmes liés à la stabilité du puits. Les amines simples (polymères cationiques) sont utilisées dans plusieurs régions pour des applications spécifiques. Les amines quaternaires évitent le gonflement et la dispersion des argiles par échange d'ions. Leurs inconvénients sont leur coût élevé, leur toxicité (Himel et Lee, 1951) ainsi que leur incompatibilité avec les additifs anioniques généralement utilisés dans les fluides. Une nouvelle génération de composés inhibiteurs (Organic Cationic Materials ou ‘OCM’) est v enue répondre aux contraintes imposées par les polymères cationiques. Ces molécules à plusieurs fonctions ont montré une bonne efficacité technique (stabilité thermique, compatibilité avec les autres additifs des fluides et biodégradabilité) et économique pour l’inhibition du gonflement des argiles. Les dérivés d’ammonium tels que les amines, amides, polyamides, imines, nitriles et aminoacides, utilisés dans plusieurs types de fluides à base d’eau (Schlemmer et al., 2003) offrent une performance similaire à celle du cation potassium. Les polymères anioniques (PAC,…) et non ioniques (Polyols,…) Une grande variété de polymères anioniques (ex. PAC) et non ioniques (polyols, glycérols, glucosides, alcools polyvinyliques, hydroxyéthylcellulose) ou amphotères ont été essayés. Ces polymères agissent par encapsulation et/ou réduction de l’activité de la phase limitant la pénétration de l’eau dans les argiles. Toutefois, ils sont généralement peu efficaces par rapport aux polymères cationiques (Stamatakis, et al., 1995). Autres additifs ► Chaux et gypse (Cannon, 1947 ; Hurdle, 1957). Les systèmes de fluides à base de chaux ont un effet bénéfique pour le développement de la cimentation des argiles in situ (Hale et Mody, 1993). ► Les additifs à base d’ asphaltes modifiés, de gilsonite ou de graphite (Stratton, 1931; Cagle et Schwertner, 1972). Ces additifs n'ont pas d'effet sur la pression de gonflement. Leurs effets sont liés principalement à leur taille permettant le blocage des pores et par conséquent le retardement de l'invasion du filtrat. Ce type d'additifs est aussi recommandé pour le forage des formations microfracturées. Cependant, il sera difficile d'évaluer leur performance au niveau du laboratoire dans des conditions ambiantes (Davis et Tooman, 1998) car utilisés pour l’évaluation de leur pouvoir de stabilisation des argiles, ils ont des comportements variables en fonction de la CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 19 température et de la pression. Dans le cadre de la nécessité du développement d’équipements pour des essais spécifiques dans des conditions de température et de pression élevées (HP/HT) une cellule ‘Down-Hole Simulation Cell’ a été utilisée. Cette technique a été souvent critiquée pour son coût et la nécessité de réaliser de nombreux essais. Nair (2004) a évalué la performance de deux additifs (la gilsonite et du Soltex) utilisés en tant qu'inhibiteurs dans des conditions HP/HT et a montré une faible réduction de la perméabilité sans expliquer les raisons de cette réduction pour les deux produits. ■ La gilsonite est un solide naturel hydrocarboné, classé comme composé du type asphaltite (Davis et al., 1991; Davis et Tooman, 1998; Davis, 2002). Elle a des propriétés meilleures par rapport aux autres asphaltes de par sa faible solubilité, un minimum d’impuretés et un point d’amollissement élevé. Elle réduit la perméabilité suite à des réactions chimiques spécifiques avec les argiles, les rendant pratiquement imperméables. ■ Le « Soltex » fabriqué à partir d’asphalte sulfoné, est un composé anionique partiellement soluble dans l’eau. Soltex de part sa large répartition granulométrique contribue à la stabilité des argiles par le colmatage de leurs pores, et est capable de s’attacher sur les argiles chargées, réduisant ainsi la pénétration de l’eau. Davis et Tooman (1998) et Duantem (2003) suggèrent que Soltex pénètre profondément dans les fractures à cause de sa grande solubilité . ► Face aux contraintes environnementales, de nouvelles familles de composés sont proposées: les sucres et leurs dérivés (saccharides). ■ Les sucres augmentent la viscosité du filtrat et réduisent l'écoulement de l'eau dans les argiles (van Oort, 1994). De plus, ils donnent une faible activité de l'eau et génèrent une pression osmotique permettant leur utilisation pour la déshydratation des argiles. Le problème soulevé par l'utilisation des sucres est leur sensibilité à l'attaque biologique rendant difficile leur conservation et leur stockage sur chantier. Le méthylglucoside et en général les saccharides méthylés, qui sont donc moins sensibles aux attaques biologiques, évitent cet écueil (Simpson et al.,, 1994). ■ Le méthylglucoside (MEG) est un dérivé du glucose, fourni en tant que liquide contenant 70% de solides. Fabriqué à partir d'amidon de maïs, il est classé “biodégradable”. Les saccharides sont généralement recommandés pour la stabilisation des argiles. Les systèmes formulés ' sels+ saccharides' permettent la déshydration effective des argiles, la réduction du « bit-balling » et l'augmentation de la pénétration (ROP). MI-Swaco propose le système «ULTRADRILL» avec l’utilisation du MEG, ayant la capacité de donner une faible activité au fluide avec une considérable réduction du mouvement des ions. Le système au MEG présente un bon coefficient de lubricité, un bon filtrat et la production de cuttings acceptables pour l'environnement (Chenevert et Pernot, 1998). Ce monomère organique soluble dans l’eau présente de multiples groupes hydroxyles dans une structure cyclique capable de réduire l’activité de l’eau du fluide de forage et peut être une bonne alternative vis-à-vis des OBM. La Société Baker Hughes Drilling Fluids a aussi proposé un nouveau produit, “PERFORMAX”, fluide à haute performance de troisième génération, conçu pour remplacer les fluides de forage émulsionnés grâce à leur meilleure inhibition du gonflement des argiles par réduction de la transmission de la pression des pores. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 20 Dans cette même gamme de produit, “HYDRO-GUARD” de Baroid possède aussi un bon pouvoir inhibiteur. ► Les (Poly-)glycérols et (poly-)glycols (Hale et al., 1989; Downs et al., 1993 et Perricone et al., 198 9), généralement notés simplement glycérols et glycols sont largement utilisés pour le forage des argiles (Chenevert, 1989; Bland, 1991, 1992 et 1994 ; Reid et al., 1993; Downs et al., 1993; Twynam et al., 1994; Cliffe et al., 1995). Twynam et al., (1994) ont observé l'amélioration de l'avancement avec l'utilisation d'une concentration élevée en glycol. Downs et al., (1993) et Bland (1994) ont étudié l'effet de la température sur le comportement des solutions de glycols (clouding ou TAME: thermally activated mud emulsion). La présence d'un point de trouble, fonction de la température et de la salinité, conditionne l'utilisation et l'efficacité des systèmes aux glycols. Les glycérols et glycols de masse molaire élevée (M > 10 000 D) ne sont pas adsorbés à la surface et ne permettent pas le colmatage des pores. L'utilisation de glycérols et de glycols de faible masse molaire a été souvent recommandée pour la stabilisation des argiles. ► Les systèmes mixtes de polyols (polyglycérols, polyglycols et méthylglucoside) et de sels (NaCl, CaCl 2 ) sont souvent plus efficaces pour la stabilisation des argiles comparativement aux composés utilisés séparément (van Oort et al., 1995). Ces systèmes agissent par synergie qui augmentent l'efficacité de la membrane argile-fluide. ► Les silicates et les composés à base d’aluminium sont fortement recommandés pour la stabilisation des argiles. Aussi pour des raisons environnementales, les silicates ont été introduits dans l'industrie pétrolière depuis 1990 (Ding et al., 1996; van Oort et al., 1996b; Ward et Williamson, 1996). Ces additifs solubles forment une barrière à la surface des argiles ou dans les micro-fractures et réduisent le transport des ions et la perméabilité effective des argiles. Des composés à base d’aluminium, ‘Alplex’ (Clark et Saddok, 1993; Saddok et al., 1997), ont été aussi développés dans ce sens. Les silicates solubles réagissent rapidement avec les ions polyvalents des argiles (Ca ++ et Mg ++ ) et forment des précipités insolubles. La barrière formée par la gélification des silicates précipités réduit l'invasion du filtrat. Le mécanisme de gélification/précipitation permet de colmater les microfractures des argiles (van Oort et al., 1996b). D’une façon générale, il ressort que l’évaluation des performances des additifs utilisés dans les fluides de forages nécessite des essais en laboratoire et souvent des montages et appareillages spécifiques pour la bonne simulation des conditions réell es. L’analyse des équations empiriques établies et l’estimation des données des essais contribuent souvent à l’explication des mécanismes et des problèmes rencontrés sur chantier. La bonne simulation des conditions opératoires sur chantier est souvent coût euse. A défaut de pouvoir prendre en compte l’ensemble des conditions pour une bonne compréhension du comportement des formations sensibles ou fragiles vis-à-vis des fluides utilisés, une sélection de certaines conditions d’utilisation peut être une bonne voie pour l’étude des performances des systèmes proposés. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 21 On peut se satisfaire d’un minimum de paramètres pour une exploitation rapide, mais on peut aussi revenir à l’ensemble des conditions par une modélisation. Dans le cadre de notre travail expérimental, nous essayerons de traiter la performance de quelques additifs (modèles) et d'étudier les propriétés de filtration et d’inhibition des systèmes préparés avec quelques produits habituellement utilisés sur les chantiers de forage. I.2.4 Techniques d’évaluation de l’inhibition des argiles Voici quelques méthodes utilisées à l’échelle laboratoire pour l’évaluation de la performance des différents systèmes de fluides de forage: ► Diffraction des rayons X (DRX) pour la détermination qualitative de la teneur en argiles. ► Capacité d’échange cationique (CEC) et pour la détermination de la réactivité des argiles. Plusieurs techniques sont citées dans la littérature pour la mesure de la CEC des argiles, tels que celle au chlorure de Baryum, avec l’EDTA, avec le sel de chlorure de cobaltihexamine (Bergaya et al., 2006). ► Test au Bleu de méthylène, cette méthode est standardisée dans le domaine du forage et recommandée par l’API (API, 2003) pour l’estimation des solides réactifs dans les fluides au cours du forage. ► Temps de succion capillaire, c’est l’évaluation du temps de parcours du filtrat d’un fluide entre deux électrodes placées à une distance standard sur un papier filtre. Cette méthode est généralement applicable pour le choix et l’optimisation de la concentration en sels ainsi que pour l’étude des propriétés de filtration (Wilcox et al. , 1984). ► Etude de gonflement des argiles évaluation du gonflement des argiles par différentes techniques de laboratoire, le plus souvent le gonflement par adsorption (Che nevert, 1969) sur échantillons non confinés. Zhang et al., (2006) ont développé un appareil pour mesurer le gonflement par gravimétrie permettant de quantifier la mesure du mouvement de l'eau et des ions durant les interactions argile/fluide de forage. ► Evaluation de la dureté par Pénétromètre pour examiner la performance d’une variété de solutions de polymères du point de vue capacité de réduire la dureté et l’effet de perte de résistance associé avec le contact par le fluide sélectionné (Reid et al., 1993). ► Test au Triaxial. Cette méthode est utilisée pour la mesure de la pression des pores et l’évaluation des paramètres mécaniques (contrainte de rupture, module de Young et de cisaillement et le coefficient de Poisson). ► Dowenhole Simulation Cell (DSC) pour l’étude du comportement des roches argileuses sous la variation des contraintes (Salisbury et Deem, 1990). ► Test d’Oedomètre pour l’étude de l’influence de la modification de la pression et du potentiel chimique (Hale et Mody, 1992; Mody et Hale, 1993). ► La mesure de la constante diélectrique. Cette méthode permet de quantifier les minéraux gonflants avec la possibilité de les corréler avec la surface spécifique (Leung et Steig, 1992). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 22 ► Slake durability test (SDT). C’est une technique standard pour l ’étude de la durabilité des argiles et les roches fragiles similaires : ASTM D 4644- 97 - Réapprouvé 1992 ( Likos et al., 2004). ► Test de transmission de pression pour les argiles confinées et non confinées (Van Oort, 1994). ► Forage en miniature. Appareil de forage en miniature pour étudier les paramètres et analyser les problèmes sur des carottes d’argiles. Les deux contraintes majeures sont liées à la disponibilité des carottes d’argiles ainsi que de son coût élevé. ► Test de dispersion des argiles. C’est le test le plus utilisé actuellement dans les études d’inhibition des argiles (Mody et Hale, 1993). Il consiste à tester le fluide sur les échantillons d'argile sous forme de cuttings de dimension connue (quelques mm) et mise en hot rolling pendant 16 h. Le principe est d’évaluer la variation de la granulométrie des cuttings avant et après hot rolling. ► Test sur pastilles d’argiles comprimées. Cette technique permet d’étudier l’influence de la variabilité de la composition des argiles. Le principe est de considérer l’aspect et d’évaluer la variation de la granulométrie des cuttings dont la qualité initi ale est affectée par le broyage et l’ajout d’eau. ► Jar Slake Testing. C'est un test simple et qualitatif désigné pour évaluer la durabilité relative des argiles en contact avec un fluide sélectionné. Ce test est souvent utilisé sur chantier et ne nécessite pas un équipement spécial ou cher. Six catégories qualitatives (Slake Indices) sont utilisées pour décrire la durabilité de l’échantillon de référence selon son apparence physique après immersion dans des solutions de fluide. ► DSCA. Cette technique permet de mesurer les contraintes in-situ en intensité et en orientation. Chaque technique citée a un apport important. Cependant, plusieurs méthodes sont critiquées du point de vue faisabilité, coût, précision et conditions d’utilisation, ce qui fait que de s techniques rapides et aisées sont toujours recherchées, afin de prendre en charge l’évaluation de la panoplie de produits et d’additifs proposées pour l’inhibition des argiles au cours des opérations de forage. Les tests de dispersion en hot rolling et des pastilles d’argiles comprimées seront utilisés dans la partie expérimentale pour une comparaison avec une nouvelle méthode proposée. I.3 Evolution des familles de polymères utilisés dans le forage Depuis les années 1990, les polymères ont apporté une alternative à l’utilisation des OBM, largement critiqués à cause des problèmes déjà cités (pollution et toxicité). Actuellement, les foreurs tentent d’exiger des polymères utilisés dans les WBM des caractéristiques inspirées des propriétés des OBM. L’introduction des polymères dans les fluides de forage à l'eau (WBM) date de la première utilisation en 1930, d’amidon de maïs ajouté à de la boue bentonitique pour contrôler les caractéristiques de filtration. Cet ajout est suivi par l’introduction de carbox yméthylcelluloses (CMC), de tanins (Ex : québracho) et de lignosulfonates, tous régulièrement utilisés depuis 1945. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 23 Toutes ces substances utilisées, produites naturellement ou extraites par des procédés simples (Muller, 1990), avaient pour objectif de protéger la bentonite de la floculation par le sel. L’addition des colloïdes organiques naturels dans les fluides de forage a apporté de grandes améliorations aux propriétés et caractéristiques des fluides classiques à base d’eau en terme de filtration et d’inhibition. Les polymères utilisés, souvent conçus pour une situation particulière de forage, sont devenus de plus en plus sophistiqués. Dans certains cas, ils peuvent même remplacer totalement les argiles, particulièrement pour le forage des zones argileuses sensibles à l’eau ou des zones productrices d’eau et d’hydrocarbures. Les familles de polymères utilisés dans les fluides de forage doivent répondre à plusieurs critères: - la résistance à la température (Wilcox, 1984) et la biodégradabilité, ainsi que la résistance à la contamination par les ions, - la compatibilité avec l’ensemble des additifs du fluide, - la protection des formations forées: stabilisation des argiles ( Hale et Mody, 1993), et le minimum d’endommagement des formations productrices, - la lubrification et la protection contre la corrosion. Face à toutes ces exigences, de meilleures formulations ont été recherchées pour répondre aux besoins de chaque forage spécifique. Ainsi les polymères cationiques sont utilisés pour le forage des argiles gonflantes ‘Gumbo’. Les WBM à base de sels d’ammoniums quaternaires se révèlent être de meilleurs inhibiteurs que les WBM conventionnels (Beihoffer et al.,1990). Les polymères anioniques tels que les lignosulfonates de fer ont été largement utilisés en tant que défloculants. Le lignite chromé en association avec les lignosulfonates, permet la réduction du filtrat. Les dérivés ligneux (polyphénols) sont utilisés pour les forages profonds (T> 220°C). Les dérivés polyacryliques, généralement fortement anioniques, forment un colloïde protecteur et donnent aussi une bonne stabilité thermique. Les paramètres qui gouvernent l’efficacité des polymères sont de deux types (Muller, 1990) i) les paramètres imposés par l’environnement tels que pH, salinité (nature et concentration en sels), température, oxygène, et ii) les paramètres ajustables liés à la structure même du polymère (nature et longueur des chaînes principales et latérales, nature des groupes fon ctionnels chargés et/ou neutres, et densité de charge). L’étude de mélanges argiles-polymères-électrolytes montre que les dimensions des polymères dépendent à la fois de la salinité et de la masse molaire et ont une influence majeure sur leur efficacité à inhiber la dispersion des déblais (Lecourtier et Degouy, 1994). L’augmentation de la masse molaire des additifs (polymères) peut entraîner une floculation des particules argileuses provoquant un mauvais contrôle de la filtration, alors qu’une augmentation des charges du polymère améliore la dispersion de la bentonite et par conséquent ses qualités de réducteur de filtrat. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 24 I.3.1 Les polymères utilisés dans les fluides de forage L’industrie pétrolière est grande consommatrice de polymères hydrosolubles pou r diverses opérations de forage telles que fracturation, modification de perméabilité, cimentation, colmatage et contrôle de mobilité des phases aqueuses (Muller, 1990). Plusieurs travaux de laboratoire ainsi que des observations sur chantier, ont montré que l’avancement du forage est affecté quand le fluide renferme des polymères. Les fluides à faible teneur en solides (Low-Solids Muds) sont le plus recherchés, surtout lors du forage des phases réservoirs. Mais la bonne approche expérimentale consiste d'a bord à étudier le comportement des solutions diluées, pour s’intéresser ensuite à des solutions de concentrations plus élevées où les interactions entre les chaînes deviennent prépondérantes. Ce type d’enchevêtrements dans les solutions de polymères est à la base des performances observées au laboratoire et sur chantier. Les produits disponibles sur le marché peuvent provenir d’un mélange de substances ayant des effets synergiques. L’introduction de polymères synthétiques depuis les années 1990 dans le domaine des WBM et des OBM, est une bonne alternative pour la résolution des problèmes rencontrés dans le forage avec les boues classiques. De plus, une grande attention a été portée à leurs avantages environnementaux (Darley et Gray, 1988; Young, 2001; Turn er et Macnab, 2003). Dans le domaine des fluides de forage on peut classer les polymères selon leur charge ionique ou non-ionique ou selon leur fonction (viscosifiants, réducteurs de filtrat, inhibiteurs, etc.). Ces additifs (polymères et argiles) ont souvent des fonctions principales et des fonctions secondaires. Ainsi, les polymères de charge négative et de masse molaire faible, sont des fluidifiants, alors que ceux de masse molaire plus élevée, peuvent former des liaisons entre particules et agir comme floculants. Les réducteurs de filtrat agissent selon l’un des trois mécanismes suivants, i) ajouter des particules colloïdales qui peuvent se déformer et se comprimer pour boucher les pores du cake. Les structures de l’amidon et de certains dérivés d’asphaltes ou de lignines correspondent à cette description; ii) des polymères fluidifiants tels que les composés cellulosiques (CMC ou PAC) ou les lignosulfonates, défloculent le gâteau formé qui va se tasser pour donner une couche plus mince imperméable, ce qui réduit le filtrat; et iii) si la phase fluide qui traverse le gâteau est visqueuse par ajout de polymères, comme les CMC de masse molaire élevée ou les gommes xanthane, cela réduira également le filtrat. Ces deux derniers mécanismes sont liés aux fonc tions secondaires des deux types de polymères, fluidifiants et viscosifiants. Du point de vue rhéologique, les solutions concentrées en polymères ont souvent un comportement pseudo-plastique ou rhéofluidifiant. Plus le taux de cisaillement est élevé, plus la viscosité est faible. Ceci est le comportement idéal pour les fluides de forage, du fait qu’une basse viscosité est nécessaire dans les zones à taux de cisaillement élevé près de l’outil alors que des viscosités plus élevées sont requises dans des zones à taux de cisaillement plus faible (espace annulaire) pour transporter les déblais vers la surface. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 25 I.3.2 Les principaux polymères utilisés dans les formulations étudiées I.3.2.1 La gomme de xanthane (xanthane) Dans les fluides de forage, le xanthane est largement utilisé en tant que viscosifiant vu sa qualité rhéologique, sa résistance vis-à-vis de la salinité, sa bonne stabilité thermique et sa biodégradabilité. Le xanthane est un polysaccharide produit par une bactérie appelée "Xanthomonas campestris" intervenant dans le métabolisme de certains végétaux. L’obtention du xanthane suit un processus complexe. Les différentes étapes de mise en oeuvre conditionnent les propriétés finales du polymère: composition finale de la poudre, masse molaire, compo sition chimique du motif, rhéologie, etc… (Simon, 2004). Sa formule brute moyenne est (C 67 H 102 O 56 ) n avec n = 830 à 2 800. La structure primaire de la gomme xanthane consiste en une chaîne principale de cellulose. Deux groupements carboxyliques confèrent à la gomme xanthane un caractère anionique ( Figure I.2). Les contre-ions les plus couramment rencontrés sont Na + , K + et Ca 2+ . Trois fonctions apparaissent sur les cycles de la chaîne latérale du motif (un groupement acétate sur le cycle le plus proche du squelette principal, un acide glucuronique sur le cycle intermédiaire et un acide pyruvique sur le cycle terminal). En milieu aqueux, les atomes (Na + ou K + ) se dissocient de la molécule de xanthane qui acquiert alors une charge négative due aux ions carboxylique (COO - ). À l’état solide, la chaîne principale se présente sous forme d’une hélice droite dont le pas mesure 4,7 nm et totalise 5 unités répétitives ( Figure I.3). Figure I.2 : Structure primaire de la gomme Figure I.3 : Structure secondaire de la xanthane gomme xanthane à l’état solide (Simon, 2004) Les chaînes ramifiées (60 % de la masse totale) sont repliées le long de la chaîne cellulosique, constituant ainsi un 2 ème brin discontinu. La structure secondaire de la gomme xanthane fait encore l’objet de controverses. La conformation de la chaîne en solution aqueuse dépend de la force ionique. La dépendance avec la concentration en xanthane a été montrée dans plusieurs travaux (Oh et al. , 1999). En solution aqueuse, la viscosité du polymère est due aux interactions eau/polymère et polymère/polymère. Selon la température, la salinité et l'histoire de l'échantillon, troi s conformations sont possibles. La gomme nouvellement biosynthétisée est à l’état natif qui correspond à une structure en double hélice. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 26 Au-delà d’une certaine température T m ("melting temperature"), dépendant fortement de la force ionique de la solution et située habituellement entre 40 et 100°C, il se produit une transition conformationnelle. Au-dessous de T m , la molécule est dans un état ordonné. Lorsque la température dépasse T m , l’ordre conformationnel disparaît et la structure est ainsi "dénaturée" ( Capron et al., 1997). Dans des conditions peu salines et/ou à des températures élevées, la conformation adoptée par la macromolécule est celle d’une pelote désordonnée, flexible. A l’inverse, si la salinité est forte et/ou si l’on se place à température ambiante, la macromolécule adopte une conformation ordonnée, semi-rigide ou rigide. Plus les molécules sont longues, plus il est difficile de séparer les molécules les unes des autres et plus elles s'enchevêtrent . L’enchevêtrement des chaînes est cependant rendu possible par le gain en flexibilité lors de la montée en température. Parallèlement, des zones de jonctions intermoléculaires apparaissent et créent un réseau tridimensionnel qui renforce le caractère de type "gel faible" (gel physique) de la soluti on (Capron et al. , 1997). La salinité favorise la création de ces ponts intermoléculaires lors de la montée en température et, à forte concentration en sel, la forme ordonnée peut même être conservée, le sel diminuant l’activité des molécules d’eau et donc leur potentiel de coordination par liaisons H aux groupements latéraux. I.3.2.2 Les celluloses polyanioniques (PAC) et la Carboxyméthylcellulose (CMC) La carboxyméthylcellulose (CMC) a été employée depuis 1947 dans divers fluides de forage à base d’eau comme réducteur de filtrat ou comme viscosifiant (Bruton et al., 2000). La molécule de base a été synthétisée en 1930 en Allemagne durant la première guerre mondiale (Rosnah, 2004). Pour assurer un certain niveau d'inhibition des argiles, le caractère ani onique des molécules a été changé et a eu comme conséquence l’apparition des celluloses polyanioniques (PAC), aujourd'hui souvent employées dans les fluides à base d’eau (Young, 2001). La CMC est un polymère linéaire anionique à base de cellulose partiell ement greffée par des groupes –OCH 2 COO - ( Figure I.4) selon un certain degré de substitution (DS). Figure I.4 : Structure chimique de la CMC Les trois groupements hydroxyle de chaque motif glucose peuvent être substit ués par réaction chimique (DS ≤ 3), mais, en pratique, même les groupements alcool primaire ne sont pas tous substitués (DS < 1). La viscosité est le principal paramètre caractérisant les solutions aqueuses de CMC (Rosnah, 2004). La cellulose naturelle est insoluble dans l’eau, même en solution diluée, parce que les atomes d’hydrogène des groupements hydroxyle forment des liaisons intermoléculaires qui rendent impossible la solvatation des chaînes. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 27 Cependant, l’éthérification ("carboxyméthylation") parti elle de la cellulose apporte un groupement chargé (-COO - Na + ) et confère un caractère de polyélectrolyte au polymère. La substitution écarte aussi les chaînes, affaiblissant les interactions, ce qui rend la macromolécule soluble dans l’eau. La CMC qui est biodégradable est à classer dans la catégorie des polymères flexibles puisque sa longueur de persistance est de l’ordre de 7 nm. Il résulte comme dit précédemment, que lorsqu’on ajoute du sel à une solution de CMC, ses dimensions en solution diminuent fort ement ( Figure I.5). Figure I.5 : Diminution des dimensions des chaînes du CMC dans un milieu salin. Les fonctions carboxylate présentes sur la chaîne sont susceptibles de fixer les cations multivalents, provoquant une agrégation du polymère ou même une précipitation par pontage intermoléculaire entre les ions Ca 2+ et les groupes –COO - appartenant à différentes chaînes enchevêtrées dans la solution. La stabilité des solutions de CMC en présence de cations divalents dépend fortement de la concentration en polymère. Le PAC est un polymère cellulosique de type carboxyméthylcellulose ayant une conformation en pelote flexible, opposée à celle du xanthane qui est un polysaccharide se présentant sous forme d’une hélice semi -rigide. Les celluloses polyanioniques sont employées principalement comme réducteurs de filtrat pour les boues à base d'eau douce et d'eau de mer, mais agissent également en tant que viscosifiants dans ces systèmes. Les deux catégories de PAC disponibles diffèrent par leur viscosité mais donnent le même degré de réduction de filtrat. Le PAC résiste à des températures d'environ 150°C et n'est pas soumise à la dégradation bactérienne (Kumar et al., 2003). I.3.2.3 Le polyacrylamide partiellement hydrolysé (PHPA) Le PHPA est parmi les polymères synthétiques, le polymère le plus utilisé dans le domaine pétrolier (Lee et Somasundaran, 1989; Pefferkorn, 1999; Ata et O’Neill, 2000) et surtout le PHPA hydrolysé à 30% qui est utilisé dans les fluides de forage pour l’inhibition des argiles. C’est un polymère linéaire anionique de masse molaire élevée, dont certaines fonctions amide ont été hydrolysées. Darley et Gray (1988) ont donné une description détaillée de la structure de ces polymères (Figure I.6). L'attraction entre les sites chargés négativement du PHPA et les sites positifs des argiles conduisent à une "encapsulation" retardant le gonflement et la dispersion. Le PHPA peut être utilisé dans les fluides de forage à l’eau douce ou à l’eau salée, contenant de f aibles quantités de solides. Figure I.6 : Polyacrylamide partiellement hydrolysé (sel de sodium) CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 28 Ainsi, la rhéologie est améliorée avec des concentrations minimales de bentonite (Clark et al., 1976; Fraser, 1987). Ainsi, les mélanges bentonite-PHPA montrent une augmentation de la durabilité, de l’inhibition du gonflement et de la dureté avec l’augmentation de l a concentration en polymère jusqu'à une valeur optimale (Likos et al., 2004). Les propriétés de ces polymères en solution ont été beaucoup étudiées (Glass, 1989; Schulz et Glass, 1991; Shalaby et al., 1991; Sarrazin-Cartalas et al. , 1994), mais peu de travaux ont traité des interfaces solide-liquide (Jenkins et al., 1992; Tanaka et al., 1992; Argillier et al., 1991 et 1996). Quelques auteurs ont relié la réduction de la masse molaire à la vitesse de dégradation (Casale et Porter, 1979). Une complexation des cations multivalents avec les groupes carboxylate du PHPA a été aussi observée (Gregor et al., 1955; Sommerauer et al., 1968). La sédimentation résultant de la floculation des particules dépend de la dimension moléculaire du polymère, toute réduction de cette dimension étant défavorable à la floculation. I.3.2.4 Les glycols Dans le domaine du forage, PG (polyglycol) ou PEG (polyéthylène glycol) désigne souvent un ensemble de composés à base de glycol ou de glycérol. La première référence relative à l'utilisation du glycol (ou glycérol) dans le domaine des fluides de forage est donnée par Canon en 1940 pour le contrôle du gonflement des argiles. Actuellement, les (Poly-) glycérols et les (poly-) glycols généralement notés simplement glycérols et glycols sont largement utilisés pour le forage des argiles (Chenevert, 1989; Perricone et al., 1989 ; Cliffe et al., 1995). Ce type de composé exhibe des caractéristiques de trouble en fonction de la température. Pour une température proche du point de trouble, Bl and et al., (1996) ont observé une bonne efficacité des polyglycols. Avec l'addition de PEG, Alemdar et al. (2000) ont remarqué une augmentation de l'espace interfoliaire, expliqué par une réaction d'échange entre PEG et les cations échangeables présents. Ce phénomène est étroitement lié au gonflement des argiles en présence des molécules d'eau (Yoshiaki, 1984). En utilisant le mélange PAG-Carbonates de potassium Mascara et al. (1998) ont montré une réduction de l'hydratation et le gonflement des argiles. En comparaison avec les autres systèmes WBM, ils ont obtenu sur chantier des résultats satisfaisants du point de vue avancement, tolérance aux solides, et une meilleure récupération du fluide après forage. I.3.2.5 Les silicates de sodium Depuis la première introduction des silicates, pour résoudre le problème des argiles microfracturées, par BW Mud, Mobil, BP Exploration et Shell Research (dans les années 30), il était connu que les fluides de forage à base de silicate fournissaient une stabilité des argil es similaire à celle des OBM. Le développement de la chimie de formulation a fait des fluides de forage renfermant des silicates une alternative, efficace et à prix réduit, aux OBM (PQ Corporation, 2001). Les silicates ont été introduits dans les fluides de forage, selon les étapes suivantes : - Initialement, les fortes concentrations des solutions de silicates (20 à 50%) engendraient des problèmes de viscosité excessive et de gélification. - En 1945, les silicates sont remplacés par les systèmes chaux-quebracho (cellulose) plus adéquats, avec un contrôle de rhéologie plus aisé. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 29 - Fin 1960, les silicates sont réintroduits avec des solutions plus diluées (5 à10%), des sels (KCl, K 2 CO 3 , NaCl) et/ou des solutions non ioniques (glycérol, éthylène glycol) cont ribuant énormément à résoudre les problèmes de stabilité. Les solutions de silicates utilisées dans les WBM sont souvent des solutions de silicates de sodium ajoutées au système conventionnel NaCl/KCl/polymère, donnant par adsorption un taux d’inhibition très élevé des argiles, approximativement similaire à celui des OBM. Une solution de silicate de sodium se compose d'espèces monomères (SiO 3 2- ) et de polymères ( Figure I.7). Les concentrations en monomère et en polymères dépendent de la teneur en silice et du rapport SiO 2 /Na 2 O dans la solution. En outre, le polymère est en équilibre avec son monomère Si(OH) 4. Les polymères sont de taille approximativement uniforme. Les atomes de silicium internes sont liés par des ponts d'oxygène tandis que ceux de l'extér ieur peuvent être liés au moins à un OH. Par conséquent, un équilibre existe entre la silice ionique et colloïdale : n SiO 3 2- + 3n H 2 O = (H 2 SiO 3 ) n , nH 2 O + 2n OH - Quand une solution de silicate, toujours fortement alcaline, est neutralisée par un acide à un pH d'environ 10,7, les ions silicates se décomposent en acide silicique [Si(OH) 4 ] qui se polymérise en silice (Iler, 1979). Figure I.7: Structure des anions silicate Un des principaux paramètres qui détermine les propriétés des solutions de silicate est le rapport massique SiO 2 /Na 2 O. Les silicates liquides, avec des rapports plus élevés, contiennent des proportions plus grandes des espèces condensées et complexes, de masse molaire plus élevée. Le passage d’une espèce de silicate à une autre peut av oir un impact mesurable sur la rhéologie du fluide de forage, l'inhibition de l’argile et la stabilité globale de la boue. Le choix du rapport est donc important. L’inhibiteur primaire dans ce système est le silicate de sodium, qui s'hydrolyse pour donner les hydroxydes de silicium Si(OH) 4 et de sodium, générant des valeurs de pH élevées (~11- 12). L’inhibiteur secondaire dans ce système est le potassium qui par échange cationique avec les argiles empêche leur dispersion et leur gonflement. L’addition de soude (augmentation du pH) réduit la polymérisation des silicates. Un excés augmente la viscosité (gélification). Outre la formation directe de liaisons chimiques avec les silicates polymères jouant un rôle dans le forage des déblais et les surfaces de la formation, les systèmes aux silicates doivent leurs propriétés inhibitrices des argiles à deux phénomènes ( Figure I.8). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 30 Figure I.8: La polymérisation du silicate monomère et la formation de la barrière physique et chimique à l'invasion de filtrat et de particules La gélification qui consiste en une condensation (auto-polymérisation) de structures solubles de silicate pour former une structure amorphe de gel de silicate. La gélification se produit sous l'effet d'une baisse du pH, la polymérisation commençan t rapidement à pH inférieur à 10,5. La polymérisation du silicate a pour conséquence la formation de structures polymères inorganiques complexes qui réagissent avec les surfaces argileuses. La gélification in situ des silicates a été employée pour la réduction du flux des fluides aqueux dans les gisements. La précipitation du silicate qui a lieu par liaison des ions de silicate avec des cations polyvalents (Ca +2 , Mg +2 , Al +3 , Fe +3 , etc..). Lorsque la boue (silicate) entre en contact avec l'eau interstitiel le légèrement acide (pH 6- 8) et les ions polyvalents, une réaction de gélification localisée, couplée à une faible précipitation, se produit, bloquant l'afflux de la boue et s'opposant à la pression dans la formation. Ces réactions mènent également au scel lement de microfissures, ce qui confère au silicate un avantage décisif par rapport à n'importe quel OBM, réduisant de manière significative les pertes et coûts potentiels de la boue. Ces mécanismes uniques de gélification et/ou de précipitation font éga lement que le silicate est un agent réducteur de filtrat, tant le transfert de fluide et de pression vers la formation est réduit, maintenant intacte l'intégrité du puits. En plus de cette chimie unique, les fluides de forage à base de silicate fournissent un produit de filtration perméable mince, dur réduisant de manière significative les problèmes de forage, tout en améliorant le cimentage. Les mécanismes d'inhibition des silicates empêchent les déblais d'être facilement dispersés dans le fluide de fora ge. I.4 Agents tensioactifs et émulsions dans les fluides de forage I.4.1. Les agents tensioactifs Les agents de surface tensioactifs ou ‘surfactants’ sont des substances naturelles ou synthétiques dont les molécules possèdent une structure dite amphiph ile ( Figure I.9). Ces molécules sont ainsi dotées i) d’une tête polaire, ionisée ou non, capable de développer des interactions de type Van der Waals, acide-base de Lewis (Brochette, 1999) et éventuellement coulombien lorsqu’une fonction ionisable est pr ésente : cette partie hydrophile possède une affinité pour les surfaces chargées et pour les liquides à fort caractère polaire tels que l’eau ; et ii) d’une partie apolaire, typiquement une chaîne hydrocarbonée (ou "grasse") capable uniquement d’interactions de Van der Waals (Brochette, 1999) et donc ayant peu d’affinité pour l’eau. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 31 Queue lipophile (chaîne grasse) Tête hydrophile Figure I.9 : Schéma représentatif d’une molécule amphiphile L’antagonisme au sein d’une même molécule entre ces deux portions hydrophobe et hydrophile provoque l’adsorption de molécules de tensioactif à diverses interfaces air -eau ou huile-eau. Leur partie polaire se trouve dans l’eau, alors que leur partie hydrophobe se trouve dans un solvant organique ou à la surface. Cette chimie particulière permet aux agents de surface de se concentrer (Puisieux et Seiller, 1983 ; Maysounabe, 2003) aux interfaces liquide-liquide (chaque groupement se dirige vers le liquide pour lequel il a le plus d’affinité) et aux interfaces liquide -gaz ou liquide-solide (le liquide repousse vers l’extérieur les groupements qui ont une tendance opposée). I.4.1.1 Classification des agents de surface Les agents tensioactifs sont historiquement répartis selon leur charge en quatre grandes classes, les cationiques, les anioniques, les amphotères et les non ioniques. a. Les tensioactifs cationiques Ces tensioactifs, possédant une tête polaire chargée positivement, appartiennent soit à la famille des amines grasses telles que les amines, diamines et polyamines ainsi que leurs sels (sels d’ammonium quaternaire ou sels d’imidazolinium) soit à la famille des hétérocycles azotés ( Rosen, 1978). b. Les tensioactifs anioniques Les tensioactifs anioniques, possédant une tête polaire chargée négativement, sont généralement des alkylarylsulfonates, alcanesulfonates, oléfinesulfonates, sels d’acides carboxyliques (savons), sels d’esters d’acides sulfuriques (alkylsulfates), alkyléthersulfates, et esters d’acides phosphoriques et polyphosphoriques (Rosen, 1978). c. Les tensioactifs amphotères Les tensioactifs dits amphotères comme les alkylaminoacides, alkylbétaïnes et sulfobétaïnes, possèdent deux groupes fonctionnels, l’un anionique et l’autre cationique. Selon les conditions du milieu, ils peuvent s’ioniser en solution aqueuse en acquérant un caractère anionique aux pH alcalins et un caractère cationique aux pH acides. d. Les tensioactifs non ioniques Le marché est actuellement dominé par les produits dont le groupe hydrophile est une chaîne d’unités oxyde d’éthylène, en général, fixée sur une fonction hydroxyle : alcools (AE), alkylphénols (APE), acides carboxyliques, copolymères séquencés d'oxyde d'éthylène et de propylène, alkanolamides, amines grasses polyéthoxylées et polypropoxylées ou encore esters CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 32 d’acides carboxyliques à longues chaînes ; l’autre groupe hydrophile important est celui des hydrates de carbone (esters de saccharose, alkylpolyglucosides,…) (Rosen, 1978). Ils ne s’ionisent pas en solution aqueuse et leur charge est donc a priori nulle. Ces produits, en particulier les AE, sont utilisés dans plusieurs domaines industriels. Leurs propriétés toxicologiques acceptables (excepté pour les APE et certains AE) leur donnent une position avantageuse par rapport aux réglementations en vigueur. De plus, leur facilité d’approvisionnement, leur bon rapport coût/efficacité, leur compatibilité avec toutes les autres classes de tensioactifs quel que soit le pH, leur stabilité aux électrolytes ainsi que la large variété des produits disponibles et l’intérêt de leurs propriétés physico-chimiques sont à l’origine de leur emploi toujours croissant. I.4.1.2 Propriétés des agents tensioactifs ► Adsorption aux interfaces L’adsorption est un phénomène de surface qui a pour origine la non -compensation dans toutes les directions des attractions intermoléculaires aux interfaces. Il en résulte des forces résiduelles dirigées vers l’intérieur, qui sont atténuées lorsque des entités amphiphiles se fixent à la surface (Israelachivili, 1992). Des informations sur ce phénomène sont obtenues en déterminant la tension superficielle des solutions et les grandeurs thermodynamiques d'adsorption qui var ient en fonction de la température. ► Elasticité La première des propriétés conférées par la monocouche de tensioactif adsorbée est l’élasticité, c’est à dire la capacité à retrouver son aire initiale à l’issue d’un étirement (effet Gibbs -Marangoni). Cette élasticité interfaciale permet au f ilm de supporter les sollicitations mécaniques sans s’amincir, l’amincissement étant l’une des causes qui peut conduire à la rupture du film (Brochette, 1999). ► Déformation du film interfacial La deuxième propriété essentielle est liée à la déformation par courbure du film interfacial. En raison des interactions moléculaires existantes - et qui ne sont en général pas strictement égales - de chaque coté du film avec chacune des deux phases en présence, l’interface peut adopter une courbure spontanée, plus facilement observable dans les systèmes liquide-liquide. Par exemple, un tensioactif lipophile aura tendance à imposer une courbure spontanée négative qui correspond à un enfermement de la phase polaire. L’augmentation de cette courbure spontanée, par exem ple par augmentation de la taille des gouttelettes d’eau, consomme de l’énergie. Ce coût énergétique est directement proportionnel à la constante de rigidité du film (Brochette, 1999). Plusieurs travaux (Forest, 1962) ont été réalisés en testant la force de ce film, dans le but de déterminer ses propriétés exactes. Ce film peut être rompu par des moyens chimiques ou par l’action d’un champ électrique. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 33 ► Auto-association des monomères Les tensioactifs en solution ont tendance à former des structures organisées variées ou colloïdes d'association (micelles, vésicules, cristaux liquides lyotropes, microémulsions) par auto-association des monomères. ► Concentration micellaire critique (cmc) Les plus petits agrégats de tensioactifs apparaissent spontanément pour une concentration suffisante appelée concentration micellaire critique ou cmc ( Figure I.10). A une concentration plus faible que la cmc, les tensioactifs se trouvent généralement sous forme de monomères. Au -dessus de la cmc, il se forme des micelles avec un équilibre dynamique entre les monomères et ces micelles (Chitour, 1979 ; Pinna, 2003 ; Canselier et Poux, 2004). c << cmc c ≤ cmc c > cmc Figure I.10 : Comportement du tensioactif entre l’interface et la solution Le rayon de la micelle est de l'ordre de grandeur de la longueur d'une molécule de tensioactif (Israelachvili, 1992 ; Daoud et Williams, 1 999). Aux faibles concentrations, les tensioactifs se comportent comme des solutés ordinaires, formant dans l’eau des solutions moléculaires ou ioniques. Au fur et à mesure que la concentration de tensioactif augmente, l’interface se sature progressivement et la tension superficielle (interfaciale) diminue jusqu’à une valeur limite. La concentration en tensioactif correspondant à cette valeur limite représente la cmc. Utilisé à des concentrations relativement faibles (monomères, micelles), le tensioactif joue donc deux rôles principaux dans la stabilisation des émulsions (Walstra, 1993) i) il abaisse la tension interfaciale et facilite la rupture des gouttes et ii) il empêche la re-coalescence. La figure I.11 donne un exemple de l’évolution de différentes p ropriétés en fonction de la concentration en tensioactif. ► Formation d’une double couche électrique Une autre propriété des tensioactifs ioniques adsorbés à une interface ou associés en agrégats est la création d’une double couche électrique. L’existence de cette double couche a pour conséquence d’éviter la floculation et de renforcer la résistance mécanique du film mince (Brochette, 1999). 1 2 3 CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 34 Figure I.11 : Evolution de quelques propriétés physiques en fonction de la concentration en tensioactif I.4.2. Les émulsions Selon Becher (1965) une émulsion est un “système hétérogène, comportant au moins un liquide non miscible intimement dispersé dans un autre liquide sous forme de gouttelettes de diamètre en général supérieur à 0,1 µm. De tels systèmes possèdent un minimum de stabilité, celle-ci pouvant être accrue par la présence d’additifs, tels que des agents tensioactifs ou des solides finement divisés“. La nomenclature des émulsions est standardisée par AFNOR. Le liquide dispersé est appelé phase dispersée, interne ou discontinue. L’autre liqui de est appelé milieu de dispersion ou milieu externe, et encore phase dispersante ou phase continue. I.4.2.1 Types d’émulsion Dans la plupart des cas, l'une des deux phases considérée est aqueuse. Les différentes formes d'émulsion sont i) les émulsions eau-dans-l'huile ou huileuses, E/H pour laquelle la phase interne (dispersée) est l'eau ; ii) les émulsion huile-dans-l'eau ou aqueuses, H/E pour laquelle la phase externe (milieu dispersant) est l'eau ; et enfin iii) les émulsions multiples où soit la phase continue est hydrophile E/H/E, et la phase lipophile contient des sphérules hydrophiles plus petites, soit le cas inverse H/E/H. Les formes d'émulsion ne sont pas nécessairement le résultat du mode de préparation, ni même de la concentration plus ou mo ins grande de la phase dispersée dans la phase continue. Elles sont plutôt dépendantes de la nature de l'agent émulsifiant utilisé selon que l’équilibre, ou balance hydrophile/lipophile (HLB), est plus hydrophile que lipophile ou inversement. Qualitativement, la règle de Bancroft (1913) permet de prévoir le type d’émulsion stable formée (E/H ou H/E) en fonction de la solubilité du tensioactif. Cette règle dit que la phase continue est celle où le tensioactif est le plus soluble, mais il est important de noter qu’il existe des exceptions à la règle de Bancroft bien qu’elle reste cependant très utilisée comme base de prévision (Schramm, 1992). Pour obtenir le type d’émulsion désiré, il est donc préférable de choisir un tensioactif soluble dans la phase continue ( Puisieux et Seiller, 1983; Canselier et Poux, 2004). D.O: Densité optique Cs : Concentration d’une substance solubilisée p : Masse volumique t : Conductance équivalente D : Coefficient de diffusion o : Déplacement chimique en RMN ¸ : Tension interfaciale . CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 35 I.4.2.2 Notion de HLB et sa détermination Quand on passe d’une émulsion H/E à une émulsion E/H, on parle d’inversion de phases. Ce phénomène s’accompagne de variations brusques de la viscosité et de la conductivité. Les principaux paramètres susceptibles de provoquer l’inversion de phases sont la température et le changement de composition par addition d’un autre émulsifiant, augmentation de la fraction volumique de la phase dispersée ou de la concentration en électrolyte jusqu’à une valeur critique. Lorsqu’un changement des affinités respectives de l’émulsifiant pour les phases en présence (modification de la HLB) est dû à la température, on parle d’inversion de phases transitionnelle, par opposition à l’inversion de phases catastrophique, induite par une augmentation de la fraction volumique de phase dispersée. Une bonne corrélation existe entre la HLB des tensioactifs non ioniques et leur température d’inversion de phases (Shinoda et Kunieda, 1983). Au-dessous de la température d’inversion, on a généralement affaire à des systèmes H/E, tandis qu’au -dessus de cette température les émulsions E/H sont privilégiées (Poré, 1992). Certains travaux montrent que l’inversion de phases peut aussi dépendre de l’agitation et du transfert de matière (Arashmid et Jeffreys, 1980 ; Brooks et Richmond, 1994). Shinoda et Arai (1964 et 1965) ont signalé l’importance de l’effet de la température sur les propriétés des tensioactifs et ont introduit la température d’inversion en tant qu’approche quantitative pour l’évaluation des tensioactifs dans les émulsions. La HLB est une grandeur adimensionnelle traduisant l’importance relative des groupements polaires et de la partie apolaire. Elle représente donc les affinités relatives de la molécule pour l’eau et pour les milieux organiques. Cette notion s’applique aux tensioactifs non ioniques mais peut dans une certaine mesure être étendue aux tensioactifs ioniques. Elle permet de classer les tensioactifs selon leur pouvoir émulsifiant, donc de guider au mieux le choix de l’utilisateur afin d’éviter de nombreux essais préliminaires. La HLB d’un émulsifiant est liée à sa solubilité : plus la valeur HLB est élevée, plus le tensioactif est soluble dans l’eau. Dans l'échelle de Griffin (1949) la HLB, “compromis hydrophile-lipophile” des tensioactifs non ioniques polyéthoxylés ou hydroxylés , s’étend de 0 à 20. La HLB de nombreux tensioactifs est citée dans la littérature (Griffin, 1979), mais elle peut aussi être calculée aisément à partir de la structure chimique à l’aide de formules simples (Griffin, 1954) ou déterminée expérimentalement par comparaison avec une émulsion étalon (Becher, 1984). Cependant, la détermination expérimentale de la HLB est assez imprécise et fasti dieuse. En fait, le choix de la HLB est lié à la nature de la matière grasse à émulsifier. Pour cela il a été défini une HLB requise de l’huile (Poré, 1992) qui correspond au maximum de stabilité d’une émulsion. Cet optimum peut être déterminé expérimentalement. Les propriétés de l’agent tensioactif sont fonction des valeurs HLB ( Tableau I.2). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 36 Tableau I.2 : Propriétés de l’agent tensioactif en fonction de sa valeur HLB (Poré, 1992) Propriété de l’agent tensioactif HLB min HLB max Antimoussant Emulsifiant eau dans l’huile Mouillant Emulsifiant huile dans l’eau Détergent Solubilisant 1,5 3 7 8 13 15 3 6 9 13 15 20 I.4.2.3 Aspect des émulsions L’aspect des émulsions peut être rattaché à la dimension moyenne des gouttes ( Tableau I.3). L’aspect opaque (laiteux) est produit par la diffusion et la réflexion de la lumière visible. Les reflets bleutés sont dus à la diffusion inégale du spectre visible (effet Tyndall) produit par les particules inférieures à 0,2 µm, ce qui explique aussi la couleur bleue du ciel. En cas de polydispersité, une minorité de grosses particules donne son aspect à l’ensemble de l’émulsion . Avec des phases de même indice de réfraction (au moins à une température donnée) ou avec des nanodispersions d’huile, appelées nanoémulsions ou miniémulsions (50 nm < d < 200 nm), on arrive à des milieux transparents ou translucides. Tableau I.3 : Aspect des émulsions (NF 73- 409) Diamètre des gouttelettes (µm) Aspect de l’émulsion > 1 de 1,0 à 0,1 de 0,1 à 0,05 <0,05 Emulsion blanche laiteuse Emulsion blanche à reflets bleutés Emulsion grise semi-transparente Emulsion transparente (nanodispersion) I.4.2.4 Formation des émulsions Sous l’effet d’un cisaillement (ex. agitation), deux liquides non miscibles peuvent former une émulsion. L’émulsification est accompagnée d’un accroissement considérable de l’aire interfaciale liquide-liquide. Les gouttelettes constituant la phase dispersée sont d’autant plus fines que l’action de dispersion dans la phase continue est plus énergique. L’existence de la dispersion est directement liée à l’effet d’agitation, mais dès que cette dernière cesse, les gouttes se rassemblent. Une émulsion est thermodynamiquement instable. Si la différence entre les masses volumiques des phases est suffisante, il y a démixtion et la décantation de la phase lourde donne naissance à une interface plane. L’adjonction d’additifs dans la formulation est un des moyens les plus utilisés permettant d’obtenir un système métastable au repos, c’est -à-dire possédant une certaine stabilité cinétique (Griffin, 1979 ; Tadros, 1988 et 1991 ; Friberg et Jones, 1994 ; Brochette, 1999). La formulation des émulsions doit prendre en compte : CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 37 - d’une part, les variables de composition (nature et proportion des phases ainsi que choix et quantité d’émulsifiant) et la température, qui conditionnent le type de l’émulsion (importance de la physicochimie des systèmes dispersés, et particulièrement de la connaissance des émulsifiants et de leurs interactions avec les deux phases en présence), - d’autre part, la technique d’émulsification (mécanique, chimique,…), qui détermine en grande partie la qualité de l’émulsion (finesse, stabilité). Du point de vue hydrodynamique, l’émulsification peut être obtenue en régime laminaire ou en régime turbulent (Walstra , 1968 et 1993). L’émulsification en régime laminaire utilise notamment l’écoulement forcé à travers un capillaire. L’émulsification par cisaillement doux en régime laminaire est possible lorsque les deux phases sont suffisamment visqueuses et que la fract ion volumique de phase dispersée est élevée, l’énergie consommée est alors faible. Mais ce procédé requiert un temps d’émulsification pouvant atteindre plusieurs heures (Mason et Bibette, 1997). I.4.2.5 Caractérisation d’une émulsion Trois critères principaux permettent de caractériser une émulsion - la nature des deux phases, continue et dispersée, - la taille et la distribution de taille des gouttes (granulométrie), - la rhéologie. a. Nature de la phase continue La détermination de la nature de la phase continue d’une émulsion H/E ou E/H est un test très important car, pour une formulation donnée, le type d’émulsion peut changer en fonction du protocole de préparation (température, ordre d’addition des phases,...). Les trois tests cités par AFNOR (1986) sont fondés respectivement sur i) la coloration de l’une des phases (par exemple, addition d’un colorant hydrosoluble qui permet d’identifier la phase aqueuse) ; ii) la dilution par addition d’eau qui montre si ce liquide est compatible ou non avec la ph ase continue et iii) la conductimétrie qui est la méthode la plus fiable (Fox, 1974) et celle conseillée par l’AFNOR. La conductivité des émulsions H/E est nettement (au moins 1000 fois) plus élevée que celle des émulsions E/H. Des expressions théoriques et empiriques ont été proposées pour décrire la conductivité en fonction du pourcentage de la phase interne (Hanai et al., 1960; Harrison, 1962). Hanai et al. (1960) testant plusieurs relations, ont conclu que l’équation proposée par Bruggeman est la meilleure pour les émulsions huile dans l’eau. b.Taille et distribution de taille des gouttes La taille de gouttes est généralement déterminée par granulométrie laser. L’histogramme de répartition des diamètres de gouttes donne la distribution de la taille des gouttes qui est une information importante dans la caractérisation d’une dispersion. Deux émulsions identiques peuvent avoir des comportements différents à cause des différences dans la distribution des diamètres (Salager, 1995). L’analyse granulométrique peut expliquer le comportement rhéologique et la stabilité d’une émulsion. Le gros inconvénient de cette technique d’analyse est la nécessité d’une dilution par la phase continue, excepté avec le granulomètre à ultrasons. Supposer que la taille des gouttes et la distribution de taille restent inchangées après dilution, constitue une hypothèse parfois hardie. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 38 c. Rhéologie des émulsions La rhéologie des émulsions est une caractéristique très importante qui d’une manière générale, est tributaire des propriétés suivantes: - la fraction volumique de la phase dispersée, - la nature et la concentration de l'agent émulsifiant, - la taille moyenne des particules et leur distribution granulométrique, - la viscosité de la phase continue et, à un degré moindre, celle de la phase dispersée, - la tension interfaciale eau/huile, Quelques corrélations ont été proposées pour estimer la viscosité d'une émulsion en fonction de la viscosité de la phase continue et de la fraction volumique de phase dispersée. Pour des émulsions diluées et avec des gouttelettes sphériques rigides, la viscosité est donnée par la relation d'Einstein (1906 et 1911) : n= n 0 (1 + 2,5φ) (I.5) avec n: la viscosité de l'émulsion, n 0 : la viscosité de la phase continue et φ : la fraction volumique de la phase dispersée. Cette relation est valable dans les limites suivantes: - φ est très faible : il n’y a pas d’interaction entre particules, c’est -à-dire que les forces de répulsion (double couche électrique) et les forces d’attraction (de Van der Waals) sont négligeables, - les particules sont des sphères rigides et ne se déforment pas, - l’épaisseur de la couche stabilisante, si elle existe, est très faible devant le rayon des particules. Pour les deux types d’émulsions (H/E et E/H), la complexité des phénomènes rhéologiques est liée à la taille des gouttes (Pal, 1996), mais aussi à la distribution de cette taille ; la viscosité augmente quand la taille des gouttes diminue. L’effet rhéofluidifiant est beaucoup plus important dans le cas des émulsions fines. Les paramètres rhéologiques de l’émulsion E/H décroissent en fonction du vieillissement de l’émulsion. Cet effet de vieillissement n’est pas aussi important pour l’émulsion directe. Les émulsions concentrées manifestent un comportement non-newtonien (notamment rhéofluidifiant à faible taux de cisaillement et rhéoépaississant à taux de cisaillement élevé), qui peut aussi présenter un seuil d’écoulement et même dépendre du temps (thixotropie) (Brochette, 1999). La caractérisation expérimentale de tels systèmes n’est pas à l’abri d’artéfacts divers (Princen, 1997). Un nombre important de relations exprimant la viscosité des émulsions a fait l’objet de publications (se référer aux mises au point de Tadros (1991 et 1994), de Barnes et al. 1989) et de Barnes (1994). I.4.2.6. Stabilité des émulsions La stabilité est le critère fondamental de qualité d’une émulsion préparée. Elle dépend de plusieurs facteurs tels que la granulométrie des gouttes d’émulsion, le rapport des densités des deux phases, la fraction volumique de phase dispersée, la température, le pH et la présence d’électrolytes. Cependant les électrolytes ne peuvent à eux seuls assurer la stabilité du système hors d'équilibre qui subit une évolution plus ou moins rapide et qui se traduit par une séparation des deux phases. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 39 Ceci met en évidence toute l’importance du choix du tensioactif pour retarder la séparation et assurer la stabilité (Schramm, 1992). a. Mécanismes de stabilisation par les tensioactifs Il est pratiquement impossible d’obtenir une émulsion stable à partir de deux liquides purs. Cependant, Reddy et Fogler (1980) affirment avoir produit des émulsions H/E stables par sonication sans le secours d’ un quelconque émulsifiant, et interprètent leurs résultats, obtenus à très faible fraction volumique de phase dispersée, par l’adsorption préférentielle d’ions OH - à l’interface eau/huile. Pashley et al. (2005) ont montré aussi la possibilité de stabiliser l'huile dans l'eau à condition de dégazer la phase continue D'une façon générale, seule l’addition d’un ou de plusieurs émulsifiants permet d’augmenter la stabilité cinétique d’une émulsion de composition donnée. Dans les émulsions directes stabilisées par des tensioactifs ioniques, le signe de la charge des gouttelettes est celui de l’ion tensioactif. La stabilité des émulsions par des tensioactifs non ioniques est expliquée par le fait que les molécules de tensioactif fixent les molécules d’eau par liaison hydrogène au niveau de l’interface des gouttelettes d’huile dispersées (Zhu, 1990). En dépit du rôle important de cette barrière électrique, la stabilité de l’émulsion ne peut pas être expliquée seulement par un effet de charge. Davies et Rideal (196 3) ont constaté que certaines émulsions étaient stables avec des potentiels . de 10 mV, alors que d’autres étaient instables avec un potentiel supérieur à 100 mV. Ceci a été expliqué par l’existence, dans certains cas, d’une barrière stérique qui assure la stabilité des émulsions en empêchant la coalescence. Cette barrière stérique est liée soit au film de tensioactifs et de co-tensioactifs adsorbés à la surface, soit aux polymères adsorbés à l’interface (Mamhotra et Wasan, 1988). De plus, l’hydratation ou la solvatation des ions tensioactifs adsorbés à l’interface, l’adsorption de particules solides au niveau du film interfacial ( Srivastava, 1978), la polymérisation du film interfacial et la formation de complexes entre les molécules adsorbées à l’interface peuvent renforcer la résistance mécanique du film interfacial (Florence et al., 1985 et Mamhotra et Wasan, 1988). Dans les émulsions de pétrole, plusieurs composés sont susceptibles de provoquer l’émulsification. On signale le rôle des composés tensioactifs naturellement présents dans le pétrole tels que asphaltènes, résines, acides naphténiques et leurs sels, acides carboxyliques, amines,… (Svetgoff, 1989 ; Ali et Alqam, 2000). da Silva et al. (2001), étudiant la formation des émulsions eau-huile en présence de n-pentane insoluble, ont montré que la stabilité de l'émulsion augmente avec la concentration en asphaltène. Ils ont attribué la stabilité des émulsions à la formation de film en présence de particules d'asphaltène. Par ailleurs, Sztukowski et al., (2005) ont montré que les solides fins (50 à 500 nm) entrent en compétition avec les asphaltènes pour s’adsorber à l’interface. La combinaison des asphaltènes et des solides fins à l’interface eau/huile crée un maximum de stabilité pour l’émulsion. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 40 b. Stabilisants autres que les tensioactifs b1. Les électrolytes inorganiques Des électrolytes inorganiques, comme le thiocyanate de potassium, sont capables de stabiliser temporairement des émulsions H/E diluées. Ils agissent vraisemblablement par adsorption à l'interface en créant une double couc he électrique responsable d'interactions répulsives à longue distance (Hunter, 1989). b2. Les solides finement divisés Ramsden (1904) et Pickering (1907 et 1910) ont stabilisé des émulsions par des particules solides fines de différents matériaux ("émulsions de Pickering"). Les travaux les plus importants relatifs à la stabilisation des émulsions par les solides sont attribués à Masliyah et ses collaborateurs (Pal et Masliyah, 1990 ; Yan et al., 1991a et b ; Pal et Masliyah , 1992). Il est connu que les sol ides finement divisés (de diamètre inférieur à 1 mm) peuvent être mouillés par la phase organique ou aqueuse et stabiliser l’émulsion directe ou inverse (Schick, 1980 ; Chemical Economics Handbook, 1986 ; McMutcheon, 1986 ; Svetgoff, 1989 ; Lagaly et al., 1999). b3. Les macromolécules Des macromolécules naturelles (ex. protéines, polysaccharides) ou des polymères synthétiques (ex. alcool polyvinylique) contribuent à former des émulsions très stables grâce à leur forte tendance à s'adsorber aux interfaces, sous forme de boucle, de queue ou de chaîne à plat, et à leur difficulté à se désorber. Par un effet d'encombrement stérique, ces macromolécules empêchent le rapprochement des gouttelettes. Les espèces amphiphiles, telles que les copolymères séquencés, so nt recommandées, mais les polymères hydrophiles inhibent fortement la coalescence des émulsions H/E concentrées, les chaînes ou pelotes restant prisonnières dans les films minces subsistant entre les gouttes très proches et déformées (Brochette, 1999). Au contraire, un polymère trop long risque de favoriser la floculation par pontage entre plusieurs gouttes. Le fait que les polymères soient moins utilisés que les tensioactifs tient sans doute à la gamme relativement étroite d'énergies d'adsorption à l'intérieur de laquelle se forment les boucles et les queues, nécessaires à une stabilisation efficace (Friberg et Jones, 1994). Les bactéries peuvent aussi jouer un rôle dans la stabilisation des émulsions. Ly et al. (2006) ont montré l’effet des charges apportées par les microrganismes pour stabiliser l’interface des émulsions. b4. Les cristaux liquides lyotropes Dans certaines gammes de température et dans certaines zones des diagrammes de phases de systèmes binaires ou multiconstituants, les tensioactifs forment des phases mésomorphes de structure variée (hexagonale, cubique, lamellaire) appelées cristaux liquides lyotropes. La stabilisation par les cristaux liquides, le plus souvent de type lamellaire, est due à plusieurs facteurs : la réduction des forces de Van der Waals provoquant la coalescence, la viscosité élevée du cristal liquide et la mobilité réduite des gouttelettes prises dans son réseau, et enfin la sensibilité du système (en termes de proportions des phases aqueuse, organique et cristal liquide) à la concentration en émulsifiant (Friberg et Jones, 1994). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 41 En résumé, cette stabilisation est surtout d'origine entropique (stérique) : la phase mésomorphe qui se forme à l'interface crée une barrière à la coalescence. Enfin, avec les tensioactifs non ioniques polyéthoxylés, la présence dans le diagramme de phases eau-huile-tensioactif d’une troisième phase liquide renfermant les trois constituants s’est révélée utile pour la stabilisation des émulsions correspondantes (Friberg et Jones, 1994). En résumé, la stabilité d’une émulsion est favorisée par une combinaison de facteurs, incluant les propriétés physiques de chacune des phases (salinité de la phase dispersée, viscosité et densité des phases,…), les propriétés de l’émulsifiant (nature et concentrati on), les performances du procédé de préparation (type d’agitation, intensité et durée de l'agitation) ainsi que les conditions de préparation (température). I.4.2.7 Déstabilisation des émulsions Les mécanismes de déstabilisation d’une émulsion peuvent êtr e répartis en deux catégories, i) la migration de particules mettant en jeu des phénomènes réversibles, et ii) la variation de taille des particules consistant en des processus irréversibles. a. Migration des particules La migration des particules commence par une association de gouttelettes (floculation) et, selon les masses volumiques relatives des phases, aboutit le plus souvent à un crémage (ascension de la phase dispersée) ou à une sédimentation (chute de la phase dispersée). Elle peut alors se traduire respectivement par un éclaircissement de la partie inférieure ou de la partie supérieure de l’échantillon. C’est aussi une séparation de l’émulsion par décantation en deux nouvelles émulsions, l’une plus riche en phase dispersée que l’émulsion initiale, l’autre plus pauvre. Pour les dispersions diluées ces phénomènes sont régis par la loi de Stokes (mouvements dus aux forces gravitationnelles) car les deux liquides constituant l’émulsion n’ont jamais la même densité. Il s’ensuit que la poussée d’Archimède n’équilibre pas le poids d’une gouttelette. Celle-ci se met en mouvement sous l’action d’une force F proportionnelle au cube de son rayon (Berthod, 1983). Pour une fraction volumique donnée, la migration des particules peut être empêchée en rapprochant les densités des deux phases et par l’addition d’épaississants. On peut aussi jouer sur le diamètre (les petites gouttes migrent moins vite que les grosses) et ceci va dépendre de la technique d’émulsification. b. Variation de la taille des particules Deux phénomènes peuvent être responsables de la diminution du nombre des gouttelettes constituant une émulsion : le mûrissement d’Ostwald et la coalescence, processus associés à la diffusion moléculaire et non à la gravité. Le mûrissement d’Ostwald, provenant de la diffusion d’une gouttelette dans une autre plus grande à travers la phase continue, tire son origine du fait que la pression de Laplace est plus grande dans les petites gouttes, ce qui explique un potentiel chimique plus élevé et un flux de matière tendant à vider les petites gouttes au profit des plus grosses. C’est un processus irréversible. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 42 La coalescence est la formation de grosses gouttes par rapprochement et fusion de gouttelettes due à l’instabilité de l’interface. Comme déjà signalé, une émul sion n’est stable que cinétiquement. Cette stabilité peut être caractérisée par une cinétique de coalescence qui dépend des interactions entre les gouttes, elles-mêmes expliquées par l’existence d’une barrière électrique et/ou stérique. Il semble également que, bien que la taille des gouttes soit d’un ordre de grandeur nettement supérieur à celui des molécules d’émulsifiant, la notion de courbure spontanée du film interfacial joue un rôle lors de la coalescence (Brochette, 1999). Une élévation de températ ure conduira souvent à la rupture (cassage) de l’émulsion. En effet, l’agitation thermique multiplie les collisions, rendant plus probables la coalescence, l’agent émulsifiant risque d’être désactivé et la viscosité diminue. De plus si les masses volumiques des phases ont été ajustées à une certaine température, une variation de ce paramètre ne peut qu’en accroître l’écart. La recoalescence de deux gouttelettes juste après leur formation pendant le processus d’émulsification a été clairement mise en évidence par Taisne et al. (1996). La taille des gouttelettes est donc le résultat de deux processus, la rupture et la coalescence. Plus la concentration en tensioactif est élevée, plus la vitesse de coalescence est lente. On suppose souvent que la prévention de la coalescence est due à la répulsion entre les films de tensioactif adsorbé. L’addition d’ions organiques peut aussi être considérée comme une méthode de désémulsification. Jansson (1992) a montré que les ions tétralkylammonium peuvent déstabiliser les émulsions diluées de type H/E stabilisées par des tensioactifs non ioniques ou ioniques. La dimension et l’hydrophobicité sont des facteurs importants dans ce mécanisme. D’autres auteurs proposent une relation entre le pouvoir désémulsifiant des tensioact ifs et la tension du film interfacial, son élasticité ainsi que sa diffusivité. Ils montrent qu’un bon désémulsifiant crée une faible élasticité du film et une grande diffusivité et activité interfaciale. Face à une diversité de problèmes contraignants lors de l’utilisation de techniques classiques, coûteuses et parfois polluantes pour la désémulsification des émulsions, d’autres techniques ont prouvé leur efficacité, à savoir les techniques utilisant des ultrasons, déja appliquées dans des conditions différentes en émulsification. Un bon nombre de techniques ont été présentées par des chercheurs chinois, à savoir la combinaison des désémulsifiants chimiques avec les ultrasons qui peut améliorer la vitesse de désémulsification et l’élimination de l’eau (Han et al., 2002 et 2003 ; Zhang et al., 2004 ; Shi et Liu, 2005 ; Lu et al., 2006). Pour la désémulsification des émulsions inverses dans l’activité pétrolière, l’utilisation combinée des ultrasons à co-courant et à contre- courant permet une bonne séparation de l’eau sous l’effet d'un champ électrique (Gou et al., 2005 ; Li et al., 2006). I.4.2.8. Méthodes expérimentales pour l’étude de la stabilité des émulsions Les méthodes utilisées pour étudier la stabilité d'une émulsion sont décrites soit dans des normes, soit dans les spécifications propres à chaque industrie (Puisieux et Seiller, 1983). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 43 Plusieurs tests en laboratoire ont été proposés incluant des mesures à température ambiante ou élevée. La majorité des méthodes utilisées sont basées sur la mesure de propriétés physiques et de leur variation dans le temps. Plusieurs instruments et protocoles de mesure (Puisieux et Seiller, 1983 ; Loglio et al., 1984 et 1988 ; Neumann et Spelt, 1996 ; Touhami et al., 1996 ; Dalmazzone et Series, 1998 ; Meier et al., 20 00 ; Loglio et al., 2001 ; Liggieri et al., 2002 ; Chan et al., 2003) sont décrits : ► Un examen dans le temps des changements macroscopiques de l'émulsion qui peuvent apparaître sous forme de crémage, de séparation ou de rupture. La mesure de la vitesse de crémage ou de sédimentation à la centrifugation est utilisée comme un test prévisio nnel de stabilité des émulsions. Selon la norme AFNOR (1976), la méthode consiste à soumettre l'émulsion à une centrifugation de 1500 m.s -2 pendant 10 min et à faire des observations visuelles tout en vérifiant que la température n'a pas dépassé 37°C. La résistance d'une émulsion à la centrifugation dépend surtout de la solidité du film interfacial, ce qui justifiera le choix de l'agent de surface le plus approprié. La vitesse de centrifugation et l'augmentation de la température permettent d'accélérer les tests de stabilité des émulsions. La qualité des observations par microscopie optique est affectée par la présence des solides (Mikula, 1987). ► Un examen microscopique à un grossissement de 200 ou 500, réalisé dans des conditions normalisées permet de mesurer la dimension des goutelettes (Blair, 1945), alors que la granulométrie laser permet d’étudier des émulsions diluées. ► La méthode dite "Bottle test" est largement utilisée pour l’évaluation de la stabilité des émulsions dans le temps, mais reste très empirique (Lissant, 1983), ► Le potentiel . qui est la différence de potentiel entre la surface des particules dispersées et la phase dispersante qui les contient est un bon indicateur de la stabilité. En effet, les particules dispersées présentent en surface la même charge et donc se repoussent les unes les autres, plus cette charge est élevée, meilleure est la stabilité de l'émulsion. ► La turbidité est utilisée pour estimer la distribution de la dimension des particules des émulsions H/E (Goulden, 195 8 ; Walstra, 1968 et Deluhery et Rajagopalan, 2005). ► La couleur de l’émulsion alimentaire est aussi utilisée pour l’estimation de la granulométrie et de l’indice de réfraction et par conséquent corrélée avec sa stabilité (Chanami et McClements, 2001). ► La rhéologie avec plusieurs modèles proposés pour l’estimation de la viscosité de l'émulsion en fonction de la viscosité de la phase continue et de la fraction volumique de la phase dispersée. Le suivi de ces propriétés rhéologiques avec des variations de température doit apporter des informations non seulement sur les interactions physicochimiques mais aussi sur la stabilité des produits. La combinaison des propriétés rhéologiques et diélectriques permet d'appréhender l'aspect structural et par conséquent la stabilité des émulsions. De même l'étude des propriétés rhéologiques interfaciales par tensiométre à pression capillaire permet de déceler la qualité de l'émulsion (Del Gaudio et al. , 2007). ► La combinaison des techniques de DRX avec la microscopie montre la présence de solides à l’interface eau-huile (Mikula, 1987) ; ces particules argileuses peuvent stabiliser les émulsions inverses (Menon et Wasan, 1988). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 44 ► La microscopie environnementale pour évaluer la stabilité des émulsions inverses (OBM) perme t le contrôle de la granulométrie pour les méthodes de préparation sous haute pression (400 et 1400 kPa) et à basse température (- 180 °C et - 80 °C) (Tricart et al. , 1997). ► L’analyse enthalpique différentielle (DSC) distingue eau libre et eau émulsionnée. Cette technique permet d’étudier à la fois l’évolution de la taille des gouttes dans l’émulsion concentrée, et de déterminer précisément la quantité d’eau (Dalmazzone et Series, 1998 ; Clausse et al., 1999 ; Dalmazzone et Clausse, 2001). ► Le couplage DSC-DPAX-Microscopie optique a permis l’étude de l’influence des paramètres de formulation sur la variation de la stabilité de l’émulsion (Lashmar et al., 1995). ► La microinterférométrie (Thin Liquid Film-Pressure Balance) permet de mesurer des paramètres importants liés à la qualité du film interfacial, à savoir son épaisseur, son diamètre, sa capacitance et sa permittivité relative (Panchev et al., 2007). ► La conductimétrie, qui permet en premier lieu de déterminer le sens de l'émulsion, puis d'examiner la stabilité des émulsions dans le temps. Dans le cas d'une émulsion H/E, quand la conductivité en surface augmente, on peut suspecter un crémage. Dans le cas d'une émulsion E/H, la conductivité au fond du récipient augmente en cas de sédimentation. Une va leur constante de la conductivité dans le temps est un critère déterminant de stabilité. Selon les recommandations API, la rhéologie, les propriétés de filtration ainsi que la stabilité électrique ont été largement utilisées pour l’évaluation de la stabil ité des fluides de forage émulsionnés. Les propriétés de filtration ont été traitées dans plusieurs travaux pétroliers. Au sujet de la stabilité des émulsions inverses utilisées dans les fluides à base d’huile (OBM), une présence d’eau dans le filtrat HP/HT est considéré comme un indicateur de l’instabilité du fluide. Lors de l’essai de filtration sous haute pression (500 p si) et à haute température (500°F) recommandé par l’API, l’émulsion utilisée n’est pas stable. Des filtrats importants impliquent i) à petite échelle des problèmes d’endommagement dans le réservoir par invasion du filtrat et ii) à grande échelle des problèmes de perte de circulation, largement soulevés dans le cas du champ de Hassi Messaoud. I.4.3. Les applications des agents de surface dans l’industrie pétrolière Dans l’industrie pétrolière, les tensioactifs sont utilisés depuis l’extraction du pétrole brut jusqu’à l’obtention des produits finis (Bhardwaj et Hartland, 1993 ; Canselier, 2005). Parmi les usages les plus importants, citons la rupture des émulsions d’eau et d’huile de naphta. Les agents de surface sont utilisés aussi comme mouillants et dispersants dans les fluides de forage pour mettre en suspension les particules solides et comme agents anti -corrosifs (Darley et Gray, 1988). Les tensioactifs interviennent aussi dans la récupération assistée (tertiaire) du pétrole, en diminuant la tension interfaciale pétrole- eau à moins de 10 -3 mN/m, dans les revêtements routiers (émulsions de bitume) (Bourrel et Verzaro, 1997), les carburants pour automobiles (“Aquazole” : émulsion d’eau dans du gazole),… Une discussion sur l’importance de ces phénomènes dans les opérations de forage et de production sera présentée dans la section qui suit sur l’étude des propriétés de filtration des fluid es de forage. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 45 I.5 Filtration et Endommagement par les fluides de forage I.5.1 Filtration En contact avec des formations poreuses et perméables, l’infiltration du fluide de forage à travers le fond et les parois de puits peut avoir des conséquences importa ntes i) sur le déroulement des opérations (avancement de l’outil, coincement de la garniture par pression différentielle en particulier dans les zones inclinées) et ii) sur le débit des zones productrices. Dans tous les cas, l’augmentation de la durée des forages ou la diminution de la productivité a des incidences économiques défavorables. Lorsque le fluide de forage se trouve en contact avec une surface nouvellement forée, il y pénètre immédiatement. Certains pores sont alors obstrués par des particules en suspension présentes dans le fluide. Cette obstruction dépend des dimensions relatives du pore et de la particule. Une fois l’obstruction amorcée, les éléments les plus fins sont à leur tour retenus, seule la phase liquide envahit la formation, tandis que la phase solide se dépose à l’extérieur, le long de la paroi, en constituant le cake externe. Différentes zones peuvent être distinguées, le cake externe qui tapisse la paroi, le cake interne qui s’étend sur une épaisseur équivalente à quelques diamèt res de grain et la zone envahie par les fines particules lors de la pénétration immédiate (Figure I.12). L’obstruction du milieu poreux est d’autant plus rapide que la concentration en particules est plus élevée. A titre indicatif, les données proposées par la littérature figurent dans le tableau 1.4. Deux types de filtration ont lieu pendant le forage: la filtration dynamique lorsque le fluide est en circulation et la filtration statique pendant l’arrêt de la circulation de fluide. Figure I.12 : Formation du cake interne et du cake externe Tableau I.4 : Caractéristiques du milieu filtrant (Gray et al., 1980) Milieu filtrant Perméabilité, K (D) Diamètre des particules provoquant l’obstruction (µm) Concentration en particules à 2,5 cm (kg/m 3 ) Roche non consolidée Roche consolidée Sable non consolidé < 0,1 0,100 – 1 1 – 10 < 2 10 74 - 2,85 14 à 28 CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 46 I.5.1.1 Filtration statique Le processus de filtration statique des suspensions classiques des particules solides dans un liquide est d’une manière générale bien connu. Fergusson et Klotz (1954) ont étudié plus particulièrement le cas des boues de forage et ils ont montré que la filtration de ces fluides ne suivait qu’en partie la théorie classique donnée par: K V = t (I.6) avec V : volume du filtrat (cm 3 ), K : perméabilité (mD) et t : temps de filtration (s). Lors de la filtration statique, le cake s’épaissit continuellement au cours du processus. D’après la loi de Darcy, la vitesse de filtration à travers un gâteau de porosité donnée est de la forme suivante: A e P k t V . . . n A = A A (I.7) avec V : Volume filtré (cm 3 ) pendant un temps t, t: : temps (s), k : perméabilité du cake ( 1D =1um 2 ), AP : pression différentielle (Pa ou psi), n : viscosité du fluide (cP), e : épaisseur du cake (cm) après un temps t et A : Surface (cm 2 ). Cette formule suppose que le gâteau est incompressible. En général, si la perméabilité et la porosité varient avec la pression, le cake est dit compressible. La compressibilité des cakes, souvent négligée dans les mesures standard de filtration (Sharma et Lei, 1991), peut être exprimée par un paramètre n qui varie en fonction de la taille et de la forme des particules selon : K = K o (∆P) -n (I.8) avec K o : perméabilité initiale Pour n=0, le cake est incompressible et l’augmentation d’une pression provoque une augmentation de la perméabilité (Sherwood et al., 1991), Pour n=1, le cake est complètement compressible et le volume fil tré est insensible à un changement de pression, Pour des valeurs intermédiaires, l’augmentation de la pression provoque une compaction du cake et réduit sa perméabilité. I.5.1.2 Filtration Dynamique Vu l’importance des mécanismes de filtration dynamique des fluides de forage, plusieurs paramètres ont été étudiés par plusieurs auteurs (Ferguson et Klotz, 1954 ; Sherwood et al., 1991). Certains travaux ont montré l’influence de la température (Plank et al., 1988), des constituants (Philip et Smiles , 1982 ; V an Damme, 1992; Loeber, 1992 ; Li. 1996) mais aussi de la pression et de la perméabilité de la formation sur les processus de filtration. D’autre s travaux ont porté sur l’étude de fluides typiques utilisés sur chantier et dans des conditions représentative s et des données empiriques ont été obtenues pour modéliser la filtration dynamique des fluides de forage (Horner et al., 1957 ; Kruegar, 1963 ; Outmans, 1963 ; Ershagi et Azari, 1980 ; Peden CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 47 et al., 1982 ; Vaussard et al., 1986 ; Fordham et al., 1988). Ainsi, la composition et les caractéristiques du fluide sont d’une grande importance dans l’invasion du filtrat du fluide. La différence essentielle entre le cake formé en régime statique et celui formé en régime dynamique réside dans l’érosion subie par le second. Cette érosion dépend à la fois des conditions de circulation du fluide de forage dans l’annulaire, du régime d’écoulement (laminaire ou turbulent), du taux de cisaillement développé en fonction de la vitesse annulaire et de la géométrie du puits et de la garniture, et de la résistance au cisaillement de la couche supérieure du cake. Durant la filtration dynamique, le débit du fluide s’approche d’une valeur constante (Q eq ). Ceci est dû à l’équilibre entre les forces de filtration (résultat de la for mation du cake) et les forces hydrodynamiques (circulation du fluide qui tend à éroder le cake) (Williams, 1940 ; Prokop, 1952). Lorsqu’un régime stationnaire est atteint après un temps égal à t éq , le débit de filtration du fluide peut être modélisé par une fonction exponentielle : ' | ) exp( ) 1 ( ) exp( ) 1 ( b t Q o b t Q o Q o Q - - - = - - - = a a a a (I.9) avec Q o : débit du fluide au temps t = 0 (c'est-à-dire au début du forage de la formation et avant la formation du cake) : ) / ( . . . . . 2 0 1 r r Ln P K K h Q o w rw A = µ t (I.10) a a / ) 1 ln( . / 1 - = eq t b Les paramètres t eq et α sont reliés au type de fluide utilisé. Pour une solution de fluide à base de bentonite-barite, ces paramètres ont été déterminés empiriquement ( Bilardo et al., 1996) et sont estimés égaux à t eq = 15h et α = Q eq /Q o = 0,2. I.5.2 Endommagement par les fluides de forage Les processus fondamentaux causant l’endommagement sont généralement d’ordre physico - chimique, chimique, hydrodynamique, mécanique, thermique et biologique (Collins, 1961; Khilar et Fogler, 1983; Sharma et Yortsos, 1987; Wojtanowicz et al., 1987 et 1988; Mungan, 1989); Masikewich et Bennion, 1999 et Doane et al., 1999). Ces processus sont souvent classés en deux groupes ( Amaefule et al., 1988; Masikewich et Bennion, 1999), i) interactions fluide-fluide et ii) interactions fluide-roche. L’importance du phénomène de colmatage aux abords du puits par la boue de forage est évidente. La connaissance des causes de ce colmatage doit permettre, dans la mesure du possible, de prévenir l’endommagement catastrophique, par le choix d’un fluide adéquat et de conditions de mise en œuvre convenables. Pour rappel concernant le colmatage, les facteurs à prendre en compte sont liés : CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 48 - à la roche (nature minéralogique, mouillabilité, perméabilité, type de porosité et répartition des pores), - aux fluides présents dans la roche (nature, propriétés chimiques, caractéristiques physico - chimiques, pression et température), - à la boue elle-même (composition et caractère rhéologique), - et, après filtration, au cake formé (épaisseur, grosseur des particules, perméabilité et résistance mécanique) et au filtrat obtenu. Les fluides et les solides ont donc un grand effet sur l’endommagement du rés ervoir et la perméabilité. D’une part, les fluides de forage contiennent des particules solides formant un filtre cake qui réduit le débit du fluide, et d’autre part le filtrat peut réagir avec les argiles de la formation causant un gonflement, une mobilisation et une migration des fines particules bouchant ainsi les pores, ce qui réduit aussi la perméabilité (Keelan et Koepf, 1977). I.5.2.1 Endommagement et mode de filtration Les essais de filtration dans les conditions du gisement ont fait l’objet de no mbreux travaux (Williams, 1940 ; Prokop, 1952 ; Kreuger et Vogel, 1954 ; Hall et Dollarhide, 1964 ; Lawhorn et al., 1967 ; Hook et Ernst, 1969 ; Cook et Cunningham, 1977 ; Bannister, 1978 ; Gulbis, 1982 ; Bannister et Lawson, 1985 ; MacDonald et Buller, 1992 ; Francis et al., 1995). Déjà Ferguson et Klotz (1954) avaient montré que la filtration dynamique des WBM et des OBM donnait un filtrat supérieur à la filtration statique. D’après ces auteurs, entre 70 et 90% du volume total du filtrat se forme durant la circulation du fluide. Durant cette phase, le rayon d’invasion atteint 85% de sa valeur finale. Cette différence a été corroborée par d’autres travaux traitant de la comparaison des deux types de filtration (Longeron et al., 1995 ; Li, 1996 ; Argillier et al., 1999 ; Ding et al., 2004 ; Dalmazzone et al., 2006 ; Van der Zwaag, 2006) qui ont souligné l’influence de plusieurs facteurs à savoir : le type et les caractéristiques des fluides (OBM ou WBM), les caractéristiques de la roche (perméabilité et porosité) et les conditions des essais (pression, vitesse de cisaillement, température,…). En étudiant l’endommagement des puits horizontaux, Ding et al. (2004) ont constaté des pertes importantes de la production après endommagement par les fluides de forage. Ils ont montré l’influence des interactions fluide–fluide et de l’invasion du filtrat sur les opérations de forage. I.5.2.2 Endommagement et type de fluide de forage Longeron et al., (1995) ont montré que les fluides synthétiques SOBM (Synthetic oil -based muds) donnaient une perméabilité plus importante (68 à 94%) que celle obtenue avec les WBM (4 à 24%) et que l’invasion du filtrat est localisée dans les premiers centimètres (5 cm). Cette tendance est aussi confirmée avec les systèmes OBM par Ding et a l., 2004 et Dalmazzone et al., 2006. Dalmazzone et al. (2006) ont montré qu’une bonne optimisation du fluide réduisait l’invasion du filtrat. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 49 En étudiant des systèmes d’émulsions directes, Al- Riyamy et Sharma (2004) ont montré que l’endommagement était aggravé par l’augmentation de la pression du fluide, de la température et par l’utilisation d’une concentration élevée en polymères. Pour les systèmes WBM, dans leurs travaux sur la filtration des suspensions de bentonite et de kaolinite, Baghdlkan et al., (1989) ont montré que la réduction de la perméabilité était très rapide avec la diminution du pH, l’augmentation de la force ionique et la concentration en solides. Dans les mêmes conditions opératoires, la kaolinite cause moins d’endommagement à faible fo rce ionique. A force ionique élevée la kaolinite est retenue dans le milieu poreux. Cette différence a été expliquée par une différence dans les interactions interparticulaires. Longeron et al., (1995) ont montré que les systèmes de fluides à base de polymères sans sels provoquaient un endommagement moindre. Argillier et al., (1999) et Bailey et al., (1999) ont montré que l’invasion du filtrat et la formation d’un cake épais, induisent un endommagement important, alors qu’une bonne optimisation des réducteurs de filtrat et de la dimension des solides peut contribuer à la réduction de cet endommagement . Les particules fines pénètrent profondément dans la roche et seront difficilement éliminées comparativement aux grosses particules. En étudiant l’effet de l a pression, Van der Zwaag (2006) a montré que la pression augmentait l’invasion et la formation du cake, ce qui, par conséquent, accroît l’endommagement. Par simulation, il a donné une description phénoménologique de la migration des fines et il a proposé un modèle de variation exponentielle de la perméabilité avec la pression. Selon Gurkan Iscan et al., (2007) et suite à son travail expérimental et numérique, l’endommagement augmente avec la durée de circulation et la pression de filtration. Dans les mêmes conditions opératoires, l’endommagement est plus important avec le système eau + bentonite + barite qu’avec le même système eau + bentonite + barite en présence de polymère. Ainsi, une altération importante de la perméabilité est observée durant les 30 premières minutes de la circulation. I.5.2.3 Endommagement et méthodes de laboratoire utilisées Les essais mis en œuvre dans des conditions spécifiques (Porter, 1989 et Mungan, 1989) à l’échelle du laboratoire sont réalisés pour simuler les conditions d’exploitation afin de les optimiser. En plus des méthodes classiques de filtration et de déplacement en milieu poreux à l’échelle laboratoire, des techniques d’imagerie ont été utilisées pour l’étude et la visualisation des structures formées lors des opérations de filtration. Li et al. (1997) ont étudié la filtration statique et dynamique de suspensions de bentonite en présence d’électrolytes par des techniques de microscopie à transmission (MET) et cryogénique à balayage (Cryo-MEB). Ils ont montré qu’en statique, la perméabilité du cake était fonction de la morphologie des particules formant les pores. En dynamique, le dépôt des solides est fonction des fines particules initialement en suspension ou formées après érosion du cake sous l’effet du cisaillement par le fluide. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 50 Des mesures classiques de rhéologie et de filtration sur cellule API ont été réalisées par Loeber (1992) qui a couplé les deux microscopies MET et cryo-MEB pour visualiser les textures des cakes après filtration. Des corrélations ont été établies entre les propriétés de filtration des cakes et leur microstructure. Benna et al., (2001) ont étudié par filtration statique l’effet de la teneur en argiles sur les propriétés des suspensions de bentonite. Utilisant la MET et la DRX, ces auteurs on t montré que la microstructure du cake formé dépendait de la concentration en argiles. La comparaison des caractéristiques des cakes obtenus à deux pressions de filtration différentes, a mis en évidence pour une concentration donnée (3% pour une bentonite du Wyoming) un point singulier qui correspond à une transition osmotique locale. Maddinelli et al. (2007) ont mis en évidence la possibilité d’utiliser des techniques d’imagerie pour l’analyse des interactions des protons présents dans les molécules d’hu ile et d’eau avec le milieu poreux et la détection des différences de temps de relaxation entre les échantillons de roche avant et après interaction avec le fluide. I.5.2.4 Endommagement par les fines Les fines représentent l'un des facteurs d'endommagement les plus étudiés dans la littérature. Ces fines particules sont composées principalement de minéraux argileux (illites, smectites, kaolinites), de carbonates, et de matière organique naturelle (Ryan et Gschwend, 1994 ; Kaplan et al., 1996). Les fines particules colloïdales migratoires ont une dimension comprise entre 1 nm et 10 µm (Hiemenz et Rajagopalan, 1997 ; Hunter, 2001 ; Sen et al., 2004) et possèdent généralement une charge électrique de surface (Khilar et Fogler, 1998). En général, deux type de forces majeures sont responsables de la libération des fines : des forces colloïdales et des forces hydrodynamiques. La mobilisation in situ a été démontrée sur du sable (Kaplan et al., 1996) et sur plusieurs types de sols. La dispersion et la libération des fines dans la plupart des sols sont favorisées par un pH élevé, une forte saturation en Na + et une faible force ionique (Frenkel et al., 1978 ; Suarez et al., 1984 ; Chiang et al., 1987 ; Khilar et Fogler, 1987 ; Miller et al., 1990 ; Seta et Karathanasi, 1996 ; Roy et Dzombak, 1996 ; Swartz et Gschwend, 1998 ; Saiers et Hornberger, 1999 ; Swartz et Gschwend, 1999 ; Grolimund et al. 2001). Selon ces études expérimentales, la diminution de la force ionique peut causer la mobilisation colloïdale. Les principales causes de libération des fines particules colloïdales sont dues à un changement de la chimie des solutions (pH, force ionique ou addition de tensio-actif). La diminution de la force ionique augmente le pH et cause un changement dans les forces a gissant sur les particules colloïdales et la surface de la matrice (Ryan et Elimelech, 1996 ; Khilar et Fogler, 1998 ; Kretzschmar et al., 1999 ; Bergendahl et Grasso , 1999). Cette mobilisation est causée par l’expansion de la double couche électrique autour des particules d’argiles chargées négativement (Elimelech et Ryan, 2002). Une augmentation de la vitesse d’écoulement favorise la libération des fines (Kanti Sen et Khilar, 2005). Si les particules colloïdales et les grains sont de charges opposées, la diminution de la force ionique n’a pas d’effet sur la mobilisation colloïdale, car la diminution de la force ionique renforce l’attraction électrostatique entre les charges opposées de la surface (Ryan et Gschwend, 1994 ; Swartz et Gschwend, 1998). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 51 Gruber et Adair (1995) ont étudié l’évolution de l’endommagement dû à la migration des fines sur des échantillons de plugs de 1,5" de diamètre et 2,0" de longueur sous des pressions de 0 à 40 kPa. La stabilisation se situe à 15 kPa. Cependant, une légère augment ation de la pression à 17 kPa, cause une augmentation de l’écoulement avec la présence d’une pression critique à 30 kPa (4,35 psi). La production des fines a un grand effet sur la récupération des hydrocarbures. Selon Binshan et al. (2007) ce processus de production de sable comporte trois étapes. Les fines sont libérées de la surface du milieu poreux lorsque les conditions critiques colloïdales et hydrodynamiques sont satisfaites (Ju et al., 2002) puis elles migrent avec les fluides dans les pores et enfin se déposent à la surface des pores. Ce processus a été pris en compte pour la modélisation de la migration et du dépôt des fines. Le problème de l’endommagement causé par la production de sable a été traité par plusieurs auteurs (Tom et al., 1995 ; Vásque z et al., 1999). Anne et al. (1997) ont étudié la relation entre les percées d’eau et la production de sable ou d'autres particules minérales. I.5.3 Modélisation de l’Endommagement La littérature est très riche en travaux traitant de la modélisation du mouvement des fluides dans les milieux poreux complexes (Hardy, 1990 ; Imdakm et Sahimi, 1991 ; Nowicki et al., 1991 ; Dullien, 1992 ; Matthews et al., 1995a et b ; Pan et al., 1995 ; Mason et Mellor, 1995 ; Coelho et al., 1997). Plusieurs d'entre eux ont porté sur l’étude des relations entre les dimensions des pores et la perméabilité. Une mise au point récente de quelques modèles a été présentée par Singh et Mohanty (2003). Cependant, la plupart des modèles théoriques introduisent une géométrie simplifi ée des pores ou utilisent des méthodes statistiques pour tenir compte de la complexité structurale des milieux poreux. Au sujet de la filtration et du transport des particules colloïdales à travers le milieu poreux, les interactions complexes entre les surfaces des particules et le collecteur granulaire sont les facteurs les plus importants à considérer (Tien et Payatakes, 1979). Plusieurs travaux ont proposé des modèles décrivant la géométrie des pores avec le modèle du tube capillaire ou celui de la sphère unique (Yao et al. , 1971 ; Spielman et FitzPatrick, 1973; Payatakes et al., 1973 et 1974 ; Rajagopalan et Tien, 1976 et 1977 ; Hung et Tien, 1976 ; Mackie et al., 1987 ; Vaidyanathan et Tien, 1988). Dans le domaine pétrolier, les mécanismes d’endommagement sont liés à la réduction de la perméabilité relative aux abords du puits, elle même due à un changement dans la saturation au fluide. En se basant sur l’équation de Hawkins (1956), la réduction de la perméabilité autour du puits ainsi que le rayon d’invasion peuvent être estimées pour évaluer le degré d’endommagement. Pratiquement, sur chantier, l'endommagement est exprimé par le facteur "Skin". Le Skin traduit la différence de perte de charge aux abords du puits, entre le réservoir et le puits et englobe l'ensemble des facteurs qui peuvent induire le colmatage du puits, à savoir : i) un Skin mécanique dû aux opérations des fluides de forage (complétion et workover ), aux dépôts minéraux (sels et sulfates), aux dépôts organiques, à la migration des fines et à l'agitation due à la production d'eau CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 52 et de gaz; ii) un Pseudo-Skin englobant les skins liés à l'inclinaison du puits, à la fracturation hydraulique, à l'anisotropie de la perméabilité, à l'effet multiphasique, aux multicouches, aux perforations, à la pénétration partielle, aux variations de mobilité et iii) un Skin spécifique aux puits horizontaux. Cernansky et Siroky (1985) et Wojtanowicz et al. (1987,1988) ont traité le modèle de la migration des fines avec les différents mécanismes possibles. La plupart des modèles limités aux réservoirs homogènes sont fondés principalement sur des données empiriques souvent non applicables aux conditions réelles, assez variables. Certains modèles sont réalisés sur des milieux argileux hétérogènes pour l’estimation de l’endommagement dans les puits horizontaux (Renard et Dupuy, 1991 ; Frick et Economides, 1993 ; Engler et al., 1995 ; Yan et al., 1997). Le problème de la migration des fines a été largement discuté. Ainsi, Vitthal et al. (1988), proposant un modèle simulant la variation de la perméabilité sous l’effet de la migration des fines, ont montré un effet colmatant aux abords du puits. Ils ont considéré un milieu poreux de géométrie idéale avec des particules argileuses supposées sphériques, de dimension uniforme et de densité constante. Les équations de Civan (1998,1999), avec et sans migration des fines, donnent des modèles de la filtration avec cake compressible et incompressible. Civan et Engler (1994) ont donné un modèle d’invasion du filtrat basé sur l es équations de transport. Pour la filtration dynamique, l’épaisseur du cake est limitée par la force de cisaillement du fluide de forage. La présence du cake est bénéfique car elle réduit la perte du fluide et l’endommagement de la formation. D’autres auteurs (Sen et al., 2004) modélisent le déplacement du fluide en milieu poreux en considérant une phase liquide et deux phases solides, dont une représente la matrice solide stationnaire et l'autre une phase colloïdale mobile. Les modèles mathématiques du t ransport des particules colloïdales sont basés sur l’équation d’advection -dispersion des particules colloïdales. En résumé, vu la complexité des fluides de forage du point de vue formulation et caractéristiques, un bon nombre de travaux se sont limités à l’étude de quelques paramètres et à des corrélations empiriques avec des données de chantier principalement sur des systèmes de fluides assez simples. D’après Civan (2000), la majorité des travaux de filtration n’ont pas essayé de déterminer l’ensemble des paramètres mesurables. Une vingtaine de paramètres sont nécessaires pour simuler la filtration. Seuls huit d'entre eux ne peuvent pas être directement déterminés par les techniques conventionnelles mais peuvent être estimés à partir des abaques établies ( Civan, 1998 et 1999). De plus, dans des conditions chimiques extrêmes, certains minéraux tels que le quartz et la kaolinite libèrent de la silice et se dissolvent conduisant à un modèle non standard de diffusion qui explique l’adsorption du soluté sur les grains de la matrice poreuse et qui met en évidence un non-équilibre local ainsi que des effets de mémoire (Mashal et al., 2001 ; Bickmore et al., 2001 ; Lewandowska et al., 2002 ; Zhao et al., 2004). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 53 Approche de Modélisation La concentration du filtrat peut varier radialement à partir des abords du puits et dépend des caractéristiques de la formation (minéralogie, porosité, perméabilité), de la vitesse du fluide et du temps de contact fluide-formation. En supposant la porosité de la formation constante et le fluide incompressible, plusieurs travaux (Perkins et Johnson, 1963 ; Donaldson et Chernoglazov, 1987 ; Civan et Engler, 1994 ; Baker, 1997) donnent une expression de la concentration du filtrat en fonction du coefficient de dispersion et de la diffu sion moléculaire en relation avec la vitesse de fluide. D’après Fisher et al. (2000) la vitesse de filtration du fluide diminue puis commence à se stabiliser lorsque l’épaisseur du cake s’approche de la stabilité. Parn- anurak et Engler (2005) ont développé une méthode pour simuler l’invasion des fluides de forage (WBM) dans les formations du réservoir. Le modèle est basé sur l’équation de bilan matière. L'épaisseur du cake formé est fonction de la masse déposée et de la masse érodée sous l’effet de la circulation. La réduction de la perméabilité a été analysée en termes de saturation en eau et selon le concept de skin le long de la direction radiale du puits. La distribution de la concentration du filtrat dans la zone envahie donne un ordre de grandeur de la saturation en eau dans cette zone. C'est -à-dire que l’invasion du fluide de filtrat va augmenter la saturation en eau dans la zone envahie, ce qui va diminuer la perméabilité relative de la phase déplacée. Ce genre de problèmes va causer une sévère perte de production du réservoir. Dans l'objectif de notre travail (Chapitre IV.2) et sur la base de ce modèle, on traitera la possibilité de lier les caractéristiques du fluide aux problèmes d'endommagement. I.5.4 Synthèse sur la filtration et l’endommagement La synthèse des aspects développés précédemment permet certaines constatations : Au sujet des opérations de filtration, la majorité des essais ont été réalisés sur des roches modèles perméables (grès de Berea). La filtration dynamique donne un filtrat plus important que la filtration statique, gouvernée par la formation d’un cake externe. La pression de filtration, la température et les caractéristiques des fluides et de la roche affectent énormément l’endommagement. L’endommagement, provoqué dès les premières dizaines de minutes (30 min), affecte les premiers centimètres de la roche (5 à 10 cm). Les fluides OBM sont moins endommageants que les WBM et l’optimisation de leur formulation et de la dimension des solides de la boue permet la réduction de cet endommagement. Au sujet de la modélisation de l’endommagement, de nombreux travaux sur la simulation de la filtration et de l’endommagement des réservoirs d’hydrocarbures sont parus au cours de la dernière décennie compte tenu de l’importance et de la c omplexité des problèmes rencontrés dans l’exploitation pétrolière. Nous nous sommes contentés de donner un aperçu des différentes approches, mais par la suite, quelques modèles jugés utiles pour une éventuelle application seront plus développés. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 54 En conclusion de cette partie bibliographique et concernant plus précisément les problèmes rencontrés sur le champ de Hassi Messaoud (HMD) la démarche de ce travail de thèse sera la suivante: - Sélection d’échantillons de roche de quelques puits exploités du gisement HMD ainsi que sélection d’échantillons de grès de Berea pour comparaison, - Optimisation des formulations des fluides de forage et étude au cas par cas de la variation de l’endommagement en fonction de quelques paramètres sélectionnés, - Etude de l’évolution des propriétés d'écoulement, notamment en étudiant l’influence des additifs utilisés dans les fluides de forage sur l’endommagement, - Enfin, vu le développement du forage horizontal et la discussion de son opportunité sur le champ de HMD, présentation de modèles de prévision de l’endommagement. Dans l'annexe I on donne quelques généralités sur le champ pétrolier de Hassi Messaoud. I.6 Pollution par les fluides de forage et techniques de traitement L'évolution de l'humanité s'accompagne d'un développemen t de l'Industrie qui fait apparaître un paradoxe où l'accession au progrès s'accompagne d'une destruction progressive de l'environnement qui, à terme, peut devenir un frein au développement. Les politiques environnementales et énergétiques imposent de plus en plus, dès la phase de conception d’un procédé ou la réalisation d'opérations spécifiques mettant en jeu des éléments extérieurs potentiellement polluants, de prendre en compte et de limiter la génération d’effluents et la consommation énergétique. Les conséquences des activités industrielles sont difficiles à identifier clairement et à évaluer. D'autre part, le paradoxe développement -pollution reste encore en partie masqué par le décalage temporel important qui existe entre le développement des activit és industrielles et la perception de leurs effets sur l'environnement. A chaque catastrophe, reviennent les débats entre les partisans du principe de précaution et les tenants de l’argument selon lequel le "risque zéro n’existe pas". Toute la problématiq ue réside dans la conciliation entre les exigences légitimes de sécurité et l’efficience de l’activité économique. Dans des secteurs plus sensibles que celui de l'exploitation pétrolière, tels que la santé et l'alimentation, les effets néfastes d'un produi t, d'un procédé ou d'un rejet peuvent être liés à un décalage de perception ou à une limite de technologie adoptée. Dans le cadre de ce travail, il est indispensable de définir quelques notions qui seront largement évoquées par la suite, à savoir l'environnement, le développement durable et l'éco-conception. I.6.1 Généralités sur l’environnement L'environnement est une notion connue de tous, mais qui prend une signification différente pour chacun. Il ne s’agit donc pas d’en donner une définition absolue. L 'Encyclopedia Universalis (édition 1999) ne définit pas directement le terme environnement mais renvoie à des domaines qui s'y rapportent, tels que l'éco-toxicologie, l'écologie humaine, la protection de la nature, les cycles bio-géochimiques, le droit et la politique. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 55 Dans Le Petit Robert (édition 2000) c’est un "Ensemble des conditions naturelles (physiques, chimiques, biologiques) et culturelles (sociologiques) dans lesquelles les organismes vivants (en particulier l'homme) se développent". Protection, politique, qualité de l'environnement, il est intéressant de remarquer la pluralité des définitions et des champs auxquels se réfèrent ces définitions. Nous retiendrons que l'environnement prend en compte les éléments vivants (animal, végétal et humain) et les non vivants (minéral, ressources naturelles), leurs conditions d'existence ainsi que l'ensemble des relations existant entre eux (physiques, biologiques, chimiques, sociologiques, etc..). Le mot éco-conception est la traduction française de "Life Cycl e Design" ou de "Design for the Environment". Il prend en compte, dès les premières étapes de la conception d'un produit, l'ensemble des impacts environnementaux qu'il est susceptible de générer au cours de son cycle de vie. Si la définition de cette approche est relativement simple, sa mise en application se traduit concrètement par une diversité importante d'actions. En effet, suivant le secteur d'activité, le produit concerné et les moyens (financiers et techniques) disponibles, les entreprises développent des stratégies sur-mesure afin de traduire au mieux les principes de l'éco-conception dans leurs pratiques quotidiennes. En 1994, dans un ouvrage sur la mise en œuvre des engagements du sommet de la Planète Terre (sommet de Rio en 1992), une liste de près de quarante propositions d'amélioration de la performance d'une entreprise en matière d'environnement, est établie et donne une idée de la grande diversité d’actions qui peuvent être engagées dans ce domaine (Rio, 1994). Une publication de l'ADEME (Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie) a rassemblé en 1999 près d'une centaine d'exemples de réalisations industrielles développées en intégrant l'éco-conception (ADEME, 1999). I.6.2 Les différentes approches d'intégration de l'environnement La littérature propose plusieurs classifications pour intégrer l’environnement, toutes réalisées dans le but de clarifier le panel de plusieurs approches. Les spécificités des approches les plus courantes sont présentées en s’appuyant sur trois exemple s de classifications. Dès 1995, Goggin (1995) de Manchester United, propose une progression des différentes approches. depuis les approches à caractère très appliqué vers des approches plus philosophiques pour atteindre le stade du Développement Durable. L'expression de "Développement Durable" est relativement récente puisqu’on s’accorde à dire qu’elle a été employée pour la première fois officiellement dans le rapport Brundtland (1987). Le développement durable est un concept à la fois politique, social et économique, défini par l'Organisation des Nations Unies (ONU) comme étant la "capacité des générations présentes à satisfaire leurs besoins sans compromettre l'aptitude des générations futures à couvrir leurs propres besoins". L'un des outils de développement durable les plus pertinents pour l'évaluation quantitative des impacts est le "LCA " (Life Cycle Assessment) ou ACV (Analyse du cycle de vie). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 56 C'est un outil normalisé (ISO 14 040, 1997) d'évaluation des impacts sur l'environnement d'un système incluant l'ensemble des activités liées à un produit ou à un service, depuis l'extraction des matières premières jusqu'au dépôt et traitement des déchets (ISO 14040-14 043, 1997, 1998, 2000a, 2000b). Cette méthodologie a été appliquée dans de nombreux domaines industriels, tels que le traitement des polluants et la prévention de la pollution industrielle, la gestion des déchets , la pollution atmosphérique, la combustion. Goggin (1995) propose donc un classement en six grandes catégories commençant par la conception d'un produit durable, suivie par des critères environnementaux (chaque produit est renouvelable et fait lui -même appel à des matières premières et de l'énergie issues de cycles de vie d'autres produits). Ces différentes méthodes agissent ponctuellement sur une phase déterminée du cycle de vie du produit. Une deuxième proposition est faite par Bras (1997) du Georgia Institute of Technology, avec une classification de différentes approches de réduction des impacts environnementaux suivant deux dimensions (échelle de temps prenant en compte la durée de vie du produit considéré et échelle des organisations). Un troisième exemple est celui de Millet et al. (2001) qui positionnent les différentes approches environnementales en fonction, d'une part, de leur période d'utilisation dans l'industrie (évolution chronologique des approches), mais également en fonction de la considération attribuée à la dimension environnement au sein de l'entreprise I.6.3 Concepts managériaux de l'environnement dans l'activité du forage Trois approches ont été développées pour la réduction des déchets . La première par la Société pétrolière Statoil avec le concept de TFM (Total Fluid Management ou gestion totale du fluide) ; puis Shell a proposé le concept de l’EIR (Environmental Impact Reduction ou réduction des impacts environnementaux) et enfin la Société des fluides de forage MI -Swaco a introduit le concept de l’IFE (Integrated Fluids Engineering ou ingénierie du système intégré fluide-gestion des rejets). I.6.3.1 Total Fluid Management (TFM) La notion de TFM est liée à un concept qui concilie les exigences de gestion du forage et des fluides utilisés avec la législation environnementale en vigueur (Paulsen et al., 2002). Son implantation en 1999 a été estimée à 10% des frais opérationnels (Getliff et al., 2000) et sa mise en place a permis la résolution des problèmes du forage et des rejets inhérents ( Paulsen et al., 2001). Par ailleurs cette notion est basée sur le recyclage des boues à base d'eau et sur la réduction des cuttings de forage, en agissant en amont sur la séparation optimale des différents constituants et sur leur recyclage classique dans le revêtement des chaussées (Longwell et al., 1993). D'autres traitements peuvent être envisagés comme la solidification, le t raitement thermique, l'incinération et le traitement biologique. Il reste néanmoins que cette notion nécessite l'engagement de tous les intervenants lors du forage des puits. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 57 La société Statoil a par ailleurs développé dans le cadre du TFM un contrat perme ttant de combattre les mauvaises pratiques de forage, en soumettant les Sociétés de service à des pénalités calculées sur la base des volumes de boues rejetés indépendamment des produits. Ce type de contrat a contribué d'une manière significative à la réduction du coût du mètre foré et à la diminution des rejets (Paulsen et al., 2001 et 2002). I.6.3.2 Environmental Impact Reduction (EIR) Cette notion est basée sur des indicateurs de performance environnementale (Environmental Performance Indicators : EPIs), dont la clé de voûte est la collecte et le transfert continus de données entre les différents acteurs (Jones et al., 1996). Cette notion vient en complément du programme d'efficience de compilation des données appliquées de l'hygiène, de la sécurité et d e l’environnement (HSE). Dans tous les cas, les principaux objectifs sont d’expliquer les performances environnementales de chaque opération, et de réaliser les performances par rapport aux objectifs assignés. Plusieurs paramètres sont à prendre en compt e lors du choix de ces indicateurs, à savoir le type d'activité et son impact sur l'environnement. Concernant l’activité Exploration et Production, les objectifs sont liés à la prévention contre les déversements accidentels des fluides de forage, la réduction des rejets (déblais et autres) et la réhabilitation des sites de forage. Parmi les indicateurs mesurés, en accord avec le programme de forage utilisant une boue à base d'huile, c'est le volume total de pertes pour 1000 m forés. I.6.3.3 Integrated fluids engineering (IFE) La notion d'IFE est une approche totalement différente des méthodes classiques de forage et de complétion des puits. Issue de l'expérience acquise dans le domaine du forage, elle est basée sur l'optimisation de la conception du fluide de forage, de son utilisation et de la gestion du site de forage en terme de rejets. Ce programme utilise des moyens et des équipements de pointe pour le traitement des solides ainsi qu'un personnel hautement qualifié (Rojas et al., 2003). A titre d'exemple, ces dernières années, des centrifugeuses ont été utilisées pour l’élimination des solides où les solides de 7 à 10 µm sont éliminés alors que ceux de dimension inférieure sont réintégrés dans les fluides de forage. En réalité, depuis déjà la fin des a nnées 1920, les spécialistes du forage s'étaient inspirés de l’expérience des autres industries ayant à gérer des problèmes similaires et avaient ensuite adopté d’autres technologies : "shales shakers" (1930), hydrocyclones (1957- 1962), "tandem shakers" (1 960), "mud cleaner" (1970), "linear motion shale shaker" (1980). L'objectif de cette approche est, en premier lieu, de réduire les rejets et d'assurer une application rigoureuse des exigences de la politique de santé, de sécurité et d’environnement (Büchner, 2002). Toutes ces approches ont été mises en place pour une gestion rationnelle des rejets de forage, elles sont basées sur la sélection de méthodes de traitement optimisées en termes de rapport qualité de traitement/coût. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 58 I.6.4 Evolution de la technologie des fluides de forage Au début de l'activité pétrolière les performances des fluides dans les problèmes rencontrés durant les premiers forages ont été les préoccupations majeures des pétroliers indépendamment des questions de pollution et d'environnement. En parallèle à l'introduction de nouveaux additifs utilisés dans les fluides de forage à base d'eau (WBM), et face aux problèmes de stabilité des parois, de lubrification, d'endommagement…, l'avènement depuis les premières utilisations en 1940 aux Etats-Unis des fluides émulsionnés à base d'huile (OBM) a donné satisfaction. Ces OBM ont été généralement développés pour les situations où les WBM étaient inadéquats (Chilingarian et Vorabutr, 1983), mais, en 1989, Ray signalait que la majorité des utilisateurs avaient peu de connaissances sur la composition des additifs. Depuis les années 1990, les sociétés de fluides de forage ont proposé de nouveaux types de fluides à base de paraffines ou d'oléfines linéaires, de poly-oléfines ou d'esters (Friedheim et Conn, 1996). Ces types de fluides synthétiques (Synthetic Oil -Based Muds, SBM ou SOBM), ne renfermant pas d'hydrocarbures aromatiques, largement utilisés en forage offshore, possèdent de bonnes propriétés une faible toxicité et une biodégradabilité rapide ainsi qu'un faible potentiel de bioaccumulation. Le développement de cette nouvelle génération de fluides synthétiques représente un compromis entre performances, considérations environnementales et économiques. Cette nouvelle approche a pour objectif une optimisation de la conception avec la livraison et la gestion du site de forage et du bourbier, et exploite le groupement des fluides et des services (Prutt et Hudson, 1998; Hudson et Nicholson, 1999). Récemment, le développement d'une variété de systèmes de fluides biodégradables qui répondent le mieux au biotraitement de leurs rejets de forage, a été évoqué (Getliff et al., 2000 ; Growcock et al., 2002, Durrieu et al., 2002). Généralement, la toxicité chronique des rejets des fluides augmente selon l'ordre suivant WBM < bentonite < barite < OBM (Capuzzo, 1988). Au sujet de la biodégradabilité, quelques règles et consignes générales ont été adoptées d'une part pour le choix des additifs ainsi que pour l'analyse des paramètres de pollution. On note que : - Les HC aliphatiques sont plus faciles à dégrader que les aromatiques (Cerniglia et Yang, 1984 ; Gibson et Subramarian, 1984), - Parmi les HC aliphatiques (paraffines), les n- alcanes (C > 6 ou 7) sont les plus biodégradables. Les homologues inférieurs sont trop volatils, - Les composés cyclaniques ont un comportement intermédiaire, - La biodégradation des paraffines est supérieure à celle des hydrocarbures naphténiques, - Les HC insaturés ou ramifiés sont plus difficilement biodégradables que les saturés liné aires, - Les HC monoaromatiques sont généralement plus solubles que les composés aliphatiques. Ils sont par ailleurs très volatils. Ils présentent une toxicité à la fois vis-à-vis de l’homme et de l’environnement (Gibson et Subramari n, 1984), - Les HC polyarom atiques (à partir de 2 cycles) sont fortement présents dans les sols industriels. Les composés à 5 cycles ont des propriétés génotoxiques (Bouchez et al., 1996), - Les composés oxygénés sont généralement considérés comme des molécules aisées à dégrader par voie biologique grâce à l’atome d’oxygène qui leur confère une réactivité et une meilleure solubilité. Les esters notamment, comme les huiles végétales sont très biodégradables. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 59 Par contre Les polyéthers, du fait de leur structure très ramifiée, sont peu b iodégradables (Bingham et al., 1979 ; Randl es et Wright, 1991). Cependant, les méthodes de détermination de la biodégradabilité ont été critiquées du point de vue, coût, durée, et fiabilité. La diversité des techniques est souvent considérée comme signe de difficulté pour la détermination significative de la biodégradabilité des produits. Généralement, les produits qui donnent un résultat supérieur à 60% sont généralement considérés comme facilement biodégradables. En réponse aux critiques mentionnées, plusieurs travaux ont porté sur l'étude des corrélations biodégradabilité avec les propriétés physiques des composés. Les travaux de Haus et al. (2000, 2001, 2003) effectués sur une série d’huiles minérales ont révélé que la biodégradabilité diminue avec l’augmentation de la teneur en aromatiques . Ils ont montré aussi que la viscosité cinématique est le facteur le plus significatif dans la variation de la biodégradabilité avec la composition chimique et les propriétés physico -chimiques des huiles. Zhanpeng et al. (2002) se sont basés sur trois paramètres : le rapport DBO 5 /DCO, la production du CO 2 et l’activité des microorganismes par l’analyse de l’ATP (adénosine triphosphate) pour établir des méthodes de calcul de la biodégradabilité. I.6.5 Pollution par les hydrocarbures et effets sur la santé Les sols contaminés par les hydrocarbures présentent un danger lors d'un contact direct avec l'homme ou lors de leur transfert dans la chaîne alimentaire par le phénomène de bioaccumulation (Scriban, 1999). La toxicité des hydrocarbures vis-à-vis des personnes et de l'environnement dépend de leur structure et de leur concentration. Par exemple, le benzène et ses dérivés présentent à faible dose des effets neurotropes et cancérigènes ; à des doses plus élevées, ils provoquent des tremblements musculaires et des convulsions, et une concentra tion de 65 mg/L dans l'atmosphère est rapidement mortelle (Lefebre, 1978). Des effets sur les plantes sont aussi signalés, parmi lesquels l'altération dans la régulation de leur croissance, une diminution du taux d'oxygène dans le sol (Atlas, 1984) et le phénomène de bioaccumulation (Scriban, 1999). Sur les animaux, les effets des hydrocarbures montrent une diminution du taux d'hémoglobine et un dysfonctionnement du foie (effets hépatotoxiques) . Par ailleurs, des essais d'écotoxicité de certains fluides de forages à base d'eau et d'huile, sur des mollusques bivalves montrent que les fluides de forage peuvent affecter les tissus somatique et reproductif de ces animaux (Cr anford et al., 1999). Donc, plusieurs effets sur la santé peuvent être associés aux fl uides de forage, à savoir des irritations dermiques, respiratoires et même des effets cancérigènes, notamment dus aux hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP) (Grieve, 1988). Ces produits sont introduits dans l’environnement à partir de la combustion incomplète de combustibles fossiles, d’éventuels accidents dans les procédés d’exploitation ou à partir des procédés naturels de transfert et de transformation du carbone (Bjorseth et al., 1979 ; Cerniglia et Yang, 1984 ; Guerin et Jones, 1988 ; Freeman et Cattell, 1990). En plus des effets toxiques, mutagènes et cancérigènes des HAPs, on note de sérieux problèmes concernant leur oxydation, leur bioaccumulation et leur adsorption dans le sol (Means et al., 1980 ; Nylund et al., 1992 ; Fujikawa et al., 1993). CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 60 Les produits tensioactifs sont généralement toxiques, surtout pour le milieu aquatique, et entraînent des effets néfastes à long terme sur l’environnement. Ils sont nocifs en cas d’ingestion. Ce sont des composés potentiellement bio-accumulables. L’exposition répétée peut provoquer des dessèchements ou gerçures de la peau. Une exposition prolongée peut entraîner des problèmes de santé (respiratoires, digestifs, dermiques). L’inhalation des vapeurs peut provoquer somnolence et vertiges. A titre d’exemple et relativement aux LABS: Alkylbenzènesulfonates linéaires, aux USA, la teneur limite en ABS (alkylbenzènesulfonates) est fixée à 0,5 mg/L pour les eaux potables. L’OMS (Organisation Mondiale de la Santé) n’admet que 0,2 mg/L. Toutefois, il faut aussi considérer que les réactions des organismes aquatiques sont très variables suivant la formule chimique des tensioactifs. Perales et al. (2003) ont signalé une biodégradation rapide du LABS avec un temps de demi - vie de 6,2 jours pour la biodégradation primaire. Au cours des dernières années plusieurs grandes études ont été menées afin de quantifier les dommages causés par la pollution (ORNL/RFF, 1994 ; Rowe et al., 1995 ; ExternE, 1995 ; ExternE, 1998). Le projet ExternE (« External Costs of Energy ») de la Commission Européenne, constitue l’étude de la plus grande envergure, à laquelle participent plusieurs dizaines d’experts de tous les pays de l’Union Européenne (UE). I.6.6 Méthodes de traitement de la pollution Dans le domaine de l'exploitation pétroli ère, une panoplie de produits chimiques est employée dans la formulation des boues de forage. Ces composés de natures différentes et dont la toxicité et la biodégradabilité sont des paramètres mal définis, sont cependant déversés dans la nature. En plus des hydrocarbures (HC, tels que le gazole) constituant majeur des boues à base d'huile, on note les déversements accidentels du pétrole, ainsi que d’une variété d’autres produits et additifs spéciaux (tensioactifs, polymères, ..) qui peuvent exister sur les sites de forage. Ces rejets sont généralement stockés dans des endroits appelés ‘bourbiers’. La problématique soulevée se concentre autour du bourbier et de son impact sur l'environnement. En effet, le déversement et le dégagement de certains produits (solides ou liquides) dans le bourbier peuvent entraîner un changement des propriétés physico -chimiques des compartiments naturels, entraînant une altération des propriétés de ces milieux en diminuant leurs capacités d'aération (Atlas, 1984 ; Scriban, 1999), et induisant des effets portant atteinte à la santé de l'homme, de façon directe ou indirecte, et à l'environnement de manière globale. Face à cette situation, plusieurs techniques de traitement sont recommandées, mais chacune d’elles a été critiquée à cause de son coût ou de son efficacité. Un effort doit être entrepris pour le choix de traitements adéquats en parallèle à l’évolution des technologies utilisées pour la réduction des solides et de la teneur en HC dans les cuttings au cours du forage. La description détaillée de nombreuses méthodes, utilisées pour le traitement des rejets des fluides de forage, est facilement accessible (Drilling Waste Management Information System website, 2004). Citons : CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 61 - la réduction du volume des déchets de forage ou des impacts des rejets grâce à des techniques spéciales (forage directionnel, faible diamètre du trou, utilisation de faibles quantités de fluide) ou à l'utilisation de fluides et d'additifs à faible impact environnemental (SBM ou nouveaux systèmes de fluides avec agents alourdissants alternatifs), - le recyclage de la boue par épandage sur les routes, la réutilisation des cuttings dans la construction, dans l'assèchement des marais ou même leur utilisation comme combustible (cuttings contaminés par l'huile), - le traitement sur site (fosse, décharge), l'épandage sur le sol ("landfarming", "landspreading"), les traitements biologiques (compostage, bioréacteurs, vermiculture), la décharge dans l'océan, le transfert du site vers des installations industrielles, l'injection des boues dans des cavités contenant du sel ou le traitement thermique (incinération, désorption par voie thermique). Pour les Compagnies pétrolières, le plus grand problème est celui du coût induit par la protection de l'environnement, évidemment défavorable à la compétitivité, d'où la recherche de solutions effectives à faible coût. Actuellement, le traitement des rejets comprend : - des procédés physiques et chimiques: élimination de la phase huileuse libre, désorption thermique, excavation et incorporation dans des revêtements et remblais, injection profonde dans les puits, déshydratation, incinération, neutralisation, solidification et stabilisation. - des procédés biologiques: revêtement, biopiles, compostage, phytoremédiation et bioréac teurs. I.6.6.1 Traitement par inertage (stabilisation/solidification) La stabilisation/solidification est couramment appliquée au traitement des rejets avec une bonne efficacité. Ce processus de stabilisation (ou d’inertage) des résidus pétroliers est dé fini comme la fixation des contaminants par un liant hydraulique, tout en respectant les critères physico-chimiques, hydrauliques et mécaniques du milieu. La solidification des déchets consiste en l’élaboration d’une masse solide ayant une intégrité struct urale suffisante pour permettre le transport ou le stockage sans recourir à un contenant. On peut par exemple utiliser de l’argile, du béton ou des cendres. Cette technique transforme un produit liquide ou semi -liquide, susceptible de se répandre, en un solide plus sûr et plus pratique pour le transport et le stockage. La nature et le type de composés utilisés dépendent des contraintes techniques, environnementales et économiques. Les systèmes industriels les plus utilisés sont basés sur l’utilisation de la chaux, du ciment, de silicates, d’argiles, de pouzzolane ou de matériaux thermoplastiques qui isolent et immobilisent les contaminants dans le matériau. Le but est d’améliorer les caractéristiques physiques pour la manipulation des déchets, de réduire la surface effective pour le transfert des substances polluantes hors du déchet, de restreindre le déplacement des fluides à travers le volume de déchets et de réduire la solubilité des contaminants fixés dans la matrice.Toutefois, il est à noter que l'uti lisation de la solidification consiste en un transfert et une réduction de la pollution et non en son élimination. Sur les chantiers algériens, il existe des procédés durant le forage, "on line", et après forage, "off line", mais le principe reste le même. Le procédé de stabilisation commence par la réduction et la récupération de l’huile libre dans les boues pour diminuer le temps de traitement, réduire le volume à traiter et par là même la consommation de produits et les coûts. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 62 On utilise pour cela une centrifugeuse. On mélange la boue restante pour l’homogénéiser et on ajoute les agents de stabilisation. Les matériaux ainsi inertés sont acheminés vers leur lieu de dépôt après un contrôle de qualité vérifiant la bonne homogénéité des agents de stabilisat ion dans la matrice. I.6.6.2 Traitement thermique Afin de répondre aux normes environnementales, ce type de traitement a été introduit en Algérie malgré son coût trois fois plus élevé que celui de l'inertage. Il s’agit d’un processus utilisant une source de chaleur qui sépare les hydrocarbures de l'eau contenue dans les déblais de forage et le sol contaminé. Ce type de traitement présente l’avantage de fournir une huile résiduelle dont la teneur dans le solide est inférieure à 1mg/kg de déblais. De plus, l'huile ainsi récupérée peut être réutilisée. Cependant, plusieurs travaux ont montré la possibilité de diffusion dans l'air et d'accumulation des métaux lourds après combustion. Ces métaux lourds peuvent être initialement présents dans les solides des formations forées (U.S. EPA, 1980 ; Leuterman et al., 1988 ; Candler et al., 1992). Les métaux lourds représentent un danger pour la santé humaine lorsqu’ils se trouvent dans l’atmosphère ou à l’état d’éléments traces dans la croûte terrestre. Ils s’accumulent dans les milieux, entrent dans la chaîne alimentaire par l’eau ou les sols et atteignent l’homme par ingestion. Le Centre International de la Recherche sur le Cancer répertorie l'arsenic, le cadmium et le nickel comme composés à propriétés cancérigènes, et le plomb parmi les composés à propriétés potentiellement cancérigènes. I.6.6.3 Traitement biologique Dans un environnement favorable, tous les composés organiques sont dégradables (Atlas, 1984). Le traitement biologique repose sur le principe de la dég radation d'un hydrocarbure brut par des micro-organismes. Ceux-ci sont capables de dégrader certains constituants des pétroles, mais les taux de décomposition dans les écosystèmes naturels sont encore très mal connus. Ces dernières années, la recherche de micro-organismes utilisant des hydrocarbures s'est considérablement amplifiée avec plus ou moins de succès. Le traitement biologique offre une bonne combinaison entre les aspects économiques et la protection de l'environnement. Ce traitement aide à la réduction du coût global du forage. Il englobe le traitement par les micro-organismes in situ ou ex situ, la phytoremédiation et le traitement en bioréacteur. La phytoremédiation consiste en l'emploi de plantes pour le traitement des sols contaminés par les métaux lourds et les hydrocarbures. Cette technique présente beaucoup d'avantages, à savoir le faible coût de traitement et la faible production de déchets et d'effluents, mais a l'inconvénient du risque de contamination de la chaîne alimentaire en plus de la longue durée du traitement (plusieurs mois, voire, dans certain cas, plusieurs années) (Ballerini, 1996). La bioremédiation des sols pollués par les hydrocarbures reste un moyen très efficace. C'est un procédé destructif qui évite donc le transfert de pollution et se situe parmi les traitements les plus rentables. Il n’est applicable que pour les composés biodégradables, non inhibiteurs et non toxiques, car certains métabolites peuvent êtres plus dangereux (pour l'homme et les microorganismes) et parfois plus stables que le contaminant de départ. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 63 Le traitement biologique par les micro-organismes s'attache à favoriser et à stimuler les processus de biodégradation qui interviennent déjà naturellement dans les sols et aquifères, sans intervention humaine (atténuation naturelle) pour réduire les teneurs en contaminants ainsi que leurs toxicités. Cette stimulation va consister à fournir au milieu, et plus spécifiquement aux micro - organismes présents, les éléments facilitant la biodégradation, l'oxygène essentie llement puisque, dans la majeure partie des cas, la biodégradation est aérobie, et les nutriments minéraux, azote et phosphore, apportés sous forme de sels en solution lorsque ceux -ci sont en trop faibles quantités (Scriban, 1999). Le tableau I.5 regroupe les différentes techniques de traitement biologique. I. 7 Synthèse La prise de conscience des menaces qui pèsent sur l’environnement a conduit à entreprendre diverses initiatives et à fournir des efforts soutenus pour tenter d’enrayer la dégradation de l’environnement. Mais la situation est complexe et les difficultés à surmonter sont nombreuses. Il faudra encore du temps pour rechercher un compromis entre le profit et le respect de l’environnement afin que l’activité pétrolière puisse se poursuivre sans engendrer de surcoût exorbitant. En effet, le nombre important de sites industriels pollués à réhabiliter, suite aux opérations de forage, d’exploration et d'exploitation, constitue depuis quelques années un souci majeur pour les entreprises travaillant dans le domaine. Des besoins importants apparaissent ainsi en matière de stratégie d'intervention visant la restauration progressive de ces sols contaminés. Les recherches ont ainsi été dynamisées et de nombreuses techniques de dépollution se sont dévelop pées. Il est donc nécessaire de trouver des solutions pour que l'activité de forage puisse répondre aux critères de Développement Durable. En d’autres termes, quelles solutions adopter, pour qu’entre profit (intérêt économique) et respect de l'environnement, l’homme ne compromette pas l'aptitude des générations futures à couvrir ses propres besoins . CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 64 Tableau I.5 : Différentes techniques de traitement biologique des sols pollués (Bernheim, 1999 ; Scriban, 1999) Type de traitement Principe du Traitement Type de pollution Avantages et Inconvénients " B i o v e n t i n g " Aération de la zone insaturée (au dessus du niveau de la nappe phréatique) Composés organiques semi-volatils (gazole) - procédé lent. - rendement limité. - utilisé sur les hydrocarbures aliphatiques. - plus limité pour les hydrocarbures polycycliques et chlorés. " B i o s p a r g i n g " Injection d'air dans la nappe phréatique (au niveau de la zone saturée) Composés volatils tel que solvants chlorés et hydrocarbures pétroliers volatils (essences, kérosène). Le rendement du procédé peut eut atteindre 99%. T r a i t e m e n t i n - s i t u . P o m p a g e e t t r a i t e m e n t Traitement des pollutions des zones saturées ou insaturées du sol. L'eau pompée est traitée à la surface et enrichie en nutriments minéraux, oxygène et parfois en microflore adaptée au polluant, avant d'être réinjectée dans les poches contaminées du sol. Composés organiques. Procédé lent. " L a n d - f a r m i n g " Traitement extensif, oxygénation naturelle en couches peu épaisses (biostimulation- bioaugmentation) pour améliorer la dégradation Hydrocarbures (fuel) - durée importante. - coût peu élevé. - nécessité de l'espace. T r a i t e m e n t e n t a s T e r t r e b i o l o g i q u e ( b i o t e r t r e ) Consommation accélérée par l'ajout de nutriments (biostimulation) et micro-organismes (bioaugmentation) aux polluants. Possibilité de traitement des effluents gazeux. Hydrocarbures (fuel, solvants Chlorés, kérosène) - coût modéré. Nécessité de l'espace. T r a i t e m e n t e x - s i t u Bioslurry (traitement en bioréacteur) Traitement du sol pollué dans un ou plusieurs réacteurs sous forme de boue avec ajout d'ingrédients nécessaires à la biodégradation ; Contrôle des paramètres physicochimiques tel que le pH. Composés organiques hydrocarbonés semi- ou non volatils (gasoil, fuel, HAP) - bon rendement. - contrôle précis des paramètres physicochimiques. PARTIE EXPERIMENTALE Chapitre II Etude des interactions argile-polymères et Propriétés de filtration CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILE-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 65 Généralement, sur tout le territoire algérien, les principaux fluides de forage utilisés sont une boue bentonitique au démarrage, des boues aux polymères pour les phases de forage intermédiaires (WBM), et des boues émulsionnées inverses (OBM) pour les pha ses réservoir. Sur le champ de Hassi Messaoud, à l’exception de la première phase, la totalité du puits est forée avec une boue émulsionnée inverse à différents rapports Huile/Eau. Bien que les systèmes WBM assurent souvent les principales fonctions, leur efficacité et/ou rentabilité sont souvent critiquées du point de vue de l’avancement et de la stabilité des parois argileuses : ils ne peuvent jamais atteindre les performances des fluides émulsionnés (OBM), alors que ces derniers sont surtout critiqués du point de vue de la pollution et de leur impact sur l’environnement. Les principales méthodes d’inhibition du gonflement des argiles, utilisées seules ou combinées, consistent à : - augmenter la viscosité du filtrat, - réduire la perméabilité des argiles, - agir sur la pression osmotique entre la boue et la formation traversée Cette inhibition est fondée sur une bonne optimisation de la formulation des fluides de forage (type et concentration en additifs). Le présent chapitre traite : - d’une part, des performances des solutions de polymères utilisés (influence de différents facteurs sur leur rhéologie et leurs propriétés physico-chimiques); - d’autre part, de l’influence de ces polymères sur la rhéologie et les propriétés des fluides de forage. Dans cet objectif, nous proposons une nouvelle méthode basée sur le suivi des propriétés de filtration de trois systèmes de fluides modèles (PHPA, Glycol et Silicate de sodium) à travers des pastilles d’argiles compactées. L'évaluation de la méthode proposée repose su r l'étude des propriétés des systèmes à base de polymères inhibiteurs à différentes échelles. II.1 Généralités sur les argiles présentes au niveau des champs Algériens Un aperçu sur la variation minéralogique des formations de quelques puits pétroliers algériens est donné afin de relier la minéralogie de ces argiles aux choix des systèmes de fluides de forage inhibiteurs correspondants. Dans le cadre des puits déjà forés, la lithologie et la description géologique couplées aux paramètres physico-chimio-mécaniques des zones argileuses ont permis d’établir une cartographie de ces gisements (Chabouni et Djebabssa, 1996). Cette carte sert de base aux programmes de forages ultérieurs puisqu’elle renseignera sur les formations traversées et éventuellement sur les problèmes rencontrés. Cette approche est rationnelle puisqu’il s’agit de collecter des informations sur la base d’expériences acquises sur les boues utilisées dans des puits voisins et de les corréler avec des données de laboratoire. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 66 Certains types de problèmes liés à la présence d’argiles sont répertoriés dans le Tableau II.1. Les argiles sont issues de plusieurs niveaux géologiques (crétacé, jurassique, trias, carbonifère, dévonien, silurien, ordovicien). Les argiles gonflantes sont ainsi concentrée s principalement dans les formations évaporites du lias et du sénonien, mais la composition minéralogique n'est pas nécessairement variable en fonction du type d'argile. Tableau II.1 : Quelques problèmes de forage sur les champs algériens Nombre d'échantillons/ puits algérien 50/ Hassi R’mel 315/ In Salah 150/ HMD 388/ Brides 55/ Touggourt Minéralogie K, I, Chl I, I-Mt, K, Chl I, Chl, K, I-Mt I, Mt, I-Mt, K I, Chl, I-Mt Type d’argile Gonflante, dispersible Feuilletée Dispersible, fluante Gonflante Fluante Problèmes de forage Pertes de circulation Pertes, cavages et coincements Coincements, pertes Coincements Coincements Les argiles sont classées par ordre de fréquence avec K: Kaolinite, I: Illite, Chl: Chlorite et I-Mt: Illite-Montmorillonite. Dans les formations analysées, une amélioration des vitesses d’avancement est signalée grâce à la généralisation des OBM. En effet au début des forages, vers 1960- 1980, l’avancement se faisait en moyenne sur quelques mois allant de 3 jusqu’à 25 mois, alors que depuis 1985, avec l'utilisation des fluides émulsionnés, cette durée varie généralement de quelques semaines à 3 mois au maximum. Cette situation est observée en particulier sur le champ de HMD où le programme classique de forage se faisait au démarrage avec une boue bentonitique suivie par une boue salée saturée, puis avec une boue émulsionnée. La caractérisation physico-chimique des différentes phases solides et des fluides utilisés fait appel à de nombreuses techniques analytiques cit ées en Annexe II. II.2 Caractérisation des argiles du champ de Hassi Messaoud (HMD) II.2.1 Composition minéralogique Les compositions minéralogiques de quelques échantillons prélevés dans les formations traversées sont présentées dans le Tableau II.2. Dans les cuttings de Hassi Messaoud, l’illite est prédominante jusqu'à 90% et présente une tendance à la dispersion. La kaolinite se trouve en moindre proportion avec la chlorite, dans certains échantillons à l'état de traces. Le fort pourcentage en interstratifiés illite-montmorillonite surtout dans le lias est généralement expliqué par le fait que les argiles sont présentes dans le sel qui préserve leur humidité et les rend plastiques donc plus aptes à amortir les contraintes. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 67 En effet, le sel constitue un ralentisseur de la diagenèse car il rend les argiles imperméables. Tableau II.2 : CEC et Composition minéralogique des échantillons de HMD La référence correspond au mélange équimassique des échant illons 1, 2, 3 et 4. Nomenclature des argiles : cf. Tableau II.1. Cénom. : cénomanien, Barém. : barémien, Néocom. : néocomien. tr ; : traces Echant. profond. (m) CEC (méq./100g) Minéraux argileux (%) Minéraux non argileux (%) K Chl I I-Mt Quartz Calcite Dolomite Felds- path Barite Anhydrite Halite 815 16 tr - Tr - 1 45 37 - 1 13 1 900 18 tr - Tr Tr 1 81 7 - 1 2 6 920 24 25 25 35 15 1 4 20 - tr 69 2 1060 21 - - 75 25 25 6 17 - 1 15 2 2693 15,3 30 25 35 10 70 13 2 3 - 3 - 2843 14,7 30 50 10 10 60 4 - 1 - - - 2903 11 30 40 20 10 84 2 2 - - - - Turonien Top 5,65-28,2 13 Tr 45 - tr 30 2 - - 3 tr Turonien Medium 6,3-22 - - - - 3 38 19 - 4 36 - Turonien Bottom 3,4-18 - Tr - - tr 81 18 - - 1 tr Cénom. Top 6-14 - Tr - - tr - 23 - - 77 tr Cénom. Bottom 5-12 - Tr - - tr Tr 12 - - 88 - Albien Top 27,5 tr Tr 80 - 16 Tr 2 tr tr 2 tr Albien Bottom 24 14 11 47 - 28 - Tr tr tr tr tr Aptien Top 25,5 8 4 66 - 15 - 7 tr tr tr tr Aptien Bottom 26 - 19.1 48 - 2 - 30 - tr tr 1 Barém. Bottom 23,4 tr Tr 90 - 3 - 1 - tr 6 - Barém. Top 29,6 12 6.2 43 - 35 Tr 3 tr - tr tr Néocom. 23 - 4.45 84 - 9 - 2 - tr tr tr Dogger argileux 21 - Tr - - 8 4 2 - tr tr tr Réf. 13 5 5 70 20 19 6 8 - 30 13 30 CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 68 Ce comportement est largement constaté lors du forage des argiles fluantes au niveau du champ de Hassi Messaoud. Dans certains échantillons on note également la présence de dolomite, calcite, quartz, anhydrite et halite. Vu l’intérêt porté à la formation du Turonien où il a été signalé plusieurs problèmes de forage, trois échantillons (17, 18 et 19) prélevés à partir de trois niveaux différents (supérieur, moyen et inférieur) ont été sélectionnés pour une étude ultérieure ainsi qu’un autre échantillon de référence (21) obtenu par homogénéisation des échantillons 1 à 4 de la phase 16’’, la plus importante du champ de Hassi Messaoud et où plusieurs problèmes de coincement ont été enregistrés. Dans l'Annexe I on donne quelques détails sur es problèmes majeurs rencontrés sur le champ de HMD. La détermination de la capacité d'échange cationique (CEC) conduit à des valeur s moyennes qui sont liées à la nature des argiles en présence. En effet illite, chlorite et kaolinite ont plus tendance à se disperser qu'à gonfler. Les valeurs obtenues oscillent entre 3 méq/100g dans le cas des échantillons riches en carbonates à 30 méq/ 100g d’argile pour les cas fortement argileux (Tableau II.2). Signalons l'hétérogénéité des échantillons du Turonien et du Cénomanien où une grande variation de la CEC et de la minéralogie a été observée entre des échantillons issus de la même formation et du même niveau. Cet écart entre les valeurs obtenues soulève des réserves, vu l'étendue des intervalles étudiés (quelques dizaines de mètres). II.2.2 Traitement préliminaire des cuttings d’argiles L’évolution de la CEC et de la minéralogie des échantillo ns d’argiles conduit à étudier l’influence de la représentativité des échantillons de cuttings obtenus selon des méthodes proposées par différents laboratoires. Chenevert et Pernot (1998), étudiant la préservation des argiles, ont montré que la technique de contrôle de l’humidité par dessiccateur est un inconvénient pour l’hydratation des échantillons et ont mentionné que la méthode d’immersion dans l’huile peut être utilisée pour maintenir les conditions de saturation des argiles. Les laboratoires IDF (198 8), Baroid (1988), Baker- Hughes/Inteq (2001) , et d’autres sociétés de services des fluides de forage en 2003 ont proposé un lavage au gazole suivi d’un enveloppement de paraffine pour la préservation des échantillons. Gupta et Santos (2002) ont présenté une méthode de préservation des cuttings basée sur leurs immersion dans une saumure (NaCl, KCl ou CaCl 2 ) à salinité voisine de celle utilisée dans la formulation OBM. Les problèmes de contamination de la roche réservoir ont été aussi abordés car certains a dditifs (tensioactifs) utilisés dans les fluides de forage et de complétion peuvent altérer la mouillabilité de la roche réservoir. Preston et al. (1988) ont proposé l’utilisation d’un mélange 50/50 de toluène/méthanol contenant 1% d’hydroxyde d’ammonium pour restaurer l’état natif des échantillons. Face à la diversité des propositions pour pallier la contamination des cuttings par les additifs des fluides émulsionnés, l'efficacité des opérations de lavage est évaluée. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 69 II.2.2.1 Lavage des cuttings par différents solvants Les échantillons argileux sont reçus sous forme de cuttings contaminés par la boue de forage à base d'huile. Les échantillons n° 5, 6,7 et 21 (référence) (Tableau II.2) ont été étudiés dans le cadre de cette partie du travail. L’effet des différents modes de traitement ( Figure II.1) montrent que des lavages au n-hexane ou au toluène, solvants volatils, conduisent à un taux nul en carbone après lavage, alors que la contamination augmente avec les lavages successifs au gazole (pourcentage l e plus élevé en carbone total donné par l’analyse organique élémentaire). Le séchage à 105°C durant 2h n’a pas d’influence (Figure II.1). (1) ( 2) Figure II.1 : Effet du nombre de lavages par le gazole (1) et du mode de traitement (2) sur la décontamination de l’argile (a) argile brute (b) argile brute séchée à 105 °C (c) argile brute lavée avec du n- hexane et séchée à 105 °C (d) argile brute lavée avec du toluène et séchée à 105 °C (e) argile brute lavée avec du gazole et 105 °C b. L’échantillon de référence a été observé par microscopie électronique environnementale (ESEM) sous différentes conditions d’humidité. Les conditions ont été fixées à 9° C et 8,6 torr pour arriver à 100% d'humidité relative. Bien que les essais d'hydratation aient été effectués jusqu'à 100% d'humidité relative, il n'y a pas eu de gonflement détectable ni sur les cuttings bruts lavés à l’hexane ( Figure II.2) et séchés, ni sur les cuttings lavés au dichlorométhane + H 2 O 2 ( Figure II.3). Ces résultats corroborent l'étude par DRX qui indique qu'il y a peu d'argile gonflante ( Tableau II.2). La mesure des surfaces des grains réalisée à l'aide du logiciel d'analyse d'image Visilo g montre qu'il y a très peu de différence dans la surface des grains entre les échantillons à 15% et à 100% d'humidité relative, ce qui indique un gonflement très faible voire inexistant. La différence entre les échantillons lavés à l’hexane et séchés est de 0,1% et elle est d'environ 5% pour les échantillons lavés au dichlorométhane et à l’eau oxygénée. Cette différence, outre les erreurs de mesures, peut être liée à une hétérogénéité de l’échantillon (Khodja et al., 2005a). CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 70 Figure II.2 : Photos ESEM sur des cuttings (échantillon 21) lavés à l’hexane et séchés à 105°C Figure II.3 : Photos ESEM sur des cuttings (échantillon 21) lavés au dichlorométhane et à l’eau oxygénée II.2.2.2 Traitement thermique L’élimination totale de la contamination (teneur en carbone) peut aussi être réalisée par chauffage à 160°C durant 1h30 ( Figure II.4a). Des analyses complémentaires par DRX réalisés dans la même gamme de température (de l’ambiante à 200°C) montrent aussi une grande similitude des diffractogrammes (Fig ure II.4b). 0 1 2 3 4 5 C (%) 24 70 105 160 200 Température (°C) (a) (b) Figure II.4 : Effet de la température (a) sur la décontamination et (b) sur la minéralogie de l 'échantillon de référence (n°21 dans le Tableau II.2) CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 71 II.2.3 Réactivité et Morphologie des cutting d’argiles II.2.3.1 Contamination organique La variation de l’humidité (évolution en fonction du temps jusqu’à stabilisation de la masse et de la CEC pour différentes fractions granulométriques est reportée dans la Figure II.5. Pour ces essais, 10g de chaque fraction granulométrique de l 'échantillon de référence (N°21) ( Tableau II.2 ) et 10g du mélange équimassique de ces trois fractions granulométriques ont ét é mis à l’étuve à 105°C. (a) (b) Figure II.5 : Influence de la granulométrie et de la contamination des cuttings de l 'échantillon 21 de référence sur la variation (a) de la CEC et (b) de l’humidité Une diminution de la CEC est généralement observée avec l’augmentation de la granulométrie et après contamination des échantillons. Cette même tendance a été observée sur des échantillons de bentonite (Benayada et al., 2003). L’humidité diminue aussi quand le diamètre des particules augmente, car plus elles sont petites, plus elles offrent de surface de contact aux molécules d’eau. Ainsi, l’intérêt de spécifier la granulométrie des cuttings et le taux d’humidité lors des tests d’inhibition est évident. L’évolution de la teneur en carbone, de la CEC et de l’humidité des différents échantillons, permet aussi de confirmer la qualité des cuttings. Dans le but de confirmer l’influence de la contamination et de la dimension sur la réactivité, la mesure de la surface spécifique par adsorption d’azote pour différents échantillons et dans différentes conditions a été effectuée ( Figure II.6). La surface spécifique est plus importante pour les échantillons lavés à l’hexane (5,5 à 5,6 m 2 /g) que pour les échantillons contaminés ou séchés à 105 ou 150 °C (3 à 4,6 m 2 /g). La surface spécifique augmente avec la température du prétraitement puisque celle -ci facilite l’élimination de la contamination issue du gazole et autres additifs utilisés dans les fluides de forage. L’examen des volumes d’azote cumulés dans les différents échantillons ( Figure II.6) amène deux observations : ces volumes, portés en fonction du diamètre des pores, sont représentés par des courbes en S, ordonnées dans le même sens que les surfaces spécifiques, c’est -à-dire décalées vers le haut - avec l’élévation de la température de séchage - et avec l’augmentation du diamètre moyen, de 63- 100 µm à 200- 800 µm, ce qui reflète une différence dans la morphologie. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 72 0 0.0005 0.001 0.0015 0.002 0.0025 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Diamètre des pores (Ǻ) V o l u m e d ' a z o t e c u m u l é d a n s l e s p o r e s ( c m 3 / g ) Echant. Réf. contaminé et séché à 150°C: 4,6 m2/g Echant. Réf. (200-800µm) lavé hexane: 5,5m2/g Echant. Réf. contaminé et séché 105°C: 3 m2/g Echant. Réf. (63-100µm) lavé hexane: 5,6 m2/g Borst et Smith (1982) ont estimé la distribution de la dimension des pores des argiles entre 10 et 100Å. Le diamètre des pores augmente durant le chauffage à partir de 150°C (Wilcox et al., 1984 ; Granapragasam et al., 1995). Le coefficient de diffusion des ions dans les argilesest typiquement dans l’intervalle 1 à 10.10 -10 m 2 /s (Ballard et al., 1992, 1993 et 1994). Figure II.6: Evolution du volume d’azote cumulé et de la surface spécifique pour différents échantillons II.2.3.2 Contamination minérale La contamination minérale peut aussi être évoquée en plus de la contamination organique car l’utilisation de sels (NaCl, KCl, CaCl 2 ) dans la formulation des boues (WBM ou OBM) peut aussi nuire à la qualité des cuttings récupérés. Pour une bonne exploita tion des essais d’inhibition et l’optimisation du fluide de forage, l’expérimentateur doit donc également s'intéresser à l’élimination des sels. Le dépôt des sels, aussi présents dans la composition minéralogique, sur l'échantillon est visualisé sur le cliché MEB ( Figure II.7). Les facteurs responsables de la formation des sels sur les cuttings ont plusieurs origines possibles : a. contamination des cuttings par les sels des formations traversées (cas des formations salifères à HMD), b. cristallisation du sel due à une contamination de la boue par les saumures de la formation (cas des venues d'eaux chlorurées calciques à HMD) : les mêmes problèmes de dépôt peuvent être aussi évoqués dans le réservoir et peuvent causer des problèmes d’endommagement, c. recristallisation du sel dissous issu de la phase dispersée de l’émulsion inverse (généralement, phase dispersée saturée en NaCl), d. recristallisation du sel dissous des boues à base d’eau (cas de NaCl, KCl ou CaCl 2 ). L’adsorption de composés organiques et l a présence d’un dépôt minéral sur les cuttings d’argiles peuvent produire des effets antagonistes, à savoir d’une part un phénomène de colmatage, action favorable pour la réduction de la perméabilité des argiles et l’amélioration des propriétés de filtra tion et d’autre part une contamination des cuttings d’argiles, action défavorable pour les tests d’inhibition et d’optimisation du fluide de forage (Khodja et al. , 2005b). Un traitement préliminaire des cuttings améliore la réactivité des argiles sans pour autant conserver l’état original. La contamination peut affecter énormément les tests d’inhibition et par conséquent induire des erreurs dans l’optimisation des formulations des fluides de forage lors de l’évaluation économique du forage ; une contamination par les sels peut conduire au changement de la force ionique de la solution et affecter le CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 73 comportement des argiles vis-à-vis des polymères à tester. Ainsi, lors de la sélection d’un fluide convenable pour l’inhibition des argiles de la formation, il est très important de pouvoir réaliser des essais sur des échantillons représentatifs et non contaminés ( Khodja et al., 2005a et b). Figure II.7 : Diffractogramme et MEB de l’échantillon de référence 21 II.3. Les solutions de polymères II.3.1 Influence de la concentration et de la nature du polymère sur la rhéologie Dans l'objectif de sélectionner des formulations de fluides de forage, une étude rhéologique des solutions de polymères utilisés (Xanthane ou XCD, PAC et PHPA) a été eff ectuée. Le PHPA est utilisé principalement en tant qu'inhibiteur, cependant, il joue aussi le rôle de viscosifiant et de réducteur de filtrat. Les solutions de xanthane ont d'excellentes propriétés de suspension qui ne peuvent être comparées à d’autres pol ymères à concentrations équivalentes. Leurs propriétés visqueuses ne sont généralement pas affectées par les sels ou la température. Plusieurs travaux ont étudiés des PAC LV (low viscosity) et PAC HV (high viscosity), mais il y a quelques difficultés quant à la désignation un peu vague (en comparaison de composés techniques ou purs) de ces catégories de viscosités. Le PAC LV a été pris comme référence. L'évolution des caractéristiques des systèmes de polymères seuls avec des formulations modèles sans bentonite permet d'étudier le rôle de ces polymères sur les propriétés de filtration, notamment pour la formation du cake. Les rhéogrammes des solutions de polymères pour différentes concentrations sont représentées sur les Figures II.8 et II.9. La variation de la viscosité des dispersions aqueuses de xanthane a été examinée en fonction du gradient de cisaillement. La viscosité, bien que diminuant avec la contrainte de cisaillement, augmente avec la concentration. D’après les rhéogrammes des Figures II.8 et II. 9a, toutes les solutions montrent un écoulement non Newtonien, déjà observé (Kayacier et Dogan, 2006). CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 74 Une caractéristique importante de la rhéologie du xanthane est la présence d'une contrainte seuil, peu visible avec les faibles concentrations; à partir de laquelle débute l'écoulement (Jasim et Ramaswamy, 2004). Celle-ci diminue avec la concentration, phénomène lié probablement à la formation d’un gel de structure faible. (a) (b) Figure II.8 : Rhéogrammes des solutions du xanthane (a) et du PAC (b) L’adsorption et la floculation sont le résultat des liaisons d’hydrogène entre les surfaces solides et les groupes hydroxyle des polymères. Dispersées dans l'eau, les macromolécules de xanthane forment des agrégats complexes par liaisons hydrogène et enchevêtrement des chaînes du polymère. En raison de ces réseaux fortement ordonnés, les solutions de xanthane montrent à fai ble contrainte de cisaillement une viscosité élevée. A plus forte contrainte de cisaillement, une diminution de la viscosité est enregistrée ( Figure II.9a) due à la désagrégation du réseau et à l'alignement des différentes macromolécules dans la direction du cisaillement (Khodja et al., 2006a et b).. De même que pour les solutions de xanthane, les courbes d’écoulement des solutions à base de PAC ( Figure II.8b) montrent un caractère pseudoplastique. Ce caractère rhéofluidifiant obéit au modèle rhéologique d’une loi de puissance, où la viscosité augmente avec l’augmentation de la concentration du PAC et diminue avec l’augmentation du taux de cisaillement. 0 200 400 600 800 1000 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 V i s c o s i t é ( P a . s ) Gradient de cisaillement (1/s) 0,005% 0,01% 0,05% 0,1% 0,2% 0 200 400 600 800 1000 0.0 0.5 1.0 V i s c o s i t é ( P a . s ) Gradient de cisaillement (1/s) 0,05% 0,1% 0,2% 0,5% 1% Figure II.9 : Variation de la viscosité des solutions de la gomme xanthane (a) et du PAC (b) en fonction de la vitesse de cisaillement pour différentes concentrations 2 0 0 4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 C o n t r a i n t e d e c i s a i l l e m e n t ( P a ) G r a d i e n t d e c i s a i l l e m e n t ( 1/s ) 0 , 0 0 5 % 0 , 0 1 % 0 , 0 5 % 0 , 1 % 0 , 2 % 0,2% 0,05% 1% 0,05 % 0,2% 1% 0 200 400 600 800 1000 0 10 20 3 0 40 50 60 7 0 80 90 C o n t r a i n t e d e c i s a i l l e m e n t ( P a ) Gradient de cisaillement ( 1/s) 0,05% 0,1% 0,2% 0,5% 1% CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 75 L’augmentation de la viscosité avec la concentration en PAC ( Figure II.9b) est expliquée par le fait que les groupes carboxy dans la molécule du PAC assurent une bonne dispersion dans l’eau, aboutissant à l’augmentation des frictions entre les particules (Senthil et al., 2003). De plus, la répulsion mutuelle entre les charges (sites négatifs créés le long de la chaîne du polymère par dissociation de l’ion Na + du PAC) permet aux chaînes de polymères enroulées aléatoirement de s’allonger linéairement, et de ce fait la viscosité augmente (Senthil et al., 2003). Versan Kok et Alikaya (2004) ont signalé pour les calculs hydrauliques l'utilisation de deux modèles : Herschel-Bulkley et la loi de puissance. Ils ont montré que les solutions de xanthane donnent des indices de consistance supérieurs à ceux du PAC. Le modèle de Herschel -Bulkley convient mieux pour décrire les propriétés rhéologiques des solutions de xanthane. La même tendance est observée pour le comportement rhéologique des solutions de PHPA ( Figure II.10) comparativement aux solutions de xanthane et de PAC. La viscosité augmente avec la concentration et diminue avec le taux de cisaillement (caractère rhéofluidifiant). Henderson et Wheatley (1987) ont montré que la chute de la viscosité intrinsèque résulte de la dégradation du polyacrylamide sous cisaillement. A cisaillement constant, la dégradation moléculaire peut être réduite par une exposition minimale au cisaillement, mais aussi par une faible concentration et par une force ionique élevée de la solution. Le suivi de la variation du pH en fonction de la concentration en polymères est reporté sur la Figure II.11. Le pH augment e et se stabilise vers une concentration de 1 g/L pour le xanthane et de 2 g/L pour le PAC. Pour le PHPA, polymère anionique et soluble dans l’eau, on remarque un comportement différent du pH avec une tendance stable entre ces deux concentrations, puis déc roissante pour des concentrations plus élevées. Cette différence de comportement peut être liée à la structure des polymères, aux variations de la composition chimique et des fonctions organiques présentes, à la charge, ainsi qu’au mode d'agrégation. 0 100 200 3 00 400 500 600 0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 V i s c o s i t é ( P a . s ) Gradient de cisaillement (1/s) 0,1% 0,2% 0,4% 0,6% 0,8% 1% 0 2 4 6 8 10 6.9 7 .0 7 .1 7 .2 7 .3 7 .4 7 .5 7 .6 7 .7 7 .8 p H Concentration (g/L) Xanthane PAC PHPA Figure II.10 : Viscosité du PHPA en fonction du Figure II.11 : Variation du pH en fonction de gradient de cisaillement la concentration en polymères 1% CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 76 II. 3.2 Influence de la concentration en KCl sur la rhéologie Le comportement des solutions de polymères en présence des différents additifs utilisés conventionnellement pour la formulation des fluides est étudié. Les Figures II.12a et II.12b présentent l’évolution de la viscosité du xanthane et du PAC en fonction de la concentration en KCl. 0 100 200 3 00 400 500 600 7 00 800 900 1000 0.00 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.10 V i s c o s i t é ( P a . s ) Gradient de cisaillement (1/s) KCl 1% KCl 2% KCl 3 % KCl 4% KCl 5% 0 100 200 3 00 400 500 600 7 00 800 900 1000 0.00 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.10 0.11 0.12 0.13 v i s c o s i t é ( P a . s ) Gradient de cisaillement (1/s) KCl 1% KCl 3 % KCl 5% (a) (b) Figure II.12 : Viscosité du (a) xanthane (0,2%) et (b) PAC (0,5%) en fonction du gradient de cisaillement pour différentes concentrations en KCl En absence de sel, les charges du xanthane ne sont pas écrantées et la macromolécule est globalement plus étendue. Mais en milieu salin, les charges électrostatiques du xanthane sont écrantées. Les chaînes latérales se replient et s’alignent le long du squelette principal en provoquant l’abaissement de la viscosité. Parallèlement, le repliement des chaînes latérales permet au squelette principal de deux macromolécules voisines de se rapprocher et d’interagir pl us fortement. En effet, les associations créées entre les chaînes principales sont plus fortes en intensité que celles créées entre chaînes latérales et chaînes principales. La Figure II.12a cependant, ne montre pas une différence appréciable pour les différentes concentrations en KCl. Pour les solutions de PAC ( Figure II.12b) aux faibles forces ioniques, la rigidité et l'extension de la chaîne en solution résultent principalement des forces de répulsion électrostatiques entre les groupements chargés situés le long de la chaîne. L’augmentation de la force ionique réduit ces répulsions, la flexibilité du polymère augmente, ses dimensions diminuent et on observe une réduction importante de la viscosité de la solution. Les polymères anioniques flexibles (cas du PAC), sont particulièrement sensibles aux cations divalents (Ca 2+ , Mg 2+ ) et monovalents (K + ), qui sont susceptibles de se fixer sur les groupes chargés du polymère. Ceci provoque une déshydratation qui dans certaines conditions conduit à une précipitati on du polymère et une chute directe de la viscosité. Cette baisse de viscosité est nette pour les concentrations élevées en KCl (5%). La différence de comportement par rapport aux solutions du xanthane peut être liée à la différence de charge et de modes d 'associations des molécules de polymères dans un environnement de force ionique élevé ( Khodja et al., 2006a). La dépendance à la concentration en sels a été montrée dans plusieurs travaux qui ont étudié la conformation des molécules de xanthane. 5% CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 77 II.3.3 Influence de l’addition de bentonite sur la rhéologie La bentonite utilisée est la bentonite algérienne de Maghnia avec une teneur en argile de 83% dont 95% de montmorillonite et 5% d'illite. Les minéraux non argileux sont principalement du quartz (13%) et de la calcite (4%) avec des traces de feldspaths et de dolomite. La composition chimique globale est: SiO 2 (46,12), Al 2 O 3 (18,03), Fe 2 O 3 (1,62), Na 2 O (1,19), MgO (0,87), K 2 O (0,65), MnO (0,16) avec une perte au feu de 28%. Le test de conformité réalisé selon la norme API (2004 ) est positif, avec une viscosité plastique de 12 cP, un rendement (Yield) de 25 et un filtrat API inférieur à 15 mL (11 mL). Sa capacité d’échange cationique est de 80 méq/100 g d’argile. La suspension de bentonite présente un caractère basique ( Figure II.13a) surtout pour la suspension concentrée (30 g/L). Les valeurs ont tendance à diminuer avec le temps de vieillissement , mais restent toujours dans le domaine basique pour se stabiliser aux environ d’un pH de 9,5- 10 (Figure II.13a). Une augmentation de la concentration en bentonite induit une augmentation de charges et de la stabilité pour les différentes concentrations pouvant être liée à des interactions particules -particules et ions-particules. Le potentiel zêta diminue après vieillissement ( Figure II.13b). Dans une suspension aqueuse diluée, les particules d’argile sont dispersées : ceci est dû aux interactions de la double couche diffuse. En présence d’électrolyte, les particules peuvent se rapprocher et finissent par floculer. La concentration critique d’électrolyte est liée à la valeur critique de floculation, ‘critical flocculation value’ (Luckham et Rossi, 1999). Les propriétés rhéologiques (contrainte de cisaillement en fonction du gradient de vitesse) visualisent la variation des caractéristiques en fonction du temps ( Figures II.14a, b et c). Les contraintes sont presque similaires à concentration équivalente, voire légèrement plus faible pour le système bentonite + xanthane. Pour l'ensemble des concentrations en KCl de 1 à 5% ( Figure II.14c), les contraintes de cisaillement assez proches sont les plus faibles des trois séries étudiées. Mais aux faibles vitesses de cisaillement (moins de 50 s -1 ), on note une faible croissance en fonction de la concentration en KCl. L’agrégation des feuillets assez flexibles conduit à la formation d'un réseau faiblement connecté et donc faiblement flocculé. 0 20 40 60 80 100 9.0 9.5 10.0 10.5 11.0 11.5 p H Temps de veillessement (h) 15 g/L bentonite 20 g/L bentonite 30 g/L bentonite 0 20 40 60 80 100 -50 -48 -46 -44 -42 -40 -3 8 -3 6 -3 4 -3 2 -3 0 P o t e n t i e l z é t a ( m V ) Temps de veillessement (h) 15 g/L bentonite 20 g/L bentonite 3 0 g/L bentonite 10 20 30 40 50 -48.0 -47.5 -47.0 -46.5 -46.0 -45.5 -45.0 -44.5 -44.0 P o t e n t i e l z é t a ( m V ) Concentration en KCl (g/l) Après 24 h Après 48 h (a) (b) (c) Fig. II.13 : Variation du pH et du potentiel Zéta en fonction du vieillissement (a et b) et en fonction de la concentration en KCl pour 30 g/L de Bentonite (c) CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 78 0 200 400 600 800 1000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 C o n t r a i n t e d e c i s a i l l e m e n t ( P a ) Vitesse de cisaillement (1/s) 2 % Bentonite + 0,005% XCD 2 % Bentonite + 0,01% XCD 2 % Bentonite + 0,05% XCD 2 % Bentonite + 0,1% XCD 2 % Bentonite + 0,2% XCD 0 200 400 600 800 1000 0 5 10 15 20 25 3 0 3 5 40 45 50 55 60 65 7 0 7 5 80 C o n t r a i n t e d e c i s a i l l e m e n t ( P a ) Vitesse de cisaillement (1/s) 2 % Bentonite + 0,05% PAC 2 % Bentonite + 0,1% PAC 2 % Bentonite + 0,2% PAC 2 % Bentonite + 0,5% PAC 2 % Bentonite + 1 % PAC 0 200 400 600 800 1000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 C o n t r a i n t e d e c i s a i l l e m e n t ( P a ) Vitesse de cisaillement (1/s) 2 % Bentonite + 1 % KCl 2 % Bentonite + 2 % KCl 2 % Bentonite + 3 % KCl 2 % Bentonite + 4 % KCl 2 % Bentonite + 5 % KCl (a) (b) (c) Figure II.14 : Rhéogrammes des suspensions de bentonite à 2% en présence de xanthane (a), PAC (b) et KCl (c) Ces résultats confirment ceux de Gungor (2004) et de Rushing et Hester (2004), qui ont montré que lest interactions entre les polymères et les argiles affectent la viscosité des solutions de polymères qui est fonction de la masse moléculaire, de la structure du polymère, et de la qualité des interactions entre le polymère et le solvant. Les pores lenticulaires ainsi formés par l’agrégation des feuillets ont été observés par plusieurs auteurs (Loeber, 1992 ; Li, 1996) sur les cakes de filtration en présence de sels et de polymères. Par ailleurs, Lafuma et al. (1988) ont montré que la densité de charge et la conformation spatiale semblent être les paramètres importants contrôlant la floculation des argiles par les polysaccharides. La dimension moyenne des particules de bentonites en solution évolue donc avec l’augmentation du pH. Wanko et Bekkour (2003 ) ont montré qu'une suspension de bentonite à 3% s'écoule dès l’application d’une contrainte (pas de contrainte seuil). L'ajout de CMC se traduit par l’apparition, puis par une augmentation très sensible d’une contrainte seuil et surtout d e la viscosité avec la concentration. Avec l'ajout de 1% de CMC à une suspension de bentonite à 3%, ils ont obtenu une viscosité comparable à celle d’une suspension de bentonite à 6% (sans CMC) avec une contrainte seuil beaucoup plus faible. Pour des gradi ents de vitesse élevés, un point d’inflexion est observé : la solution passe d’un comportement rhéofluidifiant à un comportement rhéoépaississant, montrant une modification structurale dans ces conditions. Plus récemment, Dolz et al. (2007), étudiant le comportement des mélanges bentonite-CMC, ont montré que la contrainte de cisaillement est fonction de la concentration en bentonite et en CMC, du gradient de vitesse et du temps d'agitation. Labille et al. (2005) ont étudié l’effet de la localisation de la charge sur les propriétés rhéologiques des suspensions argiles-polymères. Le comportement rhéologique est ainsi lié à l’augmentation de taille des particules, qui est la conséquence des interactions face–face, bord–face et bord–bord (Jada et al., 2006). B enchabbane et Bekkour (2004) ont montré que lors de l'addition de la CMC à une suspension de bentonite calcique, le polymère couvre les particules argileuses et empêche la réorganisation des agglomérats par la connexion face - face. +0,005% XCD +0,2% XCD +1% PAC +0,05% PAC CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 79 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5.5 Concentration en PHPA (g/L) T e n s i o n d e s u r f a c e ( m N / m ) II.3.4 Influence de la concentration en polymères sur le potentiel Zêta et sur la transmission de lumière Une diminution jusqu’à une stabilité du potentiel Zêta est généralement observée ( Figure II.15a) en fonction de la concentration. Initialement, la densité des chaînes polymère s chargées conduit à un potentiel Zêta élevé. L’ajout de molécules augmente les contacts chaînes -chaînes et l’agrégation, réduisant ainsi les charges de la solution. Les figures II.9 et II.10 ont montré que la viscosité augmente avec la concentration en polymère. Cette augmentation se manifeste par une diminution de 94% à 62% de la transmission de la lumière ( Figures II.15b et II.15c ). Mais après 5 jours de vieillissement, la transmission augmente. Ceci est expliqué par des interactions et agglomérations de s solutions de polymères, contrairement à l'état initial où la dispersion était maximale. 0 2 4 6 8 10 -65 -60 -55 -50 -45 -40 -3 5 -3 0 -25 P o t e n t i e l Z ê t a ( m V ) Concentration (g/l) xanthane PAC PHPA -0.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3 .0 3 .5 4.0 4.5 5.0 5.5 60 65 7 0 7 5 80 85 90 95 100 T r a n s m i s s i o n ( % ) Concentration (g/l) XCD Transmission à 1h XCD Transmission à 5 jrs PAC Transmission à 1h PAC Transmission à 5 jrs 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 0 20 40 60 80 100 0 2 4 6 8 10 T r a n s m i s s i o n ( % ) Concentration de xanthane (g/l) Transmission après 1h Transmission après 5 jrs Viscosité V i s c o s i t é ( c P ) (a) (b) (c) Figure II.15 : Evolution (a) du potentiel zêta, (b) de la transmission et (c) de la transmission et de la viscosité en fonction de la concentration en polymères II.3.5 Influence de la nature des polymères sur la variation de la tension superficielle La connaissance de la tension superficielle est importante dans la maîtrise des mécanismes d’interaction des polymères avec les argiles. La détermination des tensions superficielles du PHPA ( Figure II.16 ) et des autres polymères, seuls et en mélange à 30°C ( Tableau II.3), a été faite pour une concentration fixée à 1g/L pour toutes les solutions de polymères. A cette concentration, le PAC et le xanthane réduisent peu la tension superficielle de l’eau. Pour une concentration variant de 0 à 2 g/L, la tension minimale obtenue est de 65 mN/m pour le PAC et de 56 mN/m pour le xanthane. En revanche, le PHPA et les silicates abaissent fortement la valeur de ¸ (comme l'effet d'un tensioactif) et devraient favoriser davantage le mouillage et donc l’inhibition des argiles. Le mélange xanthane/PAC/PHPA don- ne des valeurs de tension plus faibles que le système xanthane/PAC/silicate. Figure II .16: Evolution de la tension de surface avec la concentration en PHPA CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 80 Tableau II.3 : Tensions superficielles des solutions de polymères à 1g/L, T = 30°C Audibert et Dalmazzone (2006) ont aussi observé une réduction de la tension de surface avec le mélange xanthane (0,5g/L) et de l'amidon modifié (0,5g/L) passant de 71,6 mN/m pour l'eau à 53,6 mN/m avec le mélange. Ghannam (1999) a montré l’effet significatif de la concentration (dans la gamme 0- 1000g/m 3 ) et de la température (entre 10 et 60°C) sur la tension de surface des solutions de polyacrylamide. La tension de surface de l’eau distillée (72,5 mN/m) augmente initialement avec l’addition de polyacrylamide puis chute à une valeur minimale pour 200 g/m 3 de polyacrylamide. La température fait diminuer également les tensions de surface. II.4 Les fluides de forage L'évolution des caractéristiques rhéologiques et physico-chimiques sera étudiée pour des systèmes de fluides avec et sans bentonite, en présence et en absence de KCl. Le pH est maintenu entre 9 et 11 par l’ajout d’une solution de soude. Les formulations sélectionnées et leurs caractéristiques sont présentées respectivement dans les Tableaux II.4 et II.5. Tableau II.4 : Formulation des fluides de forage pour 1litre d’eau Formulation Bentonite Xanthane PAC KCl PHPA Glycol Silicate F1 20 g 1 g 5 g 30 g 5 g 0 g 0 g F2 20 g 1 g 5 g 0 g 5 g 0 g 0 g F3 0 g 4 g 15 g 30 g 8 g 0 g 0 g F4 0 g 4 g 17 g 30 g 0 g 8 g 0 g F5 0 g 2 g 10 g 30 g 0 g 0 g 10 g II.4.1 Influence des additifs sur les propriétés rhéologiques et de filtration Les résultats montrent des caractéristiques rhéologiques et de fil tration qui varient selon la composition des fluides. L'utilisation de la bentonite donne en principe une viscosité élevée, due au nombre important de particules (Su et Shen, 2005). Cependant la viscosité la plus importante (VP = 43 cP) a été obtenue avec la formulation F3 qui ne contient pas de bentonite mais des concentrations importantes en xanthane et PHPA, donnant un grand filtrat, expliqué par l'absence de bentonite qui favorise la formation du cake et la rétention des polymères. Solution Eau XCD PHPA PAC Silicate 1/3 XCD + 1/3PAC+1/3PHPA 1/3XCD+1/3PAC +1/3 Silicate 1/2 XCD +1/2PAC , (mN/m) 71,35 56 47,5 65 45,7 40,5 58,5 66,4 CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 81 Par ailleurs, quel que soit l'additif, la variation de sa concentration dans la formulation du fluide affecte les autres propriétés considérées ; la Figure II.17a montre clairement une diminution du volume de filtrat avec la variation de la concentration en PHPA. Tableau II. 5 : Caractéristiques des fluides de forage à base de PHPA après 24 h F1 pH, .(mV) F2 pH, .(mV) F3 pH,.(mV) Eau + Bentonite (10,2; - 37,4) (10,1;- 38,3) - d VP (cP) YP (Pa) Gel0 (Pa) Gel10 (Pa) Filtrat (mL) + KCl (10,1; - 44,2) - (6,8;- 24,6) F1 1,03 22 41 7 8 8,5 + XCD (10,1; - 46.3) (10,1;- 42,5) (7.5;- 45.5) + PHPA (10,1;- 46,7) (10,1; - 44,1) (7,1;- 43,9) F2 + PAC (09,7;- 53,4) (09,6;- 52,6) (7,6;- 52,7) F3 1,03 1,02 31 43 48 42 13 10 20 13 9 20,5 KCl va réagir aussi bien avec les polymères qu’avec la bentonite, et, par conséquent, la viscosité et le seuil d’écoulement (YP) vont diminuer respectivement de 31 cP à 22 cP et de 48 Pa à 41 Pa (F1 et F2 dans les Tableaux II.5 et II.6). En revanche, le volume du filtrat est presque constant (8,5 à 9 mL) mais plus faible que celui obtenu avec la formulation F3 sans bentonite. Pour trois formulations différentes à base de PAC L, de CMC ou de PHPA, la Figure II.17b montre d’une part le rôle du PHPA en tant que réducteur de filtrat, en plus de son rôle inhibiteur, et d’autre part l’influence du KCl sur le volume du filtrat. La présence de KCl, en plus de son effet sur la viscosité, favorise la floculation de la bentonite, condition recherchée pour former un meilleur gâteau de filtrat (filtre-cake). Cette floculation est bien visualisée dans la Figure II.14c, où on remarque une similitude des contraintes de cisaillement pour l'ensemble des mélanges bentonite-KCl. 0 2 4 6 8 10 15 20 25 3 0 3 5 40 V o l u m e d u f i l t r a t ( m L ) Concentration en PHPA (g/L) 0 10 20 30 40 50 10 20 30 40 50 60 70 V o l u m e d u f i l t r a t ( m L ) Concentration en KCl (g/L) PACL CMC PHPA 0 4 8 12 16 20 0 10 20 30 40 Temps (min) V i s c o s i t é d e f i l t r a t ( c P ) (a) (b) (c) Figure II.17 : Variation du volume de filtrat du système au PHPA, en fonction de la concentration en PHPA (a), en KCl (b) et la variation de la viscosité du filtrat en fonction du temps (c) CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 82 Grâce au caractère anionique des polymères, l'adsorption et la floculation sont favorisées sous l'effet des liaisons hydrogène entre la surface des solides et les groupes hydroxyle des polymères. Le suivi de la viscosité du filtrat du système au PHPA en fonction du temps ( Figure II.17 c) montre que les premiers volumes du filtrat (concentrés en polymères) sont les plus visqueux ; cette viscosité chute de 18 cP après 5 min à 5 cP après 10 min puis reste constante. Tableau II.6 : Caractéristiques rhéologiques et de filtrati on des fluides sans bentonite après 24h Fluide d VP (cP) VA (cP) YP (Pa) Gel 0 (Pa) Gel 10 (Pa) Filtrat API (mL) Potentiel . (mV) F3 (au PHPA) 1.02 43 53.5 42 10 13 20.5 -52.7 F4 (au glycol) 1.01 45 68.5 47 7 8 21 -44.5 F5 (au silicate) 1.01 85 94 18 20 22 11.5 -54.1 L’influence de la concentration en électrolyte et du pH dans l’association des particules de montmorillonite a été largement discutée dans la littérature depuis les premiers travaux de Mac Ewan et Pratt (1957). Van Olphen (1963) a montré qu'à pH acide les bords des feuillets argileux sont chargés positivement. Brandenburg et Lagaly (1988), se basant sur des données rhéologiques de suspensions concentrées de montmorillonite-Na + , ont montré que dans la région de pH 5- 7,5, les contacts bord- bord sont détruits due à la faible densité de charge. Keren et al. (1988) ont déterminé comme valeurs de la concentration critique de floculation pour des suspensions aqueuses de montmorillonite -Na + (0,1% massique) : 10, 13, 31 et 44 mM/L de NaCl correspo ndant respectivement à des pH de 5 ; 7,5 ; 8,5 et 9,8. D’autres auteurs ont montré que, sous une faible pression de filtration (API : 100 psi), l'organisation des argiles est maintenue par des interactions face -bord. Benna et al. (1999) ont montré que les gels formés dans les suspensions de bentonite sont influencés par la variation du pH. La déstabilisation des suspensions argileuses sont les interactions électrostatiques gouvernées par le contrôle du pH et l'addition du polymère. Benna et al. (2001) ont spécifié que la rétention de l'eau est plus importante dans le cas du pH acide (liée aux attractions bord-face) par rapport au pH neutre (liée aux répulsions face-face. En principe, à pH < 6,5, les charges positives des bords interagissent avec la charge négative basale, cependant, les interactions bord-face ne sont pas considérées à faible force ionique (Tombácz et Szekeres, 2004). Mahto et Sharma (2004) ont montré que l'addition d'un autre polymère (gomme de tamarin) au mélange bentonite -PAC conduit à des propriétés rhéologiques acceptables avec un filtrat optimal pour de faibles concentrations, ce qui met en évidence le rôle des nouvelles structures formées sur la qualité du gâteau. Le contact entre les particules argileuses est généralement plus probabl e à faible pH et à faible concentration en sel (Lagaly, 1989). CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 83 II.4.2 Influence des additifs sur les propriétés électrocinétiques L'intervalle de variation du potentiel Zêta obtenu pour les trois formulations F1, F2, et F3 est assez similaire (de - 37 à - 53 mV) ( Tableaux II.4 et II.5). L’ajout des additifs comme KCl par exemple à la boue bentonitique fait varier le potentiel Zêta. En présence du KCl, le potentiel Zêta de valeur négative augmente vers des valeurs plus négatives ( Figure II.13c). La variation progressive du potentiel Zêta est expliquée par le fait que l’ajout des additifs (polymères de même type de charge) à la suspension de bentonite ne fait qu'augmenter le potentiel global de la solution. Les valeurs du potentiel Zêta oscillent entre – 38 et – 44 mV, pour l’ensemble des concentrations de bentonite (15, 20 et 30 g/L) après 24 h ( Figure II.13b). Ece et al. (2002) ont obtenu - 32,40 mV pour des suspensions de bentonite calcique. Le potentiel Zêta est de – 25 mV pour les faibles concentrations en x anthane (0,2 g/L), alors qu’il augmente à – 45/– 50 mV pour les concentrations variant de 0,5 à 2 g/L ( Figure. II.15a), et reste stable pour les fortes concentrations. Pour le mélange des solutions bentonite + xanthane : F2 ( Tableaux II.4 et II.5) le potentiel augmente légèrement de – 38,3 mV pour la suspension de bentonite seule (20 g/L) à – 42,5 mV après l’ajout de 1 g/L de xanthane. Cette variation s’explique par l’apport des charges de molécules de xanthane à la solution et par l’influence des nouvelles structures formées (bentonite-xanthane) qui augmentent la viscosité et font varier le potentiel Zêta. L’évolution du potentiel Zêta de la solution de PHPA seul montre une variation de – 37 mV pour 2 g/L à des valeurs pratiquement stables ( - 44 mV) pour de s concentrations variant de 6 à 10 g/L (Figure II.15a). Le potentiel Zêta varie légèrement à - 42 mV avec l’ajout du xanthane et après l’ajout de 5g/L de PHPA à – 44 mV, soit la même valeur que la solution du PHPA seul à 5g/L ( Tableau II.6 et Figure. II.15a). Les faibles variations du potentiel peuvent être liées à la variation de la viscosité des solutions. Les solutions les plus concentrées sont les plus visqueuses, ce qui a un effet sur la mobilité électrophorétique des molécules augmentant ainsi le potentiel Zêta (Khodja et al. , 2006a et b). Les valeurs du potentiel Zêta du PAC seul, en solution ( Figure II.15a) oscillent entre – 52 mV pour 0,5g et – 66 mV pour 10g de polymère. Elles deviennent donc plus élevées en valeur absolue avec l’augmentation de la concentration. Le potentiel du mélange des polymères est influencé par le potentiel du PAC (charge et comportement en solution). Cette évolution peut être expliquée par le fait que les polymères utilisés en solution sont en état de répulsion permanente en présence de charge de même signe. Avec l’ajout progressif des polymères à la suspension initiale de bentonite, la force ionique et la viscosité augmentent, sans pour autant provoquer la floculation (Khodja et al., 2006a et b). Ceci reste valable avec les polymères utilisés et dans la gamme de concentration étudiée. Les Figures II.14a et II.14b montrent la même tendance du point de vue viscosité après l'ajout des polymères à la suspension de bentonite. Les travaux de Gungor et Karaolan (2001) et Yalcin et al. (2002) ont montré que l'ajout d'un tensioactif (SDS) à une suspension de bentonite augmente la viscosité et réduit le potentiel Zêta. Rushing et Hester (2004) ont développé une relation prenant en charge la contribution des forces électrostatiques sur le comportement des solutions de polymères en solution saline. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 84 II.4.3 Etude comparative des performances des fluides de forage Le choix des boues aux polymères (KCl/PHPA, KCl/Glycol et KCl/Silicate) a été dicté par leur large utilisation sur les chantiers de forage du fait du meilleur pouvoir inhibiteur de ces polymères. Les caractéristiques des fluides ( Tableau II.6 ) des trois formulations F3, F4, et F5 sélectionnées précédemment ( Tableau II.4) ont été étudiées. Celles-ci ont des concentrations identiques en KCl, avec la présence de PAC et de xanthane, mais sans la présence de bentonite. La formulation F3 contient du PHPA, F4 du glycol et F5 du silicate, comme additifs supplémentaires. Il est important de rappeler que la viscosité des solutions de polymères, ainsi que celle des filtrats correspondants, varie globalement avec la concentration ( Figure II.18a). Elle augmente fortement avec le PHPA qui exhibe de bonnes propriétés d’inhibition par rapport aux agents réducteurs de filtrat CMC et PAC ( Figure 18a). Les volumes de filtrat augmentent avec le temps pour les trois systèmes ( Figure II.18b ). Le système au PHPA débute par le plus faible filtrat qui devient égal après 30 min à celui du système au glycol. Cette tendance peut être expliquée par le mode d’association initiale des molécules de PHPA qui sous l’effet de la pression de filtration vont finir par traverser le filtre, surtout en absence d'argiles. Ce résultat est confirmé par l’augmentation de la viscosité du filtrat, d’une part avec la concentration en PHPA ( Figure II.18a) et d’autre part en fonction du temps ( Figure II.17c). Que ce soit pour la boue ou pour le filtrat, le système au PHPA donne des contraintes de cisaillement plus importantes par rapport aux systèmes au glycol et au silicate ( Figure I I.19a et b). (a) (b) Fig. II.18 : Evolution de la viscosité du filtrat en fonction de la concentration initiale en polymères (a) et du volume de filtrat des systèmes en fonction du temps (b) Ces résultats montrent que le PHPA est présent dans la même gamme de concentration dans la boue et dans le filtrat. Pour les deux autres systèmes, le gâteau formé est moins perméable et donc le filtrat est moins concentré. Les molécules de silicate et de glycol retenues, engendrent de faibles valeurs des contraintes de cisaillement pour les filtrats. Ainsi, le PHPA en tant inhibiteur possède aussi un bon pouvoir viscosifiant et réducteur de filtrat (Khodja et al., 2006a). Les trois systèmes obéissent à un modèle du type loi de puissance. Deux modèles rhéologiques, ceux de Herschel -Bulkley et d'Ostwald de Waele ont été retenus pour décrire les trois rhéogrammes obtenus ( Figures II.19a) comme cela a été proposé par plusieurs travaux sur les fluides aux polymères (Jasim et Ramaswamy, 2004 ; Versan Kok et Alikaya, 2004 ; Kayacier et Dogan, 2006 ; Dolz et al., 2007). 5 10 15 20 25 3 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 v o l u m e d e f i l t r a t ( m L ) temps de f iltration (mn) Silicate Glycol PHPA 0 5 10 15 2 0 2 5 3 0 3 5 0 2 ,3 7 4 ,7 5 7 ,12 9 ,5 c o n c e n t r a t i o n ( g / L ) PAC C MC PHPA CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 85 0 200 400 600 800 1000 0 20 40 60 80 100 120 140 c o n t r a i n t e d e c i s a i l l e m e n t ( P a ) Gradient de cisaillement (1/s) boue au PHPA boue au Glycol boue au Silicate de Na 0 200 400 600 800 1000 0 20 40 60 80 100 120 140 C o n t r a i n t e d e c i s a i l l e m e n t ( P a ) Gradient de cisaillement (1/s) Filtrat de la boue au PHPA Filtrat de la boue au Silicate Filtrat de la boue au Glycol (a) (b) Fig. II.19 : Rhéogrammes des fluides de forage (a) et des filtrats des fluides de forage (b) Les différences de dimension et de masse moléculaire entre le PHPA, le glycol et le silicate ainsi que l'effet de charge peuvent aussi être des facteurs influents. En effet, la comparaison de l'évo lution du potentiel Zêta des trois systèmes ( Tableaux II.4 et II.6) a montré qu'il est minimal en valeur absolue pour celui au glycol (- 44 mV), alors qu'il est presque identique pour le PHPA (- 52,7 mV) et le silicate (- 54,1 mV). La comparaison entre les trois polymères (xanthane, PAC et PHPA) montre que, pour une concentration de 1 g/L, le PHPA a donné le potentiel Zêta le plus faible ( Figure II.15a). En revanche, du point de vue viscosité, pH et tension interfaciale, il a donné les valeurs les plus fai bles (Tableau II.3, Figures II.9a, II9b, II.10 et II.11). La comparaison de la transmission entre le xanthane et le PAC a montré que le PAC donne des valeurs plus importantes ( Figure II.15b), ce qui explique son mode de dispersion comparativement au xanthane. L'augmentation de la viscosité avec la concentration en xanthane est expliquée par une diminution de la transmission qui peut -être liée à une expansion des molécules surtout après vieillissement ( Figure II.15c), d'où l'importance de la dimension des molécules de polymères dans la variation des propriétés étudiées (viscosité, filtrat, potentiel Zêta, tension interfaciale. La combinaison de ces trois propriétés (viscosité, tension interfaciale et potentiel Zêta) nous amène à étudier le lien entre mouillage et inhibition. Il est certain qu'une faible viscosité favorise le mouillage. La faible valeur de tension interfaciale du PHPA comparativement au PAC et au xanthane ( Tableau II.3 et Figures II.16) corrobore les valeurs du potentiel Zêta des trois polymèr es ( Figures II.15a). Pour des concentrations fixes de 1g/L en polymères (xanthane, PAC, PHPA et silicate), le système xanthane/PAC/PHPA a donné une tension interfaciale (40,5 mN/m) plus faible que le système xanthane/PAC/Silicate (58,5 mN/m). Cette différence peut être expliquée par une différence de viscosité ( Tableaux II.4 et II.6) favorisant le mouillage et par conséquent l'encapsulation, propriété largement discutée dans le mécanisme d'inhibition du système PHPA. PHPA silicate glycol PHPA glycol Silicate CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 86 Le potentiel Zêta du système au PHPA est un peu plus (important) faible en valeur absolue que celui du silicate ( Tableau II.6), mais plus élevé que celui du glycol. Cette situation peut être expliquée par l'effet stérique du PHPA comparativement au glycol et au silicate, donnant au PHPA une propriété d'adsorption plus importante (un bon recouvrement de la surface des argiles) sous l’effet de sa masse molaire ainsi que sa dimension et sa charge. Après contact avec les argiles, les sites chargés négativement de la molécule du PHPA sont attirés par les sites de bord des argiles chargés positivement, donnant lieu à une “encapsulation” C’est ainsi que le phénomène de gonflement est retardé, ainsi que la dispersion et la désintégration, par la création d’une barrière évitant la migration de l’eau et améliorant par conséquent la stabilité des parois (Khodja et al., 2006b). Par ailleurs, malgré son faible effet stérique, le système au silicate (F5) qui a le potentiel Zêta le plus négatif, est le mieux classé en terme d'inhibition. Le système au silica te a donné la plus grande valeur de viscosité, VP = 85 cP, soit deux fois plus que la viscosité du PHPA (F3) et du glycol (F4), le plus grand gel 0/10 (20/22) et le meilleur filtrat API=11,5 mL (valeur moitié du filtrat des systèmes au PHPA et au glycol). Ces propriétés sont largement recommandées dans les mécanismes d'inhibition (Baker et Garisson, 1939 ; van Oort, 2003). Ainsi, la comparaison de la performance du PHPA et des silicates montre deux mécanismes différents. Le PHPA agit principalement par encapsulation et par interaction argile-polymère, alors que le silicate agit, en plus de sa dimension, par l’effet des propriétés rhéologiques et de filtration. Pour des concentrations en additifs fixes et identiques (XCD et PAC), les propriétés du système au silicate favorisent plus l’inhibition que le système au PHPA. La comparaison entre les systèmes au PHPA et au glycol ayant de volumes de filtrat identiques (20,5 et 21 mL) et des viscosités plastiques similaires (43 et 45 cP) montre d'une part des gels et un effet stérique plus important pour le PHPA et d'autre part une différence dans le potentiel Zêta : - 44, 5 mV pour le système au glycol et - 52,7 mV pour le PHPA. Cette différence de potentiel peut certainement affecter l'intensité des interactions argi les-polymères en conférant aux molécules de glycol une adsorption meilleure avec une mobilité supérieure, vu leur faible dimension. Dans ce cas également, l'effet électrocinétique semble l'emporter sur l'effet stérique, car le système au glycol, malgré la faible dimension des molécules, a donné un potentiel Zêta plus faible que celui du système au PHPA et par conséquent il peut être considéré plus inhibiteur, surtout vis -à-vis d'argiles gonflantes. Cliffe et al. (1995) en étudiant les systèmes glycol -argile ont montré que les fluides contenant du KCl et du glycol sont plus stables dans l’eau que ceux sans KCl ou autres ions (Na + , Ca ++ ). En fonction de ces observations, les auteurs ont évoqué les mécanismes d’inhibition de la dispersion des argiles par les glycols. Ces molécules ont montré un pouvoir effectif pour l’inhibition des argiles. Ils réduisent la dispersion des argiles (cuttings) dans le milieu par la réduction du gonflement et par conséquent réduisent les problèmes de stabilité des parois et augmentent l’avancement du forage (Reid et al., 1993 ; Aston et Elliot, 1994). En complément à ces résultats et dans un souci d'exploiter les différentes tendances observées, les propriétés de filtration seront étudiées dans le cadre de la proposition d'une nouvelle méthode d'évaluation de la performance des polymères inhibiteurs utilisés dans les fluides de forage. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 87 II.5 Essais de filtration sur pastilles II.5.1 Préparation et caractérisation des pastilles Toutes les techniques d’inhibition citées dans le Chapitre I sont importantes, cependant certaines ont été critiquées du point de vue faisabilité, coût, précision et/ou conditions d’utilisation. La recherche de nouvelles techniques rapides et faciles, est toujours d’actualité pour prendre en charge l’évaluation de la diversité de produits et d’additifs proposées pour l’inhibition du gonflement des argiles au cours des opérations de forage. Il apparaît évident que le choix de solutions presque universelles ne peut se faire qu’après un effort de compréhension des mécanismes menés par des études physico-chimio-mécaniques des roches. L’utilisation d’une quantité d’eau de 10%, souvent recommandée pour la préparation des pastilles comprimées, peut affecter les propriétés pétrophysiques (porosité et perméabilité). Pl usieurs travaux démontrent le rôle de l’humidité initiale sur les propriétés d’écoulement, d’où l’incidence sur les techniques d’inhibition. Par ailleurs, la méthode de dispersion en “hot rolling“ propose une granulométrie assez large, qui ne permet pas d’ assurer une bonne homogénéité car la granulométrie initiale des cuttings affecte les propriétés de filtration et d’inhibition. Le test de filtration sur pastilles combiné à un effet de compactage, tentera de préserver l’état initial des cuttings et sera plus représentatif ( Khodja et al., 200 6c et 2008). Pour l’ensemble des essais de filtration sur pastilles, l’échantillon de référence n°21 ( Tableau II.2) a été utilisé en optant pour un lavage au n-hexane et un séchage à l’air libre suivi par un broyage mod éré et un tamisage. En termes de diamètres, les classes obtenues sont les suivantes : 36- 100 u m, 100- 200 u m, 200- 800 um et plus de 800 um. Pour la préparation des pastilles, un mélange homogénéisé (24g) soit 6g de chaque fraction a été mis dans la cellule API de filtration (d i : diamètre intérieur de la cellule API = 140 mm) et a subi une compaction ( Figure II.20 ). Des pastilles de quelques mm d’épaisseur ayant un diamètre de 140 mm sont obtenues. Les pastilles utilisées dans les expériences de filtration, ont été préparées sous différentes forces de compaction (20 à 160 kN). La porosité et la perméabilité des pastilles ont été mesurées à l’aide d’un porosimètre et d’un perméamètre à l’air ( Tableau II.7) et les valeurs enregistrées ont été comparées en fonction de la force de compaction, avec celles obtenues lors des tests de filtration des systèmes de boue étudiés. D’une façon générale la porosité et la perméabilité diminuent avec l’augmentation de la force de compaction. Tableau II.7 : Propriétés des pastilles Force de compaction Porosité : Φ (%) Perméabilité à l'air : K air (mD) 20 Kn 7,07 19,86 40 kN 6,58 08,86 60 kN 6,03 07,38 CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 88 1 2 3 4 5 Figure II.20 : Montage et mode opératoire de préparation des pastilles pour filtration 1. Cuttings originaux utilisés dans le test de dispersion conventionnel en hot-rolling, 2. Presse hydraulique utilisée pour la préparation des pastilles cylindriques pour la mesure des caractéristiques pétrophysiques, 3. Méthode de préparation des pastilles pour les essais de filtration dans la cellule API (remplacement du papier filtre API), 4. Cellule API de filtration contenant le fluide avec disposition de la pastille des cuttings en bas de la cellule, 5. Cake obtenu après filtration dans la cellule API (cas du système PHPA, F = 100 kN, diamètre = 140 mm, e = 2 mm). Olchitzky (2002) a montré que le comportement mécanique observé à travers l’évolution de l’indice de vide est fonction aussi de la pression de compactage, en plus de la pression capillaire. Les mesures de porosité d’un matériau argileux réalisées par diverses techniques microscopiques (Guillota et al., 2002) ont montré qu’il existe une différence significative avec la porosité totale estimée macroscopiquement. Cette différence peut être attribuée aux espaces microporeux inférieurs à 2 nm et aux volumes poreux fermés, non accessibles par les techniques employées. Par ailleurs, le rôle des méthodes de séchage des échantillons, qui ne permettent pas le retrait d’une partie de l’eau, est mis en évidence. L’élimination de celle-ci entraînerait des modifications microtexturales irréversibles, qui conduiraient à une interprétation erronée du comportement macroscopique du matériau. II.5.2 Caractérisation des fluides utilisés Trois formulations F6, F7 et F8 ( Tableau II.8) ont été sélectionnées pour les essais de filtration sur pastilles. Dans un but comparatif, les concentrations en sel KCl, en viscosifiant (xanthane) et en réducteur de filtrat (PAC) ont été maintenues constantes. Le pH est maintenu entre 9 et 11 par ajout de soude. Tableau II.8 : Formulation des fluides à base d’eau utilisés Fluide Eau (mL) KCl (g) Xanthane (g) Silicate (g) PHPA (g) Glycol (g) PAC (g) F6 1000 60 4 0 2 0 12 F7 1000 60 4 0 0 4 12 F8 1000 60 4 15 0 0 12 Les caractéristiques des fluides sélectionnés ( Tableau II.9) montrent des viscosités élevées, surtout pour le système au silicate (VP = 21 cP), et des valeurs de filtrat API acceptables. Cake du systè me PHPA (F = 100 kN) di : 140 mm CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 89 9,5 5 10 7 9,5 8 59 110 165 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 20 40 100 150 Force de compaction (kN) Silicate Glycol PHPA Volume de filtrat (mL) 60 Tableau II.9 : Caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides après 24h Fluide d VP (cP) VA (cP) YP (lb/100ft 2 ) Gel 0 (lb/100ft 2 ) Gel 10 (lb/100ft 2 ) Filtrat API (mL) F6 1,01 14 26 24 07 08 07 F7 1,01 11 14,5 07 03 08 11 F8 1,02 21 29 16 07 08 09 II.5.3 Influence de la force de compaction La force de compaction a une influence significative sur la perméabilité ( Figure II.21). Pour l’ensemble des systèmes, le volume du filtrat est inversement proportionnel à la force de compaction. On note l’obtention d’un filtrat total pour les forces de compactions inférieures à 60 kN. D’autre part, même pour des forces de compaction élevées, le volume de filtrat du PHPA reste supérieur à ceux des deux autres systèmes (silicate et glycol). La pression de compaction peut être assimilée au dépôt de sédiments en profondeur. Il faut également souligner que la différence de compactage est une des difficultés rencontrée lors de ces expériences. La pression et la teneur initiale en eau de la poudre au moment du compactage, sont les deux paramètres pris en compte ayant une influence sur le comportement mécanique du matériau compacté. En terme de qualité des pastilles, la variation de perméabilité aux fluides (eau + polymères) peut être due i) à l’adsorption des polymères à la surface des minéraux et sur les bords de l’argile (Bennion et al., 2000) et ii) à la migration des fines particules argileuses (Bennion, 1999). Du point de vue minéralogique, les travaux de Ri oche et Hun (1979) ont montré une différence dans le type de liaisons et le mode de dispersion des minéraux argileux. Figure II.21 : Evolution du volume de filtrat pour les différents systèmes sous différentes forces de compaction Pour les bentonites par exemple, les travaux relatifs à l’évaluation des propriétés des grains compactés montrent que le procédé de compaction est gouverné par la méthode d’homogénéisation de la bentonite lors du chargement (Hiroshi, 2006). De nombreuses observations (Abidin et Hsai- Yang, 2000 ; Olchitzky, 2002 ; Dennis et al., 1989 ; Benayada et al., 2003) reflètent d’une part une grande hétérogénéité dans les formations traversées, et d’autre part la variation de leur réactivité avec comme conséquence une variation des quantités et des types de polymères qui peuvent être adsorbés. Il a été également observé que la CEC des argiles est inversement proportionnelle à la taille des particules d’argile, cela étant lié à l’augmentation de la surface spécifi que présentée par ces derniers (Khodja et al., 200 5a et 200 6c).. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 90 Les études réalisées par Tessier (1984) montrent en effet que sous l’effet d’une diminution de la pression capillaire, l’eau absorbée par le matériau vient non seulement remplir les pores mais également s’intercaler entre les feuillets des particules. Il a montré que les mécanismes responsables du gonflement à l’échelle microscopique se résument à l’insertion d’eau entre les feuillets et la division des particules due aux forces de traction de l’eau sur les feuillets. Les différentes formes d’instabilité des puits résultant des interactions entre les fluides de forage et les formations argileuses sont liées aux phénomènes d’hydratation. Généralement, les quantités d’eau retenues dans les sédiments dépendent de la profondeur de la formation, du type et de la concentration des minéraux argileux présents dans les sédiments, de la capacité d’échange cationique des minéraux et de l’âge géologique de la formation. Les observations signalées montrent d'une part l'influence de l'ajout d'eau et de l'humidité initiale des cuttings sur la performance de la méthode aux pastilles et d'autre part le rôle de la granulométrie sur la formation des vides et sur le pouvoir de rétention des polymères. La considération, d'une part, de l'humidité et, d'autre part, du compactage permet une meilleure évaluation des performances des polymères étudiés (Khodja et al., 2008). En plus, d'une façon générale, les formations argileuses contiennent des microfractures. Le temps et la pression de confinement élevée réduisent ces ouvertures. Lors du contact avec l’eau, il y a pénétration préférentielle à travers ces vides (microfractures) et développement d’une pression de gonflement affectant la stabilité des formations. Dans le cas où la salinité de la phase aqueuse est similaire à celle dans les pores, le gonflement est évité et la formation stabilisée. II.5.4. Influence de la concentration en KCl et en silicate de sodium L’influence de la concentration en KCl sur les propriétés de filtration pour le système au silicate est montrée sur la Figure II.22a. Des volumes plus faibles à nuls de filtrat sont enregistrés à des forces de compaction élevées. Les sels réduisent le volume du filtrat API et augmentent la viscosité pour la majorité des systèmes de fluides à base d’eau. Avec le système aux silicates ( Figures. II.22) les valeurs du filtrat ont légèrement augmenté avec la concentration en KCl (2.82%) mais restent toujours acceptables ( ≤15 mL). Du point de vue qualitatif, on note la forte hydratation des ions silicate nécessitant un rapport plus important en eau et déclenchant un filtrat tardif. Ajouter à cela, la différence des caractéristiques rhéologiques des systèmes entraînant une augmentation de la viscosité et par conséquent un retard d’écoulement et de filtration (remarques largement visualisées précédemment dans la Figure II.18b et dans le Tableau II.6. La salinité a une grande influence sur les propriétés d'inhibition. Du point de vue qualitatif, la Figure II.23 révèle d'une part que le filtrat diminue avec la concentration en KCl ( Figure II.23a) et en fonction de la concentration en NaCl ( Figure II.23b ). Pour le système étudié (2,71% silicate), une concentration en KCl inférieure à 10g/L peut être recommandée pour une bonne inhibition. Avec le chlorure de sodium une saturation (340 à 350 g/L de NaCl) affecte énormément le volume et la viscosité du filtrat. Une concentration optimale en silicate liée à la concentration en KCl et à la nature et concentration des additifs présents, montre l’effet de la salinité sur les propriétés de filtration et par la suite sur l’inhibition. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 91 En plus de ces paramètres liés à la formulation du fluide, il faut ajouter l’influence de la composition et des propriétés des pastilles traversées. Effectivement, plusieurs auteurs (Thomas et Crowe 1978 ; Khiilar, 1981 ; Khiilar et Fogler, 1984) ont montré l’existence d’une concentration critique en sel (CSC : Critical Salt Concentration), indépendante du débit, mais ni du type de cation en solution ni d e la température. Pour les cations monovalents, la séquence de la CSC est la suivante: Na + > K + > NH 4 + > Cs + . Sur chantier, l'analyse des quatre essais aux silicates réalisés sur les puits du champ de Hassi Messaoud (HMD) a montré initialement l'utilisatio n d'une concentration variable de 1 à 14% en KCl pour une concentration en silicate variable. La synthèse des essais a révélé qu'une concentration de 2 à 5 % en KCl et une concentration en silicates moyenne de 50 kg/m 3 sont largement suffisantes pour l’inhibition de la formation traversée (Khodja, 2003). Les concentrations en sel et en silicate utilisées sur chantier ont été au préalable optimisées au laboratoire, et certainement liées aux méthodes d'inhibition utilisées. (a) (b) Figure II.22 : Evolution du volume du filtrat en fonction de la concentration en (a) KCl (1,37% Silicate, F = 60 kN, t = 25 °C) et (b) Silicate de sodium (2,82% en KCl, F = 60 kN, t = 25°C) Les effets osmotiques jouent un rôle majeur dans le profil de pression de la formation traversée au cours du forage. Le potentiel osmotique contribue à la génération d’un gradient de pression hydraulique important. Pour une différence de concentration ionique entre la formation et les abords du puits, on peut avoir un transfert de l’eau vers la formation. Rosana et al. (2000) ont montré que la pression osmotique a un faible effet sur le flux de l’eau et des sels par rapport au potentie l osmotique, ce qui laisse supposer que le contrôle du transport de l’eau à travers les argiles pourra être affecté par l’ajustement de la concentration du soluté dans le fluide. En plus des considérations économiques sur le coût du forage, une augmentation des concentrations en additifs n'est pas toujours la meilleure solution. Une bonne optimisation des concentrations en additifs (polymères et sels) avec une bonne méthode d'évaluation de l'inhibition contribuera à résoudre les problèmes rencontrés. 7,5 5 10 5,5 2 4 6 8 10 12 sans silicate silicate 0.55% silicate 1.37% silicate 2.71% Volume de filtrat (mL) 6.5 8.5 15 10 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Sans KCl KCl 0.96 % KCl 2.82 % K Cl 5.4 6% Volume de filtrat (mL) CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 92 4 18 13 10 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 20 °C 50 °C 65,5 °C 80 °C volume de filtrat (mL) 0 10 20 3 0 40 50 10 15 20 25 3 0 F i l t r a t ( m L ) concentration en KCl (g/L) 50 100 150 200 250 300 350 5 6 7 8 9 10 F i l t r a t ( m L ) Concentration en NaCl (g/L) (a) (b) Figure II.23 : Variation du volume de filtrat en fonction de la concentration en KCl (a) et en NaCl (b) pour un système à 2,71% en silicate II.5.5. Influence de la température sur les propriétés de filtration La figure II.24a montre une augmentation du filtrat avec la température des fluides de forage, entre 20 et 50°C, qui peut être expliquée par une diminution de la viscosité des solutions . Cependant, à pa rtir de 50°C, on observe une diminution du filtrat, correspondant à une masse importante du gâteau (cake) formé, qui peut être liée au comportement des silicates. Le chauffage favorise l’hydrolyse des molécules, ce qui permet, en présence de cations, de former des gels améliorant la précipitation et réduisant l’infiltration de la solution à travers les pastilles. A titre comparatif, le PHPA, en plus de son pouvoir secondaire en tant que viscosifiant et réducteur de filtrat, présente une bonne stabilité thermique comparativement aux autres agents réducteurs de filtrat : CMC et PAC L (Figure II.24b). (a) (b) Figure II.24 : Evolution (a) du volume de filtrat en fonction de la température (système au silicate 1,37 %, 2,82% KCl) et (b) de la viscosité des solutions de polymères en fonction de la température En fonction de la nature des additifs présents et des conditions de filtration, on peut imaginer plusieurs situations. 20 3 0 40 50 60 7 0 80 12 16 20 24 28 3 2 3 6 40 44 V i s c o s i t é P l a s t i q u e ( c P ) Température (°C) PACL CMC PHPA CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 93 Au sujet de la charge par exemple, Page et al. (1993) ont étudié l'influence de la température sur l’adsorption de macromolécules non ioniques et anioniques (polyacrylamides et xanthane) sur du sable et de la kaolinite. Pour une salinité fixe, ils ont observé une diminution de l’adsorption avec l’augmentation de la température. Pour les non ioniques (polyacrylamides), l’adsorption est importante à 30°C et diminue fortement à 50°C. Pour les polyélectrolytes, la densité d’adsorption reste élevée de 30°C à 50°C et diminue à partir de 90°C. Par conséquent, une variation de la température perturbe le système et influe énormément sur les propriétés d’écoulement et de filtration. D’une façon générale, il est difficile de donner une seule interprétation aux phénomènes qui surgissent en milieu poreux. Il est pratiquement impossible d’atteindre une homogénéité totale des pastilles . Une variation de 10 à 20% dans les valeurs de filtrat dans des essais similaires a été observée. Face à de nombreux paramètres, l'étude des interactions argiles-polymères apportera certainement une explication aux problèmes rencontrés au cours du forage et permettra à l'expérimentateur de comprendre les mécanismes mis en jeu. Il sera difficile de mettre un ordre de contribution dans la panoplie de facteurs influents. Toutefois, une bonne optimisation des formulations peut apporter une bonne contribution. Le bon suivi des tests sur chantier et l'ajustement des formulations permettront d'affiner les solutions. II.6 Etude du pouvoir inhibiteur des fluides de forage II.6.1. Analyse des résultats laboratoire Généralement, les techniques de laboratoires util isées pour la détermination du caractère d'inhibition des argiles donnent des résultats variables. Les tests des pastilles comprimées et de la dispersion en “hot rolling“ (test d’intégrité) sont souvent les plus utilisés. Les cuttings testés sont issus des formations de la phase 16'' des puits de HMD. Les résultats d’inhibition obtenus avec les formulations étudiées ( Tableau II.10) sont donnés dans le Tableau II.11. Les fluides testés sont à base d’eau, sans glycol, avec glycol et au silicate, ainsi qu’un système de boue émulsionnée inverse conventionnelle de rapport H/E=80/20. Tableau II.10 : Formulation des fluides à base d’eau utilisés pour les tests d'inhibition (pour 1 L d’eau) Fluide KCl (g) Xanthane (g) Silicate (g) PAC (g) NaCl (g) Glycol (g) VP (cP) Gel 0/10 (Pa) Filtrat API (mL) Sans glycol 50 1,5 0 12 270 0 15 3/4 12 Avec glycol 50 1,5 0 12 270 3 18 3/5 8 Silicate 30 2,5 20 12 0 0 26 5/6 7 PHPA 30 3 0 12 0 0 8 3/4 10 CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 94 Tableau II.11 : Résultats des tests d'inhibition par la méthode des pastilles K : Kaolinite, Chl : Chlorite, I : Illite, Tr : traces La méthode des pastilles utilise les échantillons d'argile sous forme de pastilles de 5 mm de diamètre, élaborées à partir d'échantillons broyés et mis sous forme de pâte par l'introduction d'eau jusqu'à 10%. Cette pâte est alors pressée sous 6000 psi pour l'obtention de pastilles. Celles ci sont ensuite mises en contact avec le système de fluide en régime dynamique (“hot - rolling“, 16 h à 80°C). Le taux de récupération ou pourcentage d'inhibition est calculé par la formule suivante : Récupération (g ou %) = (masse initiale – masse finale après hot rolling)/masse initiale Pour le test de dispersion, une masse de cuttings de dimensions variables (quelques centaines de um à quelques mm) préalablement séchés à 105°C est introduite dans des cellules à boue. A la sortie de l'étuve, les cuttings sont tamisés à travers une série de tamis (généralement trois tamis). La masse des tamis préalablement déterminée est comparée à celle des tamis séchés contenant les cuttings après “hot rolling“. Le taux de récupération ou pourcentage d'inhibition est évalué en comparant la variation de masse des cuttings par rapport à chaque tamis. Pour les deux méthodes, les tests ont été réalisés 2 à 4 fois afin de confirmer les résultats obtenus. L'écart entre les valeurs moyennes données est de 13%. Une nette amélioration (20 à 25%) est observée dans la récupération avec la présence du glycol ( Tableau II.11) ; le taux moyen de récupération avois ine 76%, ce qui est important du point de vue inhibition. La même observation au sujet du glycol a été signalée par d'autres auteurs (Burn et Jones, 1998 ; Khodja- Saber, 1999). D'autre part, les valeurs obtenues pour les cinq échantillons sont du même ordr e de grandeur quelle que soit leur minéralogie (65 à 90% d'argiles) avec une variation du type d'argiles, kaolinite (0 à 33%), illite (45 à 84%), et chlorite (0 à 4%) ( Tableau II.11 ) et quel que soit le type de fluide, sans glycol (51 à Echantillon et teneur en argiles CEC (meq/100g) système sans glycol (%) système au glycol (%) système au silicate (%) Système OBM H/E: 80/20 (%) Turonien top : 65% K (13) / Chl (- ) / I (45) Albien top : 80% K (Tr) / Chl (Tr) / I (80) Ba rrémien bas : 90% K (6) / Chl (3) / I (67) Néocomien : 89% K (- ) / Chl (4) / I (84) Dogger lagunaire : 83% K (33) / Chl (- ) / I (50) 28,2 25,5 22,4 23 26,5 53 51,8 50,9 52 51,6 76,2 79,3 74,6 76,6 76,2 95,4 95,8 96,3 96,2 95,8 98,6 98,2 98,5 97 98 CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 95 53%), avec glycol ( 74 à 79%), au silicate (95 à 96%) et à base d'huile (97 à 99%). Les argiles présentes ont plus tendance à se disperser qu'à gonfler. L’analyse des résultats obtenus entre les différents systèmes testés montre que le système aux silicates a donné le meilleu r taux d’inhibition se rapprochant des valeurs obtenues avec les systèmes à l’huile. Les mêmes tendances ont été signalées par Woods et Marouf (2001). Malgré ce taux d’inhibition avec les silicates très important (96%), la réalité sur chantier est différente car ces valeurs ne donnent qu’un aperçu général de l’efficacité des systèmes utilisés. Les essais sur puits révèlent d’autres considérations à prendre en compte pour la bonne réussite des essais. Sur chantier, au cours du forage, les traitements et l es améliorations réalisées sur les formulations en terme de concentrations en silicates et en KCl confortent le fait que les résultats des techniques actuelles d’inhibition effectuées au laboratoire ne sont pas souvent efficaces et doivent être prises avec beaucoup de réserves en terme des prévisions réelles au cours du forage (Khodja, 2003). Vu la teneur importante en argiles (65 à 90%) des échantillons testés, d'autres échantillons de cuttings de faible teneur en argiles, de dimensions variables et un éc hantillon de bentonite ont été sélectionnés, d'une part pour comparer les résultats obtenus avec une autre méthode d'inhibition et d'autre part pour étudier la performance des différents fluides vis -à-vis de ces échantillons. La variation de la récupération pour les différents échantillons ( Tableau II.12) est donnée avec les différents systèmes PHPA, glycol et silicate ( Figures II.25a et b). Tableau II.12 : Composition minéralogique des cuttings ° minéraux argileux ° minéraux non argileux Echantillon K a o l i n i t e I l l i t e C h l o r i t e M o n t m o r i l l o i t e I n s t r a t i f i é s I - M S o m m e Q u a r t z C a l c i t e D o l o m i t e S i d é r i t e P l a g i o c l a s e s S o m m e A 30 20 40 - 10 100 84 2 - 2 - 88 B 15 40 35 - 10 100 40 1 - 7 1 49 C 30 10 50 - 10 100 60 4 - 6 - 70 D 30 35 25 - 10 100 70 13 2 - 3 88 Bentonite - 5 - 95 - 100 16 - - - 4 20 Vu l'hétérogénéité des échantillons, une masse importante de cuttings (60 à 100g) a été préparée afin de donner plus de représentativité aux résultats obtenus. Pour l'échantillon A ( Figure II .25a) et pour la dimension grossière (d > 0,84 mm) le taux de récupération avec le système au PHPA est relativement similaire à celui au glycol. Cependant, pour les dimensions les plus fines (d < 0,84 mm), le système au glycol est meilleur. Pour la bentonite la récupération est semblable pour les trois systèmes mais inférieure aux pourcentages obtenus avec des cuttings moins argileux. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 96 8 6 . 6 0 6 2 . 2 0 6 4 . 0 0 7 9 . 2 1 6 1 . 0 0 8 9 . 0 1 5 1 . 5 6 1 8 . 9 4 2 6 . 0 5 9 . 7 3 2 9 . 0 6 3 . 2 3 9 . 6 5 0 . 4 2 1 3 . 7 5 9 4 . 6 0 - 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 A / g l y c o l b e n t . / g l y c o l A / P H P A b e n t . / P H P A R é c u p é r a t i o n ( g ) masse initiale (g) m ≥ 0,84 mm (g) 0,84< m < 0,4 mm (g) 0,4 < m < 0,2 mm (g) (a) (b) Figure II.25 : Pourcentage de récupération (a) argile A et Bentonite par le glycol et PHPA et (b) différentes argiles par le système au silicate La comparaison de la performance du système au silicate sur les quatre échantillons A, B, C, D de minéralogie assez différente (teneur en argile de 12 à 51%) et faible comparativement aux premiers échantillons ( Tableau II.11 et Figure II.25b) a donné des résultats assez proches. La même tendance a été aussi observée avec l 'échantillon de Bentonite (80% d'argiles avec 95% de montmorillonite). Avec l'utilisation de deux méthodes différentes (méthode des pastilles et test de dispersion) et sur des échantillons de différentes minéralogies (teneur en argiles de 12 à 90%) ( Tableaux II.11 et II.12), le système aux silicates a toujours présenté les meilleurs r ésultats. Du point de vue granulométrique, il a été nettement remarqué que pour l'ensemble des systèmes PHPA, glycol et silicate, la récupération est plus importante avec l'échantillon de bentonite le plus fin (diamètre entre 0,2 et 0,4 mm). Cette différence est liée d'une part à la nature de l'échantillon (majoritairement de la montmorillonite) et d'autre part à sa grande réactivité (CEC = 80 meq/100 g) comparativement aux autres échantillons (CEC = 22 à 28 meq/100 g). Sur le champ de Hassi Messaoud, des problèmes importants sont souvent signalés au cours du forage des niveaux Turonien et Cénomanien. Dans l'objectif d'analyser ce problème, d'autres tests de dispersion ont été réalisés sur des échantillons issus de ces formations géologiques. Il est à signa ler que l'analyse minéralogique des cuttings a donné une prédominance des carbonates avec souvent une absence des minéraux argileux. L’échantillon du Top a une prédominance d’anhydrite avec une teneur de 87 %, 7% de dolomite, 3% de barite, 3% de quartz et 1% de calcite. L'échantillon Turonien milieu a 36 % d’anhydrite, 38% de calcite, 19% de dolomite, 4% de barite, et 3 % de quartz. L'échantillon du bas a 26 % d’anhydrite, 52% de calcite, 7% de dolomite, 6% de baryte, 5% de quartz et 4% de NaCl. Et enfin, dans l'échantillon du Cénomanien, les carbonates sont prédominants tandis que les argiles sont absentes. Cette particularité des échantillons analysés va permettre d'étudier la performance ( Figure II.26) des trois fluides inhibiteurs : PHPA, glycol et silicate, vis-à-vis des cuttings non argileux. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 97 0 10 20 3 0 40 50 60 7 0 80 90 100 Cénomanien moyen Turonien bas Turonien moyen M a s s e r é c u p é r é e ( % ) masse initiale % Silicate PHPA Glycol Turonien Top 0,100um 0,200um 0,315um M a s s e r é c u p é r é e ( % ) masse initiale % Turonien Top % Turonien Moyen % Turonien bas % Cénomanien moyen % 0,800um (a) (b) Figure II.26 : Pourcentage d'inhibition pour différentes formations géologiques (a) avec les différents systèmes de fluides et (b) avec différentes granulométries pour le système au silicate D'une manière générale, sur les quatre niveaux testés, le système au silicate a donné les meilleurs résultats quelle que soit la granulométrie des échantillons, de 0,1 mm à 0,8 mm. La récupération est plus importante pour la dimension la plus grossière. Le système au PHPA peut être classé au deuxième rang. Sur la base des résultats obtenus au laboratoire, des tests sur les puits de Hassi Messaoud ont été réalisés afin d'étudier la performance des inhibiteurs utilisés. Dans l'objectif de réduire la pollution engendrée par les OBM, la phase la plus importante (16'') a été ciblée afin de substituer les boues émulsionnées par les boues à base d'eau a ux silicates. II.6.2. Analyse des tests réalisés sur chantier par le système au silicate Bien que les tests de laboratoire effectués sur les échantillons des cuttings de HMD aient montré un pourcentage élevé d’inhibition avec le système aux silicates, le s tests réalisés sur les 4 puits du champ de HMD n’étaient pas satisfaisants (Khodja, 2003). Les principales raisons possibles à cette divergence sont énumérées ci -dessous : 1. L’importance de la qualité des cuttings dans la caractérisation de la formation : L'expérience en laboratoire montre qu’il existe une grande hétérogénéité dans la composition des échantillons. Le degré de contamination, la granulométrie, et l’état de dispersion des échantillons sont aussi des facteurs influents. Plusieurs modes opératoires de lavage et de traitement des échantillons ont été appliqués au laboratoire. Cependant les premiers résultats ont montré en plus, l’influence du mode et du nombre de lavages, ainsi que du type de solvant utilisé. 2. La correspondance entre la formulation optimisée et la formation forée : Le choix des additifs et l’optimisation de leurs concentrations sont une étape importante de la formulation. Celle obtenue au laboratoire est souvent sujette à beaucoup d’ajustements surtout s’il s’agit de nouveaux tests à réaliser. La surconsommation en silicates durant le premier test pilote effectué peut être expliquée par des pertes importantes de produits dans les formations forées ou bien lors des pertes de circulation des fluides et/ou par la forte adsorption sur la structure argileuse. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 98 Des écarts sont souvent observés entre la formulation optimisée au laboratoire puis préconisée par les compagnies de service et la formulation préparée sur chantier. Ainsi, par exemple le premier essai avec les silicates a coû té 324$/m 3 , et le deuxième essai , 293$/m 3 soit 20% en plus du coût estimé au départ (237$/m 3 ). Le prix du m 3 du deuxième essai a coûté près de 30% plus cher qu'un système émulsionné dont le coût est de 212$/ m 3 (Aoudia et Semdani, 2000 ; Aoudia et al., 2 001). 3. L’importance des essais sur puits. Le premier essai réalisé avec le système au silicate sur le puits MD#529 n’a malheureusement pas été mené à terme : les quantités de silicate consommées en cours de forage ont dépassé les prévisions et le système n’a été utilisé aux concentrations préconisées que dans l’intervalle 870– 1800m. Le deuxième essai réalisé sur OMO#364 a été mené à terme, mais c’est le troisième essai, réalisé sur OMO#354, qui a donné les meilleurs résultats. L’expérience de ces trois premiers essais sur puits a permis d’améliorer encore la formulation puisque les résultats du quatrième essai sont encore plus intéressants. D’un essai à l’autre, les quantités de silicates utilisées sont variables et comprises entre 40 et 74 kg/m 3 . Beaucoup de problèmes de cavages et de coincement ont été observés dans le Dogger argileux et dans le Malm, ainsi que des tractions et des chutes d’avancement dans l’Albien. Des coincements brusques ont été signalés dans le premier essai durant des reforages (dog ger lagunaire) sans symptômes précurseurs. La mauvaise inhibition et la teneur excessive en KCl (14%) sont des causes possibles à la « fragilisation » de la formation dans le dogger argileux. Les paramètres du forage et la nature de la formation, imposen t d’utiliser une concentration décroissante en KCl . Initialement de 14%, elle diminue à 7% puis à 4,5%. Parallèlement, la CEC déterminée par la méthode au Bleu de Méthylène donne 24 meq/100 g pour le premier essai et 15 meq/ 100 g pour le deuxième essai. Pour une même formation traversée, l’écart peut être dû à des erreurs dans les procédures de détermination par le test au bleu de méthylène ou à l’importance hétérogénéité des formations traversées. Par précaution, une forte concentration en KCl, adoptée d urant le deuxième essai, s'est avérée trop élevée. Elle a été corrigée ultérieurement pour éviter les phénomènes de “fragilisation“ ou de “dessèchement“ de la formation argileuse. A ce sujet, l’analyse de plus d’une quarantaine d’essais réalisés en Mer du Nord avec les systèmes aux silicates (Berthier et Flaud, 1995) ont montré qu’une forte concentration en KCl additionnée à une forte concentration en silicates causait une précipitation dans plus de 50% des cas. Les cations (comme K + ) qui possèdent une faible énergie d’hydratation produisent une fermeture des feuillets conduisant à un dessèchement ou fragilisation, et sont donc plus difficiles à échanger. En augmentant le pH du milieu ou la concentration en sel on peut échanger plus efficacement les cation s compensateurs. En résumé, le choix de la concentration en silicates et en KCl est fonction de plusieurs paramètres qui ne peuvent pas tous être étudiés en laboratoire, tels que la réactivité de la formation traversée et les paramètres du forage. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 99 4. Le rôle des outils de forage et le contrôle de la qualité des puits après forage : Au cours des différents essais réalisés sur la même formation traversée ayant une réactivité assez proche (CEC de 22 à 28 meq/100 g), le pourcentage (Caliper) donné par CBL (Cement Bond Logging) montre une différence d’un essai à l’autre. Les pourcentages sont multipliés par 2 pour le Néocomien (19 à 42%), par 3 pour le Top Albien (10 à 35%) et par 8 pour le Dogger Argileux (7 à 57%). L’adaptation des outils de forage est parfois difficile. Le premier essai a nécessité un seul outil et le deuxième essai 3 outils. Dans le 3 ème essai le choix s’est porté sur deux outils (Aoudia et Semdani, 2000 ; Aoudia et al., 2001). Ces changements sont liés à la variation des paramètres du for age, à la variation de la composition et des caractéristiques de la formulation du fluide, … Dans les années 60, le forage de la phase 12 1/4 nécessitait 25 outils alors qu'au début des années 90 seulement 4 outils étaient utilisés (Taouinet, 1998). L'optimisation du nombre d'outils a permis d'éliminer les différentes manœuvres de changement, de réaliser un avancement (ROP) optimal et de donner au puits un diamètre uniforme en réduisant le cavage. L’avancement (ROP) est pratiquement identique pour l'ensemble des essais avec le système aux silicates : 7,49 m/h sur OMO#354 avec 2 outils, et 7,23 m/h sur OMO#364 avec 3 outils. Cependant cette valeur de ROP est loin des valeurs obtenues avec l 'utilisation des systèmes OBM (ROP entre 12 à 15 m/h). Pour les forma tions traversées assez hétérogènes, l’analyse de 50 puits récemment forés montre des paramètres presque constants : - des densités du fluide de 1,22 à 1,25 - des rendements assez proches, de 14 à 24 lb/100 ft 2 , - des débits de fluide assez similaires, de 2700 L/min à 3200 L/min, Au contraire, d’autres paramètres varient notablement , à savoir l’épaisseur du turonien allant de 79 m pour OMN#47 à 127 m pour MDZ#558 ; le poids sur l’outil WOB (weight on bit) qui varie entre 5 et 16 tonnes au minimum et de 8 à 21 tonnes au maximum; le type d’outils et la ROP qui varie de 13 à 43 m/h avec une durée du forage de 63 h pour OMNZ#153, et de 249 h pour MDZ#553. Enfin, l’analyse des résultats obtenus lors des quatre essais réalisés fait ressortir l'importance des efforts qu'il faut engager dans le domaine de la technologie des fluides de forage pour améliorer la formulation qui sera adoptée suite aux différentes corrections apportées durant les essais en considérant les limites (physico-chimiques et mécaniques) d’adaptation des fluides de forage à base d’eau par rapport aux formations géologiques traversées. Du point de vue formation, les conséquences de la stabilité mécanique sont souvent liées à une stabilité physico -chimique, et les propriétés macroscopiques des f luides de forage (rhéologie et filtration) sont certainement une conséquence des propriétés microscopiques. Dans cet objectif nous traitons dans la partie suivante les mécanismes d’interactions solution-argile à une échelle plus réduite. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 100 II.7 Evaluation des performances des interactions polymère – minéral II.7.1 Analyse par “Wet-cell X Ray Diffraction“ L’évolution des interactions fluide-minéral a été suivie par l'étude en parallèle de la percolation des solutions de fluides ( Tableau II.13) avec trois différents inhibiteurs (PHPA, silicate et glycol), les concentrations en XCD, PAC et KCl étant maintenues constantes, au moyen de la technique de diffraction des rayons X “wet -cell“, utilisée pour la première fois pour étudier les interactions eau-argile dans le cadre du stockage des déchets nucléaires (Warr et Hofmann, 2003). Tableau II.13: Formulation des systèmes de fluides pour les essais wet cell Système Eau (mL) KCl (g) Xanthane (g) Silicate (g) PHPA (g) Glycol (g) PAC (g) S1 1000 30 2 10 0 0 5 S2 1000 30 2 0 4 0 5 S3 1000 30 2 0 0 10 5 Les mélanges de polymères sont préalablement homogénéisés. La surface accessible et la concentration en solides sont uniformisées par compaction d’une même masse d’échantillon dans un disque de 24 mm. Les solutions se déplacent à travers un milieu poreux artificiel conçu pour suivre l’évolution de la masse du milieu et la variation de l’équidistance des feuillets d’argile au cours du temps. 4 g de l'échantillon de référence (n°21, Tableau II.2), préalablement traités par des lavages à l'hexane et à l’eau oxygénée, suivis par un séchage à 105°C, sont introduits dans une cellule (Figure II.27 ). Les solutions de polymères et les cellules sont portées à l’étuve à 60°C. Figure II.27: Principe de la technique utilisée (Warr et Hofmann, 2003) Les premières observations ( Figure II.28) ont révélé une augmentation plus importante de la masse de l’échantillon avec la solution du PHPA qu’avec celles de silicate ou de glycol. Les spectres de DRX des échantillons obtenus au cours du passage des trois solutions, PHPA, glycol et silicate, montrent la présence de kaolinite (7Å), d’Illite (10Å) et de smectites (14Å) ( Figure II.29 et Figures en annexe II). Avec le PHPA ( Figure II.29) l’ intercalation du polymère (37Å ) est observée après 170h. Ce comportement peut être expliqué par l’expansion des feuillets argileux avec l’eau puis par l’adsorption du PHPA suite à son hydrolyse en milieu alcalin (Liao et Siems , 1990). CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 101 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Temps (h) g d e s o l u t i o n / g d e c u t t i n g s PHPA Glycol Silicate Par ailleurs, le pic aux environs de 6Å, peut être lié à une cristallisation des polymères, qui disparaîtra aussi suite à une éventuelle solubilisation sous l’effet de la température. Ce phénomène d’intercalation disparaît dans les trois dernières mesures, pour des temps plus longs. Avec le glycol ( Figure. II.1a en annexe), on remarque aussi un phénomène d’intercalation (19Å) lié aux interactions des fonctions hydroxyle du glycol avec les fonctions silanol des argiles, suivi aussi par une intercalation des polymères (35Å) moins importante par rapport à celle avec le PHPA (37Å ). Avec les silicates (Figure II.1b en annexe) le comportement est assez différent. La cinétique montre clairement un retard d’adsorption et une variation de masse assez faible comparativement aux deux autres systèmes ( Figure II.28). Figure II.28 : Cinétique d’adsorption des solutions de polymère sur les cuttings Cette prise de poids est en accord avec les volumes de filtrat obtenus sur les pastilles de cuttings compactés ( Figure II.21). De même, l'intercalation des polymères est moins prononcée (28Å). Une contribution des interactions ioniques (ion silicate) avec les surfaces chargées des minéraux argileux est très probable. Cette différence de comportement peut aussi être liée à une différence dans les propriétés rhéologiques des solutions. Pour des conditions similaires (compaction, minéralogie des pastilles, formulation) l’analyse globale des résultats obtenus montre que pour le système au PHPA, malgré une d ifférence dans les propriétés rhéologiques et de filtration, l’augmentation importante de la masse des pastilles explique la facilité de l’invasion et de la rétention du polymère à travers le milieu poreux. En revanche, pour les systèmes au glycol, avec l’importance des interactions silanol-hydroxyle, et au silicate, avec la contribution des interactions silanol-ion silicate et les phénomènes de gélification et de précipitation conséquents, l’invasion est bloquée par la formation d’un film réduisant le flux des fluides à travers la pastille. Figure II.29 : Diffractogrammes obtenus sur l’échantillon de référence (n°21) traversé par une solution de PHPA Temps CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 102 En fait, plusieurs paramètres peuvent influencer l’adsorption des polymères sur les argiles comme la masse molaire, la force ionique (Audibert et al., 1988), la concentration en solide, la surface accessible et le pH (Evanko et al., 1997). II.7.2 Granulométrie des mélanges Bentonite-Polymère Afin d’expliquer les propriétés de filtration des solutions obtenues précédemment, la granulométrie ( Figure II.30) de mélanges bentonite-polymère a été suivie au cours du temps, sous agitation à 23°C. Des suspensions de bentonite dans l 'eau distillée ont été préparées sous agitation 450 tr/min durant 8 h et laissées vieill ir pendant 48 h. La concentration en bentonite a été fixée à 0,01 % massique, celle des polymères à 0,1% massique. Pour l’ensemble des polymères étudiés, il y a une stabilité des dimensions dans le temps. Les mélanges silicate-bentonite et glycol-bentonit e donnent de faibles granulométries (médiane de 5 à 6 µm) et le mélange PHPA- Bentonite donne la granulométrie la plus importante (médiane de 30 µm). Le PAC et le xanthane montrent initialement une perturbation dans la granulométrie (valeur oscillant entre 20 et 8 µm) qui se stabilise dans le temps (après 60 s). Figure II.30 : Evolution de la granulométrie des mélanges Bentonite -Polymère Les résultats obtenus tant en filtration sur pastilles que par DRX (“wet cell“) ont montré une grande similitude dans l’évolution des filtrats. Le PHPA donne les plus grands volumes de filtrat et les plus grandes masses. En revanche, le système au silicate a donné une faible variation en masse (“wet cell“) et de faibles volumes de filtrat sur pastilles. Les mécanismes d'interactions et d'adsorption du PHPA sur la bentonite permettent d'expliquer les grandes dimensions des particules obtenues avec le PHPA ( Figure II.30). La dimension donnée dans cette figure correspond au rayon hydrodynamique de la bentonite, augmenté par l’effet d’adsorption et d’encapsulation de plusieurs feuillets d'argiles par les molécules de PHPA. La dimension assez proche (5 à 6 µm) pour le silicate et le glycol s’explique par le type d'interaction argile-polymère, ainsi que par les conditions d'agitation (Khodja et al., 2006a). PHPA PAC Glycol Xanthane 0 5 10 15 20 25 30 35 25 50 75 100 125 150 175 Temps (s) Medianes (µm) CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 103 Le suivi de la cinétique de la rétention des polymères par les argiles ( Figure II.28) confirme l'importance de la granulométrie des particules argile-polymère sur la réduction de la filtration. Le suivi in-situ par “wet cell“ a montré aussi que pour la solution au silicate on observe un retard d’adsorption avec une intercalation des polymères moins prononcée (28Å) comparativement au PHPA. De même l'analyse des résultats d'inhibition obtenus ( Figure II.25) ont montré que l'échantillon de bentonite a donné un taux d'inhibition plus important que les autres échantillons de cuttings de minéralogie différentes (Tableau II.12) et le taux d'inhibition le plus important avec le système au PHPA comparativement aux systèmes au Glycol et Silicate ( Figure II.25). Plusieurs travaux ont mentionné que les mécanismes de stabilisation des argiles sont fonction de l'hydratation des polymères et des interactions avec la surface des argiles par adsorption. Pour la montmorillonite (bentonite), la dimension moyenne des particules, généralement constante dans un large domaine de pH (4 à 9), a été expliquée par plusieurs auteurs (Keren et Sparks, 1995 ; Tombácz et al., 1999 et 2001). Lorsqu’une montmorillonite est gonflée, l’espace interfoliaire est augmenté et il y a moins de feuillets dans une particule (Mathieu- Sicaud et Mering, 1951 ; Le Pluart, 2002 ; Jozja, 2003). Lors du processus de filtration, le polymère peut affecter le filtrat essentiellement par trois mécanismes différents. Les travaux de Loeber et al. (1996) montrent que le cake défloculé va se tasser pour former une structure plus mince et plus imperméable de manière à réduire le filtrat. Si la phase liquide qui traverse le dépôt est visqueuse, le filtrat sera réduit . L’effet réducteur de filtrat du polymère n’est pas seulement du à la dispersion de la suspension initiale de bentonite ou à une diminution de la taille des particules (après adsorption). Les courbes de filtration montrent que le filtrat diminue quand la concentration en polymères augmente, montrant que le polymère contribue à la construction du cake. Pour le xanthane, son effet viscosifiant a aussi pour effet de réduire le filtrat. La littérature concernant le PHPA est très riche. Dans les fluides de forage, l a littérature évoque aussi le principe d'une encapsulation par adsorption de type liaisons ionique et hydrogène ou une combinaison entre cette adsorption et une floculation possible. Liao et Siems (1990) ont tenté d'évaluer l'inhibition par l'étude de l'adsorption statique et ont signalé l'influence de la surface spécifique et de la qualité du solvant sur l 'adsorption du PHPA. Pour une bentonite de 720 m 2 /g dans une eau douce, la densité d'adsorption est de 0,4 mg/m 2 , alors qu'elle est de 2 mg/m 2 dans l'eau salée (20% NaCl). Chauveteau et al. (1988) ont montré que l'adsorption du PHPA sur la kaolinite augmente avec la salinité. Une augmentation de la dimension effective de la molécule du PHPA sous l'effet de l'hydratation (volume hydrodynamique) est observée. La densité d'adsorption diminue avec l'augmentation du pH, avec une diminution de la viscosité apparente pour des pH alcalins (pH ≈ 11). Ce phénomène a été expliqué par une augmentation de l'hydrolyse du PHPA en milieu alcalin (Liao et Siems, 1990). Du point de vue de l’adsorption du PHPA, Grattoni et al. (2004) ont montré par AFM que l’épaisseur du PHPA adsorbé est de l’ordre de 50 à 250 nm. Elle est fonction de la masse molaire du polymère, de sa concentration et de la charge du mélange polymère -surface du solide. Ils ont même corrélé l’épaisseur du polymère adsorbé avec la variation de la conductivité hydraulique. Cette dernière propriété peut être analysée en terme de filtration à travers le cake. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 104 Le comportement des argiles (cuttings) de la formation n'est pas similaire à celui d'une bentonite. Les différences de minéralogie, de réactivité et de surface spécifique affectent le comportement des argiles vis-à-vis des solutions de polymères, et par conséquent influencent les caractéristiques rhéologiques des fluides et leurs propriétés de filtration. Dans ce b ut, les systèmes argile-polymère ont été étudiés. Pour ce système, l'argile de référence ( n°21, Tableau II.2) finement broyée a été utilisée à 0,1%, sous agitation, avec la solution de silicate et de PHPA. Le suivi de la variation du diamètre par diffusion de la lumière (Appareil Turbiscan Online) a donné les résultats présentés dans les Figures II.31a et II.31b. Les résultats ont montré : - une chute importante du pourcentage de transmission après ajout de l’argile à la solution d’eau distillée. - avec l’ajout des inhibiteurs, une légère différence entre les modèles de courbes obtenues avec ces différents agents (silicate et PHPA) ; 100 120 140 160 180 200 220 541.4 811.9 1082.4 1352.9 1623.4 1893.9 2164.4 2434.9 Temps (s) D i a m è t r e ( µ m ) Ajout argile +0,1g/Lsilicate +0,9g/L silicate 100 120 140 160 180 200 220 540.4 810.4 1080.4 1350.4 1620.4 1890.4 2160.4 2430.4 Temps (s) D i a m è t r e ( µ m ) Ajout argile +0,1 g/L PHPA +0,9 g/L PHPA (a) (b) Figure II.31 : Evolution du diamètre des particules en fonction du temps : (a) silicate et (b) PHPA - pour la courbe relative à l’étude du comportement argile + PAC et argile + xanthane, une chute remarquable et rapide de la transmission (en escalier) après l'ajout du xanthane, alors qu’avec l’ajout du PAC, la chute n’est pas directe mais progressive. Les valeurs obtenues sont similaires pour les deux polymères. Ces résultats corroborent bien la variation obtenue par granulométrie Laser avec les mélanges bentonite-xanthane et bentonite-PAC ( Figure II.30). Au sujet de la variation du diamètre des particules (Figure II.31), il est à signaler les points suivants : - un diamètre moyen de 180 à 200 µm après ajout de l’argile à la solution d’eau a été observé. La différence initiale entre les deux figures peut être liée à l'hétérogénéité des argiles ainsi qu'aux conditions d'agitation, - pour la solution de silicate, on note une chute continue du diamètre, de 200 à 120 µm, avec l’augmentation de la concentration. - pour la solution de PHPA, on signale une certai ne stabilité des diamètres après l’ajout d’une concentration de 0,1 g/L de PHPA. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 105 Cependant, la même allure a été obtenue après l’augmentation de la concentration atteignant le même diamètre de 120 µm après près de 40 min d’agitation de la solution. - l’analyse des deux courbes montre clairement une forte dispersion des argiles sous l’effet d’une part de l’agitation ainsi que de la présence des solutions de PHPA ou de silicate. La différence observée entre les dimensions bentonite-polymère et cuttings-polymère peut être expliquée par l'influence de la minéralogie et du type d'interactions mis en jeu. Pour la bentonite, la dimension faible (5 à 30 µm) ( Figure II.30) est expliquée par la réduction du nombre de feuillets suite à l'augmentation de l'espace interfoliaire. II.8 Discussion et synthèse Les mécanismes d’inhibition du gonflement et de la dispersion des argiles, qui ont déjà fait l’objet de plusieurs travaux, sont souvent liés aux caractéristiques du fluide (viscosité), à celles des argiles (perméabilité) ainsi qu’à la pression osmotique entre le fluide et la formation traversée. Cette inhibition est essentiellement tributaire d’une bonne optimisation de la formulation des fluides de forage (type et concentration en additifs). L’étude, au moyen des cuttings, de la composition minéralogique des formations argileuses du champ de Hassi Messaoud, à différents niveaux de profondeur, fait apparaître une prédominance de l’Illite et une faible présence de kaolinite, de chlorite et d’interstratifiés (illite-montmorillonite). Par ailleurs, on note l’absence presque totale des argiles dans les formations du turonien et du cénomanien, ce qui nécessite donc une étude au cas par cas. Dans le but d’évaluer les performances des systèmes de fluides inhibiteurs du gonf lement et de la dispersion des argiles de la formation rocheuse, notre démarche consiste, dans une première phase, à s’assurer de la qualité (absence de contamination) et de la représentativité des échantillons de cuttings. Le second critère est évidemment lié à la variation de la minéralogie et de la CEC des échantillons analysés. Quant au premier, on sait qu’un traitement préliminaire des cuttings améliore la réactivité des argiles sans pour autant conserver l’état originel. Or, la contamination peut affe cter énormément les tests d’inhibition et par conséquent induire des erreurs dans l’optimisation des formulations des fluides de forage. C’est pourquoi, pour un retour souhaitable des cuttings à leur état originel, face à la diversité des propositions pour remédier à leur contamination par les additifs des fluides de forage, l'efficacité des opérations de lavage a été évaluée. Sur la base du suivi de la teneur en carbone organique, le n-hexane et le toluène donnent de bons résultats pour la décontamination des cuttings alors que les lavages successifs au gazole augmentent la contamination. En plus de la qualité des cuttings, la spécification de la granulométrie et de l’humidité initiale permet une bonne exploitation des essais d’inhibition et l’optimisatio n du fluide de forage. Les polymères présentent des rôles principaux et secondaires dans la formulation des fluides de forage. CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 106 Dans une deuxième phase et dans l’objectif de proposer une nouvelle méthode pour l’évaluation de la performance de ces additifs, notre démarche a tenté d’établir des liens entre le comportement des polymères en solution et les performances des fluides formulés. Cette approche, qui permet de sauvegarder l'état initial des argiles assure aussi une meilleure représentativité des cutti ngs en termes d'hétérogénéité minéralogique et de conditions de compaction. En effet, cette nouvelle méthode, fondée sur le suivi des propriétés de filtration à travers des pastilles d’argiles compactées, repose sur l'étude des propriétés des systèmes po lymères-argiles à différentes échelles. A partir de l’analyse des propriétés macroscopiques (rhéologie et filtration) des fluides et par le suivi microscopique des interactions argile-polymère nous avons discuté la différence de comportement entre trois systèmes modèles de fluides à base de PHPA, de glycol et de silicate. L'analyse a montré des comportements rhéologiques similaires, satisfaisant les modèles de type Herschel-Bulkley et d'Ostwald-de Waele, souvent cités dans de tels travaux. Ces propriétés rhéologiques ont été rapprochées des propriétés superficielles, électrocinétiques et granulométriques des systèmes argile-polymères. Pour les trois systèmes de fluides (PHPA, glycol, silicate) les mécanismes d’inhibition sont fortement favorisés par la structure, la masse, la charge, et la dimension. L’augmentation en valeur absolue du potentiel . des solutions (toujours négatif) avec l’ajout successif des additifs explique la stabilité de ces milieux colloïdaux, associée aux propriétés rhéologiques et de filtration requises. La synthèse des résultats obtenus montre que les propriétés rhéologiques, de filtration et d’inhibition sont la conséquence des interactions argile-polymères. En tant que support colloïdal dans la formulation des fluides, en plus de so n rôle viscosifiant et réducteur de filtrat, la bentonite facilite le maillage entre les différents additifs présents (polymères et sels), permettant ainsi la formation d'un bon cake (imperméable). Le PHPA, avec sa masse molaire élevée, abaisse fortement la tension superficielle de l’eau (comme un tensioactif) et devrait favoriser le mouillage, donc l’inhibition des argiles, par une bonne encapsulation. Les glycols avec leurs faibles masses molaires (et dimensions), ainsi que les fortes interactions silanol-hydroxyle, favorisent l’adsorption d’eau et la réduction du gonflement, alors que pour les silicates, la charge et la gélification améliorent le colmatage in situ et réduisent l’invasion du filtrat. Sur la base du fondement théorique des mécanismes d'i nhibition, les polymères conventionnels agissent par des fonctions complémentaires permettant l'obtention de bonnes propriétés rhéologiques et une bonne imperméabilisation du cake. Chapitre III Les tensioactifs et les émulsions dans les fluides de forage CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 107 Les tensioactifs entrent dans la composition d'un très grand nombre de produits industriels, dans des domaines très divers. La matière active de ces produits est très rarement composée par un seul tensioactif, mais dans la plupart des cas, par un mélange plus ou moins complexe d'espèces chimiques. De plus, en général, chaque tensioactif commercial est un produit technique, comportant des chaînes hydrophobes de longueurs diverses, éventuellement une distribution d'oligomères d'oxyde d'éthylène (non ioniques polyéthoxylés) et renfermant en outre des impuretés. Dans les systèmes de fluides de forage émulsionnés (OBM), les tensioactifs sont utilisés directement en tant qu’émulsifiants et agents mouillants et indirectement en tant que modificateurs des additifs du fluide (ex. tensioactifs cationiques dans la préparation des argiles organophiles) ou en tant que produits spéciaux : antimousses, agents anti -corrosion,... Au sujet des émulsifiants, on note l’utilisation des mêmes familles de tensioactifs dans les fluides émulsionnés (OBM) et synthétiques (SOBM : Synthetic Oil Based Muds). La caractérisation de ces tensioactifs se heurte à une multitude de problèmes liés à la complexité des mélanges et à la présence d’une variété d’additifs n’ayant souvent aucune fo nction principale dans la formulation des mélanges tensioactifs. Selon la complexité du mélange, une série de protocoles et d’étapes de déformulation est souvent recommandée pour l’identification des tensioactifs. III.1. Méthodologie expérimentale Les méthodes utilisées pour étudier les propriétés et la stabilité d'une émulsion sont décrites soit dans des normes, soit dans les spécifications propres à chaque industrie. Dans cette partie de l’étude, on évalue la stabilité des émulsions en fonction de plus ieurs facteurs souvent spécifiés dans la norme AFNOR T73- 409 (1976), à savoir : la nature des phases à émulsionner, la nature et la teneur de l'émulsifiant, la fraction volumique de phase dispersée, les conditions d'émulsification, la concentration et la t eneur en additifs éventuels. Des échantillons de 200 mL d'émulsion ont été préparés en suivant le protocole ci -dessous : Après avoir choisi le rapport H/E à étudier et vérifié que les deux phases à émulsionner sont liquides à température ambiante, les t ensioactifs pesés avec une précision de 10 - 3 g sont introduits dans la phase huileuse. On doit par la suite : - Verser la phase huileuse dans un bécher posé sur un agitateur et régler ce dernier à une vitesse constante pour toutes les préparations, - I ntroduire la phase à disperser par petites quantités durant 2 min à l'aide d'une seringue, - Laisser le mélange sous agitation durant 10 min. Ce protocole est appliqué à l'ensemble des émulsions préparées. L'évaluation et le contrôle des émulsions s'effectuent à l'aide des tests suivants : a. Le type de l'émulsion est déterminé par une simple dispersion d'une faible quantité de l'émulsion préparée dans deux flacons différents : l'un contenant le liquide de la phase dispersée et l'autre contenant le liquide de la phase continue. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 108 L'émulsion devrait être soluble dans le flacon qui contient sa phase continue . Les émulsions ainsi préparées étant toutes solubles dans la phase huileuse, elles sont bien du type eau dans l’huile. Les résultats de ce test ont été confirmés par la mesure de la conductivité électrique à l'aide d'un conductimètre type ORION Modèle 115, qui a mesuré des valeurs très faibles. b. La stabilité des émulsions est suivie par : 1. la mesure de la stabilité électrique à l'aide de l'appareil Fann Emulsion tester (API, 2005). Le principe de l’appareil est donné dans l’annexe III. 2. la mesure du pourcentage d’émulsification dans le temps : cette évaluation traduit la stabilité intrinsèque de l'émulsion en fonction du temps par la mesure du pour centage d'émulsion après différentes périodes de repos. Nous avons procédé de la manière suivante : Après la préparation de l'émulsion, un volume de cette dernière est prélevé, introduit et conservé dans un tube cylindrique pendant une durée déterminée. Le pourcentage d'émulsion est déterminé par la mesure de la hauteur des phases en présence : % d'émulsion = 100(V émulsion /V total ) = 100(t R t ²H E / tR t ²H T ) = 100(H E /H T ) (III.1) Où R t : rayon du tube, H E : hauteur de l'émulsion et H T : hauteur totale. 3. La détermination de la résistance à la centrifugation : ce test détermine l'aptitude de l’émulsion à la persistance sous des conditions sévères (centrifugation, centrifugation et température) au bout de différentes périodes. 4. La détermination de la distribution de la taille des gouttes : cette mesure est effectuée par un granulomètre laser type Malvern avec dilution de l’émulsion dans du gazole. 5. L'étude de l’inversion de l’émulsion par ajout progressif de la phase dispersée. III.2. Caractérisation des tensioactifs L’analyse des tensioactifs commerciaux est rendue difficile par leur complexité (ex. mélanges d'espèces ioniques et non ioniques auxquelles s'ajoutent des composés organiques et inorganiques). Les tensioactifs peuvent contenir des chaînes polymérisées d’oxyde d’éthylène ou de propylène avec une distribution d'oligomères. La matière active n'est donc pas représentée par une seule substance (Cullum, 1994). Du point de vue analytique, plusieurs problèmes ont été soulevés tels que le phénomène de moussage, l'interférence des additifs utilisés,... III.2.1 Analyse préliminaire des tensioactifs Au sujet des tensioactifs utilisés dans les fluides de forage, on note peu d'informations, diffusées à travers quelques publications (Skali et al ., 2004). Dans le cadre de ce travail, et face aux problèmes majeurs d’identification de la variété des tensioactifs, le parcours adopté a surtout visé la comparaison des performances des tensioactifs émulsifiants. On se contentera donc de quelques éléments de caractérisation. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 109 Les tensioactifs retenus pour cette étude sont introduits dans les boues de forage par paires, dont chacun des constituants, primaire ou secondaire, appartient à une classe différente. Dans la suite de ce travail, ces paires seront désignées sous le nom de familles ou groupes A, B, C, D et E. L’analyse élémentaire des tensioactifs des familles C et E par absorption atomique montre une faible présence des cations inorganiques suivants : Na + (0,16 à 1,01 %), Ca ++ (0 à 0,002 %) et K + (0 ,001 à 0,015 %), indiquant la faible présence d'espèces tensioactives anioniques. De plus, on signale un taux d’humidité allant de 1 à 4% et un taux de cendres variant de 2 à 6%. III.2.2 Analyse par spectroscopie Infrarouge (IR) et par RMN de 1 H Une séparation, au moins qualitative, des constituants par une technique chromatographique (TLC et/ou HPLC) est recommandée dans la mesure du possible pour l’identification et l’analyse qualitative des tensioactifs du commerce (Smedes et al., 1982 ; Nakamura et M orikawa, 1984 ; Aserin et al., 1984). Cependant, leur analyse quantitative nécessite une optimisation des conditions longue et laborieuse et peut ne pas être applicable à tous les tensioactifs ( Carminati et al., 1988). Dans le but de comparer les performances des tensioactifs, il est nécessaire d'avoir une idée de leurs formules chimiques. Pour ce faire, deux techniques spectrométriques ont été utilisées : la spectrométrie infrarouge (Perkin-Elmer BX II), qui fournit des indications précieuses sur la présence de groupements fonctionnels, et la résonance magnétique nucléaire (RMN) de 1 H (Bruker Avance 300 MHz), qui renseigne surtout sur la structure des chaînes hydrocarbonées , les deux techniques signalant la présence d'insaturations et de cycles benzéniqu es. Sans séparation préalable de ces mélanges commerciaux, il est très difficile d'identifier de manière sûre la structure moléculaire de chaque composé. Les classes de tensioactifs présents dans les fluides de forage sont rassemblées dans le Tableau III .1. Pour des raisons de confidentialité, la provenance des tensioactifs, fournis par les Sociétés MI-Swaco, Baroid, Ava et BHI est codée par les lettres B, C, D et E (correspondance non fournie). Une nouvelle formulation supplémentaire, appelée A, composée d'acides alkylbenzènesulfoniques et d'alcools polyéthoxylés (Neodol 45) est proposée. Tableau III.1 : Classes des émulsifiants primaires (p) et secondaires (s) étudiés Composé Ap As Bp Bs Cp Cs Dp Ds Ep Es Classe Non ionique anionique non ionique cationique non ionique cationique non ionique cationique non ionique anionique Le mélange cationique-non ionique semble donc privilégié, les espèces anioniques n'étant cependant pas exclues. Groupe A L'analyse des deux tensioactifs de ce groupe ne pose pas de problème majeur puisque nous les avons choisis en fonction de leurs formules. Les méthodes spectrométriques confirment la nature non ionique du composé Ap (Neodol 45- 7E, origine Caldic-Shell) : on identifie bien un alcool CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 110 polyéthoxylé à chaînes principalement saturées, d’origine pétrolière, dont la formule moyenne probable est : C 14-15 -(OCH 2 CH 2 ) 7 - OH (avec 60% de C 14 et 40% de C 15 ). Le composé As appartient à la classe des anioniques : c'est un mélange d'acides alkylbenzènesulfoniques à chaînes linéaires (LAS) ; les spectrométries IR et RMN mettent en évidence la présence du noyau benzénique. Groupe B Bp : La llittérature indique : ester amide d'acides gras, solvant aliphatique, amine neutralisée par des acides gras ou sulfoniques (Skali et al., 200 4). Le spectre IR ne comporte pas de bande v C=O à 1704 cm -1 ; la RMN de 1 H est difficile à interpréter mais suggère des acides gras faiblement éthoxylés. Bp est bien un mélange d'espèces non ioniques. Bs : Selon Skali et al. (2004), il s'agit de dérivés d'ester amide d'acides gras et d'éthoxylats aliphatiques. Nos observations nous orientent vers : - des espèces à chaîne grasse insaturée (chaîne oléique, notée C 18= ) et fortement polyéthoxylées : C 18= -CO-O(CH 2 -CH 2 -O) j H, - mélangées à un cationique de formule : C 18= -CO-N + (Et 3 ). Une alternative est un TA cationique polyéthoxylé. Il peut donc s'agir d'un mélange non ionique-cationique. Groupe C Cp : Skali et al. (2004) ont décelé des acides gras polyaminés et la fiche technique du produit indique un mélange de sels calciques d'acides organiques. En IR on détecte les bandes de vibration de valence C=C et C=O(NH). Le spectre de RMN fait apparaître des chaînes oléiques (minoritaires) et des chaînes ramifiées (majoritaires) et/ou des chaînons EO/PO (forte intensité des signaux CH 3 ). Une formule possible est : CH3 R(C 18= ou saturé ramifié)–CO-NH(CH 2 -CH-O) m (CH 2 -CH-O) n H L'absorption atomique ne décèle pas la présence d'ions calcium. Nous devons ainsi avoir affaire à un tensioactif non ionique. Cs : D'après la littérature ce mélange renferme du tall oil oxydé, des acides gras polyaminés (Skali et al., 2004) et des polyamides (fiche technique). Nos spectres présentent une grande ressemblance avec ceux de Bs mais avec moins de chaînons oxyde d'éthylène (OE). La proportion de chaînes oléiques est importante, on note la présence de cycles aromatiques, de la fonction amide et d'acide gras, d'où les hypothèses suivantes : R 1 (C 18= ou saturé ramifié)–C-N + (R 2 ) 2 (R 3 ) (avec R 2 = CH 2 -CH 3 , R 3 = CH 2 -C 6 H 5 ) Il s'agit donc essentiellement de tensioactifs cationiques. Le taux de matière active est de 71%. Groupe D Dp : Absence de données dans la littérature. A nouveau, les spectres suggèrent deux types de chaînes : chaîne grasse ramifiée et chaîne oléique, de nombreux groupes NH (amide : λ = 1644 cm -1 ), deux types de fonctions C=O (dont CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 111 ester : λ = 1740 cm -1 ) un petit nombre (2 ou 3) de groupes OE et la faible présence d'aromatiques. R(C 18= ou saturé ramifiée)–CO-NH(CH 2 -CH 2 -O) j H et/ou R - CO-(O-CH 2 -CH 2 ) n OH La classe non ionique est ainsi confirmée. Ds : Comme Cs, ce mélange est censé renfermer du tall oil oxydé et des acides gras polyaminés (Skali et al., 2004). On remarque en effet une importante similitude des spectres avec ceux de Cs mais moins de substitutions sur l’azote, et aussi moins de chaînons OE que dans Bs. Notons la présence d'aromatiques et de protons labiles (acides gras) . Il pourrait s'agir d'un mélange de deux composés : R -N + -(R 1 ) 3 (R 1 : -CH 2 -C 6 H 5 ), R1 C 18= – CO-N + - Me H Le taux de matière active cationique est de 83%. Groupe E : Les données sur ce groupe sont très rares Ep : Non ionique : mélange d'acides gras et de polyamides (Skali et al., 2004) Es : Anionique : acides sulfoniques. L’application des spectrométries IR et RMN de 1 H à l’analyse de produits commerciaux montre que certaines familles de tensioactifs peuvent être pressenties sans séparation préalable. Avec des données préalables un peu plus précises, la RMN permettrait une analyse semi-quantitative des différents tensioactifs (Carminati et al., 198 8). Quelques spectres de RMN sont reportés dans l’Annexe III. III.3. Propriétés des émulsifiants III.3.1 Caractère hydrophile-lipophile : HLB La notion de HLB est une indication, relative à l’application du tensioactif, directement et uniquement liée à sa structure moléculaire. Cette notion permet de situer le domaine d’utilisation des agents de surface. Une des méthodes expérimentales utilisées pour la détermination de la HLB des tensioactifs consiste à mesurer le volume émulsionné d’un système gazole -eau- tensioactif dans une éprouvette de 100 mL (Griffin, 1979). Dans le cas d’une émulsion huile- dans-l’eau, l’éprouvette contient initialement : - une phase organique de 10 mL dont 1 mL représente le volume du tensioactif et 9 mL celui du gazole, - une phase aqueuse de 90 mL. Une fois tous les échantillons préparés, il faut : - retourner chaque éprouvette contenant la solution une vingtaine de fois, - laisser l’éprouvette au repos jusqu’à l’apparition de la démixtion. Après repos, on remarque la présence de trois "phases" macroscopiques : une phase aqueuse qui a décanté au fond de l’éprouvette, un volume émulsionné au -dessus de cette dernière et une phase organique (gazole) en surface. Le volume émulsionné donne la valeur de la HLB du tensioacif. Le Tableau III.2 résume les valeurs de HLB obtenues. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 112 III.3.2 Concentration micellaire critique (cmc) : détermination par fluorescence moléculaire III.3.2.1 Tensioactifs en solvant organique Les fluides de forage à base d’huile ont été initialement formulés avec de l’huile brute ou du gazole. Plus récemment, on signale l’utilisation d'huiles minérales, d'huiles synthétiques (poly -o- oléfines, paraffines, esters). La définition administrati ve donnée par la norme NF EN 590 (2004) pour le gazole sans soufre est la suivante : "Mélange d’hydrocarbures d’origine minérale ou de synthèse et, éventuellement, d’esters méthyliques d’acide gras, destiné à l’alimentation des moteurs thermiques à allumage par compression". Dans l’ensemble des essais réalisés, le gazole algérien a été utilisé. (Karlsen et Larter, 1991). Selon les résultats d'analyses par chromatographie en couche mince (TLC-FID Analyzer), le gazole est composé de 65,40% d'hydrocarbures sa turés, de 32,84% d'aromatiques, de 1,76% de résine et ne contient pas d'asphaltènes (méthode SARA). L'analyse spectroscopique UV permet de répartir les différents pourcentages en aromatiques : monoaromatiques (14,4 %), diaromatiques (5,6 %) et polyaromatiq ues (1,6 %). Les principales caractéristiques physico-chimiques des gazoles sont données dans l’Annexe III en comparaison avec du gazole sans soufre selon la Norme NF EN 590 (Mai 2005). III.3.2.2 Mesures de fluorescence Le principe de la méthode est donné en annexe III. Analyse et résultats : Afin de procéder à des mesures par fluorescence, nous avons préparé des solutions de tensioactifs dans du cyclohexane. Des masses de l’ordre de 4 mg/L ont été pesées avec une précision de 10 -5 g pour l’ensemble des composés. Une solution de safranine a été préparée (0,003 g/L dans du cyclohexane) et utilisée pour exciter les molécules d’émulsifiants en permettant d’avoir un maximum de fluorescence. La Figure III.1 donne un exemple des spectres obtenus et la Figure II I.2 représente la variation de l'intensité de fluorescence en fonction de la concentration en tensioactif : l'abscisse de la rupture de pente indique la cmc de l'émulsifiant. La variation des intensités en fonction de la concentration montre la présence d'un intervalle de concentration commun pour quelques composés tensioactifs ( Figure III.2). Pour d'autres composés, le point singulier n'était pas dans la gamme de concentration testée ; il faudrait tester une gamme de concentration inférieure ou supérieur e aux valeurs choisies. Le Tableau III.2 résume les caractéristiques des émulsifiants testés. Les données de la littérature ainsi que nos propres résultats aboutissent aux conclusions suivantes : - tous les émulsifiants considérés sont des mélanges de tensioactifs non ionique et ionique (cationique ou anionique), - la composition chimique et les densités sont assez similaires, - les concentrations recommandées ainsi que les cmc sont assez variables d’un composé à l’autre. Au sujet des cmc, il est à rappeler que la littérature est pauvre en informations sur les tensioactifs utilisés dans les fluides de forage. Les travaux de Skali et al. (2004), menés sur quelques composés émulsifiants en solution dans le décane ont donné les valeurs suivantes en vol% : Ds (0,033), Cs (0,02), Cp (0,001). Celles-ci sont fonction de la nature chimique des tensioactifs. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 113 Pour Cp la cmc varie entre 0,001 et 0,005% en volume et elle est la plus importante. Pour Cs et Ds , elle est 10 fois plus élevée. Comme attendu, la détermination des cmc par les différentes méthodes signalées (tension interfaciale ou fluorescence moléculaire) peut donner des valeurs variables (de 10 -2 à 10 -4 % vol.). (a) (b) Figure III.1 : Evolution des spectres de fluorescence moléculaire des tensioactifs (a) Cp et (b) Dp en fonction de leur concentration dans le cyclohexane La comparaison entre les valeurs obtenues par les différentes méthodes montre une similitude dans l’ordre de grandeur pour quelques composés ( Tableau III.2). La différence des valeurs obtenues peut être liée à la fiabilité des méthodes, aux conditions de mesures ainsi qu’aux différents facteurs relatifs aux émulsifiants tels que la qualité des produits, l’homogénéité, une différence dans la concentration en matière active, dans le type de solvant et la nature des additifs utilisés dans les échantillons du commerce (Khodja et al., 2005c). 0 50 100 150 200 250 300 350 700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 La concentration en tensioactif (x 10 -7 ) (g.L -1 ) I n t e n s i t é Cs Ds Ap Cp Dp Un point singulier dans l'intervalle 1,13 - 1,23 10 -4 Figure III.2 : Détermination de la cmc des tensioactifs par fluorescence moléculaire CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 114 Tableau III.2 : Caractéristiques des différents tensioactifs Composé Classe et matière active * (% vol.) ρ e (g/cm 3 ) cmc (% vol) HLB Composition chimique** Intervalle recommandé e (g/L) Ap non ionique (98%) e 0,998 - 7 Alcool gras éthoxylé e - As anionique (95%) e 0,965 - - Alkyl benzène sulfoné e - Bp non ionique 0,906 - 4 Ester amide d'acide gras, solvant aliphatique, acide gras amine neutralisé sulphonique c 11 - 22,5 Bs cationique 0,916 - - Dérivé d'ester amide et d'acide gras aliphatique éthoxylé c - Cp non ionique 0,935 2.10 -2 a 1,28.10 - 4 b - Acide gras Polyaminé c Mélange de sels calciques d'acides organiques e 5,7 - 17,1 Cs cationique (71%) 0,928 10 - 3 a 1,27.10 - 3 b 3 Mélange de tall oil oxide et de d'acide gras polyaminé c Polyamide d 11,41 – 4,24 Dp non ionique 0,947 3,3.10 -2 a - - 0,4 - 22,8 Ds cationique (83%) 0,954 1,26.10 - 4 b 4 Mélange de tall oil oxide et d'acide gras polyaminé c 0,14 - 5,7 Ep non ionique 0,953 - - Mélange d'acide gras et de polyamide c (imidazoline) 9,5 – 17,9 Es anionique 0,958 - - - 14,3 – 40,5 * : la matière active ionique a été déterminée par la méthode de titrage en deux phases (INAPI, 1987), ** : selon la littérature ; pour nos résultats, cf. III.3.2, p : émulsifiant principal, s : émulsifiant secondaire, a : CMC par tension interfaciale (Skali et al., 2004), b : par fluorescence moléculaire (g/L, ce travail), c : Skali et al. (2004), d, e : selon fiches techniques. III.4 Emulsions : méthodes de préparation, stabilité La qualité et la stabilité des émulsions f ormées par les tensioactifs des différents groupes seront examinées selon les critères suivants : stabilité électrique, résistance à la centrifugation (teneur en eau décantée et pourcentage résiduel d'émulsion), granulométrie. D’une façon générale, les laboratoires spécialisés dans les fluides de forage recommandent un mode de préparation et un ordre d'addition pour les bonnes pratiques d'évaluation des boues à l'huile ou émulsionnées inverses (OBM). On a intérêt à d'abord dissoudre les tensioactifs en mil ieu organique pour favoriser l’obtention d’une émulsion inverse. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 115 L'aspect, les caractéristiques rhéologiques, de filtration et la mesure de la stabilité électrique sont souvent des éléments essentiels pour l'évaluation de la stabilité des émulsions. III. 4.1 Ordre d'addition Malgré l'existence d'exceptions à la règle de Bancroft ( 1913) : "la phase continue est celle où le tensioactif est le plus soluble", celle-ci reste cependant très utilisée (Schramm, 1992). Ainsi, dans le domaine des OBM, on recommande la dissolution des émulsifiants dans la phase huileuse ( Lashmar et al., 1995). Lin (1978) et Lin et al. (1977) ont montré que l'ajout initial des deux tensioactifs dans l'huile avant addition de l'eau favorise la stabilité de l'émulsion. L'ordre d'addition influe donc sur la stabilité cinétique de l'émulsion. Dans le présent travail, ce mode opératoire sera adopté pour l'ensemble des préparations. III.4.2 Vitesse d’addition Il est parfois rapporté que l'addition lente et régulière de la phase dispersée favorise l'émulsification. Au contraire, certains travaux ne signalent pas de différence entre une addition lente et une addition rapide. Ces observations différentes peuvent être liées au type de tensioactif ainsi qu'à la durée d'addition. Dans le présent travail, nous avons opté pour une addition lente, la vitesse d’agitation sera spécifiée pour chaque préparation. III.4.3 Vitesse et durée d'agitation Toutes nos émulsions ont été préparées sous agitation mécanique. Il est généralement admis qu'une agitation longue et vigoureuse améliore la stabilité. Dans l'ensemble des préparations, et dans un but comparatif, une vitesse d'agitation spécifique sera mentionnée. L’étude de l’évolution de la stabilité électrique (définie dans la norme API, 2005, et rappelée dans l'Annexe III) en fonction de la durée d’agitation montre une influence considérable de ce paramètre jusqu’à une durée de 35 à 40 min, au-delà de laquelle la stabilité électrique reste constante. Le Tableau III.3 présente cette variation pour une émulsion E/H : 40/60 préparée avec une concentration de 10 g/L en tensioactif du mélange (Ap+As ) sous une vitesse de 3000 tr/min. Tableau III.3 : Evolution de la stabilité électrique (SE) en fonction du temps d'agitation Temps (min) 0 1 2 4 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 SE (V) 6 63 84 105 110 137 146 170 198 207 212 217 217 217 217 217 Les principaux facteurs qui affectent le temps d’émulsification optimal sont la quantité et le type de tensioactif et la vitesse d’agitation. L’effet de la fraction volumique de phase dispersée n’est pas très clair; il est probablement faible si l’on maintient constante la concentration en tensioactif dans la phase continue (Dalmazzone, 2000). Cependant, avec un pourcentage élevé en phase dispersée (plu s de 50%), on risque d'obtenir une émulsion assez visqueuse qui n’est généralement pas recommandée pour le forage ainsi que le risque d'une inversion de phases . De même, le suivi de la stabilité électrique après 10 s et après 30min ( Tableau III.4) montre l'influence de la durée d'agitation. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 116 Cette stabilité est beaucoup plus grande au bout de 30 min qu'au bout de 10 s. Pour les groupes A, B et D, l'augmentation de la concentration en tensioactifs diminue la stabilité de l'émulsion, alors que pour le groupe C, on remarque une augmentation jusqu'à une concentration en mélange de 8 g/L. Les valeurs de stabilité électrique enregistrées pour un rapport E/H de 20/80 sont moins importantes que celles enregistrées pour le rapport 90/10. Un pourcentage plus grand en phase aqueuse se traduit par une augmentation de la conductivité de l'émulsion et par conséquent une diminution des valeurs de la stabilité électrique (Khodja et al., 2005c). Tableau III.4 : Stabilité électrique en fonction de la concentration en émulsif iants (H/E : 90/10) Stabilité électrique (V) après agitation A B C D [P, S]* (g/L) 10 s 30 min 10 s 30 min 10 s 30 min 10 s 30 min [1, 1] 100 2000 145 1848 96 1900 87 1600 [2, 2] 104 2000 180 1800 90 1825 96 1542 [3, 3] 103 1791 188 1595 75 1928 115 1458 [4, 4] 102 1725 166 1500 70 1941 103 1402 [5, 5] 95 1705 195 1468 65 1873 113 1320 [7, 7] 114 1500 188 1200 44 1904 136 1348 [9, 9] 129 1516 252 996 50 1921 170 1345 * : Concentrations en émulsifiants principal et secondaire III.5 Effets des additifs sur le comportement des émulsions III.5.1 Comportement des émulsions en présence d’un seul type de tensioactif III.5.1.1 Stabilité de l'émulsion au repos Dans une première phase du travail, le pouvoir émulsifiant de chaque tensioactif dans un système gazole-eau (E/H : 10/90) a été évalué. Les intervalles choisis pour l'étude des performances de ces tensioactifs sont généralement inspirés par les limites recommandées dans les fiches techniques relatives à chaque produit ( Tableau III.2). Les concentrations varient de 1 à 14 g/L pour les tensioactifs primaires et de 1 à 22 g/L pour les tensioactifs secondaires. Pour les tests de stabilité dans le temps, les émulsions ont été laissées au repos à une température de 20± 3°C et pendant une durée d e 24 h. Les résultats de ces tests, exprimant le pourcentage résiduel de fluide émulsionné au bout de 24 h (coalescence partielle entraînant l'apparition d'eau libre) ainsi que ceux de la stabilité électrique sont représentés sur les Figures III.3 et III.4. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 117 Les émulsions préparées sont donc assez peu stables, le pourcentage d'émulsion ne dépasse guère 20% pour l'ensemble des tensioactifs. Les plus grandes valeurs du pourcentage d’émulsion et les plus faibles pourcentages d’eau (inversement proportionnels à l'efficacité du tensioactif) ont été observés pour les tensioactifs primaires du groupe B suivi de ceux du groupe A. L'ordre est le même avec les tensioactifs secondaires. Les pourcentages d'émulsion sont presque identiques pour C et D. En terme de stabil ité électrique, le comportement des émulsions en fonction de la concentration en tensioactifs primaires est presque similaire pour les tensioactifs A et B et ce dans toute la gamme de concentrations. La stabilité électrique augmente avec la concentration et atteint un palier dont la valeur dépend du type de tensioactif utilisé. Il est à noter que, dans toute la gamme de concentration, les plus grandes valeurs de stabilité électrique ont été enregistrées pour le tensioactif primaire du groupe B. Avec les tensioactifs secondaires la tendance des courbes est différente. Le tensioactif secondaire du groupe A donne la stabilité électrique la plus élevée pour toute la gamme de concentrations étudiée. Pour le tensioactif du groupe C on note une diminution de la s tabilité électrique avec l'augmentation de la concentration. III.5.1.2 Stabilité de l'émulsion à la centrifugation Cette étude comparative du pouvoir émulsifiant des différents tensioactifs a été effectuée pour les trois familles de tensioactifs B, C et D sur la base des résultats des tests de stabilité des émulsions à la centrifugation (2000 tr/min durant 10 min). Avec le système gazole/eau pure, les rapports E/H : 50/50 et 40/60 ont été sélectionnés. Pour chaque famille et pour chaque rapport nous av ons préparé des émulsions contenant 2 g/L de tensioactif primaire ou de tensioactif secondaire ou du mélange des deux. 0 50 100 150 200 250 1 3 5 7 10 12 14 Concentration en tensioactif primaire (g/L) S t a b i l i t é E l e c t r i q u e : S E ( V ) 0 5 10 15 20 25 % d ' é m u l s i o n % emulsionA % emulsionB % emulsion C % emulsion D SE A SE B SE C SE D Figure III.3 : Evolution de la stabilité des émulsions à base du tensioactif primaire seul après 24 h (E/H : 10/90) La préparation de ces émulsions a été effectuée dans les mêmes conditions opératoires (vitesse d’agitation, temps d’agitation, type d’agitateur, température), et ce en suivant les instructions signalées précédemment AFNOR T73- 409 (1976). L'évaluation de la résistance à la centrifugation se traduit par la comparaison des pourcentages d’émulsification pour les systèmes qui n'ont pas conduit à une décantation d'eau et des taux de décantation d’eau pour les systèmes moins stables à la centrifugation. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 118 0 50 100 150 200 250 300 350 400 1 3 5 8 10 18 22 Concentration en tensioactif secondaire (g/L) S t a b i l i t é E l e c t r i q u e ( V ) 0 5 10 15 20 25 % d ' é m u l s i o n % emulsionA % emulsionB % emulsion C % emulsion D SE A SE B SE C SE D Figure III.4 : Evolution de la stabilité des émulsions à base du tensioactif secondaire seul après 24h (E/H : 10/90) Le test de stabilité de la phase émulsionnée à la centrifugation est directement lié à la rigidité du film interfacial formé par l’adsorption des molécules tensioactives à l’interface des gouttelettes d’eau dispersées dans l’huile. Le film le plus résistant est celui qui est capable d'empêcher la décantation de l 'eau. Pour le rapport H/E : 50/50, signalons d'abord les différences des pourcentages d'émulsion entre les tensioactifs secondaires et primaires, ces derniers donnant des pourcentages d'émulsion plus élevés et une absence d'eau ( Tableau III.5). Les résultats après centrifugation relatifs au rapport E/H : 40/60 sont illustrés dans le Tableau III.6. Tableau III.5 : Test de stabilité à la centrifugation (E/H : 50/50) L'analyse du Tableau III.6 montre une grande similitude entre les pourcentages d'émulsion avec les tensioactifs principaux et secondaires, alors qu'avec le mélange le pourcentage est généralement légèrement plus élevé. La comparaison des résultat report és dans les Tableaux III.5 et III.6 montre une émulsification plus importante pour le rapport E/H : 40/60 que pour le rapport 50/50. De plus, on observe la présence d'eau avec les tensioactifs secondaires pour le rapport H/E : 50/50 ( Tableau III.5). [P] (g/L) Groupe % Huile % Emulsion % eau 2 2 2 B C D 51 46 50 49 54 50 0 0 0 [S] (g/L) 2 2 2 B C D 58 49 55 35 48 40 7 3 4 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 119 D'autre part, la comparaison avec les résultats du rapport E/H : 10/90 ( Figures III.4 et III.5) montre que, malgré la centrifugation, les émulsions avec des teneurs plus importantes en phase dispersée sont plus stables. En effet, les pourcentages d'émulsion sont au maximum de 20% avec le rapport E/H : 10/90 alors qu'ils dépassent 40% avec les rapports 50/50 et 40/60. Cette différence peut être liée à l'influence du pourcentage de la phase dispersée sur l'augmentation de la viscosité de l'émulsion et par conséquent sur la stabilité de l'émulsion ; ceci montre que la concentration en tensioactifs utilisée est largement supérieure à celle nécessaire pour l'émulsification. Du point de vue comparatif, les constituants des trois familles de tensioactifs B, C et D donnen t à peu près les mêmes résultats. Tableau III.6 : Tests de stabilité à la centrifugation (E/H : 40/60) [P] (g/L) Groupe % Huile % Emulsion % Eau 2 2 2 B C D 36 35 36 64 65 64 0 0 0 [S] (g/L) 2 2 2 B C D 37 39 36 63 61 64 0 0 0 [P, S] (g/L) (1 ,1) (1,1) (1,1) B C D 29 34 34 71 66 66 0 0 0 III.5.2 Comportement des émulsions en présence des couples de tensioactifs Le Tableau III.7 montre déjà la meilleure efficacité des mélanges des tensioactifs (P, S) en émulsification. On peut ainsi conclure que les films interfaciaux formés par un seul type de tensioactif ne sont pas capables d'empêcher la coalescence, donc la séparation des phases. Il est donc nécessaire d'évaluer le pouvoir émulsifiant d'un couple de tensioactifs (P, S) dans une gamme de concentrations déterminée. Les résultats des tests de stabilité électrique des émulsions au repos sont représentés sur la Figure III.5. Dans la gamme des concentrations étudiée, on remarque l'existence d'une concentration optimale spécifique à chaque mélange (P, S), donnant un pourcentage maximal d'émulsion. Ces concentrations ne varient pas dans le même sens que la stabilité électrique. La stabilité électrique des groupes A et C varie peu avec la concentration, alors qu'elle est plus prononcée pour les tensioactifs des groupes B et D. Pour les tensioactifs du groupe B, la stabilité électrique augmente alors qu'avec ceux du groupe D elle diminue. Selon nos données, pour la famille A, le maximum et le minimum d’émulsion résiduelle correspondent respectivement aux concentrations (8,6) et (12,8) ; pour B, (6,8) et (12,18) ; pour C, (1,1) ou (5,5) (moins avantageux économiquement) et (12,18) et pour D, (3,3) et (1,1). CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 120 0 50 100 150 200 250 300 350 400 (1,1) (3,3) (5,5) (6,8) (8,6) (12,8) (12,18) (14,22) Concentration en mixture: P+S (g/L) S E ( V ) 0 5 10 15 20 25 30 35 % d ' é m u l s i o n % emulsionA % emulsionB % emulsion C % emulsion D SE A SE B SE C SE D Figure III.5 : Evolution de la stabilité des émulsions à base de mélanges de tensioactifs (P+S) après 24 h (E/H : 10/90) Dans des conditions expérimentales identiques, la meilleure émulsification est donc tributaire d’une formulation optimale en termes de concentrations et de proportions de tensioactifs (Khodja et al., 2005c). Cependant, pour une concentration donnée en tensioactif secondaire, les systèmes ne présentent pas de variation importante de la stabilité électrique en fonction de la concentration en tensioactif primaire. L’observation la plus importante qui se dégage de ces résultats est que l’augmentation de la concentration en émulsifiants ne favorise pas toujours une bonne émulsification. Avec l'augmentation des concentrations en tensioactifs primaires et secondaires, mais à différents rapports P/S, on constate des comportements inverses pour les groupes A, B et C, d'une part (stabilité électrique croissante) et pour le groupe D. En outre, tous les systèmes montrent une bonne stabilité électrique lorsque les pourcentages en tensioactifs primaires et secondaires sont égaux. Du point de vue pratique, en plus de l'influence des conditions opératoires, la stabilité électrique varie en fonction du rapport H/E, de la salinité de la phase dispersée, du type et de la concentration des additifs utilisés dans l'émulsion. Généralement, les valeurs de stabilité électrique sont plus élevées pour les émulsions à faible teneur en phase dispersée . Pour les rapports 90/10 et 85/15, ces valeurs supérieures atteignent ou dépassent 1800 V, alors que pour les rapports 70/30 et 65/35 on note des valeurs supérieures à 600 V. Pour un rapport E/H fixe et avec des concentrations en tensioactifs similaires, l'effet bénéfique du mélange de tensioactifs est sans doute dû au fait qu'il favorise l’obtention et le maintien de gouttelettes de fa ibles tailles. D'après les Tableaux III.1, III.2 et le §III.3.2, les mélanges de tensioactifs primaires et secondaires renferment des composés ioniques et non ioniques. En effet, l’emploi des tensioactifs ioniques assure la stabilité de l’émulsion par répulsion coulombienne, alors que les tensioactifs non ioniques stabilisent l’émulsion par l’encombrement stérique, responsable de la création d’une barrière capable d’empêcher l’agglomération des gouttelettes d’eau (Poré, 1992). Ces mélanges de tensioactifs de nature différente (non ionique et ionique) améliorent considérablement l’efficacité et la performance des formulations, en favorisant d'ailleurs la réduction de la tension interfaciale (Smith, 1989). CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 121 L'émulsification étant le processus de dispersion d'une phase liquide (interne) en fines gouttelettes au sein d'une phase liquide continue, la qualité d'une émulsion dépend de la dimension moyenne et de la distribution granulométrique des particules formées, qui mesurent l’état de division de la phase interne. Une analyse par granulométrie laser des émulsions préparée avec des tensioactifs primaires ( Figure III.6) et sous agitation continue, montre une nette différence dans la distribution de tailles entre les émulsifiants des groupes A et C : le tensioactif du groupe A donne une émulsion un peu moins grossière. La stabilité de l’émulsion varie généralement en sens inverse de la taille moyenne des gouttelettes. La Figure III.6 donne des exemples de distribution de tailles (DTG) des gouttelettes d'émulsion s préparées avec les tensioactifs primaires (10 g/L) des groupes A et C. La Figure III.7 représente un suivi de l'évolution des pourcentages cumulés (mesures effectuées sous agitation) pour le cas de la mixture des tensioactifs du groupe A. L’analyse de la distribution granulométrique montre une similitude des diamètres moyens obtenus pour les deux groupes de tensioactifs, tous deux très élevés (de l’ordre de 100 µm). Pour les deux cas, on signale un maximum de particules dispersées dans la plage de 60 à 1 00 µm, ce qui entraîne une décantation rapide. Cependant, la comparaison des classes de taille des diamètres obtenus donne des valeurs différentes. On note d (V; 0,1) de 33,10 µm pour A alors qu'il est de 49,55 µm pour C. De même pour d (V; 0,5) et d (V, 0,9) qui sont respectivement de 62,37 et 96,92 µm pour A et de 89,36 et 144 µm pour C. Cette nette différence devrait favoriser une meilleure stabilité des émulsions préparées avec les émulsifiants du groupe A (Ap et As). (a) (b) Figure III.6 : Evolution des classes granulométriques d'une émulsion E/H: 40/60 préparée par les émulsifiants primaires des groupes (a) A et (b) C Parmi les facteurs influençant la taille et la distribution granulométrique, on signale la nature et la concentration du tensioactif (Schramm, 1992), la salinité (Poré, 1992), le procédé de préparation (Puisieux et Seiller, 1983), l'intensité et la durée de l'agitation ( Brochette, 1999 ; Dalmazzone, 2000). Pour des conditions expérimentales identiques, la composition chimique des émulsifiants semble avoir une grande influence dans le cadre de cette comparaison. La coalescence de deux gouttelettes juste après leur formation mais pendant le processus d’émulsification a été clairement mise en évidence par Taisne et al. (1996). La taille des gouttelettes est donc le résultat de deux processus : la rupture et la coalescence, et, plus la concentration en tensioactif est élevée, plus la coalescence est lente. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 122 Figure III.7 : Evolution des classes granulométriques d'une émulsion inve rse H/E: 60/40 préparée par les émulsifiants du groupe A (P/S : 10/10) On suppose souvent que la prévention de la coalescence est due à la répulsion coulombienne entre les couches de tensioactif adsorbées. Dans le cas des émulsions étudiées, la dimension moyenne des particules se situe entre 10 et 135 µm (macroémulsion), d’où l’importance d'une étude sur la cinétique de stabilisation-déstabilisation, surtout en présence d’autres additifs. Avec un mélange d'émulsifiants et sous l’effet d'une agitation conti nue, le diamètre moyen des particules d’eau dispersée a tendance à diminuer ( Figure III.7) et, par conséquent, l’émulsion devient de plus en plus stable. L'augmentation de la durée d'agitation favorise donc la stabilité de l'émulsion par la réduction de la taille des particules. Cette observation, valable pour les trois familles de particules (fines, moyennes et grossières) explique les valeurs élevées de stabilité électrique obtenues après agitation de 30 min de l'émulsion 90/10 ( Tableau III.4). Dans une première approche, la concentration donnant une bonne stabilité électrique et un pourcentage d’émulsion élevé est choisie comme concentration optimale. L’évaluation de ces paramètres nous a permis de déduire un classement pour les différents groupes de tensioactifs (Khodja et al., 2005c). Les tensioactifs facilitent la dispersion du système sous agitation mais, dans le cas d'émulsions grossières, ne peuvent assurer le maintien de la phase dispersée dans la phase continue. Les gouttelettes formées sont suffisamment grosses pour que les forces de pesanteur soient toujours prépondérantes. Des émulsions fines sont obtenues seulement sous agitation continue. La Figure III.8 montre clairement qu'au-delà d'une certaine concentration critique (de l'ordre de 20 g/L) de tensioactifs, la stabilité électrique ainsi que la résistivité atteignent des valeurs très faibles et deviennent pratiquement constantes. Toutefois, le caractère monotone décroissant des courbes de la Figure III.8 semble indiquer que très peu de ten sioactif est nécessaire pour stabiliser l'émulsion, puisque pour le rapport 50/50 (P/S=1) des tensioactifs du groupe A, cette concentration et dans ces conditions de préparation , la stabilité électrique est maximale pour les faibles valeurs de concentrations. On peut en déduire soit que la concentration optimale en émulsifiants est inférieure à 5 g/L, soit que la stabilité et la résistivité électriques ne sont pas des critères fiables pour conclure sur la stabilité de l'émulsion. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 123 III.5.3 Influence de la teneur en phase dispersée Pour différents rapports E/H variant de 90/10 à 50/50 et pour des concentrations variables en tensioactifs (1 à 25 g/L), les pourcentages d'émulsion et d'eau décantée ont été mesurés pour les systèmes A et C. Les émulsions ont été laissées au repos à une température de 20± 3 °C pendant 24 h. Les résultats obtenus sont regroupés dans les Tableaux III.7 et III.8. La remarque commune pour tous les agents émulsifiants est que, à quelques exceptions près, au - dessus de 20 % de phase dispersée, le pourcentage d’émulsification diminue alors que le pourcentage d'eau résiduelle augmente. Deuxièmement, on observe que l'augmentation de la concentration totale en émulsifiants (à partir de 10- 15 g/L) améliore l'émulsification. Pour chaque rapport E/H il existe une concentration optimale (en grisé dans les tableaux) donnant un minimum d'eau et un pourcentage maximal d'émulsification. Avec l'augmentation de la teneur en phase dispersée l'émulsion devient de plus en plus visqueuse, ce qui peut favoriser sa stabilité. Cependant, avec une concentration fixe en émulsifiants, l'augmentation de la teneur en eau peut favoriser la coalescence, ce qui engendre une chute des pourcentages d'émulsion. 0 20 40 60 80 100 120 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Concentration en tensioactifs (g/L) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Stabilité électrique (V) Résistivité électrique (1/Ohm) Stabilité électrique (V) Résistivité électrique 10 -6 (Ohm -1 ) Figure III.8 : Variation de la stabilité électrique et de la résistivité électrique d'une émulsion inverse E/H: 50/50 préparée par les émulsifiants du groupe A (P/S : 10/10) Du point de vue de la stabilité électrique (SE) des systèmes A, B, C et D avec comme phase dispersée une solution de NaCl à 320 g/L (saumure saturée), la Figure III.9 montre une chute des valeurs de SE à partir de 5% d'eau suivie d ‘une diminution modérée au- dessus de 30% de phase dispersée. 0 300 600 900 1200 1500 1800 2100 0 20 40 60 % Saumure S t a b i l i t é é l e c t r i q u e ( V ) D C B A Figure III.9 : Evolution de la stabilité électrique en fonction du pourcentage de phase dispersée (saumure saturée en NaCl : 320 g/L) CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 124 Cette tendance complète les résultats obtenus dans les Tableaux III.7 et III.8 du point de vue du pourcentage d'émulsion. En plus des agents émulsifiants, les additifs qui semblent être indispensables pour la formulation d'un fluide de forage émulsionné inverse sont, l'argile organophile, le réducteur de filtrat, la chaux et l'alourdissant. Tableau III.7 : Pourcentages d’émulsion et d’eau pour les tensioactifs du groupe A 90/10 80/20 70/30 50/50 [P ; S] (g/L) % Eau % émulsion % eau % émulsion % eau % émulsion % eau % émulsion (0,5 ; 0,5) 8 15 15 19 25 20 48 0 (1,5 ; 1,5) 8 10 12 23 25 16 45 4 (2,5 ;2,5) 6 15 12 20 20 20 40 10 (5 ; 5) 3 17 5 25 17 20 38 8 (7,5 ; 7,5) 0 17 5 23 15 22 30 14 (10 ; 10) 0 16 3 28 14 27 30 10 (12,5 ; 12,5) 2 16 4 31 14 27 28 10 NB : Pourcentage de phase huileuse = 100 – (% émulsion + % eau) Tableau III.8 : Pourcentages d’émulsion et d’eau pour les tensioactifs du groupe C 90/10 80/20 70/30 50/50 [P, S] ( g/L ) % Eau % émulsion % eau % émulsion % Eau % émulsion % eau % émulsion (0,5 ; 0,5) 8 22 15 23 23 18 48 0 (1,5 ; 1,5) 8 18 15 21 24 16 40 9 (2,5 ; 2,5) 8 11 14 22 22 15 40 8 (5 ; 5) 3 17 13 21 20 18 35 11 (7,5 ; 7,5) 0 15 12 24 15 22 36 10 (10 ; 10) 0 18 13 18 10 30 33 10 (12,5 ; 12,5) 2 16 4 26 10 30 28 12 III.5.4 Influence de l'argile organophile et du réducteur de filtrat Pour évaluer la contribution de chaque additif à la stabilité des émulsions inverses, le s ystème E/H : 10/90 a été sélectionné. Dans une première étape, l'effet de chaque additif a été étudié dans une émulsion ne contenant pas de tensioactifs. Cette évaluation a été effectuée par la mesure de la stabilité électrique et la détermination des paramètres rhéologiques. D’après les variations de la stabilité électrique en fonction de la concentration en argile (de type A, B ou D ( Figure III.10), on constate que l’argile organophile contribue considérablement à la stabilité des émulsions. L'argile organophile étant une montmorillonite traitée par des tensioactifs cationiques (ammonium quaternaire), on peut justifier sa préférence pour l'interface huile/eau par son affinité mutuelle pour les deux phases : d'une part une affinité pour l'eau grâce aux fon ctions CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 125 0 500 1000 1500 2000 2500 0 10 20 3 0 40 50 60 Concentration d'argile en (g/l) A B D Stabilité électrique (V) silanols des aluminosilicates, d'autre part une affinité pour la phase organique améliorée par la chaîne organique des tensioactifs greffés. Figure III .10 : Effet de l'argile sur la stabilité électrique de l'émulsion (E/H : 10/90) L'étude rhéologique d'une émulsion E/H : 10/90 préparée avec trois types d'argiles organophiles ( Figures III.11a et b) montre un comportement rhéofluidifiant à seuil puis newtonien ou quasi - newtonien, donc une diminution puis une stabilisation de la viscosité avec l'augmentation de la concentration en argile. Cette augmentation est donc favorable du double point de vue de la stabilité électrique et de la fluidité de l 'émulsion, intéressante pour le forage. L'argile 3 donne les meilleures valeurs. Il en va de même avec le système émulsionné E/H: 80/20. Les argiles jouent donc un rôle prépondérant dans l'amélioration de la stabilité et de la rhéologie de l'émulsion. L'argile organophile peut stabiliser l'émulsion par adsorption directe à l'interface eau/huile ou par adsorption au niveau du film stabilisé par d'autres produits tels que les tensioactifs (Danuta et al., 2005). La différence de comportement des argiles est liée notamment à leur type et à leur granulométrie. De plus, en présence de tensioac tif, des modifications de leurs performances peuvent apparaître. Les émulsions de Pickering sont stabilisées par des particules solides colloïdales (de taille inférieure à 1 um). La stabilisation de telles émulsions a été expliquée d'abord par Van der Minn e (1928), puis par Schulman et Leja (1954) et d'autres auteurs, qui ont tous mis en évidence l'importance de l'angle de contact entre la particule et le liquide qui la mouille préférentiellement. Les particules hydrophiles, faisant avec l'eau un angle de c ontact, inférieur à 90°, tendent à stabiliser les émulsions H/E, tandis que les particules hydrophobes stabilisent les émulsions E/H (Schulman et Leja, 1954 ; Gelot et al., 1984 ; Bensbaa et al., 2000 ; Tambe et Sharma, 1993 ; Aveyard et al., 2003). Des considérations thermodynamiques suggèrent que la majorité des émulsions de Pickering sont stables lorsque l’angle de contact est de 90° (Yan et Masliyah, 1995b ; Binks et Lumsdon, 2000 ; Aveyard et al., 2003). D’autres travaux ont montré la possibilité d’une stabilité maximale avec des angles différents de 90° (Menon et Wasan, 1986 ; Yan et Masliyah, 1995a). Selon ces auteurs, en plus de l’angle de contact, d’autres facteurs, tels que la répartition des particules, le recouvrement de la surface et la phase or iginale de dispersion des particules sont aussi à considérer. C B D CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 126 0 4 8 12 16 20 0 50 100 150 200 250 300 Shear rate [1/s] S h e a r s t r e s s [ P a ] argile 1 argile 2 argile 3 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 0 50 100 150 200 250 300 Shear rate [1/s] V i s c o s i t é [ P a . s ] argile 1 argile 2 argile 3 (a) (b) Figure III.11 : Effet du type d’argile sur la rhéologie de l'émulsion (E/H : 10/90) sans tensioactif Généralement, la stabilité de ces émulsions augmente lorsque la taille des particules diminue et que leur concentration augmente : en effet, ces deux paramètres réduisent la taille des gouttelettes de phase dispersée (Schulman et Leja, 1954 ; Bowman, 1967; Gelot et coll., 1984 ; Menon et Wasan, 1984, 1988 ; Tambe et Shar ma, 1993 ; Yan et Masliyah, 1995 a ; Abend et al., 1998 ; Yan et al., 1999 ; Binks et Lumsdon, 2001 ; Sullivan et Kilpatrick, 2002; Aveyard et al., 2003). Pour les émulsions de pétrole, plusieurs auteurs (Tambe et Sharma, 1993 ; Binks et Lumsdon, 2000 ; Za ki et al., 2000 ; Bensebaa et al., 2000 ; Kotlyar et al., 1998 et 1999) signalent l'influence des aluminosilicates dont le diamètre varie de 100 à 200 nm. Enfin, d'après Yekeler et al. (2004) la morphologie des particules peut aussi altérer la mouillabil ité. Tadros et Vincent (1983) et Vignati et al. (2003) suggèrent que les particules asymétriques, telles que celles de bentonite, sont plus efficaces pour la stabilisation que les particules sphériques. L’augmentation de la viscosité de la phase continue stabilise le système. En premier, la réduction de la mobilité de l’eau évite et réduit les phénomènes de floculation et de coalescence. En second, et en accord avec la loi de Stokes, la tendance à la sédimentation de la phase dispersée est inversement proportionnelle à la viscosité de la phase continue. Bishop (1997) signale que les argiles organophiles n’augmentent pas la viscosité de l’huile (gazole) mais sont à l'origine de structures particulières par interaction avec la phase aqueuse. Les propriétés rhéologiques de telles émulsions ont été notamment étudiées par Pal et Masliyah (1990), Yan et al. (1991a et b), Pal et al. (1992) et Yan et Masliyah (1993). Au contraire, les différents groupes de réducteurs de filtrat testés, à base d'asphalte ou de li gnite, n’ont pas d'effet significatif sur la stabilité électrique et n'ont guère d'influence sur la viscosité de l'émulsion ; au moins dans le domaine des concentrations étudiées. Leur mécanisme d'action est totalement différent de celui des argiles organophiles. Pour les réducteurs de filtrat, on pense plutôt à une solubilité et une grande affinité pour la phase organique, vu sa nature et sa composition. 3 1 2 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 127 III.5.5 Influence de la barite et de la Chaux D'une façon générale, la barite (BaSO 4 ) est souvent utilisée pour augmenter la densité des fluides de forage. Notre étude des contributions de la barite et de la chaux à la rhéologie et à la stabilité des émulsions a porté sur deux émulsions, l'une avec un seul tensioactif, l'autre avec un mélange. L'additif (chaux ou barite) a été introduit progressivement, par ajout de petites quantités. Après chaque ajout nous avons suivi l’évolution de la stabilité électrique et de la rhéologie. Pour le cas de l'émulsion E/H : 20/80 avec le tensioactif secondaire du groupe A (4 g/L), la présence de l’alourdissant (la barite : BaSO 4 ) influence la rhéologie des systèmes émulsionnés ( Tableau III.9). Les viscosités apparente, plastique, la contrainte seuil et le Gel 0 diminuent sensiblement. L’addition de barite améliore la stabilité électrique de l'émulsion inverse. On retrouve donc un comportement similaire à celui des argiles organophiles : une amélioration remarquable de la stabilité électrique avec l’augmentation de la densité (concentration en barite), de 80 V pour le syst ème sans barite à 440 V pour le système alourdi (d = 1,28). La barite, chimiquement inerte, intervient sur la stabilité par le fait qu’à la suite d’une agitation mécanique les particules solides s’adsorbent aux interfaces huile/eau des gouttelettes et favo risent une extension de cette interface. On invoque la notion de "raideur d’interface" formulée par Duclaux (Sherman, 1968) : “Il a été possible, selon cette conception, de réaliser et de stabiliser des émulsions par la seule présence de particules solides fines, non miscibles et sans action sur les deux phases. Les gouttelettes de même charge auront tendance à se repousser. Certains colloïdes (colloïdes protecteurs) peuvent également intervenir pour éviter les chocs brutaux des particules dispersées". Po ur le cas du mélange avec un rapport E/H : 10/90 et contenant une concentration en tensioactifs du groupe D de 5 + 5 g/L (P + S), on note une augmentation de la stabilité électrique de 247 V avec 72 g de barite/L à 386 V avec 230 g de barite /L. La viscosité augmente avec la concentration en barite. A des concentrations relativement plus élevées, la barite peut décanter, il est donc nécessaire d’employer en plus des viscosifiants, des agents mouillants pouvant maintenir ces particules en suspension. Il n'a été constaté aucune influence de la chaux sur la rhéologie des émulsions. En revanche, la stabilité électrique est plus élevée que celle obtenue en présence du couple de tensioactifs seul dans l'émulsion et croît avec la concentration en chaux. Conformément à la théorie, la chaux, en plus de son action sur le pH, peut activer les tensioactifs et améliorer leur pouvoir émulsifiant. En effet, l’association des têtes polaires des tensioactifs avec le calcium renforce leur adsorption à l’interface eau–huile ( Khodja et al., 2005c et 2006d). Tableau III.9 : Caractéristiques rhéologiques de systèmes renfermant de la barite Paramètre d = 0,88 (sans barite) d = 1,18 d = 1,23 d = 1,28 Viscosité apparente (mPa.s) Viscosité plastique (mPa.s) Contrainte seuil (Pa) Gel 0 (Pa) Stabilité électrique (V) 43 23 40 9 80 10 10 0 0.5 260 16 17 - 2* 1 330 18 18 0 1 440 * Dans le domaine des fluides de forage, une valeur négative peut être expliquée par l'instabilité du système. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 128 III.6 Etude systématique de la stabilité des émulsions : centrifugation et rhéologie Parmi les tests de stabilité des émulsions (fondés sur l'évolution du mélange en fonction du temps), on utilise fréquemment l'élévation de la température et la centrifugation, destinées à accélérer leur vieillissement. La stabilité des émulsions est aussi estimée par la mesure des propriétés rhéologiques et de filtration du fluide de forage formulé. Nous avons vu plus haut que l'obtention d'émulsions suffisamment stables nécessitait un mélange de tensioactifs et l'ajout d'autres additifs. Les différents fournisseurs de fluides de forage présentent le fluide comme une entité indissociable pour laquelle le contrôle des performances des additifs (émulsifiants, viscosifiants, réducteurs de filtrat) passe obligatoirement par l’analyse du système entier. Or, l’expérimentateur est souvent appelé à évaluer les performances des ingrédients considérés indépendamment. Dans cet objectif, ce travail porte sur l’évaluation des performances de trois groupes de tensioactifs utilisés en tant qu’émulsifiants dans les fluides de forage. Des équipements et des méthodes standard recommandés par l’API 13 B- 2 (2005) pour la préparation et la caractérisation des fluides de forage ont été utilisés. III.6.1 Systèmes gazole/eau/tensioactifs : influence d'une centrifugation appliquée à la partie émulsionnée Après une même durée de sédimentation (24 h), la phase émulsionnée a été prélevée pour mesurer sa résistance à la centrifugation (vitesse : 2000 tr/min ; durée 10 min). Pour s'assurer de la séparation complète de la fraction émulsionnée, nous avons voulu mesurer la stabilité électrique (SE) de la phase huileuse. La valeur de SE dépasse alors la gamme de mesure de l’appareil utilisé (2000 V), alors que l'existence d'une faible quantité de phase aqueuse dans l'huile diminuerait considérablement la stabilité électrique. Les pourcentages d'émulsion après centrifugation, mesurés pour les trois groupes, sont reportés dans le Tableau III.10. Tableau III.10 : Pourcentages d’émulsion en fonction de (P, S) (E/H : 10/90) Groupe (3, 3) (5, 5) (12, 18) (14, 22) B 57.4 26.7 3.9 11.7 C 41.6 75.0 40.6 71.1 D 46.1 61.3 52.1 78.8 Le système B conduit à une apparition d'eau tandis que les systèmes C et D semblent beaucoup plus résistants. Ainsi, le système B résiste plus à la centrifugation dans le domaine des faibles concentrations et avec un mélange équimassique (P = S), alors que pour les concentrations élevées et différentes (P ≠ S), le groupe D se comporte mieux. La présence des tensioactifs à des concentrations égales avec différents rapports E/H a abouti à des pourcentages d’émulsion remarquables. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 129 On peut donc conclure que ces tensioactifs sont en mesure de résister à un excès d’eau. Cette constatation est liée au fait qu’une forte teneur en phase di spersée améliore la viscosité de l’émulsion, ce qui contribue à une amélioration de sa stabilité. III.6.2 Systèmes gazole/saumure/tensioactifs : influences de la durée et de la température de centrifugation Des mélanges (gazole + saumure + tensioactif) ont été préparés pour les quatre familles (A, B, C et D) en respectant les conditions suivantes : - rapport E/H : 10/90, - rapport des tensioactifs P/S : 50/50, - concentration totale en tensioactifs : 15g/L, - phase dispersée : saumure saturée en NaCl (3 20 g/L), - vitesse de centrifugation : 700, 2000 et 4000 tr/min, - température de centrifugation : 20 ± 3 ° C et 70 ± 3 °C. Le suivi a porté sur : - l'étude de la résistance à la centrifugation après un repos de 24 h ou de 7 jours ( Figure III.12) - l'étude de la stabilité dans le temps : on laisse les échantillons sédimenter pendant 24 h (Figure III.13), - l'étude de la résistance à la centrifugation de la phase émulsionnée pendant 10 min à 4000 tr/min à 25 ± 3 ° C ou à 70 ± 3 °C ( Figure III.13), - l'étude de la stabilité (conductivité électrique) sous l'effet de l'addition de la phase dispersée ( Figure III.14). Les échantillons récupérés de la partie émulsionnée après repos de 24h et 7 jours ont été soumis à différentes vitesses de centrifugation pendant 1 0min. A, C et D présentent une meilleure résistance à la centrifugation comparés au groupe B pour le test au repos à 24 h mais le groupe A perd sa résistance à la centrifugation après 7 jours de repos ( Figure III.12b). Après centrifugation (24 heures ou 7 Jours), les groupes C et D s'avèrent les meilleurs comparativement aux groupes A et B. La performance des tensioactifs a été ensuite étudiée par ajout de saumure saturée jusqu'à l’inversion de phases. La conductivité électrique a été mesurée au fur et à me sure des ajouts sous agitation continue (300 tr/min) ( Figure III.14). 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 D C B A Tensioactif % e m u l s i o n 700 tr/mn 2000 tr/mn 4000 tr/mn 0 20 40 60 80 100 120 D C B A Tensioactif % e m u l s i o n 700 tr/mn 2000 tr/mn 4000 tr/mn (a) (b) Figure III.12 : Pourcentages d’émulsion après centrifugation (a : 24 h, b : 7 jours) CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 130 Après un repos de 24 h, un échantillon de la phase émulsionnée est prélevé et centrifugé pendant 10 min (4000 tr/min) à 25 ° C ou à 70 °C. 0 20 40 60 80 100 120 D C B A Tensioactif % e m u l s i o n t=0 t=24h Centrifugation Temperature -10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0 10 20 30 40 50 60 % saumure (mL) C o n d u c t i v i t é ( m i c r o s / c m ) A B C D Figure III.13 : Comportement des émulsions Figure III.14: Evolution de la conductivité après agitation, vieillissement (24 h), en fonction du pourcentage de saumure centrifugation (4000 tr/min) et chauffage (70°C) Le groupe de tensioactifs qui présente le pourcentage le plus élevé d’émulsion après vieillissement est le groupe D, suivi de C, de A et de B. A près centrifugation à 25 °C l'ordre est A, C, D, B et après centrifugation à 7 0 °C : D, A, B. Comme prévu, les conductivités électriques des émulsions (inverses) sont très faibles. En ajoutant la saumure, il se produit une inversion de phases (augmentation brusque de la conductivité électrique) respectivement à 30%, 34%, 34% et 47% de saumure pour les groupes C, A, D et B. De plus, la contamination des émulsions par la saumure diminue considérablement la stabilité électrique pour tous les groupes de tensioactifs étudiés car le milieu devient plus conducteur après chaque addition. En particulier, le groupe C atteint des valeurs de SE très basses à partir de 28% de saumure (Khodja et al., 2005c). III.6.3 Dosage de l'eau dans la phase continue après centrifugation Afin de suivre la répartition de l'eau dans les deux phases et en complément aux résultats obtenus après centrifugation de la phase émulsionnée, nous avons dosé l'eau dans la phase continue (méthode de Karl Fischer). Afin d'éviter une éventuelle contamination des échantillons par l'humidité ambiante, juste après centrifugation, les échantillons récupérés ont été fermés par des bouchons de liège. Après 24 h, on récupère un volume de 2 mL de phase surnageante. Le Tableau III.11 regroupe les teneurs en eau de ces phases organiques. Tableau III.11 : Teneur en eau dans la phase continue (gazole) Groupe de Tensioactifs A B C D Teneur en eau (mL) 0,25 0,09 0,17 0,12 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 131 La teneur en eau dans le gazole est assez faible. Elle v arie de 1,8% pour le groupe B à 5% pour le groupe A. Ainsi, en combinant les résultats de centrifugation, de dosage de l'eau et en faisant un bilan matière, on aboutit à la répartition exacte de l’eau dans les différentes phases formées ( Tableau III.12). Ces valeurs sont corroborées par les pourcentages d’eau obtenus après centrifugation. Tableau III.12 : Evolution de la stabilité des émulsions (E/H : 10/90) Condition Groupe A Groupe B Groupe C P : 7,5 g/L Après 24 h : Emulsion/eau 16,8/3 20/3 16/5 S : 7,5 g/L Après 24 h : Emulsion/eau 16/0 20/3 14/5 P+S : (7,5 + 7,5) g/L - Après agitation : Emulsion (%) - Après 24 h : Emulsion/Eau - Après centrifugation (4000tr/min, 10min) émulsion (%) - Après centrifugation a (4000tr/min, 10min) Emulsion/eau (%) 24 h de repos 100 17/0 70 80/0 100 15/0 18 50/23 100 5/4 50 15/60 a : après une première centrifugation, la phase émulsionnée a été à nouveau centrifugée (4000 tr/min) ; les pourcentages et les volumes sont ceux obtenus après centrifugation de la phase émulsionnée. Les groupes donnant des proportions élevées de phase dispersée donnent un maximum d'eau dans la phase continue (gazole). Une présence importante d'eau dans le gazole reflète une bonne émulsification. Malgré les conditions sévères (vieillissement, centrifugation, température) subies par les différentes solutions, les tensioactifs utilisés sont capables de maintenir l'eau en émulsion. Une simple observation des émulsions juste après préparation n'est pas suffisante pour appréhende r leur qualité et leur stabilité. En imposant aux systèmes un repos de 24 h, et vu la granulométrie observée, on favorise la séparation des phases par différence de densité entre l’eau et le gazole. Sur la base du pourcentage de phase émulsionnée avec le mélange de tensioactifs, après vieillissement de 24 h ( Tableau III.12), le groupe A semble être le plus efficace, suivi de B, et de C (Khodja et al., 2005c). Après 24 h de repos et avec des conditions plus sévères : centrifugation à 4000 tr/min durant 10 min, on confirme la stabilité de l’émulsion renfermant les tensioactifs du groupe A ( Figures III.12a et III.13), alors que pour les autres groupes de tensioactifs, on note une instabilité de l’émulsion. Les résultats de centrifugation de la phase émulsionn ée après 7 jours de repos confirment le même ordre. Par ailleurs, comme indiqué plus haut, le test réalisé par centrifugation à 70°C, montre la performance des groupes D et A par rapport à B ( Figure III.13). CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 132 III.6.4 Rhéologie et stabilité des émulsions L'art de la formulation est le choix des constituants chimiques et de leurs proportions assurant les propriétés d'usage optimales d'un produit destiné à des applications bien définies, compte tenu du rapport qualité/prix qui exige un compromis. Les perfor mances finales du produit formulé sont le résultat de la juxtaposition des propriétés des ingrédients, mais surtout de leurs interactions physico-chimiques. Ces interactions interviennent à l’échelle particulaire (mésoscopique) ou microscopique, mais, dans le cas d'un mélange fluide, le produit fini possède une texture macroscopique qui gouverne ses propriétés rhéologiques. Nous avons examiné précédemment l'effet du type d’argile sur la rhéologie d'émulsions (E/H=10/90) sans tensioactif ( Figure III.12) et les caractéristiques rhéologiques de systèmes alourdis ( Tableau III.9). Dans ce qui suit, nous abordons le comportement rhéologique des émulsions stabilisés par des tensioactifs. III.6.4.1 Influence de la salinité sur le comportement rhéologique des émulsions Les variations des paramètres rhéologiques (VA, VP, YV, Gel 0 ) des émulsions H/E : 80/20 montrent l'influence de la salinité de la phase dispersée. Pour le tensioactif anionique As, les courbes de la Figure III.15a passent par un maximum pour chacun des paramètres en fonction de la concentration en sel (NaCl). Ces maximums sont toujours observés autour de 2 g/L. Cependant, avec l'espèce non ionique Ap, les paramètres augmentent et tendent vers un palier ( Figure III.15b). Signalons en outre que les propriétés rhéologiques du tensioactif non ionique se dégradent avec l'élévation de la température. Pour les composés anioniques (As et Es) ( Tableau III.2), il est admis que la dégradation des caractéristiques rhéologiques en présence de sel s'interprète par l es interactions entre les ions de la solution et l’agent de surface. Le composé anionique As présente une sensibilité à la salinité pour une concentration en NaCl supérieure à 2 g/L ( Figure III.15a). L’évolution des caractéristiques rhéologiques des émulsions préparées avec différentes concentrations en sel et à différentes températures est interprétée sur la base des structures formées dans le système. Pour des concentrations croissantes en électrolyte, la diminution des répulsions électrostatiques comprime la double couche électrique et s'oppose à une augmentation de la viscosité, provoquée par le recouvrement des doubles couches, notable dans les émulsions concentrées (second effet électrovisqueux) (Tadros, 1994). . -20 0 20 40 60 80 0 2 4 6 8 (Concentration (g/L P a r a m è t r e r h é o l o g i q u e VA (cp) VP (cp) YV (lbs/100sft) Gel 0 (lbs/100sft) -10 0 10 20 30 40 50 60 70 0 2 4 6 8 10 12 (Concentration (g/L P a r a m è t r e r h é o l o g i q u e VA (cp) VP (cp) YV (l bs/ 100sf t ) Gel 0(l bs/ 100 sf t ) (a) (b) Figure III.15 : Variation des paramètres rhéologiques en fonction de la concentration en NaCl (a) anionique : AS et (b) non ionique : AP (E/H : 80/20) CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 133 Tableau III.18: Essais pilotes : vitesse d'avancement du forage dans quelques puits Puits Outil utilisé Avancement (m/h) MD# 513 MD#505 MD#469 MD#476 MD#493 OMP#262 OML#832 OMP#412 OMP#722 OML#822 OMO# 87bis DP0139 MGR62HQPX FM2943 FM2943 FM2943 MA62HPX FM2943 MC45M FM2943 M44BP AR547G 19.56 16.76 20.25 21.43 18.92 14.77 23 .82 12.01 16.51 13.85 09.27 III.6.4.2 Influence du rapport H/E sur la viscosité des émulsions Cette partie du travail consiste à suivre l'évolution des paramètres rhéologiques pour différents rapports H/E. Avec le rhéomètre Fann 35 A (API, 2005) le mode opératoire est le suivant: - on dissout les tensioactifs (5 g de primaire et 5 g de secondaire) dans la phase huileuse, - en maintenant le mélange sous agitation, on ajoute la phase dispersée (saumure) par petites quantités durant 2 min et on po ursuit l’agitation pendant 5 min, - on procède ensuite aux mesures rhéologiques. D'après la Figure III.16, les viscosités apparente et plastique des émulsions préparées avec les tensioactifs du groupe D augmentent au fur et à mesure que l’émulsion devient plus riche en phase aqueuse (variation du rapport E/H) avec une augmentation plus appréciable à partir de 30% en saumure, et ceci a été constaté pour tous les groupes étudiés. Tant que l'on reste dans le domaine des émulsions E/H, ces propriétés varient donc en sens inverse de la stabilité électrique ( Figure III.10), ce dernier test étant surtout utile pour les émulsions contenant des particules solides. En effet, la fraction volumique de la phase dispersée est le facteur primordial affectant la viscosit é des émulsions (Einstein, 1906 ; Tadros, 1994). L’ajout de phase dispersée (ici aqueuse) favorise le rapprochement des gouttelettes et modifie leur état d’agrégation. Les interactions dynamiques ainsi que la fréquence de collisions résultantes engendrent une augmentation de la viscosité. Une augmentation de la viscosité favorise la stabilité de l’émulsion d’une manière très remarquable même en présence d’une faible quantité d’émulsifiant. Du reste, les émulsions les plus fines sont en général les plus visqueuses et les plus stables. Généralement, en forage, avec l’utilisation de 50% d'eau, on peut se passer des argiles organophiles, car l'émulsion est assez visqueuse. Cependant ces dernières jouent le rôle d'un co - tensioactif, qui contribue d’un côté à l’ amélioration de la stabilité de l’émulsion et, d’un autre côté, à la réduction du volume de filtrat. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 134 L'étude de l'influence de la concentration en agent actif sur les propriétés d'écoulement des émulsions ne peut être envisagée que si l'on compare des sys tèmes émulsionnés caractérisés par des gouttelettes dispersées de même taille et de même distribution granulométrique. 0 5 10 15 20 25 3 0 0 10 20 3 0 40 50 60 % saumure P a r a m ¸ t r e s r h ˇ o l o g i q u e s ( m P a . s ) VP VA Figure III.16 : Evolution des viscosités en fonction de la proportion de phase aqueuse (saumure) (Groupe D) Des études effectuées par Schramm (1992), sur une série d'émulsions E/H stabilisées par du mono-oléate de sorbitane ont abouti à la conclusion qu'un accroissement de la concentration en tensioactif provoque une augmentation de la viscosité des émulsions par suite de la formation de micelles dans la phase continue à cause de l'excès d'émulsifiants. L’augmentation de la teneur en phase dispersée d'une émulsion peut aboutir à sa déstabilisation et à son inversion. Une discussion détaillée de la notion d'" inversion de phase “catastrophique", introduite par Salager (1988), a été développée par cet auteur. Ce type d’inversion est induit par un changement de composition du mélange. Plusieurs travaux (Gilcrist et al., 1989 ; Vaessen et al., 1996 ; Vaessen et Stein, 1996 ; Kumar, 1996) ont tenté de développer le modèle de la dynamique de la coalescence des gouttelettes dans les conditions d’écoulement. Il existe, dans la littérature, un grand nombre de travaux théoriques consacrés à la modélisation des propri étés rhéologiques des dispersions. Les contributions les plus importantes sont celles d’ Einstein (1906), de Krieger et Dougherty (1959) et de Batchelor et Green (1972). Palierne (1990) a calculé le module de cisaillement complexe d’une émulsion d’inclusions viscoélastiques déformables dans une matrice viscoélastique. L’application de la plupart des modèles reposant sur des calculs théoriques rigoureux est limitée au cas des dispersions semi-diluées. Pour des fractions volumiques plus importantes, il n’exi ste que des modèles empiriques. Ceci est dû au fait que ces modèles ne prennent pas en compte les interactions non-hydrodynamiques (stériques, coulombiennes ou de Van der Waals, par exemple) entre les inclusions de la phase dispersée. Ces interactions ne peuvent être négligées dans le cas des dispersions concentrées. Civan et Weers (2001) ont décrit la décomposition ou l'instabilité de l'émulsion par un processus irréversible. En 2004, Civan et al. (2004) ont présenté un modèle pour l'évolution de l'émuls ion et l'influence de la température et de la dilution par des solvants. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 135 III.6.4.3 Etude des performances des émulsifiants dans les fluides de forage Après les travaux réalisés avec les différents tensioactifs et d'autres additifs, il est intéressant de travailler sur des systèmes de fluides de forage complètement formulés. La caractérisation des boues et la comparaison entre les différents tensioactifs sont basées sur l’évaluation des mesures suivantes : - Stabilité électrique - Filtrat à haute température et/ou sous haute pression (HT/HP) - Rhéologie de la boue juste après préparation et après un vieillissement de 24 h. La composition des fluides formulés avec les différents tensioactifs ainsi que les caractéristiques rhéologiques sont présentées dans les Tableaux III.13 et III.14. Tableau III.13 : Formulation d'un fluide de forage avec les tensioactifs A (E/H : 10/90) Composant Quantité Gazole Eau Emulsifiant (As, Bs et Cs) Emulsifiant (Ap, Bp et Cp) Chaux Argile organophile Réducteur de filtrat NaCl 296 mL 35 mL 2,5 g 2,5 g 8 g 7 g 12 g 12 g Tableau III.14 : Propriétés rhéologiques des fluides de forage préparés (E/H : 10/90) C B A Paramètre 5 min 24 h 5 min 24 h 5 min 24 h L 600 a L 300 a L 200 a L 100 a L 6 a L 3 a VA (mPa.s) VP (mPa.s) Gel 0/10 (Pa) YP (Pa) Densité SE (V) Filtrat HP/HT Observation 21 10 8 5 2 1 10,5 11 1/1 0,25 23 10 8 5 2 1 11,5 13 1/1 1,25 0,90 500 33 mL 100 % huile 27 14 9 6 2 1 13,5 13 1/1 0,25 30 15 11 6 2 1 15 15 1/1 0 0,92 615 6mL 100 % huile 25 13 10 5 2 1 12,5 12 1/1 0,25 30 19 12 7 1 1 15 11 1/1 2 0,92 540 8mL 100 % huile a : L x représente la lecture à x tr/min sur le rhéomètre Fann 35 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 136 Avec un rapport E/H : 10/90, il ne faut pas s’attendre à obtenir des viscosités importantes. La rhéologie des fluides est en effet directement liée à la teneur en phase dispersée et à la concentration en argile organophile. Pour tous les systèmes étudiés, les résultats de filtration sont marqués par une absence d’eau. Les émulsions demeurent stables après filtration (HP/HT) pour l’ensemble des formulations et donnent des propriétés rhéologiques assez proches. Cependant, le système C a présenté un filtrat plus élevé. Pour les systèmes contenants les tensioactifs des groupes B et C avec E/H : 10/90, le suivi de l’évoluti on de la viscosité plastique à différentes températures (de 20 à 100 °C) montre sans surprise une diminution de la viscosité avec l'élévation de la température. III.7 Essais pilote avec les nouveaux emulsifiants proposés (Groupe A) Suite aux travaux réalisés au laboratoire, nous avons effectué des essais pilote sur chantier pour le forage de la totalité de la phase 12" 1/4 (une moyenne de 1400 m). Initialement, le forage de trois puits était prévu, mais, vu les résultats positifs des deux premiers essais, il a été décidé d’éviter un troisième forage. Les critères fixés pour l’évaluation du système sont : - Stabilité des caractéristiques du système, - Vitesse d’avancement des outils, - Comptabilisation des bouchons d’eau et virulence des accrochages, - Calibrage des puits et résultats des tests de cimentation (CBL : Cement Band Logging), - Impact sur l’environnement : taux d’enrobage, - Aspect financier : Stabilité de la boue, cavage, durée de la phase de forage 12" 1/4 et volume utilisé. III.7.1. Formulations utilisées Dans une première phase, une formulation E/H : 40/60 a été proposée sous réserve de sécurité de la stabilité du système 50/50 sur chantier. Les Tableaux III.15 et III.16 regroupent la composition et les caractéristiques des trois formulations. Tableau III.15 : Formulation des fluides de forage avec les tensioactifs proposés (A) Produit Formulation préconisée Formulation obtenue sur MD#513 Formulation initiale sur OMP#262 Ap + As (L) Argile organophile (kg) Réducteur de filtrat (kg) Chaux (kg) Gazole (L) Saumure saturée NaCl (L) Barite (kg) 20,83 6 20 30 505 380 243 18,93 1,12 8,12 33,39 453 453 218,4 20 0 6,3 39 444 452 214 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 137 Tableau III.16 : Caractéristiques des fluides Paramètre Requises Premier essai Deuxième essai Densité VP (mPa.s) YP (Pa) Gel 0/10 (Pa) Rapport H/E Filtrat HP/HT : 250 °F/500 psi Stabilité électrique (V) NaCl (g/L d’eau) LGS a (%) Sable (%) P.b. b (%) 1,20 –1,25 40-60 10-30 7/15 50/50 < 6 > 100 360 < 7 < 1 3 - 6 1,19-1,25 50-70 10-30 5- 8 / 6-13 53/47 < 4 250 – 350 360 7 – 10 < 1 4 – 6 1,18-1,25 52-60 18-24 5- 7 / 6-9 52/48 4 – 6 280 - 390 360 4,5 – 8,5 < 1 3.6 - 5 a: low gravity solids (solides à faible masse volumique) provenant du terrain foré, b: phénolphtaléine boue ; paramètre relatif à l'alcalinité de la boue. Pour le premier essai la formulation préconisée n’a pas été respectée dans sa totalité du fait qu’elle était prévue pour un rapport E/H : 40/60 et que les caractéristiques de la boue ont été ajustées au fur et à mesure de l’avancement du forage. Le deuxiè me essai nous a permis d’optimiser davantage la formulation arrêtée à l’issue du premier essai : seulement 6,3 kg/m 3 de réducteur de filtrat ont été utilisés et l'argile organophile n’a pas été ajoutée du fait de l’intégration de 220 m 3 de "vieille" boue du premier essai ( Tableau III.15) contenant déjà du réducteur de filtrat, du viscosifiant et des solides. La comparaison des deux formulations par rapport aux caractéristiques requises montre quelques différences dans les valeurs des viscosités plastiques obtenues ainsi qu’une légère variation des rapports E/H. Le deuxième essai a corrigé les valeurs obtenues en évitant l’utilisation des argiles organophiles avec la réduction de la concentration en réducteur de filtrat et en barite. La différence entre les résultats obtenus pour les deux essais par le système A est due au fait qu’ils ont été réalisés sur deux appareils de forage équipés différemment en matière de moyens d’épuration mécanique. La différence dans les taux de rétention observée (Tableau III.17) peut- être liée à une différence dans les opérations de traitement et dans les caractéristiques rhéologiques du système (VP et YV). Il en est de même en ce qui concerne la différence entre les résultats des systèmes B et D, dont les tests ont été réalisés à des dates différentes et avec des appareils différents. Tableau III.17 : Enrobage des cuttings Système de fluide Rétention d’huile (litres/mètre foré) Système A : 1 er essai Système A : 2 e essai Système B Système D 30,80 38,06 26,00 28,50 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 138 III.7.2 Stabilité et calibrage du trou Les enregistrements des calipers (CBL) ont donné respectivement 6 et 11% d’excès par rapport au volume de trou sur les puits MD#513 et OMP#262, en accord avec les autres systèmes. III.7.3 Qualité des cimentations L’enregistrem ent CBL sur la colonne 9 5/8 du puits MD#513 montre une bonne cimentation, notamment la parfaite isolation des différents niveaux aquifères. Cet excellent résultat est dû en grande partie à un bon profil du trou (calibré). III.7.4 Vitesse d’avancement du forage Bien que le type de boue n’ait pas une grande influence sur la vitesse de pénétration (ROP), la comparaison des avancements réalisés sur les puits MD#513 et OMP#262 et sur les puits avoisinants ( Tableau III.18) peut être considérée en faveur du syst ème A. Les résultats des premières expériences (ROP entre 14,77 et 19,56) sont dans le même intervalle de variation que les ROP des autres puits. Ces résultats peuvent encore s’améliorer en continue en fonction du changement des paramètres influents tels que le type d’outil et l’optimisation des paramètres de forage. En plus, on rappelle que, les puits répertoriés ayant été forés dans des périodes différentes et avec des appareils et des équipements différents, ce tableau ne donne qu'une information globale sur les intervalles de ROP obtenus avec les différents cas de fluides et dans les différents puits. Tableau III.18: Essais pilotes : vitesse d'avancement du forage dans quelques puits Puits Outil utilisé Avancement (m/h) MD# 513 MD#505 MD#469 MD#476 MD#493 OMP#262 OML#832 OMP#412 OMP#722 OML#822 OMO# 87bis DP0139 MGR62HQPX FM2943 FM2943 FM2943 MA62HPX FM2943 MC45M FM2943 M44BP AR547G 19.56 16.76 20.25 21.43 18.92 14.77 23.82 12.01 16.51 13.85 09.27 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 139 III.8 Synthèse des résultats et conclusions Après avoir acquis quelques connaissances sur la structure des tensioactifs sélectionnés et sur certaines de leurs propriétés physico-chimiques (cmc, HLB,…), nous nous sommes concentrés sur l'étude de la stabilité des émulsions inverses formées par les mélanges gazole/eau ou saumure saturée/tensioactif, en examinant également l'influence des autres additifs (argiles organophiles, réducteurs de filtrat, barite et chaux) sur la qualité de l'émulsion. En respectant le mode de préparation pour les bonnes pratiques d'évaluation des boues à l'huile recommandé par les laboratoires spécialisés dans les fluides de forage, nous avons montré que ces tensioactifs ne peuvent en aucun cas donner une émulsion macroscopiquement homogène sans agitation mécanique. Dans cette étude, la concentration en tensioactifs donnant : i) un pourcentage d’émulsion élevé, ij) la meilleure résistance à la centrifugation et iij) une bonne stabilité électrique, a été choisie comme étant la concentration optimale. L’évaluation de ces trois paramètres nous a permis de déduire un classement pour les différents groupes de tensioactifs. i) Le mélange d'au moins deux espèces de tensioactifs, ioniques et non ioniques, en concentrations égales avec différents rapports H/E, permet une émulsificat ion totale. De tels mélanges sont donc capables de "résister" à un excès d’eau, c'est -à-dire de stabiliser des gouttelettes de phase aqueuse. Ils confèrent une meilleure performance au système en augmentant sa viscosité ainsi qu'en réduisant les incompatibilités vis-à-vis des ions présents en solution. Dans la plupart des émulsions préparées, une coalescence partielle est observée au bout de 24 h maximum (test de stabilité au repos). Le volume de la phase émulsionnée ne dépasse pas 30% du volume total, variant selon la nature des tensioactifs. Sur la base du seul pourcentage d'émulsion résiduelle, les tensioactifs A sont les plus efficaces, suivis des mélanges B, D et C. L’apparition de l’eau est aussi un indicateur majeur de l’instabilité de l’émulsion : on considère ce phénomène comme inversement proportionnel à l'efficacité du tensioactif. L'association des proportions les plus élevées d'émulsion résiduelle et des plus faibles pourcentages d’eau libre classe en tête les tensioactifs primaires du groupe B, suivis de ceux du groupe A ainsi que les tensioactifs secondaires de ces mêmes groupes. ij) Avec des conditions plus sévères, une centrifugation de 4000 tr/min durant 10 min, on confirme la stabilité de l’émulsion renfermant les tensioactifs du groupe A par une absence d’eau, alors que pour les autres groupes de tensioactifs, on note une instabilité de l’émulsion. Une centrifugation à 80°C, montre le meilleur comportement des groupes D et A par rapport au groupe B . iij) Pour ce qui est de la stabilité électrique, le comportement des émulsions en fonction de la concentration en tensioactifs primaires est presque similaire pour les familles A et B et ce, dans toute la gamme de concentrations parcourue. Excepté pour le tensioactif secondaire du groupe D, la stabilité électrique augmente avec la concentration et atteint un palier dont la valeur dépend du type de tensioactif. Dans toute la gamme de concentrations, les plus grandes valeurs de stabilité électrique sont enregistrées pour le tensioactif primaire du groupe B. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 140 Avec les tensioactifs secondaires la tendance est différente. Le tensioactif secondaire du groupe A donne la stabilité électrique la plus élevée dans toute la gamme de concentrations étudiée. Pour chaque famille d’émulsifiants il est ainsi possible de détecter des optimums de composition et de concentration totale en émulsifiants conduisant à de meilleures propriétés d'émulsification. En fait, les mesures de stabilité électrique ne nous ont pas été d’une grande aide pour l’interprétation de nos résultats portant sur les pourcentages d’émulsification. Tous les systèmes montrent une bonne stabilité électrique lorsque les pourcentages en tensioactifs primaires et secondaires sont égaux. Dans la gamme des faibles concentrations et pour un rapport équimassique en tensioactifs primaires et secondaires, la stabilité électrique du groupe A varie peu avec la concentration. Cette variation est plus prononcée pour les tensioactifs B. Pour le groupe C, les limites de stabilité électrique sont obtenues d ans la gamme des faibles concentrations. En revanche, la stabilité électrique peut être largement exploitée dans l'étude des systèmes émulsionnés en présence de solides. Que ce soit avec l'argile organophile ou avec la barite, une augmentation de la teneur en solides accroît la stabilité électrique. Cette variation peut être expliquée par l’adsorption des particules solides aux interfaces gouttelettes d'eau/phase continue entraînant une rigidification du film interfacial, qui contribue à stabiliser l'émulsi on. L'étude de la performance des argiles organophiles dans les sytèmes OBM peut être une bonne voie pour apprécier la qualité des viscosifiants. De fait, la stabilité électrique et la viscosité augmentent en fonction de la concentration en argiles organophiles. Probablement en raison de leur affinité pour les deux phases, ces substances influencent la viscosité des OBM bien davantage que les réducteurs de filtrat, qui possèdent essentiellement une affinité pour la phase organique. La chaux ne paraît pas influencer la rhéologie des émulsions, mais la stabilité électrique, qui croît avec la concentration en chaux, est plus importante qu'en présence du seul couple de tensioactifs. En plus de son action sur le pH, la chaux peut activer les tensioactifs (par complexation) et améliorer leur pouvoir émulsifiant. La viscosité augmente avec la proportion de phase aqueuse. Cette augmentation est plus appréciable à partir du rapport 60/40. Pour des fractions volumiques de phase dispersée dépassant 50%, les émulsions deviennent très visqueuses. En effet, l’addition d’eau favorise le rapprochement des gouttelettes et modifie leur état d’agrégation. Les interactions dynamiques ainsi que la fréquence de collisions résultantes engendrent une augmentation de la viscosité, c e qui favorise la stabilité de l’émulsion même en présence d’une faible quantité d’émulsifiant. L’utilisation de ce type d’émulsion lors de forage nécessite la réduction de la quantité d’argile organophile. Cependant, comme cette dernière se comporte comme un co-tensioactif qui contribue d’un côté à l’amélioration de la stabilité de l’émulsion et d’un autre côté à la réduction du volume de filtrat, l’utilisation de ce type d’émulsion (assez visqueuse, avec peu d'argile) pour le forage n’est pas recommandée. La stabilité des émulsions obtenues peut être caractérisée par granulométrie laser. En effet, plus l'émulsion est fine et monodispersée, meilleure est sa stabilité. D’après l’analyse de la distribution granulométrique laser sur deux groupes de tensioacti fs, on a affaire à des émulsions plutôt grossières (diamètre moyen des gouttelettes de l’ordre de 100 µm). CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 141 Avec le tensioactif principal ou secondaire seul , le diamètre moyen est de l’ordre de 100 à 150 µm. Pour un mélange de tensioactifs, il se situe dan s une plage de 60 à 100 µm. Ces résultats confirment l’apport du mélange à la stabilité des systèmes émulsionnés. La phase dispersée d’une émulsion si grossière finit par décanter à travers l’huile sous l’effet de son poids. L’ajout des additifs (argile organophile, réducteur de filtrat,…) améliore la stabilité de l’émulsion. Du point de vue granulométrique, les tensioactifs du groupe A donnent une granulométrie plus fine que les autres systèmes. La synthèse des résultats obtenus montre une grande similitude dans les performances entre les tensioactifs des groupes A et B (pourcentage d’émulsion au repos, pourcentage d’eau après vieillissement, variation de la stabilité électrique avec les tensioact ifs primaires et secondaires, répartition granulométrique de la phase dispersée,….). Cependant, avec la considération d’autres paramètres, on peut établir un ordre de performance différent. Enfin, et suite à la présentation des résultats les plus importants, l’expérimentateur sera face à la nécessité d'un compromis sur les paramètres afin de pouvoir établir des règles pour l’évaluation des performances des additifs. Les outils de ce choix seront certainement fonction des contraintes d’utilisation et des priorités à considérer. Le système A, de par le contrôle facile de ses caractéristiques et les avantages technico-économiques qu’il présente, s’annonce prometteur dans une première étape d’essais pour une éventuelle substitution aux autres émulsifiants conventionnels. Durant le forage du réservoir, l’endommagement des formations traversées ne peut être totalement évité à cause de la surpression nécessaire que doit exercer la colonne de boue sur le réservoir. L’infiltration est causée principalement par la circulation du fluide de forage donnant naissance à la formation d’un cake dont l'épaisseur dépend, en plus de l’influence des conditions de circulation du fluide, de la nature des additifs utilisés dans les fluides (OBM ou WBM). Les recherches de laboratoire sur les formulations de fluides adaptées à la roche sont toujours d’actualité. Le chapitre IV en abordera quelques aspects. Chapitre IV Filtration et modélisation de l'endommagement de la roche réservoir CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 142 Le problème de l’endommagement des réservoirs par les fluides de forage, de complétion et de "workover" et de son impact sur la production des puits pétroliers est souvent évoqué par les différents intervenants sur le champ de HMD. Depuis 1990, des dizaines de puits horizontaux ont été forés dans ce champ avec comme objectifs la caractérisation complète du réservoir d’une part, et d’autre part, le développement des interzones et des autres niveaux réservoir, tel que le niveau R2 qui représente environ 30% des réserves en place. Cependant, l 'inconvénient des puits horizontaux est lié au déclin rapide de production, enregistré avec un taux annuel plus de 15% (Achi, 2004). L’endommagement des drains traversés par filtration du fluide de forage ne peut être to talement évité à cause de la surpression nécessaire que doit exercer la colonne de boue sur le réservoir. Notre approche tentera non seulement d’appréhender l’impact des fluides de forage et des méthodes d’étude des processus d’endommagement des roches réservoirs, mais également l'incidence de cet endommagement sur la production pétrolière. Nous examinerons le colmatage par les fluides de forage avec l’étude de l’évolution de l’endommagement par les différents additifs utilisés. Ce phénomène est étroitement liés à la nature de la roche et aux interactions fluides de forage-roche. Dans une première partie, quelques résultats de laboratoire, portant sur des essais de déplacement par les fluides de forage, réalisés sur une centaine d’échantillons de roche (plu gs) de puits de différentes zones et d’autres sur des grès de Berea, seront présentés. La variation des perméabilités en fonction des différents additifs (tensioactifs utilisés en tant qu'émulsifiants et agents mouillants) des fluides OBM et WBM, sera égal ement évaluée. Les recherches de laboratoire sur des formulations de fluides adaptées à la roche et aux fluides présents dans cette roche, pour étudier l’endommagement des abords du puits par les fluides de forage injectés, sont aussi abordées sous les aspects théoriques par une simulation de filtration du fluide de forage pour définir la loi de filtration et évaluer l'endommagement. La deuxième partie portera sur l'analyse et la prévision de l'endommagement avec des essais de modélisation appliqués au cas étudié (Khodja et al., 2007a) sur la base du travail de Parn- anurak et Engler (2005) qui ont simulé la filtration des WBM et prévu l’endommagement dans le cas des puits horizontaux. Il est à signaler que l’analyse des tests de puits horizontaux est très complexe et difficile à interpréter pour plusieurs raisons (Tiab, 2000 ; Baba et al., 2002) : i) le fait que, dans le champ de HMD, les drains sont forées en "slanted" (incliné) pour des considérations de production, alors que la plupart des modèles mathématiques supposent que le puits est horizontal et parallèle au sommet et aux limites de réservoir.; ii) la difficulté de connaître la longueur effective productrice (effet de la longueur du drain et des propriétés du réservoir) et iii) l’effet de capacité des puits horizontaux. Selon le modèle appliqué, des liens possibles entre la composition des fluides utilisés dans le réservoir et l'importance de l'endommagement induit pourront être décelés. CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 143 IV.1 Essais de déplacement par les fluides de forage Méthodologie Les essais sont réalisés sur des échantillons cylindriques (plugs) prélevés des carottes de la roche réservoir. Après élimination de la contamination par des opérations de lavage, nous procédons à la détermination des propriétés pétrophysiques ( Annexe IV). Une opération de saturation sous vide des plugs durant plus de 24h par une eau de gisement a été réalisée afin de simuler les conditions in situ de la roche réservoir. Les tests de déplacement sont réalisés majoritairement dans des conditions sta tiques, à 80°C et avec une différence de pression de 20 kgf/m 2 . Détermination de la perméabilité initiale (K i ) : L’échantillon à étudier est placé dans le porte-carotte de la cellule Hassler ( Figure IV.1 ) sous une pression de confinement de 1500 psi. Un drainage au Soltrol 130 (huile isoparaffinique de référence) est effectué pendant un certain temps (avec un volume égal à environ dix fois le volume des pores) ; après stabilisation de l’écoulement, une mesure de débit à chaud (80°C) permet de déterminer la perméabilité initiale (K i ) suivant la formule de DARCY : 1000 A ΔP L Q Κ n = K : Perméabilité ( mD) , Q: Débit (mL/mn), n: Viscosité du fluide (cP), L: Longueur de l’échantillon (cm), AP : Différence de pression (psi), A : Surface de l’échantillon (cm 2 ) Figure IV.1 : Principe de l'équipement utilisé pour les essais de déplacement Test de colmatage. La boue à tester doit être bien homogénéisée. La cellule de boue, le porte- carotte et tout le circuit sont chauffés à 80°C. Une fois la température atteinte, le fluide de forage est injecté à travers l’échantillon sous pression. Le filtrat est relevé à intervalles de temps réguliers et ceci pendant toute l’opération d’endommagement qui dure trois heures. Détermination de la perméabilité finale (K f ). L’échantillon ainsi colmaté par la boue subira un décolmatage à chaud par une circulation d’huile dans le sens production jusqu’à l'obtention d'un fluide en écoulement clair et stable. Le débit (Q) est mesuré, puis la perméabilité finale est calculée. Le taux (pourcentage) de colmatage, C, est déterminé d'après l’équation IV.1 : q q P in P out L CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 144 100 . % Ki Kf Ki C - = (IV.1) IV.2 Caractérisations minéralogique et pétrophysique de la roche réservoir de HMD La minéralogie des échantillons du réservoir est caractérisée par la prédominance du quartz (90 à 95%) avec présence de kaolinite et d’illite et d’un peu de chlorite . En plus de la composition minéralogique, les caractéristiques pétrophysiques (porosité, perméabilité) de la roche ont été déterminées. Dans l’ Annexe IV, on donne le principe des méthodes utilisées. La caractérisation pétrographique par l'étude sur plaques minces ( Figure IV.2) montre la prédominance du quartz avec la présence de plusieurs types de porosité. Porosité intergranulaire Porosité intercristalline Porosité de fissure Porosité de dissolution Figure IV.2 : Exemples de porosité dans la roche réservoir de HMD ( Grossissement x 10 LN) IV.3 Essais d'endommagement par les OBM Des difficultés d'exploitation des résultats inhérents à la comparaison de l'endommagement induit par les fluides complets formulés sont souvent signalées. Dans cet objectif, des essais de déplacement sont étudiés en tenant compte de l'évolution des propriétés des fluides avec l'ajout successif des additifs. IV.3.1 Endommagement par les fluides de forage formulés Une première synthèse des travaux réalisés sur une centaine d'échantillons de roche issus des différentes zones du champ de HMD a montré un large intervalle des pourcentages d'endommagement. Ainsi, les échantillons les plus perméables sont les plus endommagés, mais aussi plusieurs facteurs affectent le pourcentage d'endommagement tels que l'augmentation de la différence de pression, la viscosité, la teneur en phase dispersée, la composition des fluides et la nature des additif s. Par ailleurs, les formulations alourdies en barite, provoquent aussi davantage d'endommagement. Le tableau IV.1 regroupe quelques résultats de tests obtenus sur une centaine d'échantillons de roche réservoir des puits de HMD. Ces tests sont réalisés dan s différentes conditions et avec différentes formulations de systèmes OBM. Comme il est difficile d’évaluer les causes exactes de l'endommagement quand plusieurs paramètres varient simultanément dans les systèmes les plus utilisés pour le forage de la phase réservoir des puits de HMD, une étude comparative (Khodja et al., 2005e) entre trois systèmes CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 145 OBM (rapport H/E: 95/05, tensioactifs B, C et D) a été réalisée sur des échantillons de roche des mêmes puits (OMN#533, OMJ#703 et ONM#451) et avec trois différents intervalles de perméabilités, K air faible ( ≈13 mD), moyenne (71 à 78 mD) et élevée (100 à 115 mD). Les résultats obtenus montrent des pourcentages de colmatage (C) importants pour les trois systèmes et pour les trois gammes de perméabilités sélectionnées ( Tableaux IV.2 et IV.3). Les vale urs de C sont toutefois nettement plus élevées pour des perméabilités supérieures à 70 mD. Tableau IV.1 : Colmatage par des boues à l'huile Tableau IV.2 : Formulation des trois systèmes de fluides émulsionnés Constituant Système B Système C Système D Gazole Argile organophile Emulsifiant principal Emulsifiant secondaire Chaux Saumure Réducteur de filtrat 910 mL 20 g 4 g 4 g 17 g 55 mL 20 mL 878 mL 40 g 6 mL 3 mL 10 g 52 mL 35 g 447.5 mL 11,4 g 3,56 g 5,7 g 11,4 g 35 mL 8,55 g Tableau IV.3 : Résultats des tests d’endommagement Système Puits K air (mD) K i (mD) K f (mD) C (%) B C D OMN#533 13,12 13,31 13,20 0,7 2,6 0,6 0,3 1,0 0,2 57,1 61,5 66,7 B C D OMJ#703 77,73 76,13 71,24 14,0 14,8 19,5 1,4 2,1 0,5 90,0 85.5 97.4 B C D ONM#451 99,99 102,72 114,96 28,5 44,0 29,2 2 6 0,7 92,9 86,4 97,6 Rapport H/E 100/0 95/05 90/10 80/20 50/50 Nombre d'échantillons Densité Porosité (%) Différence de pression (kgf/m 2 ) K air (mD) Viscosité plastique, VP (cP) Pourcentage de colmatage, C(%) 15 0,83 6-14 40-60 4 - 170 6- 33 - 45-68 5-78 45 0,87 6-14 15-20-25-30 1-211 17-22 51-94 25 0,87 6-15 60-80 5-389 7-8 6-54 12 0,88 8-14 40 26 -491 15 41-52 07 0,98 6-12 40 3-344 37-42 53-89 CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 146 Dans le souci d’approcher les conditions réelles auxquelles est soumise la boue, d’a utres tests ont porté sur les fluides de forage des systèmes B, C et D utilisés pour la phase réservoir 6’’, avec la sélection de quelques échantillons de roche réservoir de la zone (OMO) du champ de HMD. L’analyse minéralogique révèle principalement une teneur importante en quartz (88 à 95%) avec présence de kaolinite (5 à 12%), 1 à 3% de barytine, un maximum de 1% d’illite et des traces de chlorite et de sidérite. Avec l’utilisation d’additifs différents mais selon un même rapport huile/eau (95/05), et afin d'évaluer l'endommagement induit par les formulations utilisées sur chantier en présence des solides de la formation (fines particules), les trois systèmes ont été prélevés directement des bacs actifs sur le chantier. Les caractéristiques rhéologiques et de filtration sont obtenues pour les trois systèmes étudiés ( Tableau IV.4) et dans le tableau IV.5 sont regroupés les résultats obtenus pour les tests d’endommagement (Hamadou et Mekkeri, 2007). Tableau IV.4 : Caractéristiques des systèmes OBM Système d VP (cP) Gel 0/10 (Pa) Rapport H/E Filtrat HP/HT (mL) Stabilité électrique (V) Solides (%) B C D 1,09 1,08 1,09 14 8 14 9/11 11/13 9/10 94/6 95/5 94/6 4 4,4 4 1780 1700 1770 17 17 17 Tableau IV.5 : Résultats des tests d’endommagement Puits Système Ф (%) K air (mD) K i (mD) K f (mD) C (%) OMO#62 OMO#343 OMO#751 B C D 11,19 12,84 10,53 11,81 26,12 14,04 3,3 4,0 4,8 1,0 1,4 0,9 69,69 65,00 81,25 OMO#343 OMO#62 OMO#343 B C D 14,29 12,70 14,67 72,37 85,88 50,16 13,2 25,1 13,5 5,1 5,1 2,2 61,36 79,68 83,70 OMO#343 OMO#751 OMO#751 B C D 13,11 15,11 11,97 176,75 113,99 221,09 9,3 20,6 18 1,7 6,1 4,8 81,72 70,40 73,33 Les résultats des tests au laboratoire ont révélé des pourcentages de colmatage très élevés, assez variables d'un échantillon à l'autre. Le système B provoque un moindre endommagement des échantillons de faible ou moyenne perméabilité mais endommage plus fortement l'échantillon de perméabilité élevée. Ainsi, la dispersion des valeurs obtenues montre les difficultés d'exploitation des résultats en terme de choix du meilleur système. Afin de comprendre les mécanismes mis en jeu et le rôle de chaque additif, des essais de déplacement des additifs pris individuellement ont été réalisés. CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 147 IV.3.2 Endommagement par les tensioactifs Les OBM contiennent une variété de tensioactifs utilisés en tant qu'émulsifiants et agents mouillants. Plusieurs travaux ont montré que les tensioactifs peuvent causer un changement important de la mouillabilité (Thomas et al., 1984 ; Ballard et Dawe, 1988 ; Cuie c, 1989 ; Menezes et al., 1989 ; Scanner et Azar, 1994 ; Yan et Sharma, 1989 ; Mckinney et Azar, 1998 ; Skali et al., 2004 ; Tong et Morrow, 2006). Le choix de ces composés est donc dicté par leur influence sur la mouillabilité et sur l'endommagement de la roche réservoir. L’influence de quelques composés émulsifiants les plus largement utilisés, sur les perméabilités de la roche réservoir des puits d'une même zone, est évaluée. La CEC de ces échantillons de roche varie de 9 à 11 méq/100g d'argile. Le protocole adopté pour les tests de déplacement est le suivant : - Saturation des échantillons de la roche réservoir sous vide pendant 24 h avec une eau synthétique (eau de gisement) préalablement préparée et filtrée, - Déplacement de l’eau de gisement dans le sens production afin de déterminer la perméabilité à l’eau de gisement (K b ), - Déplacement du Soltrol dans le sens production afin de déterminer la perméabilité au soltrol (K i ) - Déplacement du gazole dans le sens production afin de déterminer la perméab ilité au gazole (K g ), - Test de déplacement des solutions étudiées dans le sens injection, - Déplacement du Soltrol dans le sens production pour déterminer la perméabilité finale (K f ) - Calcul du pourcentage de colmatage C. Les résultats de ces tests de déplacement ( Tableau IV.6) avec les différentes solutions de tensioactifs montrent l'influence de la nature des tensioactifs et de leurs mélanges sur la variation de l'endommagement. Tableau IV.6 : Résultats des tests de déplacements avec les fluides à base de gazole Echantillon Solution Porosité (%) K air (mD) K b (mD) K g (mD) K i (mD) K f (mD) C (%) OMM#533 OMM#422 OMM#412 OMM#422 OMM#533 OMM#533 G + 1% Cp G + 1% Cs G + 1% Dp G + 1% Ds G + 1% Cp + 1% Cs G + 1% Dp + 1% Ds 11.31 10.98 06.36 10.97 07.18 07.39 37.34 41.57 15.77 33.80 13.31 14.50 3.60 7.10 3.20 3.60 2.70 2.20 2.60 2.00 0.65 2.40 0.37 0.64 3.20 3.00 0.70 2.80 0.73 0.67 1.10 1.20 0.02 0.60 0.33 0.30 60.0 65.6 97.1 78.6 54.8 55.2 G: gazole, Kair : perméabilité à l'air, Kb : perméabilité à la saumure, Kg: perméabilité au gazole, Ki et K f : perméabilité initiale et finale au Soltrol (solvant isoparaffinique), C: Coefficient de colmatage ou d'endommagement donné par la relation : C = 100.(Ki - Kf)/Ki L'analyse des résultats obtenus sur l'évolution des perméabilités de la roche en fonction du temps pour différents types de solutions ( Figures IV.3a et IV.3b) montre que pour les deux groupes, les mélanges de tensioactifs (Cp + Cs) et (Dp + Ds) entraînent moins d'endommagement que les tensioactifs seuls (Khodja et al., 2006d). CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 148 Pour un seul tensioactif, la perméabilité diminue et par conséquent le colmatage augmente. Les émulsifiants du groupe C provoquent moins d'endommagement que ceux du groupe D. Les valeurs obtenues sont respectivement de 60 et 65,6 pour C et de 78,6 et 97,1 pour D. Ces valeurs sont supérieures à celles obtenues avec le mélange (~55%). (a) (b) Figure IV.3 : Evolution des perméabilités : (a) Gazole + un seul tensioactif ; (b) Gazole + mélange de tensioactifs * Pour la solution (Gazole + Dp), le potentiel . avant déplacement est de 1 ,6 mV, alors qu'il est égal à 0.2 mV après déplacement (à la sortie du milieu poreux), * Pour la solution (Gazole + Dp + Ds), on observe une valeur du potentiel . constante et proche de 0,1 mV (très faible). Yan et Sharma (1989) ont montré une différence d'altération de la mouillabilité de la roche par le filtrat de la boue, causée par chaque additif seul (émulsifiant ou agent mouillant) et un effet moindre du fluide formulé (entier) sur la roche. Ma cDonald et Buller (1992) ont étudié aussi l'influence des tensioactifs utilisés dans un système OBM : 80/20. Ils ont établi une corrélation entre l'altération de la mouil labilité et la réduction de la perméabilité relative. Ils ont suggéré que l'endommagement causé par les émulsifiants du fluide (OBM) ne devait pas être attribué seulement à un effet sur la mouillabilité. Un tensioactif pur peut induire un changement fort d e la mouillabilité de la roche, alors que le tensioactif du commerce peut causer un effet moindre sur la mouillabilité. Il a évoqué l'effet d'une précipitation organique dérivant des émulsifiants du commerce, qui peut contribuer significativement à l'endommagement observé. Ainsi, la nature chimique et la qualité des additifs utilisés ( Tableau III.3) dans la formulation des émulsifiants sont toutes deux importantes (Khodja, 1997). Ces tests confirment les résultats obtenus dans des travaux antérieurs réalisés avec la méthode Amott (Khodja et al., 2006d et 2007a). Pour le gazole, l'indice de mouillabilité est égale à 0,82 (forte mouillabilité à l'eau), alors que le mélange gazole + un tensioactif (Cp) a montré un changement important de la gamme de mouillabil ité à 0,14 (faible mouillabilité à l'eau) en comparaison avec d'autres tensioactifs de même type (cationique). CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 149 Cette variation de perméabilité observée a conduit à suivre l'évolution du potentiel ξ des effluents des solutions injectées. Ainsi, pour la solution (Gazole+Cp), le potentiel ξ diminue, passant de 7,4 mV avant déplacement à 0,2 mV après déplacement, et pour la solution (Gazole+Cp+Cs), le potentiel ξ reste stable avec des valeurs comprises entre 0,1 et 0,2 mV avant et après déplacement. Pour les tensioactifs seuls (Cp et Dp) de nature cationique, le potentiel ξ diminue à cause d'une interaction soit (solide-liquide) entre les charges négatives du milieu poreux et les charges du tensioactif, soit (liquide-liquide) entre les ions issus de l'eau de gisement saturant la roche avec la solution de tensioactif. Pour les mélanges de tensioactifs cationiques et non ioniques, il apparaît une similitude entre l'endommagement et la variation du potenti el ξ. La stabilité du potentiel avant et après déplacement peut être expliquée par la faible interaction du mélange de tensioactifs avec le milieu poreux ou liquide. La charge a été déjà réduite en amont (avant déplacement). Si l'on compare les valeurs de potentiels ξ d'un tensioactif primaire cationique seul (Cp ou Dp) à celles du potentiel ξ du mélange cationique + non ionique, on remarque une diminution du potentiel qui peut être dû i) soit à une réduction de la densité superficielle de charge des micelle s mixtes par rapport aux micelles ioniques pures, et ii) soit à une diminution de la mobilité électrophorétique associée à l'augmentation de la viscosité du milieu (cmc des mélanges plus faible que celle des tensioactifs purs, donc concentration en micell es mixtes plus élevée à concentration totale donnée); ce qui explique les variations de déplacement (endommagement) (Khodja et al., 2007a). Ainsi, la mesure du potentiel ξ montre l'importance des interactions électrostatiques mises en jeu lors du déplacement des solutions à travers le milieu poreux, interactions associées à la force ionique des solutions. Cette différence de comportement des tensioactifs en termes de charge et de propriétés reflète une différence dans l'adsorption de ces molécules en milieu poreux, ce qui par conséquent peut expliquer l'altération de la mouillabilité, sujet largement discuté par plusieurs auteurs. Afin de pouvoir négliger l'influence de l'hétérogénéité structurale et minéralogique une dizaine d'échantillons de roche réservoir d'une même zone et d'un même puits ont été sélectionnés ( Tableau IV.7) . Un suivi continu des perméabilités au brut pour différents débits (0,5; 1 et 1,5 mL/min) a été effectué lors du déplacement des solutions de gazole avec un seul et avec un mélange de tensioactifs des groupes A, C et D. Indépendamment de l’influence de la variation minéralogique et pétrophysique des échantillons, le rapport K solut /K air a été calculé afin de mettre en évidence l'influence des interactions roche-solution sur la variation des écoulements. Les conditions opératoires sont les suivantes : - Température des essais (ambiante: 24 °C), - Pression de confinement : 1500 psi, - Saturation sous vid e par une solution salée saturée à 320 g/L NaCl, - Injection d'une solution de brut de HMD d'un volume à raison de 5 à 10 fois le volume des pores pour la mise en place de la saturation en eau irréductible, - Injection de solutions de tensioactifs à débit constant (0,5; 1 et 1,5 mL/min) à raison de 5 à 15 fois le volume des pores et évaluation de la perméabilité avec cette solution. CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 150 Les résultats obtenus pour les différentes solutions étudiées ( Tableau IV.7) montrent un rapport des perméabilités K solut. /K air vis-à-vis des tensioactifs primaire (principal) et secondaire toujours inférieur au rapport vis-à-vis du mélange, ce qui confirme l'influence des caractéristiques du mélange des tensioactifs sur la variation de l'écoulement. Avec les échantillons (11, 12 et 13) les plus perméables, la comparaison des rapports des perméabilités K solut. /K air montre qu'avec l'ajout des additifs, l'écoulement sera de plus en plus difficile comparativement au mélange 10. Le cas de la solution 11, qui donne le rapport le plus faible (K solut. /K air =0,05) montre l'effet de la composition minéralogique sur l 'endommagement. Des exemples de variations de perméabilités ( Figures IV.4a et b) pour différentes solutions de tensioactifs montrent une augmentation des perméabilités au brut avec le débit d'injection pour l'ensemble des solutions injectées, quelles que soient les caractéristiques de la roche traversée (porosité et perméabilité). Les tensioactifs ioniques (primaires) affectent énormément les perméabilités ( Figure IV.4b) comparativement aux tensioactifs non ioniques (secondaires). De plus, le groupe A (émulsifiant anionique), malgré la différence de masse molaire entre Ap (323g/mol) et As (529g/mol), engendrant généralement une différence de viscosité, donne de faibles valeurs de perméabilités Tableau IV.7 : Influence des additifs sur les tests de déplacements des solutions de tensioactifs Echantillon K air (mD) Porosité Φ (%) Solution Viscosité (cP) K solut (mD) 0.5 1 1.55 (mL/min) K solut. /K air 1 mL/min) 2,40 2,85 2,84 2,84 2,55 2,92 2,87 2,60 2,75 2,77 2,85 2,55 1,1 1,3 1,5 22,6 30,8 36,3 16,1 23,5 27,7 70,5 137,5 177,1 7. 3 8,4 9,4 1.5 1,8 1,8 12,5 16,9 17,9 4,5 5,6 7,1 5,1 6,4 8,3 48,2 55,9 60,2 8,7 11,9 19,8 35,1 44,6 47,5 0,21 0,21 0,28 0,62 0,29 0,18 0,48 0,09 0 ,10 0,80 0,05 0,16 1. OML#103 2. OML#103 3. OML#103 4. OML#103 5. OMO#62 6. OML#103 7. OML#103 8. OML#103 9. OML#103 10. OML#103 11. OMO#343 12. OMO#343 13. OML#103 06,14 143,47 83,42 220,77 29,10 10,07 35,01 62,93 64,81 69,81 247,07 279,77 406,66 09,50 17,13 12,76 14,86 10,16 09,37 14,68 11,75 12,11 13,14 14,84 12,54 11.54 1 : Gazole 2: 1+1% Ap 3: 1+1% As 4: 2+1% As 5: 1+1% Cp 6 : 1+1% Cs 7: 5+1% Cs 8: 1+1% Dp 9: 1+1% Ds 10: 8 +1% Ds 11:1+ 1% Dao 12: 7+Dao 13:12 + Saum. sat. (E/H:05/95) 2.85 32.9 44.4 45,9 0.11 CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 151 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0 2 2 1 0 0 . 5 0 . 5 0 . 5 0 . 5 0 . 5 1 1 . 5 1 . 5 1 . 5 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 Débit (mL/mn) P e r m é a b i l i t é ( m D ) Solution 8 : G+Dp Solution 3 : G+As Solution 2 : G+Ap (a) (b) Figure IV.4 : Exemple de variation de la perméabilité au brut en fonction de l’ajout des émulsifia nts (a) et (b) Systèmes A et D IV.3.3 Endommagement par les autres additifs A la lumière des premiers résultats obtenus, et vu les difficultés de déplacement des solutions à travers des échantillons peu perméables, une étude de l'évolution des perméabil ités sur deux échantillons de grès de Berea perméable (plus de 800 mD) a été effectuée en fonction de l'ajout progressif des additifs des deux systèmes de fluides C et D. Un exemple ( Figure IV.5) des modèles obtenus pour les deux systèmes étudiés montre que l'ajout des additifs à la formulation augmente l'endommagement avec une différence importante entre la perméabilité à l'air, A, et celle à l'eau de gisement, B, et d'autre part une stabilité des valeurs avec les solutions C, D et E. Malgré l'importance de la perméabilité initiale de la roche, l'injection progressive des additifs ne fait qu'endommager le milieu (mélanges D à G). Ces résultats peuvent être expliqués principalement par l'augmentation de la viscosité sous l'influence des additifs entraînant l a réduction des perméabilités. La même tendance a été observée sur les échantillons de roche réservoir (11, 12 et 13) présentés dans le tableau IV.7. A: Kair B : K eau de gisement C: K Soltrol D: K gazole E : K (gazole + saumure + mélange de tensioactifs) F : K (gazole + saumure + mélange +argile organophile) G: K (gazole + saumure + mélange de tensioactifs +argile organophile + réducteur de filtrat) Figure IV.5 : Evolution de la perméabilité en fonction de l’ajout des additifs (cas du système D) 0.1 1.0 10.0 100.0 2 2 8 0 . 5 0 . 5 0 . 5 0 . 5 0 . 5 1 1 1 . 5 1 . 5 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 Débit (mL/mn) P e r m é a b i l i t é ( m D ) Gasoil+Dp huile Brute Gasoil+Ds 1 3 8 2 A G C B C D C E F CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 152 La comparaison entre les deux réducteurs de filtrat des groupes C et D de même nature (à bas e d'asphalte) a montré que l'ajout de cet additif (en G) augmente l'endommagement du milieu (perméabilité nulle). Une chute de perméabilité de 90% pour le groupe C et de 99% pour le groupe D a été observée. Cette différence peut être liée à la répartition des particules en solution et par conséquent à une éventuelle solubilisation et/ou aux interactions avec les additifs du système ainsi qu'avec la roche (interactions électrostatiques ou adsorption physique). On peut évoquer aussi l'influence de la granulométrie des particules: avec de fines particules, l'endommagement est plus important (cas du système D). Les distributions granulométriques des réducteurs de filtrat des groupes C et D, de nature asphalténique, sont similaires, mais celle relative au réduct eur de filtrat du groupe E, un composé à base de lignite, est assez différente et fortement décalée vers les grandes tailles de particules ( Figure IV.6) ( (Khodja et al., 2006d).. (a) (b) (c) Figure IV.6 : Répartition granulométrique des réducteurs de filtrat (a) système C, (b) système D et (c) système E Les deux systèmes C et D montrent une nette différence dans les valeurs de perméabilités obtenues, qui peut être l iée à la nature, à la composition chimique, et à la granulométrie des additifs utilisés. Du point de vue performance des additifs utilisés dans les fluides de forage, un réducteur de filtrat fin expose une grande surface spécifique comparativement à un réd ucteur de filtrat de granulométrie plus grande ( Tableau IV.8). Tableau IV.8 : Caractéristiques de l’émulsion Groupe d (V; 0.1) d (V; 0.5) d (V; 0.9) Surface spécifique* (m 2 /g) C D E 1,45 1,30 8,23 18,40 15,92 66,79 70,44 56,34 200 2,00 2,09 0,88 * : surface spécifique approximative donnée par granulométrie laser CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 153 Une faible granulométrie de l'additif contribue à améliorer les caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides (stabilité de l'émulsion, réduction du filtrat) et à éviter, relativement, les problèmes de pertes de circulation (bouchage partiel des pores de la formation). Cependant, en termes d'endommagement, il faut certainement optimiser la dimension des additifs en fonction des caractéristiques de la formation traversée. L’invasion du filtrat et la formation d'un cake épais induisent un endommagement important, alors qu’une bonne optimisation des réducteurs de filtrat et de la dimension des solides peut contribuer à la réduction de cet endommagement (Argillier et al., 1996 ; Bailey et al., 1999). Les particules fines pénètrent profondément dans la roche et sont difficilement éliminées comparativement aux grosses particules. Dalmazzone et al. (2006) ont étudié l’effet de l’optimisation du filtrat des WBM et des OBM sur la réduction de l’endommagement et ont montré qu’une bonne optimisation du fluide réduit l’invasion du filtrat. A ce sujet, l'étude de la répartition des pores d'une série d'échantillons de roche réservoir de quelques puits du champ a montré une variation importante de s dimensions de moins de 1 µm à plus de 30 µm. Cependant, on remarque souvent une certaine uniformité des pores dans une série d'échantillons d'un même puits. Les échantillons les plus profonds ont donné des dimensions de pores plus faibles, ce qui confirme l'effet de la compaction. La figure IV.7 donne un exemple où la dimension moyenne se situe entre 0,5 et 0,8 µm. 0 0.001 0.002 0.003 0.004 0.005 0.006 0.007 0.008 0.009 0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000 Diamètre des pores (µm) I n c r é m e n t d e v o l u m e ( m L / g ) 1-E2 1-E4 1-E16 1-E19 1-E26 1-E31 2-E29 2-E30 2-E44 2-E50 2-E63 2-E9 1-E6V 2-E3V Figure IV.7 : Exemple de distribution des familles des pores au niveau du réservoir de HMD (Zone sud-ouest) Cette information est d'une grande utilité dans le choix des dimension de solides (carbonates de calcium) à utiliser en tant qu'alourdissants et colmatants temporaires pour le forage du réservoir. L’ajout des argiles organophiles entraîne une augmentation de l'endommagement, pour le s deux groupes C et D, qui peut être expliquée par l'action des solides sur le milieu ainsi que par une éventuelle interaction entre la portion tensioactive de l'argile organophile (ammonium quaternaire) et les solides de la roche (Khodja et al., 2006d). CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 154 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 0 100 200 300 gradient de cisaillement [1/s] v i s c o s i t é [ P a . s ] argile 1 argile 2 argile 3 En fonction de la nature, de la composition et de la granulométrie de l'argile organophile, on peut s'attendre à l'obtention de propriétés rhéologiques différentes, induisant un endommagement différent. Un exemple de la variation de la viscosité d'une émul sion E/H de 10/90 préparée avec des argiles organophiles différentes ( Figure IV.8) montre que le caractère rhéofluidifiant varie dans l'ordre : argile 3 > argile 1 > argile 2. Les argiles organophiles sont largement utilisées dans les systèmes OBM et SOBM. Elles permettent d'augmenter la viscosité et d'améliorer la stabilité des émulsions. Dans le champ de HMD, depuis plus d’une décennie, la majorité des forages de développement sont en horizontal; l'ingénieur foreur et/ou le spécialiste de l a boue sont amenés à utiliser des fluides de viscosité élevée afin de permettre la mise en suspension des solides et le nettoyage du trou. Dans le réservoir, le niveau producteur est fortement exposé au fluide, ce qui, par conséquent, augmente les risques d'invasion des fluides et d'endommagement de la roche réservoir surtout en présence de grandes quantités de solides en suspension (argiles organophiles). Figure IV.8 : Variation de la viscosité pour trois types d’argiles organophiles IV.4 Analyse de l’endommagement par les systèmes émulsion-argile organophile : Etude par diffusion des neutrons aux petits angles (DPAN) Le mode d’endommagement par colmatage et/ou infiltration du fluide dans la roche réservoir peut-être lié à la taille et à l’état de dispersion des argiles organophiles contenues dans la formulation du fluide, en agissant par exemple sur la viscosité. Une étude par diffusion des neutrons aux petits angles (DPAN) a donc été réalisée sur les émulsions E/H (10/90) en choisissant deux argiles organophiles, l'une préparée au laboratoire (OMt) et l'autre provenant du commerce (Système D: Dao). Le principe de la méthode ainsi que les détails des expériences sont présentés en Annexe IV. Les profils des diffractogrammes de RX des deux argiles organophiles, OMt et Dao, ont d’abord été enregistrés à l’état de poudre sèche, en mode transmission ( Figure IV.9). Trois pics sont visibles pour OMt et seulement deux pour Dao. Ils correspondent aux différents ordres de la réflexion (00l). Les distances interfoliaires obtenues à partir de la position du premier maximum sont égales à 3,64 nm (OMt) et 2,58 nm (Dao), ce qui correspond à un espace entre feuillets silicatés de 2,64 nm (OMt) et 1,58 nm (Dao), en supposant l’épaisseur du feuillet sili caté égale à 1 nm. Mandalia et Bergaya (2006) ont montré que l’augmentation du rapport tensioactif (TA)/CEC conduit à un accroissement de l'espace interfoliaire car les chaînes hydrocarbonées du TA s’orientent plus perpendiculairement au feuillet, pour favoriser l’adsorption d’un plus grand nombre de molécules de TA à la surface du feuillet. Pour Dao, le rapport TA/CEC est donc vraisemblablement plus faible que pour OMt. CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 155 La réflexion (001) de chaque argile été modélisée avec le modèle de disque à structur e cœur- couche (développé en Annexe IV). Les paramètres permettant d’obtenir le meilleur ajustement sont rassemblés dans le Tableau IV.9. Les profils sont sensibles au nombre moyen de feuillets empilés <N>, à la distance interfoliaire d i et aux fluctuations de la distance interfoliaire ∆d i , avec une distribution de d supposée gaussienne. Figure IV.9 : Diffractogrammes par RX des argiles en poudre (Δ : Dao et o: OMt) et ajustement du modèle des empilements de disque à structure cœur -couche (-) Tableau IV .9 : Paramètres structuraux obtenus pour les argiles organophiles à partir de la réflexion (001) du profil de diffraction X (modèle de l’empilement de disques à structure cœur-couche) Espacement d (nm) Epaisseur de la couche de tensioactif : D (nm) Nombre de feuillets par empilement, N Incertitude Ad i (nm) Rayon du disque R (nm) Dao 0Mt 2,60 3,5 0,8±0.05 1,25±0.05 11 8 0,8 0,9 195 164 Chaque feuillet silicaté est donc recouvert sur chacune de ses faces basales, par une couche de tensioactif de 1,3 nm pour OMt et de 0,8 nm pour Dao. L’espace occupé par le tensioactif entre deux feuillets est donc de 2,6 nm (OMt) et de 1,6 nm (Dao). Le nombre moyen de feuillets empilés <N> est un peu plus grand pour Dao mais d étant un peu plus faible, les deux argiles ont à peu près la même épaisseur d’empil ement L c =<N>.d(001). Les émulsions étudiées comportent cinq composés répartis en quatre phases : le gazole, l’eau, le feuillet alumino-silicaté, le tensioactif adsorbé sur le feuillet et les agents émulsifiants ajoutés en excès pour stabiliser l’émulsion, dissous dans le gazole. Dans une macroémulsion, comme celle qui est étudiée, les gouttelettes d’eau peuvent être assimilées à un ensemble de sphères, distribuées en taille. CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 156 Cependant les mesures de granulométrie laser (Chapitre III) ont montré qu’elles ont des dimensions bien supérieures à la plus grande dimension accessible à l’expérience de DPAN et que donc la taille et la distribution des gouttelettes d’eau dans l’émulsion ne sont pas accessibles par cette technique. Comme le montre le tableau IV.10 rassemblant les valeurs de N p , le contraste neutronique ) ) eau ( ρ - ) gazole ( ρ ( = ρ Δ N N N est pratiquement nul, ce qui permet de négliger l’effet du contraste eau-gazole même aux plus petits angles (plus petites valeurs de q, donc plus grandes distances). De même, si l’on considère la présence d’un agent émulsifiant à l’interface gazole -eau, la diffusion des gouttelettes d’eau devient assimilable à la diffusion d’un ensemble de sphères possédant une structure cœur-coquille, l’eau représentant le cœur et le tensioactif, la coquille. Dans ce cas, si l’échelle reste insuffisante pour observer l’ensemble de la sphère, l’épaisseur de la coquille, bien inférieure au diamètre des gouttelettes, pourrait diffuser dans le domaine de tailles accessible à l’expérience. La masse volumique de la phase formée par les émulsifiants (Dp + Ds) à l’interface gazole-eau est inconnue, la longueur de diffusion neutronique N p de cette phase ne peut donc pas être calculée. Elle est, de plus, difficilement mesurable expérimentalement en utilisant la technique de variation de contraste puisque le domaine d’échelle n’est pas adapté. Tableau IV.10 : Analyse élémentaire, masse volumique et densité de longueur de diffusion N p des différentes phases contenues dans les émulsions Produit Analyse élémentaire (% massique) Masse volumique ρ (g/cm 3 ) ρ N (10 10 cm -2 ) Gazole SDBA Tensioactif dans Dao * Eau Feuillet de montmorillonite %C=82.9, %N=0.4, %H=13.7 %C=76.5, %N=3.3, %H=11.8, %Cl=8.4 %C=79.9, %N=9.1,%, S=0.5,%H=11.1 %H=11.1, %O=88.9 %Si=30.64, %Al=12.2, %Fe=2.5, %Mg=1.27, %O=52.82, %H=0 .55 0.832 0.99 0.9 1 2 -0.525 0.158 0.45 -0.56 4 - obtenu à partir de la perte de masse de l’argile Dao après calcination La diffusion d’une émulsion non stabilisée par un émulsifiant (émulsion eau/huile + Dao 3%) est très proche de la diffusion de l’émulsi on complète, de même la diffusion du gazole seul et celle du gazole contenant l’agent émulsifiant ne présentent pas de différence significative ( Figure IV.10). En conclusion, nous pouvons déduire que, dans le domaine étudié, la diffusion est insensible à la présence des gouttelettes d’eau et à la présence de l’agent émulsifiant, que celui -ci soit localisé autour des gouttelettes ou bien réparti en excès dans le gazole. La courbe de diffusion de l’émulsion traduit donc principalement la structure et la dis tribution des feuillets d’argile dans le gazole. Les courbes de diffusion obtenues sur les poudres et sur les émulsions sont rassemblées sur la figure IV.10. CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 157 Le gazole avec ou sans surfactant présente un fond de diffusion plat et de niveau élevé compte tenu respectivement de l’absence de structuration à l’échelle étudiée et de l’importante diffusion incohérente des atomes d’hydrogène présents en forte teneur (%H atomique= 66%). La comparaison entre les courbes des argiles organophiles (Dao) et (OMt) avec celles des différentes émulsions montre que le fond de diffusion plat du gazole prédomine sur les courbes de diffusion des émulsions pour q>0.4nm -1 . De ce fait, la diffusion relative à la présence de l’argile organophile n’est sensible qu’en dessous de 0.4nm -1 soit à des échelles d’observation telles que D>8 nm. La plus grande dimension de particules, accessible par l’expérience est d’environ 75 nm (q min = 0.04nm -1 ). Les courbes DPAN montrent que la plus grande dimension de la particule dépasse les limites de l’expérience, car l’intensité n’atteint pas une valeur constante aux plus petites valeurs de q. En effet, les argiles sont composées de particules à fort degré d’anisométrie. Le traitement des courbes intervient donc après avoir soustrait des spectre s la contribution du gazole ( Figure IV.10 ). Cependant, l’émulsion contenant 0,3g d’argile Dao pour 100 mL n’a pas été traitée car la diffusion de l’argile est trop faible vis-à-vis de la diffusion incohérente du gazole, rendant imprécise la courbe après soustraction. Les courbes des deux argiles décroissent d’abord en q -3,3 pour 0,03 < q < 0,5 nm -1 avant que les oscillations correspondant à l’organisation périodique des feuillets ne soient visibles aux plus grandes valeurs de q. La décroissance en q -3,3 peut être attribuée au contraste pore-particule. Dans ce cas, une décroissance en q -4 caractérisant une interface lisse avec transition franche de la densité neutronique à l’interface n'est donc pas observée. Cela peut être dû à l’adsorption du tensioactif à la surface du feuillet qui atténue le contraste interfacial. Les fluctuations de densités neutroniques à 1 dimension, telles que celles observées à l’intérieur des empilements peuvent aussi générer une diffusion qui varie en q -2 . Si celles-ci se manifestent à une échelle où l’interface pore-particule diffuse en q -4 , alors des lois de diffusion en q -α avec 4<α< 3, comme celles obtenues sur les argiles, peuvent être observées. Cela est d’autant plus vraisemblable que l’épaisseur des empilements est fa ible vis-à-vis des valeurs de fluctuations A(d). IV.10 CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 158 Aux grandes valeurs de q, la DPAN est sensible aux corrélations interfoliaires mais les réflexions (00l) sont moins intenses que celles obtenues avec les rayons X car le contraste neutronique entre les feuillets alumino- silicatés et le tensioactif est environ 10 fois plus faible qu’avec les rayons X. De plus, les argiles organophiles contiennent de l’hydrogène dont la forte longueur de diffusion incohérente a pour effet d’atténuer encore l’intensité des réflexions aux neutrons. En DPAN, l’ajustement du modèle de diffusion de disques à structure cœur -couche (modèle développé en Annexe IV) est obtenu pour les paramètres du tableau IV.11. Ceux-ci sont heureusement proches des valeurs obtenues à partir des RX ( Tableau IV.12). Comme les courbes DPAN sont exprimées à l’échelle absolue, (ρ N ), la densité de longueur de diffusion peut en principe être obtenue pour chaque phase. Les résultats du tableau IV.11 montrent que l’incertitude sur ces valeurs est très grande comparée à l’incertitude mesurée sur les paramètres structuraux. La valeur du rayon de la plaquette, R, correspond à la plus petite valeur de R possible; des valeurs plus faibles deviendraient accessibles à l’expérience et l’intensité tendrait de ce fait vers une constante vers les plus petits q, ce qui n’est pas observé. Sur les courbes de diffusion des émulsions ( Figure IV.11), les modulations visibles sur les courbes des argiles en poudre ont disparu mais un épaulement plus large est obtenu pour des v aleurs de q plus faibles q ~ 1nm -1 . La décroissance en q -3,3 observée sur les argiles en poudre a évolué vers une décroissance en q -2 pour les émulsions, attestant alors de la diffusion de particules en forme de plaquette c’est-à-dire d’épaisseur très faible par rapport au diamètre. La dispersion des particules dans le gazole peut expliquer cette évolution des courbes. Concernant la modélisation, afin de limiter le nombre des paramètres variables, l’épaisseur du feuillet silicaté a été fixée à 1nm et la densité de longueur de diffusion neutronique ρ N (g) du gazole a été fixée après calcul. Par ailleurs, pour tenir compte de l’accroissement de l’espace interfoliaire en raison de l’insertion de molécule du gazole, la densité des longueurs de diffusion ρ N associée à l’espace interfoliaire ρ N (d) correspond à la densité moyenne d’une phase qui contiendrait à la fois du tensioactif et du gazole. Les résultats ( Tableau IV.12) montrent que quelle que soit l’argile, les émulsions contiennent principalement une di spersion de feuillets isolés et couverts d’une épaisseur de 3nm de tensioactif. La viscosité de l’émulsion contenant l’argile Dao est supérieure à celle contenant la même quantité d’argile OMt (respectivement argile 3 et argile 2 sur la figure IV.8). Ainsi les différences structurales observées sur les argiles organophiles ne semblent pas jouer un rôle sur l’état de dispersion des argiles dans l’émulsion. Il est alors possible que ce soit la différence de degré d’anisométrie des feuillets (extension latérale) qui soit responsable des différences de viscosité de ces deux émulsions. CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 159 Tableau IV.11 : Paramètres structuraux obtenus à partir de la modélisation des courbes DPAN Paramètres d’ajustement Dao OMt ρ N (feuillet) (10 10 cm -2 ) ρ N tensioactif (10 10 cm -2 ) ρ N gazole (10 10 cm -2 ) R : Rayon du disque (nm) D : Epaisseur du tensioactif (nm) <N> Nombre moyen de feuillets empilés d i : Distance interfoliaire (nm) σ d : Déviation standard (nm) Bruit de fond 1,7 << 16 - 10 << 4 - 9 << 6 196±2 0,79±0.01 13,4±0.1 2,58±0.01 0,97±0.01 0,343±0,003 4,43 2,92 1,92 162 1 9,5 3,0 0,749 0,05 Tableau IV.12 : Paramètres structuraux obtenus à partir de la modélisation des courbes DPAN des émulsions à 3% d’argile/100 mL 3%Dao 3% OMt Contraintes Épaisseur du feuillet silicaté (nm) ρ N solvant (10 10 cm -2 ) 1 -0.5 1 -0.5 Paramètres d’ajustement Rayon du disque, R (nm) Epaisseur du tensioactif, D (nm) Nombre moyen de couches par empilement, <N> Espace interfoliaire, d i (nm) Déviation standard, (σd) (nm) ρ N feuillet silicaté (10 10 cm -2 ) ρ N (TA+solvant) (10 10 cm -2 ) 95.6±1 2.9±0.1 1.21±0.02 6.8±0.1 2.0±0.1 4.72 -0.5±0 90.1±0.6 3.0±0.1 1.27±0.03 7.0±0.1 2.0±0.2 3.95 -0.46 V.11: CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 160 En conclusion, il est possible que l’exfoliation quasi -totale des feuillets d’argile organophile conduise à plusieurs conséquences, i) une augmentation de l’effet viscosifiant, ii) une augmentation de la surface spécifique et par conséquent de la réactivité et un endommagemnt iii) soit par la formation d’un film imperméable sur la paroi, soit par invasion des particules dans les pores de la roche. IV.5 Endommagement par les fluides WBM En raison des problèmes causés par les fluides à base d’eau, une première série d’expériences a été réalisée avec l’utilisation d’échantillons perméables et relativement homogènes (grès de Berea). Ces échantillons de grès sont caractérisés par la présence de quartz qui est l’élément le plus abondant avec un pourcentage moyen de 66,17 % ( Tableau IV.13). Le ciment est carbonaté (calcite et sidérite, FeCO 3 ) et peu argileux localement. On constate également la présence de feldspath en faible pourcentage. Ces grès présentent une très bonne porosité de type intergranulaire interconnectée. Ils sont très poreux à ciment rare représenté par quelques plages de calcite et d’argile. Les grès uti lisés présentent une grande perméabilité à l'air de l'ordre de 900 mD ( Tableau IV.13 ) avec une porosité de 20%. Ils constituent donc un milieu poreux important très susceptible de colmatage (endommagement) par invasion du filtrat du fluide utilisé. Les rés ultats des tests montrent des volumes de filtrats cumulés de l 'ordre de 2 à 25mL de liquide ; cela dépend bien sûr des fluides testés. Les plus grands volumes ont été obtenus dans les solutions de bentonite à faible concentration (3g/L), alors que les solutions de bentonite + polymère ont donné des volumes moins importants (Tableau IV.13). Pour les solutions polymère + bentonite, le pourcentage de colmatage moyen est de l'ordre de 70%. De plus, on remarque que les particules d’argile sont arrêtées très rapidement lors de la filtration, surtout dans des échantillons assez perméables (Grès de Berea), alors qu’on observe une filtration sélective des polymères qui peuvent pénétrer beaucoup plus profondément dans la roche. Ces résultats ont été aussi observés dans le chapitre II où les solutions de polymères (cas du PHPA) ont même pu traverser le filtre (pastille). Certainement, cela est étroitement lié à la nature, aux dimensions, à la viscosité et à la charge du polymère en solution. Le polymère forme ainsi un film sur l’échantillon de roche et empêche l’écoulement du fluide. Sharma (1985) et Cuiec (1987) ont montré que les fluides à base d'eau (WBM) n'affectent pas la mouillabilité du réservoir mais réduisent drastiquement la perméabilité de la roche. Ceci est dû à l'influence de la structure chimique des différents polymères qui tendent à s'adsorber sur les composés hydrophiles de la roche réservoir. L'endommagement par invasion du fluide dans la formation augmente la saturation en eau dans la roche. Cet eff et est plus important si les additifs du fluide ne sont pas retenus dans le cake mais envahissent profondément le réservoir (Argillier et al., 1999 ; Sharma, 1985 ; Sánchez et al., 2004 ; Audibert et Dalmazzone, 2006). CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 161 L’analyse des mécanismes d’endommagement des fluides de forage (WBM ou OBM) montre que les fluides de forage à base d’eau réduisent la perméabilité par un effet d’accumulation des additifs (adsorption des polymères, invasion des solides : blocage des pores, ou invasion du filtrat : changement de saturation en eau de la roche réservoir), alors que pour les systèmes à base d’huile, l’effet des additifs sur la mouillabilité est plus prononcé. Un changement de mouillabilité peut affecter la perméabilité (OBM), tandis que la réduction de la perméabilité n’implique pas obligatoirement un changement de mouillabilité (WBM). Tableau IV.13 : Résultats des tests de déplacements avec des fluides à base d'eau (WBM) Ech. K air (mD) Ф (%) Epaisseur du cake (mm) Filtrat cumulé (mL) Système C (%) G.B G.B G.B G.B G.B G.B G.B G.B G.B G.B G.B G.B G.B R.R R.R 924 941 930 945 938 924 941 964 955 964 1279 1000 1131 12 13 23,86 21,59 21,42 22,38 24,68 22,22 22,77 23,98 25,01 24,20 17,52 16,09 7,88 8,46 10,59 4 3 2,5 1 1 1 2 1,5 1 1 2 1,5 1,5 2 1,5 24,5 15 8 5 5 5,5 6,5 7,5 4,5 3,5 0,7 5 12 25 30 3g/L bentonite 30g/L bentonite 60g/L bentonite 30g/L bent.+ 1g/L XCD 30g/L bent.+1.5g/L XCD 30g/L bent.+ 2g/L XCD 30g/L bent.+ 2.5g/L XCD 30g/L bent.+3g/L XCD 30g/L bent.+ 3.5g/L XCD 30g/L bent.+ 4g/L XCD Boue à l’eau au PHPA Boue à l’eau au Silicate Boue à l’eau au Glycol Boue au PHPA avec KCl Boue au PHPA sans KCl 75 76,1 75 - - - - - - - 35,5 85,7 76,5 37,9 62,5 IV.6 Modélisation de l'endommagement IV.6.1 Problèmes de production au niveau du champ de Hassi Messaoud Durant plus de 50 ans d'activité, le champ de Hassi Messaoud a été largement étudié au niveau national ou international. Cependant, les problèmes rencontrés, liés à la mosaïque géologique et à l'hétérogénéité des formations traversées, sont encore d’act ualité. L’analyse récente de l’état des puits confirme l’importance de ces problèmes. Dans l’annexe IV on donne quelques généralités sur les mécanismes d’endommagement au niveau du champ de HMD et les solutions proposées. Sur plus de 1200 puits déjà for és, et sur la base de près de 700 puits producteurs d’huile, 15% des puits sont temporairement à l’arrêt. Mais une reprise réussie des puits est souvent enregistrée dans les zones de bonnes qualités du réservoir telles que les zones 3 (OMN#25), 4 (OMN#88 et OMJ#702b) et 20a (MD#508, MD#443 et MDZ#491). CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 162 Jusqu'à fin 2007 et sur plus de 200 puits forés horizontalement et près de 200 puits en “short radius“, plus de 40 puits sont fermés et une vingtaine n’ont jamais produit d'hydrocarbures, suite au rapide déclin de production des puits horizontaux au cours du temps. En plus du coût élevé de forage des puits horizontaux, leur taux de participation à la production globale est proche de 20% contre 70% pour les puits verticaux. La décision de remplacer les puits verticaux par des horizontaux reste cependant un sujet d’actualité. L’intérêt que nous portons aux puits horizontaux est motivé par les nombreux problèmes constatés. Une augmentation de la récupération demande un développement plus important du champ et donc une connaissance plus approfondie de la structure et des caractéristiques des différentes régions du gisement. Malgré l'abondance des données de carottes, de tests et de performances, les méthodes utilisées n'ont pas permis d'obtenir une description co hérente du gisement. Dans l’espoir d'apporter de meilleures explications à ce phénomène, un grand effort a été entrepris pour la caractérisation et la modélisation du réservoir : - Les méthodes géostatistiques permettront de mieux décider de la localisation des futures implantations des puits, et de mieux comprendre les phénomènes de balayage des fluides injectés ( Lebcir et Mas, 1998), - Tiab et Engler (1996) recommandent généralement le choix des puits déviés sur le champ de HMD. Cependant, cette option n'est pas intéressante pour le cas des multicouches ( Azzouguen et al., 2000), - La transformation des puits verticaux en "medium" et "short" permet de connecter les zones de faibles et de bonnes propriétés pétrophysiques et d’affiner le modèle géologique par l’intégration de la distribution des perméabilités, - La modélisation des fractures sur la base des informations de carottes et d’imagerie permet d’identifier et de localiser plusieurs types de linéaments barrières, conductifs et "neuters" (Murat et al., 2004), - L’exploitation adéquate des données des méthodes dites “d’intelligence artificielle“ comme les réseaux de neurones pourrait donner des résultats encourageants et combler les imperfections et les écarts entre les mesures des tests de production ( Braham Chaou ch, 2006) En résumé, on peut dire que compte tenu de l’étendue du gisement et en raison du caractère géologique complexe du champ de HMD, de l’hétérogénéité du réservoir, du nombre d’événements géologiques non encore répertoriés, de la grande variabilité des valeurs de perméabilité et des imprégnations d’hydrocarbures dans les puits, la modélisation parfaite du réservoir du champ de Hassi Messaoud n’est actuellement toujours pas achevée. IV.6.2 Filtration et modélisation de l'endommagement Outre le nombre important de travaux de caractérisation et de modélisation du réservoir et des études relatives à l’exploitation et à la modélisation des essais aux puits, les travaux de colmatage sont restés souvent tributaires des essais classiques de filtrati on statique et dynamique pour l’évaluation de l’endommagement par les fluides de forage (études au cas par cas). CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 163 Ces essais sont largement influencés par les conditions opératoires évoquées précédemment . Ainsi, malgré une hétérogénéité importante de la géologie de la roche réservoir et la complexité des fluides utilisés, une prévision de l’endommagement sera faite pour analyser les problèmes de chute de production par un travail de modélisation. Parn- anurak et Engler (2005) ont simulé la filtration des WBM pour prévoir l’endommagement dans le cas des puits horizontaux. Le modèle utilisé suppose l'utilisation d'une seule phase liquide, un flux du filtrat radial, un débit de circulation constant, des conditions isothermes, un déplacement immiscible, des press ions hydrostatiques (dues à la colonne de boue) et celles du réservoir, constantes, une absence d'invasion de particules solides et pas de changement du rapport porosité/perméabilité dans la zone envahie. Ce modèle suppose aussi une invasion par le fluide de forage seulement. La prévision de l’endommagement par modélisation dans notre travail, porte sur l’analyse des résultats expérimentaux et l’intégration des données de chantier. Le suivi de la formation du cake, de l’invasion du filtrat et le calcul du "Skin" seront les paramètres essentiels d’évaluation de l’endommagement. Le facteur skin est un paramètre sans dimension qui traduit la différence de perte de charge existant aux abords du puits, entre le réservoir et le puits. Les équations mathématiques utilisées pour l'estimation des paramètres nécessaires à l'application du modèle seront présentées. Le développement du modèle ainsi que les données et programme utilisés seront détaillés en Annexe IV. Durant le forage, l’infiltration est causée principalement par la circulation du fluide. L'épaisseur du cake dépend de la différence entre sa vitesse de dépôt et sa vitesse d'érosion sous l’effet de la circulation du fluide à la surface du cake. Un schéma représentatif de l’écoulement et de la formation d’un cake dans un forage horizontal est présenté ( Figure IV.12). Réservoi r r w r e r c dr Xc(t) Zone envahie (re) Cake Figure IV.12 : Schéma représentatif de l’écoulement et de la formation d’un cake dans un forage horizontal La masse des particules solides déposées dans le cake m c est déterminée par: c c c c x A m p o ) 1 ( . - = (IV.2) Le modèle de filtration est basé sur l’hypothèse d'un écoulement radial uniforme. Le débit de filtration représente l’aptitude d’écoulement à travers le filtre cake et la formation. L’épaisseur du filtre cake est donnée par l’équation du bilan de matière entre le dépôt du cake et l’érosion. CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 164 La formation du cake ( équation IV.3) est liée au volume du fluide, qui est fonction du gradient de pression à travers la couche du cake et de la perméabilité de la formation. Vitesse de dépôt (d c )-Vitesse d’érosion (e c ) (IV.3) La vitesse de dépôt est proportionnelle à la masse des solides dans le fluide de forage d c = A(u in .C solid -k t t) (IV.4) où A = aire de la section, C solid = C mud - C f ; u in = vitesse initiale de filtration et t k : coefficient de cisaillement. Le débit d’érosion est lié à la résistance au cisaillement dans le filtre cake : t t A k e c . = (IV.5) La vitesse de formation du cake est alors soit égale à : t t A k C Au dt dm solid in c . . - = (IV.6) soit d'après l’équat ion IV.2, égale à : c c c c dt dx A dt dm p o ) . 1 ( - ] . } \ | = (IV.7) La combinaison des équations (IV.6) et (IV.7) donne la vitesse initiale de filtration à la surface du réservoir : h r q u c in in . . 2H = (IV.8) où r c est le rayon du puits après formation du filtre cake (distance entre le centre du puits et la surface du cake formé). L’épaisseur du cake est fonction du temps et peut être exprimée par : ) ( ) ( t r r t X c w C - = or à l’instant t = 0, x c (0) = 0 (IV.9) La génération du filtre cake dépend de la vitesse de filtration et l’application de l’équation de Darcy donne le gradient de pression pour l’écoulement radial : P w – P e = hK r r q w e t n ) ln( 2 1 0 avec q 0 débit initial de filtration (IV.10) Civan et Engler (1994) donnent une expression de la concentration du filtrat en fonction du coefficient de dispersion, D d , exprimé par la relation de Donaldson et Chernoglazov (1987) : CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 165 D d = D e +D m (IV.11) avec D e : coefficient de dispersion-convection et D m : coefficient de diffusion moléculaire. La diffusion moléculaire peut être négligée dev ant le terme de convection qui est significatif durant la filtration du fluide. Perkins et Johnson (1963) et Baker (1997) ont établi une relation exponentielle entre D et u, la vitesse du fluide : D = f.u g (IV.12) Les valeurs moyennes des paramètres empiriques f et g sont respectivement de 1,25 et de 51,7 (Poulin, 1985). D’après Fisher et al. (2000), la vitesse de filtration du fluide diminue initialement et commence à se stabiliser lorsque l’épaisseur du cake atteint un état stationnaire. Ces auteurs intègrent la notion de mouillabilité de la roche et définissent les perméabilités relatives à un fluide mouillant ou non mouillant. La distribution de la concentration du filtrat dans la zone envahie donne un ordre de grandeur de la saturation en eau dans cette zone, ce qui veut dire que l’invasion du filtrat va augmenter la saturation en eau dans la zone envahie, ce qui va diminuer la perméabilit é relative de la phase déplacée. Ce genre de problèmes va causer une sévère perte de la production du réservoir. Le changement de la saturation en eau est donc fonction de la concentration du filtrat dans la formation, laquelle est liée à la saturation en eau irréductible et à la saturation en huile résiduelle. S mud (r) = C f ( r) (S w,max – S w,min ) + S w,min (IV.13) Le degré de réduction de la perméabilité reflète le mode de diminution de la perméabilité r elative dans la zone envahie. La fonction modifiée par Brooks et Corey (1994) est appliquée au calcul de la relation entre la saturation en filtrat et la perméabilité relative. Pour l’huile : no or wi or mud ro ro S S S S K K ] ] . } \ | - - - - = 1 1 max , (IV.14) Pour l’eau : nw or wi o wi rw rw S S S S K K ] ] . } \ | - - - - = 1 1 max , (IV.15) La valeur moyenne de la perméabilité dans la zone réservoir est calculée comme suit : · · · · w d n d n d d d d d d w d d r r K r r K r r K r r K - - - - - - - = , , 2 , 1 , 2 , 1 , 1 , .... .......... (IV.16) A la fin le facteur skin (d'endommagement) est estimé par la formule suivante : CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 166 ] ] . } \ | - ] ] . } \ | = w d w d eff d eff r r r r K K S ln ln , (IV.17) Pour chaque fluide, la perméabilité effective est égale à la perméabilité absolue multipliée par la perméabilité relative du fluide. Les figures IV.13 et IV.14 donnent les variations de l'épaisseur du cake, du débit d'écoulement et de la concentration en filtrat en fonction du temps dans les cas de filtration statique et dynamique. Le programme correspondant et les valeurs des données utilisées sont reportés dans l’Annexe IV. Filtration statique Les courbes de formation du cake ( Figure IV.16a) montrent une augmentation de l'épaisseur du cake en fonction du temps avec une tendance vers la stabilité. Cet te tendance a été aussi observé par plusieurs auteurs ( Jiao et Sharma, 1994 ; Civan, 1998 ; Fisher et al., 2000). Les valeurs obtenues montrent qu'initialement la vitesse de formation du cake est plus importante (dépôt dominant, cas statique). Après un temps t, l'accumulation des solides se ralentit sous l'effet du dépôt global des particules et de la réduction de l'invasion de la boue. (a) (b) Figure IV.13 : Variations de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour (a) différentes viscosités du fluide de forage et (b) différentes perméabilités (Filtration statique) La comparaison des valeurs obtenues pour différents cas de perméabilité montre une augmentation de l'épaisseur du cake avec la perméabilité ( Figure IV.13b). Pour de fortes perméabilités où l'invasion des roches est plus facile, le cake se forme plus rapidement que pour des perméabilités plus faibles. Une diminution de l'invasion avec l'augmentation de la viscosité ( Figu re IV.13a) est aussi observée. Surtout pour les roches peu perméables, l'épaisseur du cake est plus importante pour de faibles viscosités. CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 167 Filtration dynamique Pour les différentes perméabilités étudiées (10, 20 ou 30 mD), on remarque que la vitesse de formation du cake est la même ( Figure IV.14b ). Une épaisseur de cake de 1cm est observée après 30 secondes. Pour une viscosité de 30cP et une perméabilité de 1mD, l'épaisseur du cake augmente continuellement ( Figure IV.15a). Cependant, le débit de filtration diminue rapidement et se stabilise vers une faible valeur ( Figure IV.14a). Dans le cas dynamique, la variation de la perméabilité ne semble pas avoir effet sur la variation du cake, on note la même allure ( Figure IV.14b). Alors qu'une variation de l'érosion influe énormément sur l'augmentation du cake ( Figure IV.15a), la concentration du filtrat chute rapidement, ce qui explique la limite d'invasion du filtrat. Figure IV.14 : Variations (a) du débit d'écoulement en fonction du temps pour diffé rentes viscosités (Filtration statique) et (b) de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour différentes perméabilités (Filtration dynamique) (a) (b) Figure IV.15 : Variations (a) de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour différentes valeurs de cisaillement et (b) de la concentration en filtrat en fonction du rayon d'invasion [cas de filtration dynamique, Viscosité = 30 cP et K =1 mD] 11 cP (a) (b) CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 168 Le "skin effect" Les tableaux IV.14 et IV.15 regroupent les variations du facteur skin pour différentes valeurs de rayon d'invasion. La perte de charge importante aux abords du puits se traduit en terme de "skin effect" mis en évidence notamment par des mesures de DST (Drill Steam Tool) faisant apparaître un effet de "wellbore storage" (quantité de stockage du puits) très prononcé. L'ordre de grandeur du skin peut être de +5 à +100. Un skin supérieur à 100 donne une information sur un puits complètement endommagé. Il est à rappeler que généralement, un skin de 7 à 9 correspond à une réduction de moitié du débit; inversement, un skin de – 3,5 à – 4,5, suite à une stimulation, se traduit par exemple, par une multiplication par deux du débit. Tableau IV.14 Valeurs du skin pour la filtration statique rw =1 à 40 cm (viscosité = 30 cP et K =1 mD) rw = 1 cm -19.33 2 -69.33 3 -121.94 4 -449.44 5 266.74 6 102.85 7 63.71 8 46.15 9 36.17 10 29.75 11 25.26 12 21.95 13 19.40 14 17.39 15 15.75 16 14.39 17 13.25 18 12 .28 19 11.44 20 10.71 21 10.07 22 9.49 23 8.98 24 8.53 25 8.11 26 7.74 27 7.39 28 7.08 29 6.79 30 6.53 31 6.28 32 6.06 33 5.85 34 5.65 35 5.46 36 5.29 37 5.13 38 4.97 39 4.83 rw= cm 4.69 Les valeurs de skin obtenues dans ces tableaux, pour les cas statique et dynamique, sont positives respectivement à partir du 5 ème et du 7 ème cm. Les skins négatifs pour les faibles distances, peuvent être expliqués par la faible altération des caractéristiques de la roche par le fluide (l'invasion est faible et négligeable). Alors que lorsque l'invasion progresse, de plus faibles valeurs de skin sont obtenues, pour les distances éloignées des abords du puits. Ceci confirme un changement de saturation et de concentration de la boue par rapport aux premiers centimèt res ( (Khodja et al., 200 7a). Tableau IV.15 : Valeurs du Skin pour la filtration dynamique rw = 1 à 40 cm (viscosité = 30 cP et K =1 mD) rw = 1 cm -14,64 2 -39,26 3 -50,15 4 -69,90 5 -116,85 6* -370,88 7* 304,57 8 106,56 9 64,06 10 45,53 11 35,14 12 28,51 13 23,89 14 20,51 15 17,91 16 15,86 17 14,19 18 12,82 19 11,67 20 10,68 21 9,83 22 9,09 23 8,44 24 7,86 25 7,35 26 6,89 27 6,47 28 6,09 29 5,75 30 5,43 31 5,15 32 4,88 33 4,63 34 4,40 35 4,19 36 3,99 37 3,81 38 3,63 39 3,47 rw = 40 cm 3,32 CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 169 IV.7 Discussion et synthèse Les résultats des tests d’endommagement sur roche réservoir ont révélé des pourcentages de colmatage assez variables. La dispersion des valeurs obtenues montre les difficultés d'exploitation des résultats en terme de choix du meill eur système. La réalisation des essais de déplacement des additifs pris individuellement a permis de comprendre les mécanismes mis en jeu et le rôle de chaque additif. L’étude de la présence des émulsifiants, largement traitée dans la littérature, montre clairement l’influence de la composition, du mélange, et des caractéristiques de la formulation du fluide sur le mode d’endommagement. L’analyse des structures formées (émulsion-argile organophile) met l’accent sur l’apport des argiles organophiles d’une part sur la stabilité de l’émulsion et sur la rhéologie du fluide de forage (OBM), et d’autre part sur les conséquences du point de vue de l’endommagement que ce soit par bouchage ou par effet sur la mouillabilité de la roche réservoir. L’étude a aussi montré l’influence d’autres facteurs sur l’endommagement, tels que les conditions opératoires et les caractéristiques de la roche. Dans l’objectif d’analyser ces phénomènes assez complexes et d’étudier l’influence des fluides de forage sur le colmatage de l a roche réservoir, un travail de modélisation était nécessaire. A ce sujet et selon le modèle adopté le cas des puits horizontaux a été considéré. Notre intérêt pour les puits horizontaux est motivé par les problèmes énormes constatés. Le skin mécanique, dû aux fluides de forage et de complétion, est très fréquent sur les puits de Hassi Messaoud. Il est drastique, quand nous sommes surtout en présence de fractures et de fissures. Nous le constatons pendant la phase de forage qui traverse la formation du réservoir avec des pertes de boue considérables (jusqu’à des centaines de m 3 ) qui colmatent les fractures et les fissures. Ce phénomène est encore plus aggravé si nous traversons une faille majeure. Williams (1940) et Prokop (1952) ont montré que durant la filtration dynamique, le débit du fluide qui s’approche d’une valeur constante est dû à l’équilibre entre les forces de filtration et les forces hydrodynamiques (circulation du fluide qui tend à éroder le cake). En comparaison avec les tendances obtenues avec le modèle appliqué, Jiao et Sharma (1994) et Civan (1998) ont observé le même résultat pour la filtration d'une suspension de bentonite. Selon leurs prévisions, Jiao et Sharma (1994) ont obtenus une épaisseu r de 1,7 mm qui se stabilise après 400 min, alors que Civan (1998) obtient une épaisseur de 1,9 mm au bout de 600 min avec une allure toujours ascendante. Bilardo et al. (1996) ont estimé pour un fluide WBM que le temps nécessaire pour atteindre un état st ationnaire est de 15 h. Fisher et al. (2000) ont obtenu la même allure pour la vitesse de filtration du fluide qui diminue puis commence à se stabiliser lorsque l'épaisseur du cake s'approche d'une valeur constante. L‘intervalle de variation de l'épaisseur du cake est de 2,5 à 3,5 mm et se stabilise au bout de 2000 s. En plus de l'aspect d'invasion, d'accumulation des solides et de formation du cake, un facteur d’interaction peut être considéré. La réaction du filtrat avec les argiles de la formation réserv oir, surtout pour le cas des WBM, cause un gonflement et une migration des fines particules bouchant les pores, ce qui réduit aussi la perméabilité (Keelan et Koepf, 1977). CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 170 De même, la diminution du pH et l’augmentation de la force ionique peuvent réduire la perméabilité très rapidement (Baghdlkan et al., 1989). Ces derniers paramètres ne sont pas considérés par ce modèle, cependant aussi bien les figures présentées que des résultats d'autres travaux confirment le rôle des solides, des caractéristiques rhéologiques du fluide et de la perméabilité de la roche sur l'endommagement. L'analyse des mesures de « DST » montre souvent des résultats différents et difficiles à exploiter. Une première analyse des gammes de skins obtenus pour une dizaine de puits peut laisser supposer un effet d'accumulation de l'endommagement en fonction du temps (s’il n’y a pas de traitements). Cette hypothèse est expliquée par les bonnes valeurs de skin souvent observés juste après forage (Cas du puits OMLZ#173 : une pression de gise ment de 477 kgf/cm 2 avec un skin de + 0,15 et le puits OMJ#24 : une pression de gisement de 470 kgf/cm 2 avec un skin de - 0,71). L'analyse des valeurs de skin dans le temps montre une augmentation importante. Pour le cas des puits de HMD, l'effet des fi ssures peut souvent améliorer la production. En fonction du vieillissement, d'autres problèmes peuvent surgir, entre autres les problèmes de migration des fines observées au niveau de la totalité des zones du champ, qui sont liés : - à la présence en parti culier de la kaolinite et de l'illite au niveau du réservoir, - à un changement du régime de production sous l'effet de la chute de pression en fonction du temps, - aux différentes opérations de stimulation réalisées, - aux effets des opérations d'injection d'eau et de gaz sur le champ. Il est évident qu’il faut prendre en considération que l'opération de complétion du puits peut dans certains cas stimuler le réservoir par le développement et la propagation de fissures. Cependant, cette opération peut d'une part induire une amélioration de la perméabilité, et d'autre part faciliter l'invasion du fluide de forage et par conséquent contribuer à l’endommagement. En fonction de la pression de gisement (faible ou élevée), des conditions de forage ("over -" ou "underbalance"), des caractéristiques du réservoir (porosité, perméabilité, dimension des pores) et des caractéristiques du fluide de forage (densité, viscosité, nature des additifs, teneur et dimension des solides) on peut se retrouver avec un endommageme nt (skin positif) ou une stimulation (skin négatif). Du point de vue fluide de forage, la détermination de la distribution des familles des pores permet l'optimisation de la dimension des solides afin de réduire l'endommagement du réservoir. Mais en raison des problèmes signalés au sujet de l'hétérogénéité du réservoir, il serait difficile de sélectionner des dimensions de solides convenables pour tous les niveaux du réservoir. Cependant d'autres explications existent dont les principales sont liées aux p roblèmes de bouchage et d’éboulement de la formation, suite à une grande exposition du réservoir aux fluides. Demir (1995) a montré que la précipitation des minéraux peut causer un endommagement lorsque la température, la pression, la composition chimique, le pH et la force ionique varient durant le processus d'exploitation. CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 171 Il a utilisé la composition chimique de l’eau de gisement et des minéraux du réservoir pour interpréter la géologie, déterminer les propriétés (porosité, perméabilité, saturation en eau) et estimer le potentiel de l’endommagement du réservoir. Frick et Economides (1993) ont montré que l’endommagement autour du puits est fonction de l’anisotropie et de la durée de forage (‘durée de contact'). Sur le champ de Hassi Messaoud, il a été montré que le skin n’est pas le seul responsable du déclin du potentiel des puits horizontaux; l’effet de l’instabilité du trou et la chute de pression de gisement ont aussi un rôle très important (Hellali et Boublal, 2004). L'exploitant doit donc faire face à une équation complexe : l'analyse des tests chantier, l'évaluation de l'endommagement au niveau du laboratoire, le suivi de l'historique de production et l'actualisation du modèle géologique (suite à l'intégration de nouvelles données) ne lui permette nt pas d'affiner son analyse pour expliquer les phénomènes de chute de production. La décision d'aborder la modélisation nécessite d'intégrer de plus en plus de considérations et de données acquises ou supposées réelles. Cependant, sa complexité peut encor e rendre difficile l'exploitation des résultats. Notre démarche assez simpliste vise à appréhender l'influence des caractéristiques du fluide sur l'endommagement, ceci afin de déceler les facteurs essentiels contribuant à ces phénomènes. Une première analyse montre que le choix des additifs du fluide contribue à la réduction de l'endommagement. En terme de modélisation, une seconde étape consiste à faire intervenir d'autres facteurs jugés importants dans le but de pondérer leur influence. En perspective et vu les résultats déjà obtenus sur le plan géologique et de caractérisation du réservoir, une simulation des fissures et une modélisation de l'invasion semblent devoir constituer la prochaine étape. Chapitre V Pollution par les fluides de forage et traitement CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 17 2 Une quantité importante d'hydrocarbures est généralement dispersée dans l'environnement. Cette quantité, estimée à près de 0,1% de la production mondiale (3 650 million de tonnes en 2003) est variable selon les procédés de récupération, de raffinage et d'utilisation (Ward et al., 2003). En raison de leur impact négatif sur la santé et l'environnement, les d'hydrocarbures sont considérés comme le contaminant majoritaire du sol et des eaux souterraines. Des informations sur les propriétés et surtout sur la biodégradation de ces hydrocarbures sont nécessaires pour le choix et l'application d'un traitement efficace ou pour le contrôle de l'atténuation naturelle (Gallego et al., 2001 ; Salanitro, 2001). Sur le champ de Hassi Messaoud, les systèmes à base d'eau (WBM) sont généralement utilisés pour le forage de la première phase. Pour le reste du puits, on utilise des systèmes de fluides émulsionnés (OBM). Dans l'attente des techniques de traitement, des centaines de mètres cubes de fluides sont rejetés dans la nature. Souvent, il faut compter des mois, voire des années, pour procéder à ce traitement et, entre temps, une grande quantité d'hydrocarbures s’évapore, s’infiltre, s’adsorbe et pollue l'environnement. En parallèle, est rejetée dans le sol une quantité non négligeable de produits de traitement dont on ignore le devenir et le parcours à travers les formations traversées. La teneur en hydrocarbures dans les cuttings après forage est généralement comprise entre 6 et 17% (Bedborough et al., 1987). En vue de traiter et de réduire cette pollution, un programme a été entamé par l’entreprise Sonatrach à partir de 1990. L'objectif de ce programme est d'abaisser la teneur en huile selon les standards appliqués en Algérie . Les actions entreprises par la Sonatrach en matière d’Hygiène, Sécurité, Environnement (HSE) ont pour objectif de respecter les exigences de santé, de sécurité et de protection de l’environnement dans les processus de gestion et de décision comme dans les actions et opérations quotidiennes. Elle s’est alors engagée à considérer la sécurité des personnes et des biens, la santé des employés et des populations riveraines ainsi que la protection de l’environnement et des ressources naturelles. V.1 Analyse des sources de pollution Les conditions actuelles de stockage et de traitement des boues et déchets de forage présentent de nombreuses insuffisances. Celles-ci sont sources de pollutions, accidentelles ou non, des compartiments naturels tels que le sol, l’eau ou l’air. Cette partie présente su ccinctement les sources de pollution potentielle lorsque les substances attendent d’être traitées dans le bourbier. Durant le stockage momentané dans le bourbier, les hydrocarbures peuvent s’étaler à la surface du sol. Ils subissent alors une série de modi fications par différents processus, parmi lesquels les plus importants sont : - L’évaporation : elle touche les fractions de faible masse molaire (chaînes de longueur inférieure à 12C). Les composés ayant de 4 à 12 atomes de carbone représentant une bonne partie de la composition du gazole, il peut donc y avoir une pollution atmosphérique notable. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 17 3 - La dissolution : les composés aromatiques sont nettement plus solubles dans l’eau que leurs analogues saturés. Ces hydrocarbures solubles sont de loin les plus dan gereux pour l'environnement, car difficiles à éliminer et absorbés par la faune et la flore. - L’émulsification : des émulsions eau-dans-huile et huile-dans-eau peuvent se produire. Elles sont facilitées par la présence d'agents tensioactifs, de fines particules, ou d’autres composés organiques à la surface de l'eau. - La sédimentation : elle est le fait des fractions les plus lourdes et constitue un phénomène fréquemment observé. La sédimentation conduit à la constitution d'agrégats de haute densité difficilement biodégradables par voie naturelle. - La photo-oxydation : elle s'observe en surface mais aussi dans les vapeurs atmosphériques. Elle touche plus particulièrement les composés aromatiques (non volatils et photosensibles) et conduit à la formation de nombr eux composés chimiques. - La dégradation microbienne : plusieurs composés présents dans les fluides de forage sont naturellement biodégradables. Les microorganismes autochtones permettent, préférentiellement dans les conditions aérobies, de dégrader plusieur s composés. En cas de déversement de fluides à base de gazole dans le bourbier, il se forme presque immédiatement une nappe huileuse ( Figure V.1). Les constituants polaires, polarisables (aromatiques) et/ou de faible masse molaire se dissolvent et s'élimi nent de la nappe par lessivage; les constituants volatils s'évaporent en surface et il y a un début de dégradation microbienne, mais les alcanes, normaux ou ramifiés, les cyclanes et les composés aromatiques restants peuvent demeurer dans les sédiments pendant plus d'un an. Par attaque chimique et biologique, la composition se modifie donc en fonction du temps et de la température. Dans les zones arides, les conditions sont différentes comparativement aux zones humides quant au développement des micro-organismes. On signale une grande biodiversité donnant un milieu potentiel pour les micro-organismes (Ozenda, 1977 ; Dhina et Aroun, 2004). La sélection du type de micro-organismes peut améliorer la biodégradation et stimuler l'activité des autochthones pour l'augmentation de la vitesse de décontamination des hydrocarbures. La biostimulation et la bioaugmentation sont des types de bioremédiation (Lee et al., 1993). Notre objectif est de stimuler la flore microbienne et d'optimiser les conditions de dégradati on. Les composés organiques biodégradables sont métabolisés par la population des micro-organismes du sol (Huddleston et al., 1984 ; Bartha et Atlas, 1977). Plusieurs types de micro-organismes du sol sont capables de dégrader des hydrocarbures. La capacité individuelle de la microflore est renforcée par le processus de coopération (synergie) entre les communautés microbiennes (Beam et Perry 1974 ; Penet et al. 2004). CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 17 4 V.2 Diagnostic des traitements de la pollution appliqués sur HMD V.2.1 Traitement par stabilisation/solidification Dans l'objectif d'évaluer les traitements du type stabilisation/solidification (Khodja et al., 2005d et 2007b), une série d'analyse a été effectuée sur des dizaines d'échantillons de cuttings avant et après traitement duran t la période 2003- 2006 selon les procédures françaises (AFNOR, 1998). Après extraction liquide/solide, les hydrocarbures et les différents éléments présents dans le filtrat ont été dosés. La pollution organique a été caractérisée par chromatographie en pha se gazeuse (CPG). - Les cuttings ont été collectés dans des bouteilles en verre. La matière organique a été extraite par CCl 4 (AFNOR, 1979). Une méthode spectroscopique a été utilisée pour le dosage des hydrocarbures totaux (AFNOR, 1979). Les détails de la méthode sont donnés dans l' annexe V. - le dosage du carbone organique total a été effectué selon la norme NF ISO 10694 après une extraction au CCl 4 . - L'absorption atomique (AAS) a été utilisée pour le dosage des métaux (Cr total, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Cd et Pb) et la colorimétrie pour le dosage du Cr (VI). - Le mercure a été dosé par Spectrométrie d’absorption atomique en vapeur froide (volatile hydride by Cold Vapor : CVAAS. - Les chlorures ont été dosés par la méthode de Mohr. La concentration initiale en hydrocarbures totaux dans les bourbiers varie entre 0,13 et 4,40 mg/L. Après traitement, la concentration chute entre 0,04 et 0,5 mg/L. Pour les métaux lourds, on note une diminution significative de la concentration souvent inférieure à celle requise par la réglementation algérienne 20 mg/L (J. O. République Algérienne, 1993). La teneur élevée en chlorures est expliquée par l'utilisation d'une salinité importante dans les fluides de forage ou par la présence de sels dans les formations traversées durant le forage. Cette salinité importante peut influencer la biodégradation (Okpokwasili et Odokuma, 1990). Durant la période 2005- 2007, l'analyse de plusieurs échantillons de cuttings après traitement par solidification a montré que la totalité des échantillons renfermaient une concentration en métaux lourds inférieure à la norme : en fait, dans la majorité des cas, la concentration initiale en métaux avant traitement était déjà inférieure à la norme. Le tableau V.1 donne un exemple des résultats obtenus. Le traitement physique par solidification a été la méthode employée pendant quelques années pour réhabiliter les sites de forage. Cependant, plusieurs études ont montré que cette technique n'est pas suffisante car elle permet l’immobilisation du poll uant mais non son élimination. D’autres limitations sont généralement signalées au sujet de l’application de la technique de solidification à savoir : - la teneur en hydrocarbures ne doit pas dépasser 45% en masse, - la présence d'au moins de 15% de solides est exigée, - la présence d’une quantité excessive de fines particules de sol, ou la présence excessive de particules de grandes dimensions est indésirable. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 17 5 Tableau V.1: Variation de la concentration en hydrocarbures et en métaux lourds après solidification Concentration (mg/L) Techniques analytiques Ech. 1 Ech. 2 Ech. 3 Ech. 4 Ech. 5 Hydrocarbures totaux Hg Cd Cr total Cr VI Ni Zn Pb XPT 90-114 CVAAS AAS AAS Colorimétrie AAS AAS AAS 0,29 <0,001 <0,1 0,40 0,07 <0,06 <0,01 <0,10 0,29 <0,001 <0.10 0,20 0,08 <0,06 <0,01 <0,01 0,46 <0,001 <0.10 <0,05 0,01 <0,06 <0,01 <0,01 0,04 <0,001 <0,10 0,50 0,23 <0,06 <0,01 <0,01 0,50 <0,001 <0.10 <0,05 0,04 <0,06 <0,01 <0,01 V.2.2 Traitement thermique L’analyse d’une dizaine d’échantillons de cuttings après traitement thermique montre que cette technique permet de traiter une variété de fluides et de récupérer la totalité des huiles utilisées (99%) avec un maximum d'élimination des hydrocarbures (teneur résiduelle ne dépassant souvent pas 0,1% seulement). Elle est très recommandée dans le cas des bourbiers contenant des OBM, de même qu'elle peut réduire la mobilité des composés inorganiques tels que les métaux et les sels (Bansal et Sugiarto, 1999). Un traitement additionnel est recommandé en fonction de la f inalité des déchets. Le coût du traitement thermique est évalué entre 75 $ et 150 $/t (Bansal et Sugiarto 1999). Cependant, cette technique contribue à la présence des métaux lourds dans les aérosols. Leur comportement dépend des conditions thermiques et chimiques de l'environnement. Les métaux à l'état de traces sont émis sous forme de fines particules dans la phase gazeuse après combustion (Roy et Kenneth , 1987 ; Dajnak et al., 2003 ; Ninomiya et al., 2004 ; Leckner et al., 2004 ; Åmand et Leckner, 2004). Les études de santé et d'environnement (Utsonomiya et al. 2004) ont montré que les nanoparticules de As, Cr, Pb et Se posent de sérieux problèmes pour la santé humaine. L'augmentation de la solubilité et de la réactivité des métaux sous forme de nanoparticules favorise l'absorption par les tissus pulmonaires (Hochella, 2002). Plusieurs pays ont établi de strictes régulations pour le contrôle de ces métaux (Linak et Wendt, 1993 ; Moritomi, 2001). V.2.3 Traitement biologique La voie biologique est actuellement en plein essor et suscite de nombreux travaux. Sur le plan technique, un des problèmes fréquemment soulevés était celui de la croissance des micro - organismes sur les hydrocarbures. Sur un site de forage, il est possible d’utiliser les tec hniques biologiques en continu. Par exemple, le procédé de landfarming est de conception simple, ne nécessitant pas un appareillage encombrant, ni une intervention importante de main d’œuvre. Les premiers essais pilotes réalisés sur les chantiers de forage en Algérie entraînent un coût attractif de 40 $/t de sol avec un temps de traitement de 5 mois. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 17 6 Le taux de biodégradation est alors de 88 % (Khodja et al., 2005d, 2007b). C’est une méthode écologiquement propre : on élimine presque totalement la pollution et les produits finaux issus du métabolisme microbien sont des composés tels que le CO 2 , l’eau et les sels inorganiques. Les travaux reportés par Portier et al. (1995) ont démontré une réduction de 70– 85% de la concentration en constituants hydrocarbon és sur chantier durant 120 jours. La vitesse attendue d’élimination des TPH (Total Petroleum Hydrocarbons) est de 36 ± 3,5 mg.kg -1 sol.jour -1 . Les travaux de McMillen et al. (2001) résument l'expérience d'une dizaine d'années dans le domaine du biotraitement de la pollution causée par les activités d'exploration et de production. V.3 Problèmes de pertes de fluides au cours du forage et contamination du sol V.3.1 Cas des fluides à base d’eau (WBM) Sur le champ de Hassi Messaoud, les problèmes d e perte de circulation durant le forage de la première phase ont été soulevés depuis longtemps . Après plus de 1200 puits forés, l'expérience a montré que la traversée de formations mal consolidées (jusqu'à 400 à 600 m de profondeur) nécessite l'utilisation de fluides de forage de grande viscosité, afin de réduire les pertes de fluides, ainsi que l’amélioration des techniques de traitement des solides. Les premières formations traversées (cf. stratigraphie du champ de HMD, Annexe I) sont généralement constituées de sable avec une faible compaction, d'où les éventuelles fissures naturelles ou induites durant le forage. Les pertes de fluides de forage (WBM) enregistrées dans les terrains pour les premières phases sont considérables. On donne l'exemple de quelq ues puits forés récemment (03/2006- 04/20 06) tels que OMIZ#402 avec 110m 3 /967m 3 de pertes totales, et OMO#652 avec 135 m 3 /985 m 3 de pertes totales. La minéralogie des premières formations est caractérisée par une faible réactivité (faible rétention) et par une grande conductivité hydraulique. L'utilisation des fluides à base d'eau (WBM), généralement de simples boues bentonitiques, soulève les possibilités d'infiltration de grands volumes à travers les formations pour atteindre les nappes phréatiques, génér alement au niveau du miopliocène et de l'éocène. Face à cette situation et vu les perspectives de forage dans ce champ historique, une attention particulière doit être apportée à ces problèmes. Du point de vue du fluide de forage, le remède actuel consiste à améliorer le traitement des solides au cours du forage afin de réduire la densité des fluides et, partant, les pertes. Du point de vue des problèmes de pollution induits par les pertes d'hydrocarbures en surface (bourbier, pertes accidentelles) les précautions sont étroitement liées aux techniques de traitement ainsi qu'aux pratiques au niveau du chantier de forage. V.3.2 Cas des fluides émulsionnés inverses (OBM) Les OBM sont généralement utilisés pour traverser les formations réactives et les zones réservoirs. En Algérie, si l'on cumule le nombre de puits forés en efforts propres et en association (48 en exploration et 92 en développement pour l’année 2007), dont plus de 80% forés en boues à base d’huile, le nombre de forages est en augmentation constante. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 17 7 Les pertes d'OBM ne sont pas négligeables dans la phase 16'' (17'' 1/2 ) et 12'' 1/4 : on enregistre 185 m 3 de pertes terrain/544 m 3 de pertes totales (OMKZ#512) dans la phase 12'' 1/4 et plusieurs dizaines de m 3 dans les phases 16'' et 17'' 1/2 sur plusieurs puits. L’utilisation du gazole dans une formulation de boue à base d’huile varie en fonction du rapport huile/eau : pour 1 m 3 de boue formulée ce dernier varie de 50 % à plus de 90 % par rapport au volume total de la boue formulée. La production nationale est presque constante depuis plus de cinq ans et se situe généralement entre 6.10 6 et 6,5 10 6 t/an. La quantité de gazole consommée dans le secteur du forage a été estimée à partir des quantités consommées par les trois centrales à boue des sociétés de services opérant à HMD pour le profit de Sonatrach, et montre une augmentation de 32 000 t en 2002 à plus de 70 000 t en 2006. En plus des problèmes de pollution des sites de forage et des eaux souterraines, cette augmentation importante so ulève des problèmes d'approvisionnement à long terme. V.4 Méthodologie d'évaluation de la pollution Dans l'objectif d'évaluer la variation de la contamination par les hydrocarbures, un échantillonnage a été effectué le 13/03/2007 à 16 h. 1 kg de chaque échantillon a été prélevé, introduit dans un sachet en plastique et conservé au réfrigérateur jusqu'au laboratoire. Les bourbiers sélectionnés sont relatifs aux puits forés à différentes dates et les échantillons ont été prélevés à des profondeurs et en des points différents. La figure V.1 montre les points et les niveaux d'échantillonnage des bourbiers. Vu la présence d'une épaisseur de sable (couverture) sur la surface des bourbiers, les échantillons ont été prélevés après élimination d'une é paisseur moyenne de 1 cm de sable. En parallèle aux échantillons de cuttings sélectionnés, d'autres échantillons de sol ont été préparés par mélange de sol du champ de HMD non contaminé avec différentes solutions de fluides. La granulométrie du sol non co ntaminé varie entre 40 et 150 µm. Elimination de la couverture en sable avant échantillonnage à différentes profondeurs Vue globale d'un bourbier Aux abords du bourbier Entrée du puits Vue globale d'un appareil de forage avec le bourbier Figure V.1 : Vue des bourbiers et des points d'échantillonnage CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 17 8 L'analyse des échantillons de cuttings prélevés des bourbiers des puits récemment forés (06/2005, 09/2005 et 12/2006) a montré la composition moyenne suivante : on note essentiellement la présence de quartz (SiO 2 : 82%) avec la présence de faibles quantités de barit e (BaSO 4 : 3%), de calcite (CaCO 3 : 4%), de dolomite (CaMg(CO 3 ) 2 : 3%), avec 6% de minéraux argileux sous forme de kaolinite, de basanite et d'illite et un maximum de 2% de microcline (KAlSi 3 O 8 ). L'analyse de l'échantillon de sol non contaminé du champ de Hassi Messaoud montre la prédominance de quartz (95%) avec la présence de gypse (3%) et de microcline (2%). - Les diffractogrames des échantillons de cuttings et du sol non contaminé sont présentés dans l'Annexe V, - L’identification des hydrocarbures a été réalisée par chromatographie en phase gazeuse (CPG), - Les détails de la caractérisation et l’identification microbiologique (macroscopique, microscopique et biochimique) sont donnés dans l' Annexe V, - De nombreux tests normés sont proposés pour éval uer la biodégradabilité : on cite les tests manométriques (ISO 9408, 1999) et les tests suivant l'évolution du CO 2 (OECD301 B, 1993 ; ISO9439, 1999). La demande biochimique en oxygène a été mesurée après 5 jours (DBO 5 ) par la méthode respirométrique. Pour nos travaux, le test a été effectué selon la norme ISO 9408. Il consiste en la détermination de la DBO 28 (Demande biochimique en oxygène durant 28 jours) et de la DCO d’une solution de concentration connue du produit à tester. La DBO est mesurée dans le b ut de déterminer le taux de dégradation des charges organiques polluantes sous l’action des microorganismes en milieu aérobie. Pour que les tests de biodégradabilité soient validés : - Le pH des milieux testés doit être compris entre 6 et 8, - Le taux de biodégradabilité du milieu de référence doit dépasser 50% dans les premiers cinq jours du test, - Le taux de biodégradabilité du milieu d'essai (blanc) doit être compris entre 20 et 30 %. Les détails de la méthode sont donnés en annexe V. Les résultats du dosage des hydrocarbures et du carbone total sont présentés dans le tableau V.2. Les méthodes de dosage sont données en annexe V. D'après les résultats du tableau V.2 on remarque que l’échantillon du bourbier OMOZ#502 (2006) est le plus chargé en hy drocarbures totaux (69,83 g/kg de sol) et en carbone organique total (COT). La détermination du COT permet de faire la part entre la fraction de carbone issue du carbone minéral (carbonates) et celle d'origine organique. Pour l'ensemble des échantillons a nalysés (1 à 6), la partie organique est plus élevée, ce qui confirme l'importance de la contamination. La différence observée dans les valeurs obtenues peut être liée à une différence dans les points suivants : dates d'échantillonnage, profondeur, minéral ogie, dimension, réactivité, humidité,… Les résultats d'un dénombrement réalisé sur une culture de gélose nutritive après une série de dilutions de 10 -1 à 10 -9 a montré la richesse en microflore totale (0,4.10 - 9 UFC/mL) de l'échantillon 6 (bourbier OMOZ# 502 : 12/2006) plus chargé en hydrocarbures, par rapport aux autres échantillons des bourbiers OMKZ#32 (09/2005) : 0,1.10 -9 UFC/mL et OMOZ#472 (06/2005): 0,02.10 -9 UFC/mL, ce qui prouve qu'un apport d'hydrocarbures dans le sol est suivi d’une augmentation de la population microbienne susceptible de les dégrader (Atlas, 1981). CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 17 9 Tableau V.2 : Teneurs en hydrocarbures totaux et en carbone des échantillons N° Puits Date du forage Profondeur Hydrocarbures totaux (g/kg de sol) COT (%) 1 OMOZ#472 Du 22/04/0 5 au 04/06/05 - 20 cm 27,84 02,30 2 3 4 5 OMKZ#32 OMKZ#32 OMKZ#32 OMKZ#32 Du 19/06/05 au 13/09/05 Du 19/06/05 au 13/09/05 Du 19/06/05 au 13/09/05 Du 19/06/05 au 13/09/05 Surface (1 à 5 cm) - 10 cm - 20 cm - 30 cm 50,16 31,01 59,07 51,87 01,18 02,39 07,10 01,62 6 7 8 9 OMKZ#502 OMKZ#502 OMKZ#502 OMKZ#502 Du 14/09/06 au 01/12/06 Du 14/09/06 au 01/12/06 Du 14/09/06 au 01/12/06 Du 14/09/06 au 01/12/06 Aux abords Surface (1 à 5 cm) - 20cm à l’entrée - 20 cm 69,83 36,05 43,71 25,87 10,71 - - - 10 * Sable non contaminé 13/03/07 Surface (1 à 5 cm) 10,40 - 11 * 100 g sable non contaminé + 20 g WBM (PHPA) 13/03/07 Surface (1 à 5 cm) 12,25 - 12 * 100 g sable non contaminé + 20 g Gazole 13/03/07 Surface (1 à 5 cm) 76,53 - 13 * 100 g sable non contaminé + 20 g OBM (95/ 05) 13/03/07 Surface (1 à 5 cm) 36,60 - 14 * 100 g sable non contaminé + 10 g WBM + 10 g OBM 13/03/07 Surface (1 à 5 cm) 37,18 - COT : carbone organique total ; * : Sable du sol de HMD Au sujet de la variation de la contamination des formations géolo giques traversées, des travaux préliminaires (Khodja et al., 2007b) ont montré une différence des valeurs de la DBO 5 et de la DCO d'un niveau à l'autre. En plus de l'influence de la composition minéralogique et des propriétés du milieu, s’ajoute l'effet de la granulométrie sur la rétention des hydrocarbures. Cette différence de contamination est expliquée par l’effet des paramètres de forage (type d’outil, conditions de forage, type de fluide,..) sur la dimension des cuttings et par conséquent sur la rétent ion des hydrocarbures. Blondel (2001) a montré qu'avec un diamètre moyen des grains de 10 -4 mm, la capacité de rétention est de 30%. Elle est 6 fois plus importante qu'avec une granulométrie de 0,1 mm. Freeze et Cherry (1979), Banton et Bangoy (1999) et Bl ondel (2001) ont lié la minéralogie avec la variation de la conductivité hydraulique (rapport de la perméabilité spécifique à la viscosité, en m/s) et de la rétention (%). Ils ont montré que les argiles avec la rétention la plus importante (22 à 40%) donne nt une conductivité hydraulique moyenne de 3,16.10 -11 m/s, alors que le sable avec une rétention de 3 à 5% donne une conductivité hydraulique moyenne de 3,16.10 -7 m/s. Enfin, pour les carbonates (dolomite), de rétention nulle (0%), la conductivité hydraulique moyenne est de 2.10 -8 m/s. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 180 Vu l'importance des valeurs d'hydrocarbures totaux, de COT et de microflore bactérienne dans l'échantillon 6 qui est le plus récent (12/06), ce dernier a subi une extraction en vue d'une analyse chromatographique (CPG) afin de déterminer le type de polluant et de doser des paramètres indicateurs de pollution. Les résultats de cette analyse ainsi que l'analyse d'un échantillon de gazole et un échantillon d'une huile brute sont représentés sur la figure V.2. La comparaison des résultats avec les chromatogrammes de l'échantillon de gazole brut ainsi que d'une huile ( Figure V.2) montre une grande similitude (hydrocarbures de C 10 à C 24 ). On signale l'absence des fractions légères dans l 'échantillon 6, qui peut être expliquée par une éventuelle volatilisation. Ces résultats montrent que le contaminant majeur de ces cuttings est du gazole. Le gazole est un mélange complexe d'alcanes normaux, ramifiés ou cycliques (de 60 à plus de 90% de volume ; longueur de la chaîne hydrocarbonée, généralement comprise entre C 9 et C 30 ), de composés aromatiques, surtout des alkyl benzènes (5 à 40% en volume) et de petites quantités d'alcènes (0 à 10% en volume), obtenu lors de la distillation fractionnée du pétrole. Le combustible diesel peut contenir, à des concentrations de quelques parties par million, des hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP), en particulier du naphtalène et certains de ses dérivés méthylés. Les résultats de l'analyse physicochimique et paramètres indicateurs de pollution s ont représentés dans le tableau V.3. Tableau V.3 : Résultats d'analyses physicochimiques de l'échantillon 6 Méthode/Norme Paramètres Concentration Méthode HACH Méthode HACH Méthode HACH NF ISO 10390 NF ISO 1146 NF ISO 10694 XPT 90-114 Phosphore (mg/L) Nitrate (mg/L) Nitrite (mg/L) Humidité (%) pH COT (%) HT (g/kg du sol) 0,79 0,4 2 8 8,10 10,7 69,83 A la lumière de ces résultats on constate que la teneur importante en COT et en hydrocarbures totaux constitue une source de carbone importante pour les microorganismes du sol. Le taux d'humidité du sol est de 8%, valeur relativement faible mais suffisante pour un sol du Sud. Le bourbier présente un pH légèrement alcalin (8,10) ; c'est un pH favorable pour la biodégradation des hydrocarbures (Atlas, 1984). A ce sujet, on signale que le pH des fluides de forage est généralement maintenu entre 9,5 et 10,5 afin d'éviter la corrosion et de contrôler la solubilité des sels de calcium et de magnésium. Le changement du pH ambiant suite au déversement de fluides de forage alcalins peut avoir un effet toxique sur certaines plantes et animaux. Le milieu contient également, une certaine concentration en électrolytes tels que les nitrites, les nitrates et les dérivés du phosphore, pouvant servir d'accepteurs d'électro ns en anaérobiose. Suite aux résultats obtenus, le gazole semble être le polluant majoritaire du bourbier. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 181 Cela était prévisible du fait qu'à l'exception de la première phase, la totalité du forage des puits du champ de HMD utilise des fluides à base d'huile (OBM). Dans l'objectif d'isoler les souches bactériennes susceptibles de dégrader le gazole, l'échantillon 6 a été choisi, vu l'importance de sa microflore et de sa charge organique. (a) (b) (c) Figure V.2 : Chromatogra mmes de la fraction d'hydrocarbure détectée sur les 3 échantillons (a : extrait des cuttings du OMKZ#502, b : gazole utilisée dans l'OBM, et c : huile brute) L’extrait Gazole = OBM Huile brute nC 13 nC 8 nC 7 CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 182 V.5. Etude de la biodégradation des additifs et des systèmes de fluides V.5.1 Etude préliminaire Dans le souci de comparer des conditions de biodégradation suivant le type de pollution, le suivi de la variation de masse des échantillons de sable non contaminé ( Tableau V.2) mélangés avec plusieurs types de fluides (WBM, OBM et mélange WBM + OBM) montre une nette différence de dégradation entre les différents cas étudiés. Les conditions aérobies ont été maintenues par l'exposition des échantillons à l'air libre à une température moyenne de 23 °C (le long des essais, la température du milieu varie entre 20 et 27°C avec une moyenne de 23 °C). La figure V.3 regroupe les résultats obtenus. Masse (g) 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 20.05.07 22.05.07 26.05.07 28.05.07 30.05.07 4.06.07 9.06.07 12.06.07 17.06.07 19.06.07 25.06.07 1.07.07 WBM (11) Gazole (12) OBM (13) OBM+WBM (14) Date Figure V.3 : Variation de la masse des échantillons 11 à 14 au cours du temps (biodégradation aérobie) L'analyse de la figure V.3 montre que dans les conditions aérobies, l'échantillon 11 ( Tableau V.2) contaminé par le système à base d'eau montre une diminution continue de la masse (28% après 40 jours). La chute est plus importante après 20 jours. Pour les échantillons contaminés par du gazole et par le système OBM 95/05 (12 et 13), on note un comportement presque identique avec une légère diminution de la masse du mélange. La variation de la masse ne dépasse pas 5% après plus de 40 jours. L'échantillon 14 présente un comportement intermédiaire entre l'échantillon 11 et les échantillons 12 et 13 avec une faible réduction de la masse. Vu les conditions des essais (température et environnement des expériences), ainsi que les propriétés des systèmes à base d'eau (PHPA) et de ceux à base de gazole, la variation de la masse due à une biodégradation prédomine sur celle relative à une éventuelle évaporation. Avec moins de 20% de gazole, l'échantillon 14 ne subit pas de dégradation importante même après une longue durée d'a daptation (40 jours). La population bactérienne présente dans le bourbier peut s'adapter et résister à une contamination importante (plus de 20%) par le gazole. Les microorganismes peuvent même utiliser les composants du gazole comme source de carbone, mais cette situation n'implique pas une dégradation rapide des polluants (Khodja et al., 200 7b).. Gazole CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 183 Les résultats obtenus dans les conditions de chantier (Khodja et al., 200 7b) ont montré qu'un traitement par bioremédiation est efficace, mais il est souvent cr itiqué pour sa lenteur (80% de dégradation des hydrocarbures après 5 mois). La biodégradation des hydrocarbures peut être limitée par plusieurs facteurs, par exemple : type de microorganismes, nutriments, pH, température, humidité, oxygène, propriétés du sol et présence de contaminants (Leahy et Colwell, 1990 ; Ting et al., 1999 ; Semple et al., 2001 ; Bundy et al., 2002). Cependant, la biostimulation est un type de remédiation naturelle qui améliore la dégradation par l'optimisation des conditions telles que l'aération, l'addition de nutriments, le contrôle du pH et de la température (Margesin et al., 2000). La biostimulation peut être considérée comme une technique appropriée de remédiation pour l'élimination du gazole présent dans le sol et nécessitant l 'évaluation des capacités de dégradation intrinsèque de la part de la microflore autochthone et l'étude des paramètres environnementaux impliqués dans la cinétique in situ du processus (Molina- Barahona et al., 2004). Les variations de masse représentées sur la figure V.3 dépendent de la composition et des caractéristiques du gazole. Ce dernier, avec la présence d'aromatiques (30%) et même d'hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP), peut engendrer une situation particulière dans les bourbiers de forage, qui peut affecter à long terme l'activité bactérienne. L'analyse du temps de demi -vie de quelques hydrocarbures aromatiques dans l'environnement (Annexe V) montre que ce temps est de quelques jours dans l'air, de quelques semaines dans l'eau et de quelques mois ou de quelques années dans le sol et les sédiments (Mackay et al., 1992). Par exemple, le temps de demi-vie dans l'air est d'une journée pour le naphtalène, alors qu'il est d'une semaine pour le pyrène. De même, dans les sédiments, il est de huit mois pour le naphtalène et de 6 ans pour le pyrène (Mackay et al., 1992). Cette différence dans les caractéristiques des composés pouvant exister dans le sol montre l'importance et la complexité des mécanismes mis en jeu dans la variation de la bi odégradation des hydrocarbures. Par ailleurs, la notion de solubilité des composés organiques est un facteur indispensable dans les mécanismes de biodégradation. La notion de biodisponibilité explique clairement la facilité de biodégradation des composés solubles dans l'eau comparativement aux composés peu ou non solubles. Celle-ci est étroitement liée aux paramètres de diffusion dans le milieu. Le gazole peut contenir, à des concentrations de quelques ppm, du benzène, du toluène, de l'éthylbenzène, du xylène et des HAP, en particulier du naphtalène et certains de ses dérivés méthylés. La comparaison entre les caractéristiques des composés aromatiques présents dans le gazole montre qu'avec une solubilité dans l'eau différente, le benzène (1791 mg/L) et le s HAP (0,067 mg/L) ont un coefficient de diffusion dans l 'air assez proche (0,087 cm 2 /s pour le benzène et 0,067 cm 2 /s pour les HAP) et un coefficient de diffusion dans l'eau de même ordre de grandeur mais plus important pour le benzène (benzène : 9,8×10 -6 cm 2 /s et HAP : 2,12 × 10 -6 cm 2 /s) (Custance et al., 1993). En plus de son influence sur la biodisponibilité, cette différence de comportement permet d'expliquer la spécificité et le rôle de la composition des additifs dans le processus de biodégradation. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 184 La valeur de log P (logarithme du coefficient de partage du combustible diesel entre le n-octanol et l'eau) est égale à 3,3-6,70, ce qui incite à penser que son potentiel de bioaccumulation est élevé; quoi qu'il en soit, de nombreux composés d’une masse molaire relativement faible sont facilement métabolisés et la bioaccumulation effective des produits de masse molaire relative ment plus élevée est limitée par leur faible solubilité dans l'eau et les dimensions importantes de leur molécule. Il en résulte donc que la bioaccumulation peut en réalité être faible (United Nations Environment Programme, 1996). V.5.2 Détermination de la biodégradabilité La prise de conscience des problèmes d’environnement a motivé l’analyse des phénomènes de biodégradabilité et des risques le long de la chaîne d’exploitation des hydrocarbures. Depuis les années 90, on note l’intérêt porté à l’intégration de la notion de biodégradabilité dans les problèmes d’environnement et dans l’analyse des risques. Dans le domaine des fluides de forage, on note l'avènement des systèmes OBM synthétiques ainsi que l'introduction de nouveaux additifs biodégradables dans les systèmes WBM et OBM. La biodégradabilité reste la propriété essentielle à considérer dans l’environnement : c’es t le plus important paramètre influençant la toxicité et la persistance dans les milieux terrestres et marins. La biodégradation dans les systèmes naturels peut être classée en biodégradation primaire (altération de l’intégrité de la molécule), ultime (minéralisation complète, c'est-à-dire conversion en composés inorganiques) ou acceptable (amélioration de la toxicité). Le tableau V.4 regroupe les résultats de biodégradabilité des additifs et formulations étudiées. Tableau V.4 : Résultats des tests de biodégradabilité Produits Blanc Gazole WBM Glycol OBM 95/05 Xanthane PAC PHPA Xanthane +PAC+PHPA Biodégradabilité (%) 38 3,08 69,02 2,73 87,5 60,64 47,92 62,47 On comprend, que le gazole soit difficilement assimilable par les microorganismes. S’agissant de la boue à base d’eau (glycol), le pourcentage est de 69%, ce qui est prévisible compte tenu de la composition (sel, eau, glycol). Les boues à base d’huile sont difficilement biodégradables en raison de leur composition (gazole, émulsifiants,…) : leur faible taux de biodégradation est du même ordre que celui du gazole. En revanche, le xanthane et le PAC sont des biopolymères : le premier est un produit de fermentation utilisant le xanthomonas campestris, tandis que le deuxième est un dérivé cellulosique. Le PHPA, un polyacrylamide partiellement hydrolysé, est caractérisé par son faible taux de biodégradabilité (47,92%) par rapport au deux autres polymères. Pour les composés cellulosiques (CMC, PAC,…), Sadykov (1995) a montré que la résorption de la carboxyméthylcellulose (CMC) dépend de la masse molaire, du degré de substitution et de la structure rmoléculaire. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 185 La structure des additifs et la composition des fluides influent énormément sur les valeurs de la biodégradabilité. Par exemple, en étudiant la biodégradation de l'amidon, van der Zee et al. (1995) ont montré que le degré d'oxydation influe sur la biodégradation. La différence obtenue entre les différents types d'amidons étudiés a été reliée aux modifications ainsi qu'aux str uctures des composés. Geerdink et al. (1996) ont montré qu'en milieu de culture le gazole se dégrade relativement rapidement. Dans un réacteur, un mélange d'alcanes linéaires et ramifiés se dégrade difficilement. C'est seulement à partir de la dégradation de la majorité des alcanes linéaires que les composés ramifiés sont dégradés. Weissenfels et al. (1992) ont montré que la sorption des HAP dans le sol est expliquée par deux phases (rapide et lente). La phase rapide est discutée en terme de migration de s HAP dans le sol aboutissant à une réduction de l'accessibilité dans la matrice du sol. Les données suggèrent que le transfert des polluants dans le sol affecte la biodégradabilité et la biotoxicité. L’étude comparative de l'écotoxicité et de la biodégradabilité d'une vingtaine de composés tensioactifs utilisés dans le domaine du forage (émulsifiants, agent mouillants, anti -corrosion) a montré l'absence d’une relation directe entre la biodégradabilité et l’écotoxicité (Khodja et al., 2007c). Cette observation révèle que les composés peu biodégradables ne sont pas automatiquement toxiques, de même que les composés facilement biodégradables ne sont pas automatiquement peu toxiques (Khodja et al., 2007c). Des échantillons de biodégradabilités similaires manifestent une grande différence dans leurs propriétés d'écotoxicité. Les tensioactifs peuvent diminuer l’activité des microorganismes à cause de leur toxicité. Du point de vue de la composition des fluides, il ressort d'une étude comparative entre les OBM et les WBM (Ostgaard et Jensen, 2005) que l'exposition des microorganismes à une solution de 100– 1000 ppm de gazole réduit fortement leur vitesse de croissance, alors que dans le cas des WBM un effet similaire n'est observé que pour une concentration de 100 000 ppm. Cette différence est liée d'une part à la présence de l'huile mais aussi à la nature et à la composition des additifs du fluide. V.6 Etude de l'activité microbiologique vis-à-vis du gazole V.6.1 Identification a. Résultats de l'étude macroscopique L'ensemencement sur milieu M1 (Annexe V ) additionné de 2% de gazole comme source de carbone, nous a permis d'isoler 9 colonies distinctes par l'aspect, la taille et la couleur sur culture mixte contenant ente 30 et 300 colonies. Les résultats de l'étude macroscopique sont présentés dans l'annexe V. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 186 b. Résultats de l'étude microscopique L'observation microscopique se base sur deux étapes : coloration de gram et observation à l'état frais. Les résultats sont présentés dans l 'annexe V . Après culture des souches 1361 et 142 sur milieu OGA + un antibiotique (tétracycline) nous avons confirmé que ce sont des levures, vu qu’elles ont poussées sur ce dernier. Mais, vu le manque de milieux d'identification des levures, ces souches n'ont pas été identifiées, les aspects macroscopiques et microscopiques des levures isolées sont présentés dans l’ annexe V. c. Etude biochimique des souches isolées L'étude biochimique a été réalisée par la galerie biochimique classique pour l'identification des souches bactériennes isolées ; les résultats sont présentés dans l’ Annexe V. La figure V.4 donne la courbe de croissance des souches isolées et de la culture mixte sur le milieu M1 à 2% de gazole. 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 temps (heure) D O à 6 0 0 n m 136 139 152 culture mixte 104 111 135 Figure V.4 : Courbe de croissance des souches isolées et culture mixte sur milieu M1 à 2% de gazole d. Identification de souches isolées Les figures V.5, V.6 et V.7 donnent des exemples des aspects macroscopiques et microscopiques obtenus pour les souches 104, 111 et 152. L’annexe V donne les aspects et la classification des espèces 135, 136, 137 et 139. La souche 104 peut être identifiée comme appartenant au genre Enterobacter à raison de sa morphologie (colibacille) à gram négatif, elle est mobile, ONPG et catalase po sitif, à respiration aéroanaérobie facultative ; la production de gaz par fermentation est très abondante chez cette espèce. L’espèce proposée est Enterobacter sp. (Prevot et al., 1961 ; Bergey, 1984). Classification de la souche 104 (Bergey,1984) :Domaine : Bacteria, Phylum : Proteobacteria, Classe : Gammaproteobacteri, Ordre : Enterobacteriales, Famille : Enterobacteriaceae, Genre : Enterobacter, Espèce : Enterobacter.sp. La souche 111 est un colibacille à gram négatif, aéro-anaérobie facultatif, mobile, capable d'utiliser le citrate de sodium comme unique source de carbone, ONPG positive, LDC négative, catalase +, RM et VP négatifs. Il peut être identifié comme appartenant au genre Citrobacter, et, vu les résultats des tests biochimiques, l'espèce proposée est Citrobacter freundii. 152 111 135 136 CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 187 Classification de la souche 111: Domaine : Bacteria, Phylum : Proteobacteria, Classe : Gammaproteobacteria, Ordre : Enterobacteriales, Famille : Enterobacteriaceae, Genre : Citrobacter, Espèce : Citrobacter freundii. (a) (b) Figure V.5 : Aspects macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 104 (a) (b) Figure V.6 : Aspects macroscopique (a) et microscopique de la souche 111 (après coloration de gram au grossissement GR×100) La Souche 152 présente une forme en cocci à gram positif, elle est aéro-anaérobie facultatif, elle peut appartenir au genre staphyloccocus. Les tests biochimiques montrent que la souche est ONPG, Catalase et ADH positif alors que l'indole, ODC et LDC négatif : donc la souche est Staphylococcus auricularis. Classification de la souche 152 : Domaine : Bacteria, Phylum : Firmicutes, Classe: Bacilli, Ordre Bacillales, Famille : Staphylococcaceae, Genre : Staphylococcus, Espèce: Staphylococcus auricularis (a) (b) Figure V.7 : Aspects macroscopique (a) et microscopique (b) de la souche 152 (après coloration de gram au grossissement GR×100) CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 188 Les résultats d'isolement bactérien de l'échantillon 6 concordent avec ceux obtenus sur d'autres chantiers de forage du champ de Hassi Messaoud durant la période 2000- 2005. A ce sujet, une étude complémentaire a été réalisée par l’utilisation des galeries API a confirmé l’ identification préliminaire. V.6.2 Suivi de la cinétique de croissance des souches isolées V.6.2.1 Croissance dans un milieu à 2% de gazole Le suivi de la cinétique de croissance des souches isolées sur milieu M1 additionné de 2% de gazole comme seule source de carbone, en mesurant la densité opti que à 600 nm en fonction du temps, nous a permis de tracer les courbes présentées sur les figures V.8. D'après les figures, la DO augmente dès les premières heures jusqu'à atteindre des valeurs maximales ; cette augmentation correspond à la phase exponent ielle, c’est la phase où la croissance bactérienne et la consommation du substrat (gazole) sont maximales. La phase stationnaire est presque absente, elle est représentée par une légère augmentation ou diminution de la DO. Dans cette phase la vitesse de cr oissance est constante. A partir de la 12 e heure, on assiste à une diminution continue de la densité optique, c’est la phase de déclin ; elle est caractérisée par la mort cellulaire due à l’épuisement du substrat et à l’accumulation de substances toxiques dans le milieu de culture. Les courbes (DO) 600 = f(t) obtenues ont l'allure de courbes de croissance classiques des bactéries. Pour la majorité des souches, les phases de latence sont très courtes ou presque inexistantes, ce qui montre une adaptation de ces souches à la source de carbone utilisée (le gazole). Les souches 136 et 139 montrent une allure moins rapide, alors que la souche 152 ne donne pas de développement le long de la période (16 h). Le comportement de ces souches isolées est totalement diffé rent surtout pour le cas de la souche 152 qui a donné une bonne évolution. La figure V.8 montre l'allure obtenue. (a) (b) Figure V.8 : Courbes de croissance pour (a) les bactéries isolées et (b) les levures isolées sur milieu M1 à 2% de gazole 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Temps (heure) D O a 6 0 0 n m 104 111 135 136 137 139 152 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Temps (heure), D O a 6 0 0 n m levure 142 levure1136 104 152 111 139 137 137 CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 189 Les deux souches de levures présentent l'allure d'une courbe de croissance classique : - Une phase de latence assez courte (2 heures) pour la souche 142 et plus longue pour la levure 1136 (6 heures). - Une phase exponentielle atteinte au bout de 5 heures pour la souche 142, et de 8 heures pour la souche 1136. - Une phase stationnaire plus importante chez la levure 142. - Une phase de déclin atteinte au bout de la 13 e heure pour la souche 142 et de la 14 e heure pour la souche 1136. V.6.2.2 Croissance dans des milieux à différentes concentrations en gazole (2 à 30%) Selon les résultats des courbes de croissance sur milieu M1 + 2% de gazole, les souches 104, 111, 135, 137 et 152, présentant une croissance rapide et des valeurs de DO maximale élevée, ont été choisies pour tester leur croissance sur milieu M1 à différentes concentrations en gazole ( 2 à 3 0%). La tendance des courbes est assez similaire, quelques résultats obtenus sont présentés sur la figure V.9 regroupant la croissance de la culture mixte avec différent es concentrations en gazole. 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Temps (h) D O à 6 0 0 n m 2% 4% 6% 8% 10% 15% 20% 25% 30% Figure V.9: Courbe de croissance de culture mixte sur le milieu M1 à différentes concentrations en Gazole (2 à 30%) D'après les courbes obtenues (Figures V.8 et V.9), on remarque : - l'absence de la phase de latence pour l 'ensemble des souches et pour l’ensemble des concentrations étudiés, - la présence d’une phase exponentielle pour tous les cas étudiés et avec l’ensemble des concentrations en gazole. Cette situation confirme l'aptitude de ces souches à croître sur les concentrations étudiées. - Pour le cas de la culture mixte (Figure V.9), on remarque deux séries de courbes bien distinctes. Une première série pour les concentrations allant de 2 à 8% et une deuxième série pour les concentrations allant de 10 à 30%. Les densités sont plus importantes avec les fortes concentrations, et elles sont supérieures à celles obtenues avec les souches séparément. Cette situation peut être expliquée d’une part par l’éventuelle utilisation du gazole comme source de carbone et d’autre part par la synergie obtenue avec la mixture des souches. Un résultat expliquant le bon pouvoir de dégradation naturelle des hydrocarbures par les souches autochtones présentes dans le bourbier. Ces résultats seront d’une grande utilité dans le choix d’un éventuel traitement biologique. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 190 Les différents constituants du gazole sont intrinsèquement biodégradables, mais à des degrés et à des vitesses variables. Les alcanes normaux ainsi que les dérivés n-alkylaromatiques et les molécules aromatiques simples en C 10 -C 22 , sont les plus facilement dégradables. Les petites molécules se métabolisent en général rapidement. Les n-alcanes à longue chaîne sont plus lentement dégradés en raison de leur hydrophobicité et du fait qu'ils sont visqueux ou solides à la température ambiante. Les alcanes ramifiés et les cycloalcanes sont relativement résistants à la décomposition biologique et les hydrocarbures aromatiques polycycliques, franchement résistants (United Nations Environment Programme, 1996). La vitesse globale de dégradation des hydrocarbures est limitée par la température, la teneur en eau et en oxygène, le pH, la présence de nutriments inorganiques et la versatilité métabolique microbienne. L'analyse des résultats obtenus montre que les souches autochtones présente s ou développées dans le bourbier ont résisté dans une première phase à une concentration de 30% en gazole. Ces souches ont pu se développer dans le milieu du bourbier connu pour sa forte concentration en hydrocarbures (grand volume de fluide OBM). Les bactéries présentes possèdent probablement des systèmes enzymatiques adéquats pour la dégradation des hydrocarbures. V.7 Perspectives pour la proposition de nouveaux additifs : Un réducteur de filtrat pour les systèmes OBM La majorité des réducteurs de filtrat, actuellement utilisés dans les fluides de forage à base d’huile et émulsionnés, sont préparés à partir de deux grandes familles de produits. Il s’agit classiquement des produits à base de résidus pétroliers (asphalte soufflé) et des produits à base de lignite aminés. Ces additifs sont connus par les foreurs et les "boueux" sous différentes désignations : Carbotrol, Versatrol, Duratone, Versalig…D’autres composés récemment proposés sont à base de polymères et de résines. Du fait que les composés à base de lignine ou d'asphalte ont toujours posé un problème aux pétroliers concernant les variations de biodégradabilité et d'endommagement induit, il était important de chercher d’autres composés ou matières premières pour la préparation d’un réducteur de filtrat plus biodégradable. L’aspect de ce projet a été inséré dans un volet de valorisation des rejets industriels afin de minimiser la dégradation du milieu naturel. Cette partie du travail a porté sur la valorisation d’un rejet issu de l’industrie pharmaceutique (oxytétracycline), sujet aujourd’hui à une incinération, appelé R dans ce qui suit. A l'état brut, il est sous forme de feuillets superposés de couleur marron, friables et sentant le moisi. Dans le but de valoriser R, il a été procédé à des traitements préliminaires : opérations de lavage, traitement avec NaOH, séchage, broyage et traitement avec un tensioactif. Dans le cadre de la caractérisation de R, une série d’analyses ont été effectuées. R traité a une masse volumique de 0,95 g/cm 3 , une porosité de 19% et une humidité de 3%. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 191 L'analyse organique élémentaire de la matrice organique de ce rejet indique : carbone : 74,08%, azote : 9,65%, soufre : 5,88% et hydrogène : 10.38%. L'analyse spectroscopique IR révèle la présence de bandes caractéristiques à 3430 cm -1 et 2913 cm -1 correspondant respectivement aux bandes de vibration des groupements O-H et C-H. On note aussi des vibrations dues aux hydroxyles OH dans le domaine spectral allant de 3200 à 3600 cm -1 . Les vibrations de valence sont observées dans le domaine 3300- 3500 cm -1 pour les amines primaires et 1550- 1650 cm -1 pour les amines secondaires. La présence de groupements amines est prévisible. L'analyse de la répartition granulométrique obtenue après broyage montre que le diamètre moyen des particules est proche de 30 µm avec un pourcentage de 80%. La visualisation d’un échantillon de R sous microscope électronique à balayage ( Figure V.10) montre la présence d’une structure présentant des spores aux extrémités. Une compar aison de cette structure avec une série de microorganismes a révélé qu’il s’agissait de champignons microscopiques (moisissure). Vue d’ensemble de la moisissure G x 710 Figure V.10 : Microscopie des rejets industriels pharmaceutiques Dans le but d'étudier la performance de ce nouvel additif (R) en tant que réducteur de filtrat, différents systèmes ont été étudiés. Les systèmes conventionnels avec une grande teneur en phase dispersée (H/E : 70/30 et 50/50) ont été considérés pour les essais de substitution. Les conditions opératoires pour la préparation et la caractérisation des fluides ont été réalisées selon les recommandations API (2005). Les formulations ainsi que leurs propriétés sont présentées dans les tableaux V.5 et V.6. L’analyse des caractéristiques obtenues montre la compatibilité de R avec l'ensemble des additifs des systèmes conventionnels. La comparaison entre les caractéristiques rhéologiques et de filtration obtenues avec les systèmes conventionnels et renfermant R de rapport H/E : 70/30 et 50/50 donne des résultats similaires. L’obtention de grandes viscosités avec le système H/E : 50/50 est liée à la présence d'une grande phase dispersée (50% d'eau), ce qui par conséquent augmente les densités. Les valeurs de filtrat HP/HT obtenues montrent que R, utilisé après un traitement préliminaire, donne des résultats très acceptables (entre 8 et 11 mL) et que cette matière présente un bon pouvoir réducteur de filtrat. La synthèse des résultats obtenus montre l’aptitude de cet te biomasse traitée, totalement biodégradable, à générer un bon pouvoir réducteur de filtrat dans les fluides de forage. D’une façon générale, la granulométrie et le mode de traitement de ce produit peuvent contribuer énormément à l’amélioration des caract éristiques du fluide. Vue d’ensemb le des champignons Spores issues de la moisissure G X 710 G X 1463 CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 192 Tableau V.5 : Composition des fluides formulés Formulation 70/30 50/50 Gazole (mL) Emulsifiant P (mL) Emulsifiant S (mL) Argile organophile (g) Chaux (g) Réducteur de filtrat (g) Saumure saturée (NaCl) (mL) 570 19 5 5 30 30 290 444 12 8 0 30 35 452 Tableau V.6 : Caractéristiques des formulations des boues à l’huile Paramètre 70/30 C 70/30 R 70/30 R* 50/50 C 50/50 R Densité VA (cP) VP (cP) YV (lb/100ft²) Gels 0/10 (lb/100ft²) Rapport H/E Filtrat HP/HT (mL/30min) 0,98 27 21 12 4/5 68/32 5 0,99 24 20 8 3/4 69/31 11 0,99 23 21 4 3/4 68/32 9 1,02 51 44 14 3/3 52/48 6 1,02 52 44,5 15 2/3 51/49 8 C : système conventionnel ; R : système substitutif ; * : formulation avec 35 g d'additif Outre l’aspect environnemental qui a été pris en considération, c’est l’aspect économique qui présente un intérêt du fait de la disponibilité du produit, de la facilité du traitement et des retombées attendues. Il est à signaler l’importance et la nouveauté de ces composés dans le domaine du forage, du fait de leur biodégradabilité et leur disponibilité. En plus de la proposition de la nouvelle formulation de tensioactifs pour les systèmes émulsionnés ( Chapitre III), d'autres travaux sont en cours portant sur la préparation d'un addi tif pour les fluides à base d'eau à partir des rejets des tanneries (composé collagénique) et d'un autre additif à base d'amidon amélioré. V.8 Synthèse L'implantation du champ de forage engendre une prise de risques technologiques et naturels. Conscients de cet aspect dont l'importance ne cesse de croître, les services publics et la Société Sonatrach doivent établir un recensement des différents risques pour les populations, les installations environnantes et le milieu naturel, préconiser des mesures et mettre en place un système de prévention et de gestion des risques dus au fonctionnement de l'activité pétrolière. Le champ de forage de Hassi Messaoud présente la particularité de cumuler plusieurs types de risques tels que l’explosion, l’incendie, la contamination et la pollution. La source de danger est le bourbier en tant que collecteur des produits liquides et solides issus du puits de forage. CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 193 Il est à signaler l'importance des émanations de gaz issus du bourbier, les dégagements de poussières dangereuses et les infiltrations ou pertes des fluides durant et après le forage. Un travail récent (Ghazi et al., 2008), relatif aux impacts de la pollution sur le champ de Hassi Messaoud, utilise la méthode de l'analyse du cycle de vie (ACV) ou "life-cycle assessment" (LCA) appliqué aux fluides de forage et compare quatre scénarios de traitement de bourbier ou d'abandon : stabilisation/solidification "off line", stabilisation/solidification "on line", traitement thermique et absence de traitement du bourbier. Les résultats préliminaires montrent que la méthodologie ACV est bien adaptée à la comparaison de ces différents scénarios et permet de souligner les étapes du procédé présentant les facteurs d'impact les plus importants. Dans l'objectif de trouver une solution globale aux problèmes de pollution, le projet de délocalisation de la ville de Hassi Messaoud permettra certainement d'éviter les risques majeurs et les nuisances de la population. En raison des contraintes techniques relatives aux problèmes de forage, les systèmes OBM sont largement utilisés pour le forage du champ de Hassi Messaoud. En plus du projet de désaromatisation du gazole, de l'utilisation d'huiles synthétiques comme substituts du gazole, et de la substitution des OBM par des systèmes WBM, d'autres solutions peuvent être proposées : - l'utilisation, si les conditions de forage le permettent, de systèmes émulsionnés riches en phase dispersée (H/E : 60/40 ou 50/50). Cette option permet, en plus d'un gain environnemental, une économie conséquente, suite à la réduction des quantités de gazole et d'argiles organophiles, - la réduction, si possible, du nombre et des diamètres des phases de forage, - l'amélioration des conditions de traitement des solides au cours du forage. La première initiative prise par l'entreprise était d'adopter un traitement rapide, peu onéreux et accessible (disponibilité) pour l'élimination ou la réduction de cette pollution. Cependant, le traitement par inertage (solidification/stabilisation) est un mode de transfert et non d'élimination de la pollution. Depuis la fin des années 1990, la technique de traitement thermique a été largement utilisée sur le champ de Hassi Messaoud, permettant la réduction de la teneur en hydrocarbures dans les cuttings jusqu' à moins de 1%. Toutefois, son coût élevé ainsi que la production d'une pollution atmosphérique importante ont freiné cette technique. Face à cette situation, l'exploitant est à la recherche d'une technique de traitement répondant à une équation difficile et alliant trois facteurs-clés pour sa bonne analyse et sa performance : - Une efficacité du traitement du bourbier, - Un coût de traitement acceptable, - Un minimum de conséquences sur l'environnement. C'est à la lumière de ces exigences, que notre travail a porté sur : CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 194 1. Un diagnostic de la pollution et une identification de la population bactérienne présente sur sites afin d'évaluer la biodégradation naturelle, 2. Une évaluation de la performance des techniques de traitement utilisées sur HMD, 3. Une étude de valorisation de quelques rejets industriels polluants pour la préparation de nouveaux additifs dans les fluides de forage (OBM et WBM), Les premiers résultats sont en faveur d'un traitement biologique. Vu les conditions d'exploitation, la qualité de la microflore présente, la prédominance d'une pollution par les hydrocarbures, adapter une technique ayant pour objectif d’éliminer le polluant avec un minimum de coût amène à proposer un traitement par landfarming, qui est une méthode simple et non coûteuse. En dehors du traitement et des stratégies adoptées, le grand problème posé aujourd'hui sur le champ de Hassi Messaoud est d'allier le profit économique avec les considérations environnementales. On ne savait pas chiffrer exactement les effets du fluide de for age sur l’environnement et de ce fait aucun bénéfice substantiel ne pouvait être défini pour soutenir l’effort nécessaire à l’évolution vers de meilleurs fluides de forage. Quels sont donc les facteurs ou paramètres des fluides liés à l’environnement, ou , autrement dit, que peut-on attendre du fluide pour réduire les effets néfastes sur l’environnement ? Les deux types de fluides (WBM et OBM) ont été considérés dans le cadre de cette étude. Certainement, les systèmes OBM sont plus polluants et plus toxiques que les systèmes WBM. A défaut de ne pas avoir en possession les éléments nécessaires pour l'estimation du “coût externe“ ou des dommages environnementaux, le profit économique immédiat reste toujours le moteur de la stratégie. CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 195 CONCLUSIONS et RECOMMANDATIONS Les problèmes majeurs rencontrés tout au long de l'exploitation des puits du plus grand champ pétrolier en Algérie, celui de Hassi Messaoud (HMD) ont été exposés. Pour cela, nous avons récolté plusieurs données de forage et de production et fait appel à une panoplie de techniques. Au cours de ce travail, nous avons voulu confronter le maximum de données de laboratoire à des données effectives de chantier et ce, dans l’espoir d’apporter une contribution à la résolution des problèmes réels. Dans cet objectif, un aperçu global de la minéralogie de quelques puits des champs algériens est donné pour établir une relation possible entre la minéralogie des argiles présentes et le type de problèmes engendré par ces argiles et les systèmes de fluides de forage inhibiteurs correspondants. Un intérêt particulier a été apporté aux problèmes majeurs du gisement historique de HMD qui compte aujourd'hui plus de 1200 puits. Les argiles La caractérisation des argiles fait apparaître des effets antagonistes produits par l’adsorption de composés organiques et/ou par la présence d’un dépôt minéral sur les cuttings d’argiles, i) un colmatage favorable à la réduction de la perméabilité des argiles et à l’amélioration des propriétés de filtration et ii) une contamination des cuttings d’argiles, défavorable pour les tests d’inhibition et l’optimisation du fluide de forage et contribuant de plus à induire des erreurs lors de l’évaluation économique du forage. En effet, une contamination par les sels peut conduire au changement de la force ionique de la solution et affecter le comportement des argiles vis -à-vis des polymères à tester. Les additifs L'étude rhéologique a montré des comportements similaires pour les polymères xanthane (XCD), cellulose polyanionique (PAC) et polyacrylamide partiellement hydrolysé (PHPA). La bentonite du fluide en tant que support colloïdal, facilite le maillage entre les différents additifs présents (polymères et sels) permettant la formation d'un bon cake imperméable. Le s trois systèmes étudiés présentent des modèles rhéologiques du type Herschel -Bulkley ou Ostwald de Waele, par ailleurs souvent évoqués dans d'autres travaux. Le comportement des polymères inhibiteurs (PHPA, glycols et silicates) révèle l'importance des mécanismes mis en jeu dans la stabilisation et l'inhibition des argiles et s’explique par leurs charges (état de répulsion permanente) conduisant à leur état de dispersion. Les caractéristiques rhéologiques ont été corrélées aux propriétés électrocinétiques et confirmées par la variation des propriétés interfaciales, de mouillage et d'inhibition. L'étude des mécanismes d'inhibition des polymères montre que le PHPA inhibe le gonflement et la dispersion des argiles par encapsulation et agit par un effet stérique, alors que pour les glycols et les silicates l'effet électrocinétique l'emporte sur l'effet stérique. CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 196 Méthode d’inhibition proposée Il est évident que des solutions presque universelles de méthodes d'inhibition ne peuvent résulter que d'un effort de compréhension des mécanismes physico-chimio-mécaniques des interactions fluide-roche. La méthode proposée combine deux méthodes conventionnelles largement utilisées: celle des pastilles comprimées et celle de la dispersion en hot -rolling. Cette dernière permet plus de représentativité en terme d'hétérogénéité minéralogique. Les résultats des tests de filtration réalisés par cette méthode ont été largement corroborés par l'étude des caractéristiques rhéologiques, des propriétés interfaciales et électrocinétiq ues, par le suivi i) de la variation minéralogique in situ par la méthode "wet cell", ii) de la cinétique de rétention des polymères sur les argiles, iii) de l'évolution granulométrique des systèmes bentonite-polymère et iv) de l'évolution chronologique des systèmes cuttings-polymère par diffusion de la lumière. La synthèse des résultats obtenus au laboratoire montre une bonne concordance avec les tests de chantier réalisés avec le système aux silicates sur quatre puits du champ de HMD. Les systèmes de fluides émulsionnés Face aux problèmes observés avec les WBM pour le forage des puits du champ de HMD, l'introduction des systèmes OBM qui ont été étudiés, a apporté de bonnes solutions. - Les CMC des tensioactifs ont été déterminées par fluorescence moléculaire. Les résultats obtenus par d'autres techniques (tension interfaciale, conductimétrie) montre une similitude dans les ordres de grandeur. Les différences observées peuvent être liées à la fiabilité des méthodes, aux conditions de mesures, ainsi qu’aux différents facteurs relatifs aux émulsifiants tels que la qualité des produits, la différence de concentration en matière active et l'influence des additifs utilisés dans les échantillons du commerce. - La concentration optimale est celle donnant un co mpromis entre une stabilité électrique acceptable, un pourcentage d’émulsion élevé et une meilleure résistance à la centrifugation. L’évaluation de ces trois paramètres a permis d’établir un classement pour les différents groupes de tensioactifs utilisés. Les plus grandes valeurs du pourcentage d’émulsification et les plus faibles pourcentages d’eau ont été observés pour les tensioactifs primaires des groupes A et B qui donnent ainsi les meilleurs résultats. - Dans des conditions expérimentales identiques d'émulsification, l’analyse des tendances observées montre clairement que la meilleure émulsification est tributaire d’un mélange optimal lié à la composition et à la concentration en émulsifiants. L'utillisation d'un mélange de tensioactifs (primaire et secondaire, c'est-à-dire non ionique et ionique) en concentrations égales pour différents rapports H/E a abouti à des pourcentages d’émulsion remarquables. Les argiles organophiles ont un effet important sur la viscosité de l’émulsion comparativement au ré ducteur de filtrat, probablement à cause de l’affinité simultanée pour les deux phases. - La chaux n'a aucune influence sur la rhéologie des émulsions, en revanche la stabilité électrique croît avec la concentration en chaux. La stabilité électrique peut être largement exploitée dans l'étude des systèmes émulsionnés en présence de solides comme l'argile organophile, car une augmentation de la teneur en solides augmente effectivement la stabilité électrique. CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 197 L’addition de barite en tant qu’alourdissant des boues à base d’huile améliore la stabilité électrique de l'émulsion inverse. Cependant, les mesures de stabilité électrique n’ont pas été d’une grande aide pour l’interprétation des résultats portant sur les pourcentages d’émulsification. - Lorsque les pourcentages en tensioactifs primaires et secondaires sont égaux, tous les systèmes montrent une bonne stabilité électrique. Les performances obtenues avec les mélanges de tensioactifs sont confirmées par les résultats de l’analyse granulométrique. En effe t, avec chaque tensioactif seul (principal ou secondaire) on observe un diamètre moyen de l’ordre de 100 à 150µm. Pour les mélanges de tensioactifs, la plage de dispersion des particules est de 60 à 100µm. Du point de vue granulométrique, les tensioactifs du groupe A donnent une granulométrie plus fine par rapport aux autres systèmes. - Dans la plupart des émulsions préparées, la coalescence a été observée après un repos de 24h. Le volume de la phase émulsionnée ne dépasse alors pas 30% du volume total et varie d'un système à l'autre en fonction de la nature des tensioactifs utilisés. Avec des conditions plus sévères (centrifugation à 4000 tr/min durant 10 min), la meilleure stabilité de l’émulsion renfermant les tensioactifs du groupe A est confirmée par l'absence de décantation d'une phase aqueuse. L’expérimentateur doit pondérer tous ces paramètres. Il doit pouvoir établir des règles pour l’évaluation des performances des additifs et ce choix sera surtout fonction des contraintes d’utilisation et des priorités à considérer sur le chantier. Formulation de fluide et endommagement Un de nos objectifs était de corréler les résultats globaux obtenus par la formulation complète avec l'endommagement induit par les additifs seuls. Sur la base de nombreuses études réalisées, que ce soit sur des roches modèles (grès de Berea) ou sur des roches réelles, l'étude du colmatage induit par la formulation complète des fluides ne permet pas de déceler de différences importantes de filtration et d'endommagement. Cepend ant, la synthèse des résultats obtenus montre une différence des effets d'un additif à l’autre, et le fluide complet donne généralement des pourcentages d’ endommagement plus faibles comparativement aux additifs seuls. Les aspects physico-chimiques développés permettent de dégager l'influence de la composition chimique, de la charge des émulsifiants, de la nature et de la granulométrie des agents viscosifiants (argiles organophiles) et des réducteurs de filtrat. Globalement, les fluides OBM sont moins endommageants que les WBM, et l’optimisation de la dimension des solides présents dans la formulation permet la réduction de cet endommagement. La modélisation pour prévoir l'endommagement montre que le cake formé permet de réduire cet endommagement : l'augmentation de son épaisseur en fonction du temps confirme en effet la réduction de l'invasion de la roche. Les courbes d'invasion obtenues par le modèle donnent un aperçu sur la vitesse d'infiltration et sur la tendance au changement de la saturation de la roch e par le fluide. L'allure des figures de variation de l'épaisseur du cake en fonction du temps à perméabilité fixe confirme cette tendance déjà obtenue par d’autres travaux. CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 198 L'exploitation des résultats obtenus est assez complexe face à la complexité du r éservoir étudié et à l’historique des opérations de production. La décision d'aborder la modélisation vise à appréhender l'influence des caractéristiques du fluide sur l'endommagement, ceci afin de déceler les facteurs essentiels contribuant à ces phénomènes. Une seconde étape consiste à faire intervenir d'autres facteurs jugés importants dans le but de pondérer leur influence. Performance-coût-environnement Dans les activités de production pétrolière, en plus des pertes de circulation des fluides pendant et après le forage, le bourbier, en tant que collecteur des produits liquides et solides issus du puits de forage représente une grande source de pollution et de danger. L'importance des émanations de gaz issus du bourbier ainsi que les dégagements de poussières dangereuses sont aussi à signaler. Depuis plusieurs décennies les fluides OBM sont largement utilisés sur le champ de HMD, décision certainement motivée par le profit économique. Toutefois, les résultats d’une première expérience avec les systèmes WBM restent à valoriser par la réalisation d'autres essais. Ainsi, en amont, la prise en compte des volumes de fluides de forage (WBM ou OBM) se chiffrant en centaines de m 3 par jour qui peuvent s'infiltrer, contaminer et polluer les eaux souterraines, interpelle pour conduire à la bonne décision; et en aval, le diagnostic des techniques de traitement utilisées depuis plus d'une quinzaine d'années a montré des imperfections majeures pouvant induire des nuisances pour la santé humaine, l'écosystème et l'env ironnement. Le champ de HMD présente la particularité de cumuler plusieurs types de risques, tels que l’explosion, l’incendie, la contamination et la pollution. L'analyse des cuttings issus des bourbiers a montré la prédominance du gazole comme principale source de pollution. Le présent travail ne s’est pas focalisé sur les défaillances des matrices de confinement, ni sur les risques de pollutions atmosphériques engendrées par les traitements thermiques, surtout à long terme, mais il apporte quelques éléments de réponse à l'équation performance-coût-environnement. En plus de l'utilisation d’un gazole désaromatisé et d’huiles synthétiques, d'autres améliorations sont proposées. Celles des conditions de traitement des solides au cours du forage, de la réd uction, si possible, du nombre de phases de forage et de l'utilisation, si les conditions de forage le permettent, de systèmes émulsionnés avec une grande proportion de phase dispersée E /H : 40/60 ou 50/50. Cette dernière option permet , en plus d'un gain environnemental, une économie conséquente suite à la réduction des additifs. Dans l'objectif de trouver une solution globale aux problèmes de pollution, le projet de délocalisation de la ville de Hassi Messaoud permettra certainement d'éviter les risques majeurs et les nuisances pour la population. Un intérêt particulier doit porter sur l’évaluation du coût de la pollution engendré par les dommages de l’activité de forage et de production. Cependant, vu les conditions d'exploitation et l'environnement (micr oflore présente avec son activité de dégradation et prédominance d'une pollution par les hydrocarbures), chercher à adapter une technique pour éliminer les polluants à un coût minimal amène à proposer une méthode de traitement biologique en principe simple et peu coûteuse. REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Références Bibliographiques A - Abend, S. Bonnke, N. Gutschner, U. et Lagaly, G. 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Le 15 Juin de cette même année, ce forage découv rit à 3 3 3 8 m de profondeur les grès du Cambrien productifs d’huile. Dès lors, les forages se développent et se multiplient sans cesse, jusqu'à arriver aujourd'hui à plus de 1200 puits. Figure IA .1 : Géographie de l'Algérie I.1 .2 Caractérisation du réservoir Plusieurs années après la mise en production du champ de Hassi Messaoud, il a été constaté que des ensembles de puits se comportent de manière indépendante les uns par rapport aux autres, d'où la définition de zones. Une zone de production est définie comme un ensemble de puits qui communiquent entre eux et non pas avec ceux des zones avoisinantes. Il existe actuellement 25 zones de production plus ou moins étendues dans le champ ( Figure IA .2) . Toutefois il est important de souligner que le facteur pression ne peut être le seul critère de caractérisation des zones. La pression de gisement varie de 120 à 400 kg/cm 2 avec un rapport gaz/huile ( gas/oil ratio ou GOR) moyen de 219 m 3 /m 3 sauf pour les puits en percée où le GOR peut atteindre 800 m 3 /m 3 et plus. La porosité est faible : 5 à 10% avec une perméabilité très faible, s'étendant d'une valeur quasi- nulle à 1 D. F igure IA.2 : Répartition des zones sur le champ de Hassi Messaoud Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 2 Au début de la reconnaissance du gisement, les grès de Hassi Messaoud ( âge cambrien) ont été subdivisés en quatre zones : Ri, Ra, R2 et R3. - Zone Ri ou grès isométriques, habituellement très compacte D5 ou ( R 7 0 – R 90) , subdivisée en trois tranches 7 ,8,9. - Zone Ra : niveau géologique cambrien anisométrique constituant le principal réservoir de Hassi Messaoud. ; il est composé de bancs gréseux à ci ment siliceux à silico-bitumineux, rarement argileux ( kaolinite) , délimités par des niveaux silteux d’extensions latérales variables. - Zone R2 ; zone de grès quartzites, plus argileuse, d'une épaisseur moyenne d’une quarantaine de mètres . R2 est un réservoir secondaire par rapport aux réservoirs principaux Ra et Ri, cependant les réserves estimées sont considérables (Selmani et al., 2007) : il est réparti en deux unités : R2ab et R2c, composées essentiellement de grès grossiers anisométriques à ciment argileux illitique plus abondant. Les qualités de réservoir se trouvent dans sa partie supérieure ( R200- R3 00) , R 2ab ( R200- R250) . L’exploitation du réservoir R2 s’est vue confrontée à une multitude de problèmes dus principalement à une répartition aléatoire de ses corps sédimentaires et une détérioration de ses qualités de réservoir par des phénomènes diagénétiques - Zone R3 : Zone très grossière à micro- conglomératique très argileuse, sans aucun intérêt pétrolier ( R3 00- R400) . Du point de vue sédimentologique, le réservoir est réparti en trois zones suivant des critères granulométriques : une zone grossière inférieure ( Ra inférieure) , une zone fine médiane ( Ra moyen) et une zone grossière supérieure ( Ra supérieure) . Les périphéries de zones, les inter-zones et les hors-zones sont des régions de faibles caractéristiques pétrophysiques. Leur développement n'est concevable que par la mise en place de moyens non conventionnels ( forages horizontaux ou reprises en "medium" ou "short radius") . La perméabilité horizontale moyenne est très faible ( 2 mD) et la perméabilité verticale très mauvaise. C'est la raison pour laquelle les puits "medium radius" ne sont pas des puits rigoureusement horizontaux, mais des puits inclinés à 87 °, de façon à traverser le réservoir sur toute son épaisseur. I.2 Problèmes de forage Sur le champ de Hassi Messaoud, l’expérience montre que dans la même zone, avec une formation identique, en utilisant le même fluide, on peut rencontrer des problèmes différents. La figure IA.3 donne une coupe stratigraphique ainsi que les phases du forage. D’une façon générale, et afin de donner une synthèse des problèmes rencontrés, on signale : Phase 26" : Les pertes de boues dans les sables du mio-pliocène sont actuellement maîtrisées, restent les niveaux calcaires dolomitiques du sénonien carbonaté et sénonien anhydritique : les pertes de boues parfois brutales sont dues à la présence de fissurations assez développées. De plus, le foreur est confronté à la dissolution de ces niveaux carbonatés, ce qui peut provoquer des dégâts irréversibles. On donne l'exemple du puits OMOZ#84 qui fut abandonné en Septembre 2002 à la profondeur 3 3 4m suite à un affaissement de la plate-forme dû à une perte importante de boue, provoquant la formation de caves. Phase 16": La durée de forage d'une longueur moyenne de 183 5 m, représente 15 % de la durée de réalisation d'un puits hor izontal. Elle commence dans le sénonien anhydritique ( vers 500 m) et se termine dans le Dogger lagunaire. Cette phase était forée auparavant en diamètre 12 1/4 pour le programme léger et en 17 1/2 en programme lourd avec des outils tricônes. Par la suite, cette phase a été optimisée en passant au diamètre 16" et généralisée sur tout le champ avec l'introduction du forage horizontal, au début avec des outils tricônes, puis avec des trépans PDC. Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 3 Figure IA.3 : Stratigraphie du champ de Hassi Messaoud A la fin de la section, on est souvent confronté à des coincements de garniture pendant les manœuvres dans les formations carbonatées du turonien et du cénomanien, qui causent énormément de problèmes auxquels pourraient remédier le "back reaming" ( rétro-alésage) et le battage, consistant à désagréger la roche en faisant tomber de quelques centimètres de hauteur, à une cadence assez rapide, un instrument lourd et tranchant. P A L E O Z OI Q U E MIO PLIOCENE EOCENE CARBONATE ANHYDRITIQUE CENOMANIEN SALIFERE TURONIEN ALBIEN MALM APTIEN BARREMIEN NEOCOMIEN ARGILEUX LAGUNAIRE D O G G LS1 LD1 LD2 LS2 LD3 L I A S TS1 SALI FER E ARGILEUX Ra ( Anisométrique) SEN ONI EN CALCAIRE SABLE, CALCAIRE CALCAIRE, DOLOMIE, , ANHYDRITE MARNE, CALCAIRE, DOLOMIE SEL MASSIF CALCAIRE ANHYDRITE, MARNE, DOLOMIE GRES, ARGILE DOLOMIE ARGILE, SABLE DOLOMIE, MARNE, ARGILE ARGILE, MARNE, CALCAIRE ARGILE, MARNE ANHYDRITE, DOLOMIE SEL, ANHYDRITE DOLOMIE, ANHYDRITE, ARGILE DOLOMIE, MARNE SEL MASSIF I DOLOMIE, MARNE ANHYDRITE, ARGILE SEL, ARGILE, ANHYDRITE SEL MASSIF II ARGILE GRES Isométriques, Silts ANDESITE ERUPTIF Ri ( Isométrique) R 2 R 3 GRES, ARGILE GRES Anisométriques, Silts GRES Grossiers, Argile GRES Grossiers, Argiles Argiles d ’El-Gassi Grès d ’El-Atchane Quartzites de Hamra Zones des Alternances Infra Cambrien SOCLE GRES Argileux rouge Granite porphyroïde rose Argile verte ou noire Alternances grès et argiles Grès fins glauconieux Grès très fins C A M B RI E N J U R A S S I Q U E 239 122 107 209 149 362 112 24 147 276 182 226 211 107 90 66 55 58 46 31 189 202 113 0 à35 25 0 à 92 75 50 18 42 125 45 370 100 O R D O VI CI N E O C Z M E S O Z O I Q U E Boue douce bentonitique d: 1,1-1,2 V: 45-50 17 ½ × 13 3/8 12 1/4 × 9 5/8 8 1/2 × 7’’ CAROTTAGE EN 5 31/32 Boue OBM d : 1,26-1,32 V: 50 - 70 F : 2,4 Boue OBM D : 2,2 V: 40 - 50 F : 5 - 10 Boue OBM d : 0,81 V: 50 - 70 F : 2 ± 500m ± 2300m ± 3300m Ere/Sy ETAGES LITHO Ep TUBAGES & BOUE DESCRIPTION C R E T A C E TS2 TS3 GRESEUX Complexe aquifère eau potable. Zone d ’éboulement Aquifère eau douce utilisée pour l’injection et besoins généraux. d : 1 PG:1040Kg/cm 2 à (- 1050m). Complexe d ’eau à odeur d ’H2S. Utilisée pour l ’injection PG: 87Kg/cm 2 à (- 700m). E Ea au ux x c ch hl lo or ru ur ré ée es s c ca al lc ci iq qu ue es s d d : : 1 1. .2 28 8 P PG G : : 5 57 75 5 K Kg g/ /c cm m 2 2 à à ( (- -2 25 50 00 0m m) ). . M Ma an ni if fe es st ta at ti io on n d de es s a ar rg gi il le es s f fl lu ue en nt te es s. . Z Zo on ne es s d de es s p pe er rt te es s d de e b bo ou ue e. . T R I A S Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 4 Après la TD ( True Depth) , on est régulièrement confronté aux difficultés des manœuvres en face du turonien et le sénonien salifère entre 7 00 et 950 m, qui passent de simples tractions et des back reaming aux jarring ( Schlumberger, 2008) voire au pompage de l’acide. Parfois cette difficulté des manœ uvres engendre des instrumentations de plus de 15 jours ( OML7 3 22) ( ENF#29) . Sur ONMZ#3 13 , l’opération de logging intermédiaire fut annulée suite au coincement à 87 0m dans le turonien et à l’injection de plusieurs bouchons d’acide. Une mauvaise cimentation du casing ( Anson Oilfield Index, 2008 ) obligea à procéder à la restauration ( cas du puits OMKZ#3 2) . Les plus grands problèmes ont été souvent signalés dans cette phase. Depuis les améliorations notables enregistrées après la substitution des boues salées saturées par les boues à l’huile, de bons avancements ont été réalisés avec des performances considérables. Cependant, il est important de rappeler les problèmes signalés à travers cette phase ( 16’’) . Initialement, l’utilisation de systèmes émulsionnés avec un rapport H/E : 7 5/25 de densité 1,25, pour pouvoir forer l’albien sans problème, a donné de bons résultats. Mais face aux problèmes rencontrés du double point de vue technique et environnemental, il a été décidé l’utilisation du système H/E : 50/50 ( 1 990) . Son application a donné satisfaction, suite à la disparition des problèmes liés au battage, au back reaming, au pompage des bouchons d’eau et à la qualité de la cimentation face à un caliper ( Anson Oilfield Index, 2008) très perturbé. La comparaison entre les systèmes H/E : 7 5/25 et 50/50 utilisés a révélé l’amélioration de la vitesse de pénétration ( ROP) de près de 6% au niveau du sénonien salifère, de 5% au niveau du turonien et de 3 1% dans le cénomanien. Sur 104 puits dans différentes zones, avec plus de 191000 mètres forés, la ROP moyenne était de 12. Le recours aux systèmes 50/50 a apporté des avantages environnementaux et économiques ( moins de gazole) , mais a aussi aidé à la résolution des problèmes rencontrés dans la section 12 1/4 : géométrie du trou excellente, cimentation meilleure, pas de problèmes majeurs signalés. Le grand handicap pour le système 50/50 se résume dans des précautions de maintenance des propriétés ainsi que dans la logistique. Face aux problèmes signalés au niveau des formations carbonatées du turonien et cénomanien, on a aussi opté pour l’injection de bouchons d’acide ( HCl à 15%) qui s’est avérée une bonne solution curative. En revanche, des dégâts importants peuvent en résulter, tels que la fragilisation et la corrosion du BHA et de l’ensemble des tubulaires. L’étude de l’influence du ROP a été aussi examinée. L’analyse de quelques puits avec des ROP relativement lents ( plus de 3 0 m/h) et d’autres avec des valeurs de moins de 15 m/h, n’a pas donné satisfaction de même que la méthode adoptée relative à la diminution du ROP au droit du turonien. Il semblait s’agir d’un problème de mécanique ou de géométrie du trou à travers une formation carbonatée. Plusieurs approches ont abordé le problème des vibrations et de la qualité des outils. L'analyse statistique montre que sur un nombre de 44 outils neufs de type PDC de diamètre 16" utilisés sur le champ de Hassi Messaoud entre 2002 et 2003 , seulement 23 outils ont pu faire toute la phase, tandis que les autres outils ont été endommagés avant d'atteindre la cote finale, souvent à cause de vibrations excessives (Rachedi et al., 2004). Ceci a eu comme conséquence l’utilisation d'un nombre supplémentaire d'outils de forage et une augmentation de la durée de réalisation de la phas e 16", à la fois par une réduction de la vitesse d'avancement et par les manoeuvres supplémentaires nécessaires pour changer l'outil de forage et pour nettoyer le trou des débris métalliques. En effet, les problèmes de vibration mènent souvent à une augmentation de la durée de forage, à l'usure prématurée des outils et à la fragilisation des parois du trou. L'une des conséquences des vibrations sévères est la génération du cavage ( augmentation du diamètre nominal du puits dû à l'instabilité des argiles et des marnes) dans les formations traversées (Santos et al., 1996) : cas du puits MDZ#541 ( 16'') avec plus de 3 5 m 3 de volume de cavage ( un cavage inférieur à 10 m 3 sur certains puits était jugé tolérable) . Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 5 Plusieurs efforts ont été fournis dans l'objectif de remédier à cette situation. Des améliorations notables ont été effectuées avec l'introduction d'outils de forage de grande stabilité, avec l'optimisation de la conception de la garniture de forage et avec la généralisation des bonnes pratiques de forage. Toutefois, ce problème n'a pas été complètement résolu à ce jour. Phase 12 1/4 : On signale les problèmes classiques relatifs au risque de venues très probables d’eaux chlorurées calciques dans les niveaux de dolomie vacuolaire du lias dolomitique ( LD2) . Le lias dolomitique médian “LD2” a une épaisseur moyenne de 55 m. Il est formé d’une alternance de bancs de dolomies grises avec des passées de marnes grises et gris-foncé, légèrement dolomitiques. C’est une formation caractérisée par une eau chlorurée calcique et une pression très élevée et il n’est pas possible de l’équilibrer par la pression hydrostatique sans provoquer des pertes : exemple du puits OMKZ#7 12 où les opérations de logging intermédiaire furent annulées suite à la manifestation du LD2. Les p roblèmes de fluage des argiles causent des coincements au niveau du lias salifère ( LS2) et du trias salifère ( TSE) dont les sels sont intercalés vers 2900 m entre des argiles d’une épaisseur de 15m, De nature plastique, elles peuvent fluer et refermer le puits dans un temps très court, d'où la nécessité d'utiliser une densité supérieure à 2 ( cas sur OMLZ#3 3 et OMLZ#3 22) . On signale aussi des problèmes de dépôt de sels lors du forage des couches salifères avec une boue à émulsion inverse. Un dépôt de sel se produit à l’intérieur de l'ensemble de fonds de puits ( " bottom-hole assembly" ou BHA) ( Schlumberger, 2008) , au niveau de l’outil, des connexions, dans le moteur et le MWD ( "Measurement While Drilling") ( Schlumberger, 2008) . Ce dépôt fait augmenter la pression de refoulement due à la restriction du diamètre de passage résultant de ce dépôt. Ce dernier se détecte soit par une perte de signal du MWD expliquée par un dépôt de sel au niveau du pulseur ou bien par une augmentation de la pression de refoulement, due à une restriction à l’intérieur de la BHA provenant d'un dépôt de sel sur les parois intérieures du BHA. A chaque fois que le problème se pose, le forage ne peut continuer. Pour pouvoir reprendre le forage, il est donc nécessaire de détruire le sel par un bouchon d’eau. Ceci occasionne une perte du temps ( le temps de la manœuvre A/R et du changement du MWD) avec une facturation de tout endommagement sur le MWD. Phase 8’’ 3/8 : Dans cette phase le but est d’isoler le lias et le trias salifère nécessitant une densité de boue comprise entre 2 et 2,2 avant d’entrer dans le réservoir du cambro-ordovicien. Cette phase est entamée après la pose du casing 9’’ 5/8 . L’interception par une vallée d’érosion à éruptif triasique peut perturber le tracé du puits. En 2 005, 20 puits ont fait l’objet d’un changement de profil théorique ( "well plan") suite à la découverte du réservoir plus haut ou plus bas que prévu. Des coincements de garniture peuvent se produire pendant les manœuvres dans les formations carbonatées du t uronien et du cénomanien. Le turonien a une épaisseur qui varie entre 7 0 et 120 m. Il est formé d’une alternance de calcaires argileux, dolomitiques et crayeux. Dans le cénomanien, épais de 147 m, on remarque une alternance d’anhydrite et d’argiles brun-rouge, de marnes grises et de dolomies. La limite cénomanien- albien coïncide avec le passage des séries gréseuses de l’albien vers les séries évaporitiques du cénomanien. Les coincements fréquents causent beaucoup de problèmes tels que les back reaming et les battages : exemple du puits MD#Z566 où un instrument a été laissé au fond suite au dévissage de la garniture. Phase 6’’: Les pertes de boue dans le réservoir constituent une partie importante des incidents qui surviennent pendant la phase 6" ; une difficulté subsiste dans la façon de contrôler ces pertes sans endommager le réservoir. Elles sont liées à des zones de fissuration dont l’extension et l’intensité sont variables. Le temps moyen perdu à cause des problèmes de pertes de circulation et de la mise en place de bouchons varie de 50 h à plus de 280 h pour toute la phase. Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 6 Avec l’introduction des puits horizontaux, les pertes de circulation sont devenues plus fréquentes. Selon les pratiques de l’entreprise Sonatrach, les pertes sont classées en perte s par filtration ( < 1m 3 /h) , pertes partielles ( 1 à 6 m 3 /h) et pertes totales ( supérieures à 6m 3 /h) . Le problème des pertes au niveau du cambrien a touché plus de 40% des puits forés en horizontal (Kadi et al., 2004). Le volume perdu varie de quelques dizaines de m 3 à plusieurs centaines de m 3 . Par exemple, dans le cas du puits MDZ#57 6, le volume total s’est élevé à plus de 2481 m 3 avec l’injection de sept bouchons colmatants et plus de 900 m 3 de boue ont été perdus dans le puits MDZ#546. Avant l’an 2000, la durée moyenne du forage de la section du drain des puits horizontaux était de 45 jours avec une meilleure performance de 3 2 jours. Avec l’application du système "incentive", on est arrivé à une durée moyenne de 27 jours. Actuellement, une durée moyenne de 20 jours a été souvent signalée avec un record de 16 jours. Cependant, les performances demeurent toujours irrégulières à cause des problèmes de pertes de boue dans le réservoir et de venues du fluide de formation dues principalement à des puits voisins injecteurs. Annexe II II.1 Techniques analytiques et appareillage utilisés pour la caractérisation physico-chimique des différentes phases solides et des fluides utilisés : - un diffractomètre à compteur de marque Philips PW 17 10 utilisant un logiciel Bruker-AXS Diffrac plus 2000, pour la composition minéralogique. Pour la diffraction en "wet cell", un générateur Philips PW17 3 0, avec un logiciel Bruker AXS, - un microscope électronique à balayage Philips de type XL 20, - un microscope électronique environnemental Philips XL 3 0 pour les analyses ESEM, - un appareil de marque PHYWE, type vario El Elementar pour l’analyse organique élémentaire ( C, H, O, N et S) . - pour les opérations de lavage des cuttings, 10 g de cuttings sont agités durant 15 min d ans 50 mL de différents solvants : hexane ( Panreac, 99% min., densité: 0,660 – 0,662) , toluène ( Panreac, 99,5%, densité: 0,865 – 0,87 0) , gazole ( de composition massique suivante : saturés : 65.40%, aromatiques : 3 2.84%, résines: 1.7 6% et asphaltènes : 0%) , dichlorométhane et eau oxygénée. - l’humidité a été déterminée par le suivi de la variation de masse des échantillons après 24 sous une température de 105 °C. - la méthode au chlorure de cobaltihexammine ( Chauveteau, 1988) pour la capacité d’échange cationique. - un appareil Syntachrom ( NOVA 2000) pour la surface spécifique par injection d’azote ( méthode BET) - un granulomètre laser type Mastersizer ( Malvern) pour la granulométrie. - un granulomètre laser Zêtasizer 3 000 HSa ( Malvern) pour le potentiel ξ, - un appareil Turbiscan Online ( Formulaction) basé sur le principe de diffusion multiple de la lumière ( transmission et rétrodiffusion) pour les mesures de transmission. - un tensiomètre de type 3 S ( surface science studies) GBX, fonctionnant selon le principe de l’arrachement de la lame de Wilhelmy, pour les mesures des tensions interfaciales des solutions de polymères. Les mesures ont été effectuées à 3 0°C. L’étalonnage a été réalisé par la mesure de la tension superficielle de l’eau à la même température ( σ = 7 1,3 5 mN/m) . - Les caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides de forage ont été déterminées selon les recommandations API (API, 2003). Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 7 - Les mesures rhéologiques des solutions de polymères ont été réalisées à l’aide d'un rhéomètre r otatif à contrainte imposée ( gradient de vitesse ou contrainte de cisaillement) ( AR2000 TA Instruments) . Le système utilisé est un système cône-plan où l’échantillon est placé entre un cône d’un rayon de 60 mm faisant un angle de 2° avec le plan Peltier ( horizontal) . Le choix du diamètre du cône et de son angle est fonction des conditions expérimentales et de la viscosité du matériau. II.2 Diffractogrammes wet cell RX (a) (b) Figure IIA.1 : Diffractogrammes obtenus au cours du temps, sur l’échantillon de référence n°21, traversé par une solution de ( a) glycol et ( b) silicate Annexe III III.1 Test de stabilité électrique 1) Principe La stabilité électrique ( SE) d'un fluide de forage à base d'huile ( OBM) est reliée à la stabilité de l'émulsion et à sa capacité de mouillage par l'huile La valeur de SE est déterminée par l'application d'un signal électrique sinusoïdal de tension croissante entre deux electrodes consistant en des plaques parallèles immerges dans le fluide. Le courant resultant reste faible jusqu'à une tension seuil à partir de laquelle il augmente très rapidement. Cette tension seuil, considérée comme la valeur de SE de l'OBM est définie comme la tension ( valeur de crête) mesurée quand le courant atteint 61 μA. La composition chimique et l'histoire ( contraintes de cisaillement subies) de l'échantillon gouvernent la valeur absolue de SE d'une manière complexe. Par conséquent, l'interprétation des propriétés mouillantes d'un fluide de forage uniquement à partir de valeurs de SE n'est pas suffisante. Seules des tendances concernant SE doivent être exploitées pour prendre des décisions. Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 8 2) Appareillage a) Testeur de stabilité électrique avec les caractéristiques ( spécifications) suivantes : 1. Forme du signal de sortie : sinusoïdale 2. Fréquence de sortie : 3 40 Hz ± 10 Hz 3 . Unité en sortie : Volt crête 4. Pente de la rampe : 150 V/s ± 10 V/s, fonctionnement automatique 5. Gamme de tension en sortie : 3 à 2000 V ( crête) 6. Courant de rupture : 61 ± 5 μA ( crête) b) Electrodes, avec les caractéristiques suivantes : 1) matériau protecteur résistant aux fluides à base d'huile jusqu'à 105 °C ( 220 °F) 2) matériau: métal résistant à la corrosion 3 ) diamètre : 3 ,18 mm ± 0,03 mm ( 0,125 in ± 0,001 in) 4) espace ment ( gap) : 1,55 mm ± 0,03 mm ( 0,061 in ± 0,001 in) at 22 °C ( 7 2 °F) . NOTE : L'onde sinusoïdale choisie pour la montée en tension fournit un apport énergétique plus efficace au fluide : il en résulte des valeurs de SE beaucoup plus faibles ( moins de la moitié) qu'avec la forme d'onde "à pointes" de l'instrument décrit dans les éditions précédentes de la norme 10414- 2/RP 13 B- 2. La symétrie de l'onde sinusoïdale empêche aussi le dépôt de solides à la surface des électrodes.et améliore la reproductibilité. Celle-ci est encore améliorée par une montée en tension autiomatique à vitesse fixée. ( Documentation fournisseur : www.fann.com) III.2 Principe de la méthode spectroscopique de fluorescence La spectroscopie de fluorescence a une sensibilité cent à mille fois plus élevée que la spectroscopie d’absorption (Ramaswamy, 1981). Elle repose sur le principe suivant : l’illumination d’une molécule par une radiation de longueur d’onde appropriée conduit à l’absorption d’énergie lumineuse par la molécule qui passe ainsi à un état électroniquement excité. Comme cet état est instable, la molécule retourne rapidement à son état fondamental, en restituant l’énergie en excès. Si cette dernière est émise sous forme de lumière et dans un temps très bref ( généralement entre 10 –10 et 10 –8 s) , le phénomène est appelé "fluorescence". Pratiquement, dans un spectrofluorimètre, le faisceau incident est une radiation dont on sélectionne la longueur d’onde à l’aide d’un monochromateur et que l’on envoie sur un échantillon. La lumière émise par l’échantillon est recueillie dans une direction perpendiculaire et analysée à l’aide d’un second monochromateur et d’un détecteur approprié. Elle est déplacée vers le rouge par rapport à la lumière excitatrice. Le spectre d’émission dépend de la nature de la molécule fluorescente et des interactions mises en jeu entre cette molécule et son voisinage (Ellingsen et Féry- Forgues, 1998). Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 9 III.3 Caractéristiques du gazole Tableau IIIA.1 : Caractéristiques physico-chimiques des gazoles * : facteur de caractérisation donné par une relation mathématique entre la masse volumique et la température d’ébullition, généralement déterminé à partir d’abaque Caractéristiques physico-chimiques Gazole algérien Gazole sans soufre NF EN 590 : 2004 Spécifications du gazole Norme algérienne NA 8110-1992 Masse volumique à 15°C, g/cm 3 °API Viscosité cinématique, cSt, à : 20°C 37,8°C 40°C Point d’écoulement, °C Point de congélation, °C Point d’éclair, °C Indice d’acidité, mg KOH/g Teneur en soufre Teneur en eau et sédiments, BSW, %Vol Teneur en eau par extraction, %Vol Couleur ASTM Corrosion à la lame de cuivre (3h à 50°C) Indice de cétane Température limite de filtrabilité, °C Facteur de caractérisation, Kuop* Masse molaire, g/mole Pouvoir calorifique supérieur, kcal/ kg Distillation ASTM Point initial , °C 5 % Vol 10 ª 20 ª 30 ª 40 ª 50 ª 60 ª 70 ª 80 ª 90 ª 95 ª Point Final, °C Distillat, % vol Résidu ¨ Pertes ¨ 0,8321 38,4 4,615 2,960 2,001 -29 -32 89,8 0,859 734 ppm <0.1 Nulle 4,5L 1a 55,3 -16 11,90 208 10 940 207,9 222,7 230,1 239,9 249,5 259,6 270,8 282,5 296,2 312,7 336,2 355,8 362,9 98,5 0,6 0,9 De 0,820 à 0,845 De 2,00 à 4,50 mm 2 /s 10.0 mg/kg max max 200 mg/kg classe 1 min 51,0 (mesuré)/ min 46,0 (calculé) Classe E (max - 15°C) Classe B (max °C) % (v/v) récupéré à 350 °C : 85% min de 0,810 à 0,860 9 cSt max Hiver - 12 °C max Eté - 7°C max 55°C min 2500 ppm max Traces non dosables 2.5 max 48 min 65% Vol. 250°C min 90% Vol. 350°C max Point Final 390°C max Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 10 III.4. Spectres RMN de quelques tensioactifs Figure IIIA.1 : Spectres RMN des tensioactifs Cp, Dp et d’un tensioactif non ionique du commerce ( NI) Annexe IV I V.1 Méthodes de détermination des propriétés pétrophysiques Les échantillons sélectionnés sont lavés par extraction au Soxhlet à l'aide d'un mélange de solvants méthanol/acétone/toluène: 15/15/7 0, pour extraire la matière organique et les impuretés. Le lavage au Soxhlet est arrêté lorsque le solvant devient transparent. Il est suivi d'un second lavage par le méthanol seul pour dissoudre les sels. On contrôle la présence de sel dans la solution par le test à AgNO 3 . Après lavage, les échantillons sont portés à l'étuve à 65°C pour séchage jusqu'à stabilisation du poids des échantillons dont la porosité et la perméabilité sont alors déterminées. a. Porosité à l’hélium ou méthode d'expansion des gaz : La porosité est le rapport du volume des pores au volume total. La méthode repose sur les mesures séparées du volume total de l’échantillon et de celui des grains qui le composent. Initialement, le volume de la chambre seule est mesuré, puis l’échantillon est placé dans la chambre. Après un vide poussé, l'échantillon est pressurisé par l'hélium et le volume résiduel de la chambre contenant l’échantillon est de nouveau mesuré. b. Perméabilité : Elle est calculée par la loi de Darcy selon la norme API RP 27 par la méthode Hélium blow down où le réservoir sélectionné, rempli d'hélium, se décharge à l'atmosphère en passant par le milieu poreux. Cette perméabilité doit être corrigée de l'effet dit Klinkenberg, selon les valeurs d'un tableau fourni par le constructeur. IV. 2 Généralités sur les problèmes d’endommagement du réservoir de HMD Les problèmes d’endommagement des réservoirs par les fluides de forage, complétion et "workover" ( Schlumberger, 2008) , et leur impact sur la production des puits pétroliers sont souvent évoqués par les différents intervenants sur le champ de HMD. Ils sont liés aux différents mécanismes suivants : 1. dépôt de sels solubles ( ex. NaCl) Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 11 2. dépôt de sulfates : BaSO 4 , CaSO 4 , SrSO 4 ( incompatibilité des eaux d’injection avec l’eau de gisement) , surtout dans la zone 1 du champ, 3 . migration des fines : kaolinite et illite ( minéraux essentiels dans le réservoir) 4. dépôt d’asphaltènes, surtout dans la zone 1, 5. colmatage par les fluides de forage : émulsification in situ, changement de mouillabilité, particules solides et additifs de la boue de forage,.. 6. filtrat des ciments lors de l'opération de cimentation. Du point de vue pratique, et concernant le type d’endommagement ( "skin") qui affecte la productivité des puits du champ de HMD, on peut citer une panoplie de skins : - skins engendrés par les opérations de forage, le "workover", le "snubbing" ( site web, Schlumberger, 2008) , - la stimulation avec toutes les incompatibilités des agents et des produits chimiques utilisés, - les dépôts organiques ( asphaltènes) , ou minéraux ( NaCl ou BaSO 4 ) , - les écoulements diphasiques, - la récupération assistée et le maintien de pression avec des fluides dont la mobilité est différente ( eau ou gaz) , - la fracturation hydraulique en cas d'échec ( Renard et Dupuy, 1991 ; Frick et Economides, 1993 ; Engler et a l., 1995 ; Yan et a l., 1997) . Afin de remédier aux problèmes d'endommagement et des pertes de circulation au niveau du réservoir des puits de HMD, l’introduction du forage horizontal depuis 1993 , a permis une augmentation de la production, une amélioration du taux de récupération, et offre la possibilité de traverser les différentes barrières de perméabilité du champ. Depuis 2000, un programme de forage en "underbalanced drilling" ( UBD) ( Schlumberger, 2008) , a été aussi lancé. Dans le champ de Hassi-Messaoud, plusieurs zones sont déplétées et le forage conventionnel provoque des pertes de circulation signifiantes dans les "payzones" ( formations renfermant des hydrocarbures) . Les forages en UBD ont les avantages de diminuer l’endommagement du réservoir, de réduire les pertes de circulation, d'augmenter les vitesses de pénétration et la durée de vie des outils de forage ainsi que l'opportunité d’évaluer le potentiel du réservoir pendant le forage. En plus des autres opérations classiques de stimulation des puits ( lavage, grattage et traitement matriciel par acidification des puits endommagés) , des opérations de fracturations hydrauliques ont été menées dans l'objectif d'améliorer la productivité des puits de HMD. Il est à signaler que la réussite de cette technique nécessite un travail multidisciplinaire faisant intervenir la géologie, la pétrophysique, la géomécanique et l'ingénierie des réservoirs. IV.3 Etude structurale des émulsions et des argiles organophiles par diffraction des RX et Diffusion aux Petits Angles des Neutrons La diffusion aux petits angles rend compte à l’intérieur d’un domaine de taille compris entre 1nm et 100nm, de la structure, de la morphologie et de la distribution de phases, chacune caractérisée par une densité moyenne de longueurs de diffusion neutroniques ou électroniques ( Diffusion des Neutrons aux Petits Angles ou Diffusion des rayons X aux Petits Angles) ( Lindner et Zemb, 1991). Appliquées à l’étude des argiles à l’état colloidal ou en tant que charges dans les nanocomposites, elle permet d’obtenir l’espacement interfoliaire, l’épaisseur des particules, leur morphologie et si la dimension des particules est compatible avec l’échelle d’étude, la distribution des particules dans le volume ( Cohaut et Tchoubar, 2006). Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 12 Ces systèmes argileux peuvent être étudiés en utilisant une source de neutrons ( DPAN) ou de rayons X ( DPAX) . Les expériences de Diffusion des Neutrons aux Petits Angles ( DNPA) ont été réalisées sur l’une des lignes de diffusion aux petits angles ( PAXY) du réacteur nucléaire Orphée ( 12Mégawatts) . Ce réacteur, situé au Centre d’Etudes Nucléaires de Saclay ( CEA) , est géré par le Laboratoire Léon Brillouin ( LLB) . Pour les expériences de DNPA, les émulsions et les poudres remplissent des cellules plates en quartz de 2 mm d’épaisseur. La durée d’acquisition est d’au moins 2h. Pour chaque spectre, l’intensité do/dO est exprimée à l’échelle absolue ( en cm -1 ) en fonction de la norme q du vecteur d’onde tel que q = 4tsinu/ì , 2u étant l’angle de diffusion et ì la longueur d’onde. Le domaine du vecteur de diffusion accessible sur cette ligne expérimentale est qmin= 0.04nm -1 et qmax= 4 nm -1 , ce qui permet d’étudier les fluctuations de densités neutroniques à une échelle d’observation D= t/q comprise environ entre 0.8 nm et 80 nm. Cette plage d’observation est obtenue en raccordant 3 spectres réalisés avec 3 couples longueur d’onde/distance échantillon- détecteur, respectivement 12Å/6.5m, 6Å/3 m, 4Å/1.2m. Afin de modéliser la diffusion des spectres, la densité moyenne des longueurs de diffusion N p doit pouvoir être calculée pour chaque phase présente dans l’échantillon. Pour une phase de masse volumique p, contenant une fraction n i d’atomes i, de masse molaire M i et de longueur de diffusion neutronique cohérente b i , N p est obtenu par la relation : ¯ ¯ p = p i i i i i i N M n b n Na . dans laquelle Na est le nombre d’Avogadro. Intensité diffusée par un empilement de disque à structure cœur-couche. L’état de dispersion des particules d’argile organophile dans le gazole a été décrit en considérant un modèle de diffusion dans lequel les particules, distribuées aléatoirement dans un solvant, sont constituées par l’empilement de N disques de rayon R, chaque disque possède une structure couche-cœur. Le feuillet alumino-silicaté représente le cœur, d’épaisseur H et le tensioactif, la couche adsorbée de chaque coté du feuillet, d’épaisseur D. Dans l’empilement, la distance moyenne entre deux feuillets alumino-silicatés est égale à d=H+2D. On suppose que d peut varier selon une distribution gaussienne, de déviation standard o( d) . L’expression de l’intensité diffusée par un ensemble de particules constituées par l’empilement de disque à structure cœur-couche ( Kratky et Porod, 1949) est donnée ci-dessous : ' | bkg d sin ) q ( S ) , q ( f V ) ( ) ) , q ( f V ) , q ( f . V ) ( ( . N ) q ( d d 2 c c Ns Nc c c t t Ns Nl 2 0 - m m m p - p - m - m p - p = O o í t p Nc , p Nl and p Ns représente respectivement les densités moyennes de longueur de diffusion du coeur, de la couche et du solvant. V t et V c , sont respectivement le volume total du disque et le volume du coeur. f( q,o) est le facteur de structure d’une particule cylindrique avec o, l’angle entre q et le plus grand axe . f c ( q) , le facteur de structure du cœur du disque et f t ( q) , le facteur de structure du disque entier sont donnés par les expressions : ] ] . } \ | o o o o = o sin qR ) sin qR ( J 2 cos q ) cos ) ( q sin( ) , q ( f 1 2 H 2 H c Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 13 ] ] . } \ | o o o - o - = o sin qR ) sin qR ( J 2 cos ) D ( q ) cos ) D ( q sin( ) , q ( f 1 2 H 2 H t Ce modèle de diffusion est inclus dans les macros Irena1, développées pour le traitement des données de diffusion aux petits angles ( Ilavsly et Irina , 2003) et utilisable par le logiciel IGOR ( Wavemetrics inc.) . Les profils de diffraction des deux argiles organophiles ( VG69) et ( OMt) , ont d’abord été enregistrés à l’état de poudre sèche en mode transmission ( Philips : générateur PW 183 0 et gon iomètre PW3 020) avec la longueur d’onde du cuivre ì CuK = 1.5405 IV.4 Détails de la modélisation IV.4 .1 Description du modèle utilisé a. Distribution du filtrat Pour caractériser le filtrat du fluide dans la zone envahie, on doit prendre en considération la distribution du filtrat dans la zone envahie. La concentration du filtrat dépend des caractéristiques de la formation, la porosité de la formation, la vitesse du fluide et le temps. La relation entre ces différents variables est donnée par : t C r C S u r C rD r r or c c = c c - - c c c c ) 1 ( ) ( 1 o (1) Cette relation peut être présentée sous la forme suivante : r C S u r C rD r C r r D r D r r t C or c c - - c c - c c c c - c c = c c ) 1 ( ) ) ( ( 1 2 2 o (2) où : g fu D et rh t q u = = t 2 ) ( (3a et 3b) Après substitution des équations, nous obtenons l’équation suivante : · 2 2 2 ) ( ) 1 ( 2 ) ( 2 ) ( 1 1 r C rh t q f r C S rh t q rh t q g f r t C g or g c c ] . } \ | - c c ] ] ] ] . } \ | - ] . } \ | - ] ] . } \ | ] . } \ | - = c c t o t t (4) Cette dernière peut être écrite sous la forme suivante : 2 2 r C r C t C c c - c c = c c o a (5) · ] ] ] ] . } \ | - ] . } \ | - ] ] . } \ | ] . } \ | - = ) 1 ( 2 ) ( 2 ) ( 1 1 or g S rh t q rh t q g f r o t t a (6) et g rh t q f ] . } \ | = t o 2 ) ( (7) Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 14 En appliquant la méthode des différences finies, l’équation de la concentration sera : t i t i i i i i t i i C C C C B C A - = - - - - - - - 1 1 ' 1 ' 1 1 ' Où : · · · r t r t C B A t i t i i t i i t i t i i A A = A A = - = - - = - = - - - - - 2 ) 1 2 ( 2 1 1 ' 1 ' 1 1 ' . n . a n o n o . a n o (8) Les conditions aux limites sont : Conditions initiales A t=0 C i =C f , i=0 C i =0, i=1,2,….N Les conditions externes et internes : T=1,2,…..TMAX et q > 0 C i = C f i = 0 C i = 0 i = r e Pour i=1,2,3 ,…..N , nous obtenons une matrice linéaire : - - = A A A A A A - - - - - - - - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 3 2 ' 1 1 1 1 1 1 3 1 2 1 1 ' ' ' 1 ' 1 ' 1 ' 2 ' 2 ' 2 ' 2 ' 2 ' 2 ' 1 ' 1 t N t t in t t N t N t t t N N N N N C M C C C A C C C M C C C B A C B A M M C B A C B A C B b. Réduction de la perméabilité dans la zone endommagée La distribution de la concentration du filtrat dans la zone envahie donne une magnitude de la saturation en eau dans cette zone. C'est-à-dire que l’invasion du va augmenter la saturation en eau dans la zone envahie, ce qui va diminuer la perméabilité relative de la phase déplacée. Ce problème va causer une sévère perte de la production du réservoir. Le changement de la saturation en eau est fonction de la concentration du filtrat dans la formation, laquelle est liée à la saturation en eau irréductible et à la saturation en huile résiduelle. S mud ( r) = C f ( r) ( S w,maw – S w,min ) + S w,min (9) Le calcul de la saturation de la boue, nous permet de calculer relative en huile : no or wi or mud ro ro S S S S K K ] ] . } \ | - - - - = 1 1 max , (10) Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 15 La valeur moyenne de la perméabilité est calculée comme suit : · · · · w d n d n d d d d d d w d d r r K r r K r r K r r K - - - - - - - = , , 2 , 1 , 2 , 1 , 1 , .... .......... (11) A la fin le facteur Skin est estimé par la formule suivante : ] ] . } \ | - ] ] . } \ | = w d w d eff d eff r r r r K K S ln ln , (12) Le flux du filtrat initial est déterminé par l’équation suivante : b t aq t dx c - = c ) ( (13) Où a = h r c C c c solide . ) 1 ( 2 / 1 o p - - - (14) b = ) 1 ( . c c k o p t t - - (15) L’application de l’équation de Darcy donne l’équation du gradient de pression de l’écoulement radial du système : k µ u r dp . t - = c (16) L’intégration de l’équation entre p w …..p e , r w ….r e , à t=0, x c =0, donne : P w – P e = hK r r q w e t µ ) ln( 2 1 0 avec q 0 débit de filtration initial (17) L’intégration de l’équation de Darcy entre p w ( x c>0 ) …..p e , r w( x c>0) ….r e , à t=t, x c =x c ( t) donne : P w( x c>0) – P e donne : k h k t x r r k r r µ t q pe pw c c w w w e . . ) ) ( ln( ) / ( ln( ) ( 2 1 t - - = - (18) L’intégration de l’équation de Darcy entre p w ( x c >0) …..p e , r w ( x c >0) …..r e à t=t, x c = x c ( t) où p w ( x c >0) est la pression à la surface du cake. Avec l’hypothèse que la pression du réservoir et celle au niveau du puits sont constantes durant la formation du cake, les équations ( 15 ) et ( 16) seront identiques à chaque temps t. Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 16 Le débit d’invasion du fluide peut être déterminé par la combinaison des équations ( 17 ) et ( 18) , ce qui donne : ) ) ( ln( ) ln( ) ln( ) ( 0 t x r r K K r r K r r q t q c w w c w e c w e - - = (19) Le débit de filtration change en fonction du temps, la substitution de l’équation ( 19 ) dans l’équation ( 13 ) donne : c c c c w w c w e solid c w e k h r t x r r K K r r C K r r q t x p t t t ) 1 ( ) ) ) ( ln( ) ( ln( ) ln( 2 1 ( 0 u - - - - = c c (20) L’équation ( 20) peut s’écrire : c c c c w w c w e solid c w e c c t k h r t x r r k k r r C k r r q t x t t x p t t t ) 1 ( ) ) ) ) ( ln( ) ( ln( ) ln( 2 1 ( ) ( ) ( 0 u - A - - - = - A - (21) où t=0,1,2,…..( TMAX-Δt) . TMAX est le temps d’exposition maximum pour un intervalle donné. L’équation ( 21) est utilisée pour calculer l’épaisseur du cake. Par exemple, si le l’intervalle de temps est égale à 1, x c à t=1 peut être calculée lorsque q o et x c à t=0 sont connues. Le débit de filtration après le temps suivant peut être calculée après l’estimation de l’épaisseur du cake. L’équation ( 19) pour le temps suivant peut être exprimée par : ) ) ( ln( ) ln( ) ln( ) ( 0 t t x r r k k r r k r r q t t q c w w c w e c w e A - - - = A - (22) où t=0,1,2… ( TMAX - Δt ) . Enfin, la réduction de la perméabilité et le calcul de la saturation en huile, la saturation en eau, les perméabilités relatives ainsi que le skin seront déterminés par les équations ( 13 à 17 ) développés dans le texte. Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 17 IV.4 .2 Données utilisées Tableau IV.2.1 : Valeurs des données utilisées dans le modèle Symbole Désignation Unité Valeur r w r e P e P w η h K K c C mud C f n 0 Φ c ρ c Φ S or S w S wi K romax f Rayon du puits Rayon d'invasion Pression de la zone envahie Pression du puits Vicosité de la boue Epaisseur du réservoir Perméabilité Perméabilité du cake Concentration de la boue Concentration du filtrat Indice d'écoulement Porosité du cake masse volumique du cake Porosité de la formation Saturation résiduelle à l'huile Saturation en eau Saturation irréductible en eau Perméabilité relative à l'huile maximale Coefficient de l'équation D = fu g M m Pa Pa Pa.s m m 2 m 2 kg/m 3 kg/m 3 sans sans kg/m 3 sans sans sans sans sans L 2-g /T 1-g 7 ,5.10 -2 40.10 -2 117 ,67 9.10 5 294,199.10 5 3 0 10 1. 10 -15 1.10 -21 1090 1000 2 0,4 2440 0,1 0,8 0,2 0,1 1 1,25 g Constante empirique de l'équation D=fµ g sans 51,7 ΔP =P w -P e Pression différentielle Pa 17 6,52.10 5 IV.4 .3 Programme utilisé Programme (Matlab) pour calculer l'épaisseur du cake, la vitesse de filtration, la perméabilité relative et le skin Programme pour calculer l'épaisseur du cake et la vitesse de filtration Entrer les données initiales rw=7 .5*10^- 2; re=40*10^- 2; Pe=117 .67 98*10^5; Pw=294.1995*10^5; mu=3 0; Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 18 h=10; Kf=1*10^- 15; K c=1*10^- 21; Cmud=1090; Cf=1000; K1=1; Phic=0.40; rauc=2440; f=1.25; g=51.7 ; phi=0.1; Sor=0.8; SW=0.20; Swi=0.10; Kromax=1; no=2; DP=Pw-Pe; %KTAUX=K1*5.099*10^- 2; KTAUX=K1*50.099*10^- 2; % Calcul de Csolid Csolid = Cmud - Cf; % La valeur initiale de xc n=40; %for t=0:n-1 %Qo=( 2*pi*( DP) *h*Kf) /( mu*( 10^- 3 ) *log( re/rw) ) ; Xc=0; rc = rw - Xc; %n=20; R=1; ro=0; to=0; format short % for r=1:n % R=r- 1; %toto( r) =R; for r=1:n Qo=( 2*pi*( DP) *h*Kf) /( mu*( 10^- 3 ) *log( re/rw) ) ; for t=0:n-1 toro1( t+1) =t; if rw~=0|rw~=Xc, rc = rw - Xc; terme1=Qo*log( abs( re/rw) ) *Kc*Csolid; terme2=log( abs( re/rw) ) *Kc; terme3 =Kf*log( abs( rw/( rw-Xc) ) ) ; Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 19 terme4=( terme2+terme3 ) *pi*rc*h; terme5= 0.5*( terme1/terme4) ; terme6=( terme5-KTAUX) *( ( t-to) ) ; y=Xc;%tr9( t) =y; Xc=( y+( terme6/( ( 1-Phic) *rauc) ) ) ; %if t==n % t=t- 1; ter( t+1) =abs( Xc) ;z=Xc- y;tr8( t+1) =abs( z) ; %Q=( Qo*60*log( re/rw) *Kc) /( log( abs( re/rw) ) *Kc + ( Kf*log( abs( rw/( rw- Xc) ) ) ) ) ;%*( 10^6) *60; termes1=Qo*60*log( re/rw) *Kc; termes2=log( abs( re/rw) ) *Kc; termes3 =Kf*log( abs( rw/( rw-Xc) ) ) ; Q=termes1/( termes2+termes3 ) ; ter1( t+1) =abs( Q) ; end MAT( r,t+1) =ter( t+1) ; %mat1( r,t+1) =tr8( t+1) ; mat( r,t+1) =ter1( t+1) ; if r==1 %& mu==1 toro( t+1) =MAT( r,t+1) ; % toro1( t+1) =mat( r,t+1) ; toro2( t+1) =mat( r,t+1) ; end % to=t; % end %end %------------------------------------------------------------ ESTIMATION DU SKIN % Calcul des indices lyn1=( Q/( 2*pi*60*r*( 10^- 2) *h) ) ^g; lyn2=f*( 1-g) ; lyn3 =( 1/r*( 10^- 2) ) *lyn1*lyn2; rez1=Q/( 2*pi*r*60*( 10^- 2) *h) ; rez2=phi*( 1-Sor) ; Alpha=lyn3 - ( rez1/rez2) ; Bet a=f*( ( Q/( 2*pi*r*60*10^- 2*h) ) ^g) ; Eta=( ( t- to) /( ( ( 10^- 2) *( r- ro) ) ^2) ) ; Teta=( ( t- to) /( 10^- 2) *2*( r-ro) ) ; % Calcul des coefficients de la matrice A=abs( Beta*Eta - Alpha*Teta) ;ter6( r) =A; B=- abs( ( 2*Beta*Eta) +1) ;ter3 ( r) =B; C=abs( ( Beta*Eta) + ( Alpha*Teta) ) ;t r5( r) =C; Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 20 %-------------------------------------------------------------- if r==1 c( r) =Cf; b( r) =- ( ter6( r) *Cf) ; elseif r<=n c( r) =0; b( r) =c( r) ; elseif r==n c( r) =0; b( r) =c( r) ; elseif t>0|Q>0 if r==1 c( r) =Cf; b( r) =- ( ter6( r) *Cf) ; elseif r==n b( r) =0; end end %------------------------------------------------------------------------- %FIN DU TEST. %---------------------------------------------------------------------- to=t; %Qo=Q/60; end ro=r; Xc=0; % end for P=1:n r=P+1; M( P,P) =ter3 ( P) ; if r<=n M( P,r) =tr5( P) ;end if r<=n M( P+1,P) =ter6( r) ;end end %for w=1:n term=( inv( M) *b') ; b1=term'; %end %b=b*10^3 ; %------------------------------------------ Courb e de la concentration en fonction du rayon d'endommagement %--------------------------------------------------------------- subplot( 2,2,1) ; Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 21 plot( b1,'r') ; title( 'Filtrat/rayon d'endommagement') ; ylabel( 'Concentration du filtrat en ( g/m3 ) ') ; xlabel( 'Rayon d'endommagement ( m) ') ; %warning on; %------------------------------------------ %------------------------------------------ %CALCUL DU SKIN %----------------------------------------- %CALCUL DE LA SATURATION som=0; Keff=1; r1=1; %hold on; for r2=1:n Sb( r2) =( b1( r2) *( SW-Swi) ) +Swi; Kro( r2) =Kromax*( ( ( 1- Sb( r2) - Sor) /( 1-Swi-Sor) ) ^no) ; %-------------------------------------------------------------------- %Courb e DE LA PERMEABILITE RELATIVE EN FONCTION DU RAYON %D'ENDOMMAGEMENT %--------------------------------------------------------------------- subplot( 2,2,2) ; plot( Kro,'r') ; title( 'Kro en fonction du rayon d'endommagement') ; ylabel( 'Pe rméabilité relative de l'huile( m2) ') ; xlabel( 'Rayon d''endomagement ( m) ') ; if r2==1 som=som+( r2*( 10^- 2) - rw) *Kro( r2) ; Kd( r2) =som+( r2*( 10^- 2) - rw) *Kro( r2) ; SKIN( r2) =( ( Keff/Kd( r2) ) - 1) *log( n*( 10^- 2) /rw) ; else som=som+( r2*( 10^- 2) - r1*( 10^- 2) ) *Kro( r2) ; Kd( r2) =som+( r2*( 10^- 2) - r1*( 10^- 2) ) *Kro( r2) ; SKIN( r2) =( ( Keff/Kd( r2) ) - 1) *log( n*( 10^- 2) /rw) ; r1=r2; end subplot( 2,2,3 ) plot( SKIN,'r') ; title( 'SKIN en fonction du rayon d'endommagement') ; ylabel( 'SKIN ') ; xlabel( 'Raron d'endommagement en cm') ; end subplot( 2,2,2) plot( toro1,toro,'r') ; Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 22 title( 'Epaisseur du cake en fonction du temps') ; ylabel( 'Epaisseur du cake ( m) ') ; xlabel( 'Temps( min) ') ; subplot( 2,2,1) ; plot( toro1,toro2,'r') ; title( 'Débit d''écoulement en fonction du temps') ; ylabel( 'Débit ( m3 /min) ') ; xlabel( 'Temps( min) ') ; Annexe V V. 1.Dosage des hydrocarbures totaux par Infrarouge Mode opératoire: L'échantillon doit être homogénéisé avant pesée ( de l 'ordre de 2g/L) Extraction : - fixer les cartouches aux adaptateurs. - peser les échantillons dans les cartouches. - placer une boule de coton hydrophile au-dessus de l'échantillon et mettre en place les cartouches dans l'unité d'extraction. - mettre sur position "boiling". Les cartouches sont immergées dans le solvant CCl 4 à 160°C ; le temps d'immersion ( 20- 3 0 min) dépend du type de l'échantillon. Récupération - après rinçage de l'échantillon avec CCl 4 , récupérer les extraits, ces derniers sont passés sur Florisil et Na 2 SO 4. Les volumes recueillis sont mesurés dans des éprouvettes graduées de 100 mL. Mesure de la concentration des extraits en hydrocarbures - l'extrait est introduit dans une cuve en quartz de 1cm d'épaisseur, il est ensuite analysé par spectrométrie IR. - le logiciel CxHx nous donne la concentration en hydrocarbures recherchée ( en mg/kg) . V.2 Analyse minéralogique des cuttings contaminés et du sol de HMD non contaminé Figure VA.1 : Analyse minéralogique des cuttings contaminés Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 23 Figure VA.2 : Analyse minéralogique du sol non contaminé V.3. Identification Microbiologique V.3.1 Composition des milieux Milieu M1 : Le milieu M1 est le milieu choisi pour l'isolement et la purification des souches. C'est un milieu qui contient un e base en sels minéraux et une source de carbone et d'énergie : le gazole. Pour 1 L d'eau distillée il renferme : K 2 HPO 4 ( 5 g) , KH 2 PO 4 ( 5 g) , MgSO 4 ( 2 g) , NaCl ( 0,1g) , NaNO 3 ( 5g) , extrait de levure ( 3 g) , agar- agar ( 18 g) , glucose ( 15 g) . Son pH est de 6,5. Le milieu ainsi obtenu doit être chauffé à 60°C sous agitation pendant 1 h pour un bon mélange de ses constituants ; après ajustement du pH le milieu est stérilisé dans l'autoclave à 120°C pendant 20 min. L'ajout de l'hydrocarbure ( gazole) à une concentration de 2% doit se faire après la stérilisation pour éviter sa volatilisation. Milieu de conservation : Le milieu de conservation présente la même composition que le milieu d'isolement. La différence réside dans l'utilisation du fructose en remplacement du glucose, vu sa lente dégradation permettant une durée maximale de conservation. Il est constitué de : K 2 HPO 4 ( 5 g) , KH 2 PO 4 ( 5 g) , MgSO 4 ( 2 g) , NaCl ( 0,1g) , NaNO 3 ( 5g) , extrait de levure ( 3 g) , agar- Agar ( 18 g) , fructose ( 1%) , le tout p our 1 3 d'eau distillée. Son pH est de 6,5. Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 24 V.3.2 Observation macroscopique Tableau VA.1 : Résultats de l'observation macroscopique Souche Consistance Surface Opacité Contour Elévation Forme Couleur Diamètre 104 visqueuse lisse translucide régulière convexe régulière crème > 1mm 111 visqueuse lisse translucide régulière convexe régulière beige 1mm 1136 crémeuse sèche translucide régulière convexe ronde rouge 2mm 135 visqueuse rugueuse translucide irrégulière convexe irrégulière blanche 2mm 136 crémeuse lisse opaque irrégulière plate extensive blanche 2mm 137 crémeuse lisse brillante opaque régulière convexe ronde jaune > 2mm 139 visqueuse lisse brillante translucide régulière convexe ronde blanche 3 mm 142 crémeuse lisse brillante opaque régulière convexe ronde beige 2mm 152 crémeuse lisse opaque régulière convexe ronde Jaune blanchâtre 1mm Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 25 V.3.3 Observation microscopique Tableau VA.2 : Résultats de l'observation microscopique des souches isolées Etat frais Coloration de Gram Souche Présence de spores Mobilité Arrangement Forme des cellules Gram 104 / + isolées en paires et en chaînettes colibacilles à tendance cocci - 111 / + isolées et en amas colibacilles - 13 61 / + / ovales allongés avec bourgeonnement / 13 5 + + isolées et en paires colibacilles + 13 6 + + isolées et en paires colibacilles + 13 7 / - isolées et en amas cocci + 13 9 + + isolées en paires bacille + 142 / - / ovales allongés avec bourgeonnement / 152 / + isolées en paires et en amas cocci + Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 26 V.3.4 Résultats des tests biochimiques Tableau VA.3 : Résultats des tests biochimiques des souches isolées AS : aérobie stricte /AF : aérobie facultatif / AAF : aéroanaérobie facultative / + : résultat positif - : résultat négatif / O : Oxydatif /OF: Oxydatif et fermentatif / PZ: poudre de zinc. 152 13 9 13 7 13 6 13 5 111 104 Souche Tests AAF AAF AS AS AAF AAF AAF Type respiratoire ( VF) + + + + + + + Catalase - - - - - - - Oxydase + + + + + +( PZ) +( PZ) Nitrate réductase M é t a b o l i s m e é n e r g é t i q u e . + + - - + + + Gluc. + + + - + + + Lac/Sac - - - - - - - H 2 S - - - - - - + Gaz M i l i e u T S I + + + + + + + Β-galactosidase ( ONPG) - + - - - + + Citrate perméase. - +/- - - + - + Mannitol - + - + + + + Mobilité - - - - - - + Gaz M i l i e u M a n n i t o l / m o b i l i t é . - + + - + - + VP + - - - - - - RM M i l i e u c l a r c k e t l u b s M é t a b o l i s m e g l u c i d i q u e . + - +/- - + +/- + ADH - + - - - +/- - LDC - + - - + - + ODC M i l i e u m o e l l e r - - + - -/+ +/- + Uréase - + + + + + - TDA - - - - - - - Indole M i l i e u u r é e / I n d o l M é t a b o l i s m e p r o t é i q u e . - - - - - - - King A - - - - - - - King B OF OF O O OF OF OF Mevag Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 27 (a) (b) Figure VA.1 : Aspect macroscopique ( a) et microscopique ( b) ( après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 13 5 (a) (b) Figure VA.2 : Aspect macroscopique ( a) et microscopique ( b) ( après coloration de gram au grossissement GR×100) de l a souche 13 6 (a) (b) Figure VA.3 : Aspect macroscopique ( a) et microscopique ( b) ( après coloration de Gram au grossissement GR×100) de l a souche 13 9 Les souches 13 5, 13 6 et 13 9: présentent une morphologie en bacille à gram positif, avec présence de spore, la catalase positive et oxydase négatif ; ces caractéristiques sont communes au genre Bacillus. Les souches sont nommées Bacillus sp. Classification des espèces : 135,136 et 139 Domaine : Bacteria., Phylum : Proteobacteria, Classe : Bacilli, Ordre : Bacillales, Famille : Bacillaceae, Genre : Bacillus., Espèce: Bacillus. sp. Les annexes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 28 (a) (b) Figure VA.4 : Aspect macroscopique ( a) et microscopique ( b) ( après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 13 7 La souche 13 7 comprend des cocci à gram positif, ONPG et catalase positifs ; caractères communs entre les genre Micrococcus et Staphylococcus mais, vu qu'elle est aérobie stricte, on a attribué cette souche au genre Micrococcus. Les tests biochimiques ont montrés que cette souche peut être nommé Micrococcus varians Classification de la souche 137: Domaine : Bacteria, Phylum: Actinobacteria, Classe : Actinobacteria, Sous-classe : Actinobacterida, Ordre : Actinomycetale, Sous-Ordre : Micrococcineae, Famille : Micrococcaceae, Genre : Micrococcus, Espèce: Micrococcus varians. V.4 Temps de demi-vie des composés aromatiques polycycliques Tableau VA.4 : Temps de demi-vie des composés aromatiques polycycliques dans l'environnement (Mackay et al., 1992) Constituant Air Eau Sol Sédiment Naphthalène Acénaphthalène Fluorène Phénanthrène Anthracène Pyrène Fluoranthène Chrysène Benz[a]anthracène Benzo[a]fluoranthène Benzo[a]pyrène Pérylène Dibenz[a,h]anthracène 1 jour 2 jours 2 jours 2 jours 2 jours 1 jour 1 jour 1 jour 1 jour 1 jour 1 jour 1 jour 1 jour 1 semaine 3 semaines 3 semaines 3 semaines 3 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 mois 8 mois 8 mois 8 mois 8 mois 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 8 mois 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 6 ans 6 ans 6 ans 6 ans 6 ans 6 ans 6 ans 6 ans RESUME Résumé Lors des forages pétroliers, la traversée des formations argileuses pose des problèmes dont la résolution est étroitement liée à la compréhension des interactions argile -fluide de forage. Vu les imperfections des fluides à base d'eau (WBM) face aux problèmes des argiles, les systèmes de fluides émulsionnés à base d'huile (OBM) ont apporté des améliorations significatives. Cependant, la pollution qu’ils engendrent rend indispensable un traitement des boues usagées. Au cours de ce travail, nous avons voulu confronter le maximum de données de laboratoire à des données effectives de chantier et ce, dans l’espoir d’apporter une contribution à la résolution des problèmes réels. Trois systèmes modèles de fluides du type WBM on été sélectionnés : ils conti ennent, en plus des polymères conventionnels (xanthane et cellulose polyanionique), des inhibiteurs de gonflement et de dispersion des argiles (polyacrylamide partiellement hydrolysé, silicates de sodium, polyalkylèneglycols). La comparaison de leurs perfo rmances, grâce à l'utilisation d'une nouvelle méthode basée sur la filtration sur pastilles compactées, a été discutée : - du point de vue macroscopique par l'analyse de leurs caractéristiques rhéologiques et de filtration, le suivi des interactions argile -fluide par l'étude des propriétés électrocinétiques, granulométriques et de rétention des polymères, - et à l'échelle microscopique par diffraction X in -situ (wet cell) et par diffraction de la lumière. Les caractéristiques rhéologiques et de filtration ont été corrélées aux propriétés électrocinétiques et complétées par l'étude des propriétés interfaciales et de mouillage. Le système aux silicates présente les meilleures performances en termes d'inhibition. L'étude de la stabilité des systèmes émulsionnés (OBM) a porté sur l'influence du type et de la concentration des tensioactifs, de la proportion de phase dispersée et de la présence d’autres additifs. La concentration optimale est celle donnant un compromis entre une stabilité électrique acceptable, un p ourcentage d’émulsion élevé et une meilleure résistance à la centrifugation. Le suivi de la variation de la phase émulsionnée, de la stabilité électrique et de la distribution granulométrique a permis de classer les différents émulsifiants. Parallèlement aux mesures rhéologiques, l'analyse des structures formées (émulsion-argile organophile) par diffusion des neutrons aux petits angles (SANS) a permis d'expliquer les mécanismes de stabilisation. Une nouvelle formulation d'émulsifiants, proposée pour un essa i sur chantier, a donné des résultats encourageants par rapport aux formulations commerciales. Au niveau du réservoir, l’impact des fluides de forage est appréhendé par l’étude des processus d’endommagement de la roche. Un de nos objectifs était de corrél er les résultats globaux obtenus pour la formulation complète avec l'endommagement induit par les additifs seuls. Les essais réalisés ont montré l'influence de la nature, de la composition chimique, et de la granulométrie des additifs. Vu la complexité des phénomènes mis en jeu, la prévision de l'endommagement par une tentative de modélisation a décelé des liens entre les propriétés des fluides utilisés, les caractéristiques de la roche et l'importance de l'endommagement induit. La filtration statique favor ise la formation du "cake" alors que la filtration dynamique contribue à l'invasion du filtrat. Sur le plan environnemental, en plus des pertes de circulation des fluides pendant et après le forage, le bourbier, en tant que collecteur des produits liquide s et solides issus du forage, représente une grande source de pollution et de danger. Le diagnostic des techniques de traitement utilisées a montré des imperfections majeures pouvant induire des nuisances pour la santé humaine, l'écosystème et l'environnem ent. Le présent travail s’est focalisé sur quelques éléments de réponse à l'équation performance -coûtenvironnement, en proposant un traitement biologique. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales RESUME Abstract In petroleum drilling operations, crossing shale formations poses problems whose solutio n is strongly related to the understanding of shale -drilling fluid interactions. Due to the lack of performances of water-based fluids (WBM) faced with shale problems, emulsified oilbased fluids (OBM) afforded significant improvements. However, the main t echnical difficulty lies in the treatment of the pollution generated by these emulsions. The present work intends to compare a maximum of laboratory data with actual field data and, hopefully, will bring a contribution to resolve practical problems. Three WBM model systems were chosen: to conventional polymers (xanthan and polyanionic cellulose) shale swelling and dispersion inhibitors (partially hydrolyzed polyacrylamide, sodium silicates, polyalkyleneglycols) were added. Thanks to the use of a new compacted pellet-based filtration technique, their performances were discussed: - from the macroscopic point of view, through the analysis of their rheological and filtration characteristics and the consideration of shale-fluid interactions by the study of electrokinetic properties, particle size distribution and polymer retention, - and, on the microscopic scale, by in situ X-ray diffraction (wet cell) and light diffraction. Rheological and filtration parameters were correlated with electrokinetic properties and confirmed by the variations of interfacial and wetting characteristics. The silicate system shows the best inhibition performances. The study of OBM stability concerned the influence of surfactant type and concentration, dispersed phase ratio and other ad ditives. The optimum surfactant concentration is that yielding a compromise between high electrical stability, high emulsion ratio and good resistance to centrifugation. The various emulsifiers were classified according to the variation of emulsion volume, electrical stability and drop size distribution. Parallel to rheological measurements, the analysis of the structures appearing in emulsion organoclay mixtures by small angle neutron scattering (SANS) allowed to explain the mechanisms of emulsion stabilization. A new emulsifier mixture, proposed for a full-scale field test, yielded encouraging results, compared with those of commercial formulations. In the reservoir, the effect of drilling fluids was apprehended by a formation damage study. Our objective was to correlate the global results obtained by a whole drilling fluid system with the damage generated by individual components. The tests showed the influence of the nature, composition and particle size of additives used in fluids. Due to the complexity of the phenomena involved, an attempt to model and predict damage showed some links between fluid properties, porous medium characteristics and induced damage ratio. Static filtration favors cake formation whereas dynamic filtration contributes to filtrate invasion. As regards environment, in addition to circulation fluid loss during and after drilling, the pit, as a collector of liquid and solid products coming from drilling, is a big source of pollution and danger. The diagnosis of the treatment techniq ues used showed major imperfections able to induce hazards for human health, ecosystems and environment. With the proposal of a biological treatment, the present works approach a solution of performance -costenvironment equation. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales DEDICACES Dédicaces A la mémoire de mon père "Ahmed" Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales REMERCIEMENTS Remerciements Ce travail est le fruit d’une collaboration entre la société Sonatrach/Division Centre de Recherche et Développement (CRD), le Laboratoire de Génie chimique (Institut National Polytechnique de Toulouse) et le Centre de Recherche sur la Matière Divisée (CNRS- Université d’Orléans). Je tiens à remercier Mr Rabah Siaci, Directeur de la Division CRD/Sonatrach, d’avoir accepté la prise en charge de cette thèse. Sans les facilités accordées par la Direction Gisements, le présent travail n’aura it pu être réalisé. Que Monsieur Fethi Ferfera, Directeur Gisements, trouve ici le témoignage de ma reconnaissance et mes remerciements pour sa présence en tant que membre invité du jury. M Joël Bertrand, Directeur du Laboratoire de Génie Chimique, m’a ac cueilli parmi les doctorants de cette Unité Mixte de Recherche, associée au CNRS : qu’il en soit ici remercié. Et, je ne saurai oublier de remercier Mme Marie-Louise Saboungi, Directrice du CRMD à Orléans pour son accueil au laboratoire. J’ai été très sensible à l’honneur que m’a fait Monsieur Florent Bourgeois, Professeur à l’ENSIACET, en acceptant de présider le jury de cette thèse. Mes remerciements vont aussi à Mme Christine Dalmazonne, de la Division Chimie et Physico-Chimie Appliquées de l’Institut Français du Pétrole, pour avoir bien voulu être rapporteur de cette thèse malgré ses multiples tâches. Je tiens à exprimer ma plus vive gratitude à M. Henri Van Damme, professeur à l’Ecole Supérieure de Physique et Chimie Industrielle de Paris, d’avoir acc epté d’être rapporteur de cette thèse et d’y avoir consacré du temps en dépit de ses multiples engagements. C’était autour d’une table dans le cadre d’un dîner , au 2ème Congrès Mondial de l’émulsion à Lyon que j’ai eu l’honneur et le plaisir de connaître M. Jean Paul Canselier du Laboratoire de Génie Chimique (LGC/INP Toulouse). J'éprouve aujourd’hui une grande satisfaction à travers la rédaction de cette thèse à le remercier d’avoir accepté d’encadrer et de suivre ce travail. J'exprime ici ma profonde reconnaissance pour sa disponibilité et son accueil chaleureux et familial. J’ai eu beaucoup de plaisir à travailler avec M. Canselier en qui j’ai trouvé un réservoir de connaissances scientifiques et culturelles. Mes séjours à Toulouse ont toujours étés couronnés d’avancement et remplis de bons souvenirs. Je vous remercie, ‘Chef’, pour vos qualités humaines et votre gentillesse. Un grand merci à Mme Christiane Canselier : avec elle, Toulouse c’était l’Algérie. Travailler dans le domaine pétrolier, traiter un sujet sur le forage pétrolier et les fluides de forage, c’est aussi devoir connaître la nature minéralogique et physico -chimique des formations traversées qui souvent contiennent des argiles. De plus, le grand problème des puits de forage se pose au niveau de l’utilisation des argiles comme boues de forage et en tant que problèmes rencontrés. La résolution de ces questions passe en partie, par l’étude des interactions argile eau. Il aurait été impossible pour moi de mener ce travail sans la guidance éc lairée de Mme Faïza Bergaya, Directeur de Recherche au CNRS. Suite à mon premier contact avec elle en 2001 au CRMD à Orléans, et ensuite en 2002 au CRD à Boumerdès, elle sut éveiller ma curiosité envers les argiles et me poussa à aborder le sujet sous des aspects plus physicochimiques et plus variés. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Fahima. Nicolas. et Yves. en plus de Joëlle. Je vous remercie du fond du cœur d’avoir supporté mes absences répétées. En parallèle. Je tiens à remercier aussi. Hakima. Julia. toutes mes excuses de vous avoir délaissés. je tiens à adresser mes remerciements à tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à l’aboutissement de ce travail. . Sans sa présence je n’aurais pas pu réaliser les essais de diffusion de neutrons à Saclay. Dany. son aide et son soutien. Avec ces deux co encadrements. Salah. J’ai le sentiment de l’avoir toujours comptée parmi mes meilleurs amis. Fabienne. Demri. Giles. ma gratitude pour votre apport scientifique et ma grande reconnaissance pour vos qualités humaines. Amélie. Abdullay et notre secrétaire. Madame. . je n’oublie pas mes amis : Aouad. Hichem. Encore une fois un grand merci à eux deux. pour son aide et son assistance dans la réalisation des expériences de SANS. j’ai tenté de me positionner à l’interface entre une compétence reconnue internationale des argiles et un expert des tensioactifs et des émulsions. Malek. Malika. Toma. Mohamed Hadjkali. Une thèse est une période avec de bons moments et d’autres qui le sont moins. de vous exprimer. donc à tout le personnel des Laboratoires CRD.au CRMD à Orléans.à Strasbourg. Je ne saurais terminer sans remercier mon père. Tri et José. Au terme de ma thèse. Jean Luc. Amel. Je remercie particulièrement Nathalie Cohaut. Géologie et TRH ainsi que les structures de soutien. Dans cette thèse co -dirigée par Mme Bergaya et M. pour son accueil. Ce sont dans ces derniers que l’on reconnaît le véritable soutien. mes chers enfants. Merci d’avoir été toujours là à côté de moi et au fond de mon cœur. le temps m’a semblé trop court et je me dis toujours que je n’ai pas su profiter et bénéficier pleinement de leurs expertises respectives. Bergaya pour sa gentillesse et ses conseils amicaux au cours de mes séjours orléanais. Lynda. Je ne saurais oublier de remercier M. j’ai eu le grand plaisir de connaître Mme Joëlle Duplay et l’équipe du Centre de Géochimie de la Surface de Strasbourg. Mes séjours à Orléans étaient toujours des moments de travail et de détente. Françoise. Et je remercie tout particulièrement : .au CRD en Algérie. Karim. sa disponibilité. ma mère et tous mes frères et sœurs ainsi que toute ma belle-famille de m’avoir soutenu et aidé pendant ces années. Mr Lapp au CEA. je remercie vivement Laurence. Je n'oublie pas mes chers amis Said. LGC. de mes séjours à Toulouse et Orléans. Permettez -moi. J’ai une pensée toute particulière pour la mémoire de mon collègue et frère H. Radja. Rhyad et Adel. mes passages à Orléans ont aussi aiguisé mon besoin de connaissances.à Toulouse. Tania. et votre soutien inestimable. mes collègues des directions Gisements. Mes vifs remerciements pour m’avoir accueilli chaleureusement. Ilyes. . Mounir et Stéphane qui ont rendu mes séjours agréables. Ma chère épouse Malika. Canselier. Jean-Luc Trompette. CRMD et CGS. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales . où j’étais en famille avec l’équipe du Laboratoire. Cela m’a permis de lancer d’autres projets d’analyse dans le cadre de ma thèse et d'aboutir au démarrage d’un projet de collaboration Franco-Algérien. invitée à ce jury. Les fluides de forage sont souvent considérés comme un bon exemple d’un milieu dispersé et d’étude des interfaces. Je remercie Mme Duplay de m'avoir donné l'occasion de travailler avec elle et d’avoir accepté de faire partie du jury de cette thèse. surtout à un moment si proch e de leurs retraites. votre accueil familial.REMERCIEMENTS En plus du savoir scientifique acquis auprès de Mme Bergaya. SOMMAIRE . 1 Types d’émulsion……………………………………………………… ………….1 Les polymères utilisés dans les fluides de forage……………………………………… .3 Le polyacrylamide partiellement hydrolysé (PHPA)…………………………. I..2.2.. I.2..2...3.2 Approches développées pour résoudre les problèmes posés……………… ………….4.2.4.4.1 Les agents tensioactifs…………………………………………………………………... I.2 Les problèmes des argiles au cours du forage ………………………………………...1.2.4..2 Notion de HLB et sa détermination……………………………………………… I...2 Les celluloses polyanioniques (PAC) et le carboxyméthylcellulose………… .2..1 La gomme de xanthane (xanthane)……………………………………………….6 Stabilité des émulsions…………………………………………………………… I..1 Classification des agents de surface…………………………………………...2.. I.. I..2 Propriétés des agents tensioactifs……………………………………………….4.3 Additifs utilisés pour inhiber le gonflement des argiles et la dispersion des argiles… .4. I. I...1....3.4.4 Agents tensioactifs et émulsions dans les fluides de forage…………………………….5 Caractérisation des émulsions………………………………………………….SOMMAIRE Sommaire Résumé Dédicaces Remerciements Liste des figures Liste des tableaux Nomenclature Abréviations utilisées INTRODUCTION CHAPITRE I : Bibliographie sur le forage et les fluides de forage I. I...2 Fonctions…………………………………………………………………………………….4 Les glycols…………………………………………………………………………… I.1.3 Evolution des familles de polymères utilisés dans les fluides de forage……………… I.2. I. I. I..2 Les principaux polymères utilisés dans les formulations étudiées…………………… .2.3.1 Les fluides de forage ……………………………………………………………………...2.. I.4 Techniques d’évaluation de l’inhibition des argiles…………………………………… … I. I.3.1. I.8 Méthodes expérimentales pour l’étude de la stabilité des émulsions……… .....4.2.2.2.4.2. I.4.4 Propriétés des fluides de forage………………………………………………………….2 Les émulsions………………………………………………………………………………. I. I.3.... I.2. I..4.3.3 Aspect des émulsions…………………………………………………… ………. I.1 Classification des formations argileuses…………………………………….1 Définition…………………………………………………………………………………….4.4 Formation des émulsions………………………………………………………… I.1.3.3 Compositions des différents types……………………………………………………… … I..2. I.7 Déstabilisation des émulsions…………………………………………………….4. I. I. I..3 Les applications des agents de surface dans l 'industrie pétrolière…………………… 2 2 3 3 6 11 11 13 16 21 22 24 25 25 26 27 28 28 30 30 31 32 34 34 35 36 36 37 38 41 42 44 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales ...1.5 Les silicates de sodium……………………………………………………………. 6.5 Essais de filtration sur pastilles…………………………………………………………..2.3.2.4 Les fluides de forage……………………………………………………………………………. I..1. II... II.3 Réactivité et Morphologie des cuttings d’argiles………………………………… …….4 Influence de la concentration en polymères sur le potentiel Z êta et sur la transmission de lumière…………………………………………………………………. II....5.2 Endommagement par les fluides de forage……………………………………………….5.5.3.2 Endommagement et type de fluide de forage………………………………… .2 Traitement thermique……………………………………………………………… II..2..3.1 Filtration………………………………………………………………………………………. I. II.6 Pollution par les fluides de forage et techniques de traitement………………………….1..1 Généralités sur l’environnement……………………………………………………………. II.7 Synthèse…………………………………………………………………………………………… 45 45 46 46 47 48 48 49 50 51 53 54 54 55 57 58 59 60 63 CHAPITRE II : Interactions Argiles-Polymères et propriétés de filtration II.5 Filtration et Endommagement par les fluides de forage………………………………….1 Influence de la concentration et de la nature des polymères sur la rhéologie…… …... II.. I..4.5.5... I.1 Filtration statique…………………………………………………………………… . I.3 Endommagement et méthodes de laboratoire utilisées………………………… I. I.3 Modélisation de l’Endommagement………………………………………………………. II.1 Composition minéralogique………………………………………………………………. II.6..2 Influence des additifs sur les propriétés électrocinétiques…………………………… .. I.3 Influence de l’addition de bentonite sur la rhéologie………………………………… ….2...2..6 Méthodes de traitement de la pollution…………………………………………………….5...2.4 Synthèse sur la filtration et l’endommagement…………………………………………… I. I.. I.3. I.1 Préparation et caractérisation des pastilles…………………………………………….6..5.5.6...5.4 Influence de la concentration en KCl et en silicate de sodium……………………… .5. I. II. II. II.6. II.5..4 Endommagement par les fines……………………………………………………..4 Evolution de la technologie des fluides de forage……………………………… ………… I.5 Pollution par les hydrocarbures et effets sur la santé…………………………… ……….5.2 Les différentes approches d'intégration de l'environnement……………………………... II.SOMMAIRE I.5 Influence de la nature des polymères sur la tension superficielle……………….3.3 Influence de la force de compaction……………………………………………………… II.2 Caractérisation des argiles du champ de Hassi Messaoud …………………………….3 Les solutions de polymères……………………………………………………………………. .1 Généralités sur les argiles présentes au niveau des champs algériens……………….2 Influence de la concentration en KCl sur la rhéologie……………………………… .5 Influence de la température sur les propriétés de filtration…………………………… ..6.5.1 Influence des additifs sur les propriétés rhéologiques et de filtration………… ……… II.2 Caractérisation des fluides utilisés……………………………………………………… II.2 Traitement préliminaire des cuttings d’argiles…………………………………………… II. II...1 Lavage des cuttings par différents solvants……………………………… ……..5.4.5.2.1 Endommagement et mode de filtration…………………………………………… I.2.2 Filtration dynamique………………………………………………………………… I.4.3 Etude comparative des performances des fluides de forage………………………… . II. 65 66 68 68 69 70 71 73 73 76 77 79 79 80 80 83 84 87 87 88 89 90 92 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales .2.. II.2..3 Concepts managériaux de l'environnement dans l'activité du forage………………….. I. I.. II.2. 100 II.7.5...1 Le caractère hydrophile-lipophile (HLB)………………………………………………. 112 III.5.5.. 108 III.3 Propriétés des émulsifiants…………………………………………………………………… 111 III..6. . 115 III.. 143 IV.5 Influence de la Barite et de la Chaux………………………………………………… … III.1 Méthodologie expérimentale………………………………………………………………….6.. III.4 Influence de l’argile organophile et du réducteur de filtrat…………………………… III. III.3 Influence de la teneur en phase dispers ée……………………………………………..SOMMAIRE II.1 Comportement des émulsions en présence d’un seul type de tensioactif………… . 107 III.5. 144 IV.6. 108 III....... 116 116 119 123 125 127 128 128 131 131 132 III. 136 III.2 Caractérisations minéralogique et pétrophysique de la roche …………………………...2 Granulométrie des mélanges Bentonite -Polymère……………………………………… 102 II.6.1 Analyse par Wet-cell X ray Diffraction…………………………………………………...3.8 Discussion et synthèse……………………………………………………………………….4 Rhéologie et stabilité des émulsions…………………………………………………….2 Systèmes gazole/saumure/tensioactifs: Influence de la durée et de la température de centrifugation…………………………………………….6.7 Essais pilote avec les nouveaux émulsifiants proposés………………………………. III.. 105 CHAPITRE III : Les Tensioactifs et les Emulsions dans les fluides de forage III.6 Etude systématique de la stabilité des émulsions……………………………………….…………………………….7.8 Synthèse des résultats………………………………………………………………………….3 Dosage de l’eau dans la phase continue après centrifugation……………… ………. 144 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales .4 Emulsions : méthodes de préparation et stabilité……………………………………….2 Caractérisation des tensioactifs …………………………………………………………….2 Analyse par spectroscopie IRouge et RMN…………………………………….5 Effets des additifs sur le comportement des émulsions………………………………… III. II. III.. 138 CHAPITRE IV : Endommagement de la roche réservoir et Modélisation IV.1 Analyse des résultats laboratoire………………………………………………………….5. 109 III...3..2.3 Essais d'endommagement par les OBM…………………………………………………….1 Systèmes gazole/eau/tensioactifs: influence d'une centrifugation appliquée à la partie émulsionnée………………………………………………………………………… III.1 Essais de déplacement par les fluides de forage ………………………………………….2 Analyse des tests réalisés sur chantier par le système au silicate…………………… . III..2.7 Evaluation des performances des interactions polymère – minéral…………………… 100 II.2 Concentration Micellaire Critique (cmc) : détermination par fluorescence moléculaire……………………………………………..6 Etude du pouvoir inhibiteur des fluides de forage………………………………………… II.6.1 Analyses préliminaires des tensioactifs………………………………………………….. 93 93 97 II. 111 III. III.2 Comportement des émulsions en présence du couple de tensioactifs…………… .. 162 IV. 182 V.. 182 V.6. 177 V. V.3..2.5. V.1 Endommagement par les fluides de forage formulés………………………………….3.2 Filtration et modélisation de l'endommagement………………………………………...4 Analyse de l'endommagement par les systèmes émulsion-argile organophile : Etude par diffusion à petits angles des neutrons………………………………………… 144 147 151 154 IV. V.2 Diagnostic des traitements de la pollution………………………………………………….1 Cas des fluides de forage à base d 'eau………………………………………………….5 Endommagement par les fluides WBM……………………………………………………… 160 IV..2 Traitement thermique………………………………………………………………….SOMMAIRE IV.. 190 V.7 Discussion et synthèse………………………………………………………………………… 169 CHAPITRE V : Pollution par les fluides de forage et traitement V.2. IV. 176 V. 161 IV..5 Etude de la biodégradation des additifs et des systèmes de fluides…………………..2 Détermination de la biodégradabilité………………………………………………… …. 185 V.3 Endommagement par les autres additifs……………………………………………….. 172 V. 184 V..6.……...1 Analyse des sources de pollution…………………………………………………………….6. IV.1 Problèmes de production au niveau du champ de Hassi Messaoud…………… ….7 Perspectives pour la proposition de nouveaux additifs………………………………….8 Synthèse…………………………………………………………………………………………… 192 CONCLUSIONS et RECOMMANDATIONS……………………………………………….1 Traitement par stabilisation/solidification……………………………………………….4 Méthodologie d'évaluation de la pollution………………………………………………….3..1 Identification………………………………………………………………………………… 185 V.2. 176 V.3.6 Modélisation de l'endommagement…………………………………………………………. 195 REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES ANNEXES Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales ...6 Etude de l’activité microbiologique vis-à-vis du gazole………………………………….2 Endommagement par les tensioactifs………………………………………………….. 176 V..3 Problèmes de pertes des fluides au cours du forage et contamination du sol……….3 Traitement biologique……………………………………………………………………… 174 174 175 175 V.5...6.1 Etude préliminaire…………………………………………………………………….2 Suivi de la cinétique de croissance des souches isolées………………………… …… 188 V. 161 IV.2 Cas des fluides émulsionnés………………………………………………………….3. IV.. 25 Figure I.13 : Variation du pH et du potentiel Zéta en fonction du vieillissement (a et b) et en fonction de la concentration en KCl pour 30 g/L de Bentonite (c)……………………….6 : Evolution du volume d’azote cumulé à travers les pores pour différents échantillons…………………………………………………………………………………………...12 : Viscosité du (a) xanthane (0...3 : Structure secondaire de la gomme xanthane à l’état solide …………………….…….15 : Evolution du (a) Potentiel zéta.…. II.. en fonction de la concentration en PHPA (a).1 : Effet du nombre de lavages par le gazole (1) et du mode de traitement (2) sur la contamination de l’argile……………………………………………………………………….79 Figure II.14 : Rhéogrammes des suspensions de bentonite à 2% en présence de xanthane (a)...5 : Influence de la granulométrie et de la contamination des cuttings de l'échantillon 21 de référence sur la variation de (a) la CEC et de (b) l’humidité …………………………..7 : Structure des anions silicate …………………………………………………………29 Figure I.9 : Schéma représentatif d’une molécule amphiphile ……………………………….....2%) et (b) PAC (0.9 : Variation de la viscosité des solutions de la gomme xanthane (a) et du PAC (b) en fonction de la vitesse de cisaillement pour différ entes concentrations ………………….4 : Effet de la température sur (a) la décontamination et sur (b) la minéralogie de l'échantillon de référence ………………………………………………………………….….8 : La polymérisation du silicate monomère et la formation de la barrière physique et chimique à l'invasion de filtrat et de particules ……………………………………………….5%) en fonction du gradient de cisaillement pour différentes concentrations en KCl ……………………………………..………76 Fig.75 Figure II.81 Les fluides de forage : Etude des performances et considérations environnementales .31 Figure I.10 : Comportement du tensioactif entre l’interface et la solution ……………..…...75 Figure II...Liste des figures Liste des figures Chapitre I Figure I.4 : Structure chimique de la CMC …………………………………………….16 : Evolution de la tension de surface avec la concentration en PHPA …………..….73 Figure II....11 : Variation du pH en fonction de la concentration en polymères ……………..25 Figure I.72 Figure II.74 Figure II.70 Figure II.…34 Figure I..69 Figure II.33 Figure I. PAC (b) et KCl (c)…………………………………………………………………………. en KCl (b) et la variation de la viscosité du filtrat en fonction du temps (c)……………………………………………………………………………………….3 : Photos ESEM sur des cuttings (échantillon 8) lavés au dichlorométhane et à l’eau oxygénée………………………………………………………………………………………70 Figure II.70 Figure II.2 : Photos ESEM (échantillon 8) lavés à l’hexane et séchés à 105°C………..10 : Viscosité du PHPA en fonction du gradient de cisaillement ………………..45 Chapitre II Figure II....27 Figure I.….....12 : Formation du cake interne et du cake externe ……………………………….78 Figure II.6 : Polyacrylamide partiellement hydrolysé (sel de sodium) …………………..….70 Figure II.8 : Rhéogrammes des solutions du xanthane (a) et du PAC (b) ……………………74 Figure II..7 : Diffractogramme et MEB de l’écha ntillon 21………………………………….2 : Structure primaire de la gomme xanthane…………………………………………. (b) Transmission et (c) Transmission-viscosité en fonction de la concentration en polymères ……………………………………………………79 Figure II.30 Figure I..26 Figure I........5 : Diminution des dimensions des chaînes du CMC dans un milieu salin …………27 Figure I..……..1 : Cycle du fluide sur le site de forage………………………………………………….17: Variation du volume de filtrat du système au PHPA.77 Figure II..2 Figure I...11 : Evolution de quelques propriétés physiques en fonction de la concentration en tensioactif…………………………………………………………………………………………....…….………... 125 Figure III.11 : Effet du type d’argile sur la rhéologie de l'émulsion sans tensioactif ……….…..130 Figure III..……92 Figure II..15 : Variation des paramètres rhéologiques en présence de NaCl……….….82% en KCl.113 Figure III.118 Figure III. b : 7 jours)……….…………..133 Les fluides de forage : Etude des performances et considérations environnementales . Vie illissement (24 h).4 : Evolution de la stabilité des émulsions à base du tensioactif secondaire seul après 24h (H/E : 90/10)……………………………………………………………….…….27 : Principe de la technique wet cell ……………………………………………….…….102 Figure II..………89 Figure II..7 : Evolution des classes granulométriques d'une émulsion inverse H/E: 60/40 préparée par les émulsifiants du groupe A (P/S : 10/10)………………………….104 Chapitre III Figure III.26 : Pourcentage d'inhibition (a) avec les différents systèmes de fluides et (b) pour différentes granulométries ………………………………………………………………….12 : Pourcentages d’émulsion après centrifugation (a : 24 h.16 : Evolution des viscosités en fonction de la proportion de phase aqueuse …...101 Figure II..37 %) et (b) de la viscosité des solutions de polymères en fonction de la température …………………….19 : Rhéogrammes des fluides de forage (a) et de leurs filtrats (b)……………….8 : Variation de la stabilité électrique et de la résistivité électrique d'une émulsion inverse H/E: 50/50 préparée par les émulsifiants du groupe A (P/S : 10/10)………..85 Figure II..24 : Evolution (a) du volume de filtrat (système au silicate 1..….22 : Evolution du volume du filtrat en fonction de la concentration en (a) KCl (1.13 : Comportement des émulsions après Agitation.25 : Pourcentage de récupération (a) argile A et Bentonite par le glycol et PHPA et (b) différentes argiles par le système au silicate ……………………………………………….5 : Evolution de la stabilité des émulsions à base d u mélange des tensioactifs (P+S) après 24 h (H/E : 90/10)………………………………………………………………….…..96 Figure II. traversé par une solution de PHPA ……………………………………………………………………….129 Figure III.6 : Evolution des classes granulométriques d 'une émulsion H/E: 60/40 préparée par les émulsifiants primaires des groupes (a) A et (b) C …………………………….………….…….………123 Figure III.…….121 Figure III.84 Fig.23 : Variation du volume de filtrat en fonction de la concentration en KCl (a) et en NaCl (b) pour un système à 2...18 : Evolution de la viscosité du filtrat en fonction de la c oncentration initiale en polymères (a) et du volume de filtrat des systèmes en fonction du temps (b) …………….37% Silicate.9 : Evolution de la stabilité électrique en fonction du pourcentage de phase dispersée (saumure saturée en NaCl : 320 g/L)………………………………………. F=60 kN) et (b) Silicate de sodium (2.….100 Figure II... II.120 Figure III.91 Figure II..………123 Figure III.71% en silicate………………………………………………..28 : Cinétique d'adsorption des solutions de polymères sur les cuttings……….….29 : Diffractogrammes obtenus sur l’échantillon de référence n °21..101 Figure II.117 Figure III..126 Figure III.21 : Evolution du volume de filtrat pour les différents systèmes à différentes forces de compaction ……………………………………………………………………………….92 Figure II. II.………97 Figure II.20 : Montage et mode opératoire de préparation des pastilles pour filtration…….10 : Effet de l'argile sur la stabilité électrique de l'émulsion (H/E =90/10)………. F=60 kN…………...88 Figure II.132 Figure III. Centrifugation (4000 tr/min) et chauffage ……………………………………………………….…….32 : Evolution du diamètre des particules en fonction du temps : (a) silicate et (b) PHPA…………………………………………………………………………………………..3 : Evolution de la stabilité des émulsions à base du tensioactif primaire seul après 24 h (H/E : 90/10)…………………………………………………………………………..2 : Détermination de la CMC des tensioactifs par fluorescence moléculaire .130 Figure III.Liste des figures Fig.14 : Evolution de la conductivité en fonction du pourcentage de saumure ….122 Figure III.1 : Evolution des spectres de fluorescence moléculaire des tensioactifs (a) Cp et (b) Dp en fonction de leur concentration dans le cyclohexane …………………………..113 Figure III.31 : Evolution de la granulométrie des mélanges Bentonite -Polymère………….. ..7 : Aspects macroscopique (a) et microscopique (b) de la souche 152 (après coloration de gram au grossissement GR ×100)……………………………………………….163 Figure IV.188 Figure V.151 Figure IV.12 : Schéma représentatif de l’écoulement et de la formation d’un cake dans un forage horizontal………………………………………………………………………………….1 : Vue des bourbiers et des points d'échantillonnage …………………………….6 : Aspects macroscopique (a) et microscopique de la souche 111 (après coloration de gram au grossissement GR×100)……………………………………………….4 : Exemple de variation de la perméabilité au brut en fonction d e l’ajout des émulsifiants (a) et (b) Systèmes A et D….191 Les fluides de forage : Etude des performances et considérations environnementales .………….152 Figure IV.166 Figure IV.3 : Evolution des perméabilités Gazole + un seul tensioactif (a)..13 : Variations de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour (a) différentes viscosités du fluide de forage et (b) différentes perméabilités (Filtration statique) ……….9 : Courbe de croissance de culture mixte sur le milieu M1 à différentes concentrations en Gazole (2 à 30%)……………………………………………………………...11 : Microscopie des rejets industriels pharmaceutiques ………………………….3 : Variation de la masse des échantillons 11 à 14 au cours du temps (biodégradation aérobie) …………………………………………………………………………..…………148 Figure IV.182 Figure V.7 : Exemple de distribution des familles des pores au niveau du réservoir de HMD (Zone sud ouest) ……………………………………………………………………….151 Figure IV.….167 Figure IV.157 Figure IV..…...189 Figure V..15 : Variations (a) de l'épaisseur du cake en fonction du tem ps pour différentes valeurs de cisaillement et (b) de la concentration en filtrat en fonction du rayon d'invasion……………………………………………………………………………………………167 Chapitre V Figure V..5 : Aspects macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 104……………………………………………………...155 Figure IV.181 Figure V.2 : Chromatogrammes de la fraction d'hydrocarbure détectée ……………….….153 Figure IV.144 Figure IV. et du Gazole + mélange de tensioactifs (b) …………………………………………………………….11 : Emulsion à 4 g/100 mL d'argile sorganophiles....14 : Variations (a) du débit d'écoulement en fonction d u temps pour différentes viscosités (Filtration statique) et (b) de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour différentes perméabilités (Filtration dynamique) ……………………………………………….187 Figure V.………………………………………………….4 : Courbe de croissance des souches is olées et culture mixte sur milieu M1 à 2% de gazole ……………………………………………………………………………………………186 Figure V..8 : Courbes de croissance pour (a) les bactéries isolées et pour (b) les levures isolées sur milieu M1 à 2% de gazole…………………………………………………………..187 Figure V.154 Figure IV.6 : Répartition granulométrique des réducteurs de filtrat ………………………….5 : Evolution de la perméabilité en fonction de l’ajout des additifs ………….1 : Principe de l'équipement utilisé pour les essais de déplacement ………..I0 : Courbes de DPAN des émulsions et des composés intermédiaires ……….187 Figure V.2 : Exemple de porosité dans la roche réservoir de HMD…………………….……143 Figure IV.177 Figure V.Liste des figures Chapitre IV Figure IV.8 : Variation de la viscosité pour trois types d’argiles organophiles ……………..9 : Diffractogrammes par RX des argiles en poudre et ajustement du modèle des empilements de disque à structure cœur-couche……………………………………………. Courbes de DPAN après correction de la diffusion incohérente ……………………………………………………………159 Figure IV.... A3 Figure IIA.1 : Géographie de l'Algérie…………………………………………………………….5 : Aspect macroscopique (a)et microscopique (b) (après coloration de Gram au grossissement GR×100) de la souche 139…………………………………………. traversé par une solution de (a) glycol et (b) silicate…………………………………….A27 Figure VA..A22 Figure VA.....2 : Répartition des zones sur le champ de Hassi Messaoud……………………...1 : Spectres RMN des tensioactifs Cp.1 : Analyse minéralogique des cuttings contaminés ……………………………....A27 Figure VA.4 : Aspect macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 136……………………………………………………...A10 Figure VA. Dp et d’un tensioactif non ionique du commerce (NI)…………………………………………………………………………………….A1 Figure IA..Liste des figures Annexes Figure IA.A7 Figure IIIA.6 : Aspect macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 137……………………………………………………..1 : Diffractogrammes obtenus au cours du temps.A23 Figure VA.3 : Aspect macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 135……………………………………………………..A27 Figure VA..A1 Figure IA.. sur l’échantillon de référence n°21..3 : Stratigraphie du champ de Hassi Messaoud ……………………………………....2 : Analyse minéralogique du sol non contaminé……………………………….A28 Les fluides de forage : Etude des performances et considérations environnementales . 2: Propriétés de l’agent tensioactif en fonction de sa valeur HLB …………………...130 Tableau III. T=30°C………….6: Caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides sans bentonite .116 Tableau III....11: Résultats des tests d'inhibition par la méthode des pastilles ………………….4 Tableau I.94 Tableau II.109 Tableau III.13 : Formulation d'un fluide de forage (H/E : 90/10)………………………………..15 : Formulation des fluides de forage avec les tensioactifs proposés ………….16 : Caractéristiques des fluides ………………………………………………….11 : Teneur en eau dans la phase continue (gazole) …………………………….1 : Classes des émulsifiants primaires (p) et secondaires (s) étudiés …………...36 Tableau I.18 : Essais pilotes : vitesse d'avancement du fora ge dans quelques puits…..7: Propriétés des pastilles…………………………………………………………….128 Tableau III.10: Formulation des fluides à base d’eau utilisés pour les tests d'inhibition………93 Tableau II.64 Chapitre II Tableau II.138 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales ...80 Tableau II. S) (H/E = 90/10)……………...6 : Résultats des tests de la stabilité à la ce ntrifugation (H/E : 60/40)………….12 : Evolution de la stabilité des émulsions (H/E : 90/10)…………………………131 Tableau III.88 Tableau II..3: Aspect des émulsions ……………………………………………………………….66 Tableau II..9 : Caractéristiques rhéologiques de systèmes renfermant de la barite …………127 Tableau III.36 Tableau I..4 : Stabilité électrique en fonction de la concentration en émulsifiants …………..14 : Propriétés rhéologiques des fluides de forage (H/E : 90/10)……………….Liste des tableaux Liste des tableaux Chapitre I Tableau I.10 : Pourcentages d’émulsion en fonction de (P..100 Chapitre III Tableau III.....87 Tableau II.1: Quelques problèmes de forage sur les champs algériens ……………………….4: Formulation des fluides de forage pour 1litre d’eau………………………………80 Tableau II...5: Différentes techniques de traitement biologique des sols pollués ……………..13: Formulation des systèmes de fluides pour les essais wet cell……………….5: Caractéristiques des fluides de forage à base de PHPA…………………………81 Tableau II.118 Tableau III.135 Tableau III....7 : Pourcentages d’émulsion et d’eau pour les tensioactifs du groupe A ………....….124 Tableau III.2 : Caractéristiques des différents tensioactifs ……………………………………..136 Tableau III.1: Principaux additifs utilisés dans les fluides de forage ……………………………..3 : Evolution de la stabilité électrique (SE) en fonction du temp s d'agitation ……115 Tableau III.135 Tableau III.17 : Enrobage des cuttings ………………………………………………………….8: Formulation des fluides à base d 'eau utilisées…………………………………….2: CEC et Composition minéralogique des échantillons de HMD ………………….9: Caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides après 24h……………89 Tableau II.114 Tableau III..12: Composition minéralogique des cuttings…………………………………………95 Tableau II..3: Tensions superficielles des solutions de polymères à 1g/L ..82 Tableau II.4: Caractéristiques du milieu filtrant ……………………………………………………45 Tableau I..124 Tableau III..137 Tableau III.119 Tableau III.137 Tableau III.67 Tableau II.5 : Test de stabilité à la centrifugation (H/E : 50/50)……………………………….8 : Pourcentages d’émulsion et d’eau pour les tensioactifs du groupe C ……... 1 : Colmatage par des boues à l'huile ……………………………………………….192 Tableau V..A25 Tableau VA3 : Résultats des tests biochimiques des souches isolées ……………………..9 : Paramètres structuraux obtenus pour les argiles organophiles .…….……………….. …………………………………………………....4 : Caractéristiques des systèmes OBM ……………………………………………146 Tableau IV.145 Tableau IV.A1 : Résultats de l'observation macroscopique…………………………………….5 : Résultats des tests d’endommagement……………………………………….168 Tableau IV.A24 Tableau V.159 Tableau IV.5 : Composition des fluides formulés ……………………………………………..14 : Valeurs du skin pour la filtration statique…………………………………….13 : Résultats des tests de déplacements avec des fluides à base d'eau ………161 Tableau IV..A17 Tableau V.4 : Résultats des tests de biodégradabilité ………………………………………….152 Tableau IV.147 Tableau IV.3 : Résultats des tests d’endommagement …………………………………………145 Tableau IV.…………155 Tableau IV.1: Variation de la concentration en hydrocarbures et en métaux lourds après solidification…………………………………………………………………………175 Tableau V.168 Chapitre V Tableau V.A1 : Valeurs des données utilisées dans le modèle …………………………….7 : Influence des additifs sur les tests de déplacements des solutions de tensioactifs …………………….12 : Paramètres structuraux obtenus à partir de la modélisation des courbes DPAN des émulsions à 3% d’argile……………………………………...156 Tableau IV.150 Tableau IV.……………….184 Tableau V...2 : Teneurs en hydrocarbures totaux et en carbone des échantillons ……………179 Tableau V.8 : Caractéristiques de l'émulsion.………….180 Tableau V..159 Tableau IV.3 : Résultats d'analyses physico chimiques de l'échantillon 6…………………….15 : Valeurs du Skin pour la filtration dynamique …………………………………..6 : Caractéristiques des formulations des boues à l’huile …………………………192 Annexes Tableau IIIA1 : Caractéristiques physico-chimiques des gazoles………………………………A9 Tableau IV.. masse volumique et densité de longueur de diffusion des différentes phases contenues dans les émulsions ……...2 : Formulation des trois systèmes de fluides émulsionnés ………………………145 Tableau IV.146 Tableau IV.11 : Paramètres structuraux obtenus à partir de la modélisation des courbes DPAN des argiles organophiles……………………………………………….6 : Résultats des tests de déplacements avec les fluides à base de gazole …...A26 Tableau VA4 : Temps de demi-vie des composés aromatiques polycycliques dans l'environnement ……………………………………………………………A28 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales .A2 : Résultats de l'observation microscopique des souches isolées ……………....……………………………………….10 : Analyse élémentaire.Liste des tableaux Chapitre IV Tableau IV.….. NOMENCLATURE Nomenclature A: C: cf : Cmud: cs : Cf : di : d: dc : D: Dd : De : Dm : e: ec : f: Gel0 : g: h: HE : HT : hc : K: Kair: Kb: Kc : Keff : Kf : Kg : Ki : Ko : Kro : Krw : surface de filtration (cm 2) coefficient de colmatage (%) concentration en fluide (g/L ou kg/m 3) concentration en boue (kg/m 3) concentration en solides (kg/m 3) concentration en filtrat (kg/m 3) distance interfoliaire (nm) densité de la boue vitesse de dépôt (kg/s) épaisseur de la couche de tensioactif (nm) coefficient de dispersion (cm 2/s) coefficient de dispersion-convection (cm2/s) coefficient de diffusion moléculaire (cm2/s) épaisseur du cake (cm) vitesse d'érosion (kg/s) paramètre empirique lié au coefficient de dispersion (L 2-g/T1-g) la résistance du gel aussitôt après agitation de la boue (Pa ou lb/100ft2) paramètre empirique lié au coefficient de dispersion épaisseur du réservoir (m) hauteur de la phase émulsionnée (cm) hauteur totale de l'émulsion (cm) profondeur de la couche traversée (m) perméabilité (mD ou m2) perméabilité à l'air (mD) perméabilité à la saumure (mD) perméabilité du cake (mD ou m 2) perméabilité effective (µm 2) perméabilité finale (mD) perméabilité au Gazole (mD) perméabilité initiale (mD) perméabilité initiale (mD) perméabilité relative à l'huile perméabilité relative à l'eau Gel10 : la résistance du gel après un repos de la boue de 10 min (Pa ou lb/100ft2) Kd eff : perméabilité effective dans la zone endommagée (µm 2) Kro max:perméabilité relative maximale à l'huile Krw max: perméabilité relative maximale à l'eau Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales . s) Vémulsion : volume de l'émulsion (cm 3) Vtotal : volume total de la solution (cm 3) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales .s) viscosité plastique (cP= mPa.NOMENCLATURE Ksolut : perméabilité à la solution (mD) k : Lc : Lx : mc: <N>: n: n0 : P: Pe : Pw : Q: q: Qo : qin : qmin : R: Rt : rc : rd : re : rw : S: Swi : Sor : Sw : coefficient de l'équation d'érosion (s -1) épaisseur d'empilement (nm) lecture à x tr/mn sur le rhéomètre fann 35 A masse des particules solides déposées dans le cake (kg) nombre moyen de couches par empilement paramètre de filtration qui varie en fonction de la taille et de la forme des particules indice d'écoulement pression de la formation (kgf/cm2) pression de la zone envahie (Pa) pression du puits (Pa) le débit du fluide au temps t (mL/min) norme du vecteur d'onde débit du fluide au temps t = 0 (avant la formation du cake) débit initial de filtration (mL/min) débit minimal de filtration (mL/min) rayon du disque (nm) rayon du tube (cm) rayon du puits après formation du cake (m) rayon de la zone endommagée (m) rayon d'invasion (m) rayon du puits (m) Facteur skin saturation en eau irréductible saturation résiduelle en huile saturation en eau ROP : “rate of penetration“ (m/h) smud : saturation en boue Sw max : saturation en eau maximale Sw min : saturation en eau minimale T: t: téq : uin : V: VA : VP : temps (s) temps de filtration (s) le temps d'équilibre de la filtration dynamique (s) vitesse initiale de filtration (m/s) volume filtré pendant un temps t (mL) viscosité apparente (cP = mPa. NOMENCLATURE xc : YV : variation de l'épaisseur du cake (m) “yield value“ ou YP : “yield point“ (seuil d’écoulement)(Pa ou lb/100ft2) Lettres grecques σd : α: : Φ: Φc : ρ: ρc : ρN : ∆P : : 0: déviation standard de la distance interfoliaire (nm) paramètre de filtration lié au type de fluide utilisé = Q eq/Qo fraction volumique de la phase dispersée porosité de la formation porosité du cake masse volumique (kg/m 3) masse volumique du cake (kg/m 3) longueur de diffusion neutronique (1010 cm-2) différence de pression ou pression différentielle (Pa ou psi) viscosité dynamique du fluide ou de l'émulsion (cP = mPa.s) viscosité dynamique de la phase continue (cP) contrainte de cisaillement de la boue à la surface du cake (N/m 2) potentiel Zêta (mV) : : Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales . Sécurité et Environnement “Hydrocarbon total“ “High viscosity“ “Integrated fluid engineering“ Alkylbenzènesulfonate linéaire “Life Cycle Assessment“ (ACV) “Low viscosity“ “Methylene blue test“ Microscopie électronique à balayage Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales .ABREVIATIONS UTILISEES Abréviations utilisées AAF : AAS : ABS : ACV : AF : AFNOR : API : AS : ATP : CBL : CEC : CMC : cmc : COT : CSC : CST : CVAAS: Dao : DBO5 : DBO28 : DCO : DO : DPAN : DPAX : DRX : DS : DSC : DST : EIR : ESEM : FI : G: GB : GR : HAP : HC : HLB : HMD : HP/HT : HSE : HT : HV : IFE : LABS: LCA : LV : MBT : MEB : Aéroanaérobie facultatif Spectroscopie d’absorption atomique. Microscopie électronique à balayage environnementale Filtrate invasion Gazole Grès de Berea Grossissement (%) Hydrocarbure aromatique polycyclique Hydrocarbure “Hydrophile Lipophile Balance“ Hassi Messaoud Haute pression et haute température (500 psi/250 °F) Hygiène. (“Atomic absorption spectroscopy“) Alkylbenzènesulfonates Analyse du cycle de vie Aérobie facultatif Association Française de Normalisation “American Petroleum Institute“ Aérobie stricte Adénosine triphosphate “Cement Band Logging“ Capacité d'échange cationique (méq/100 g) Carboxyméthylcellulose Concentration micellaire critique (mole/L ou g/L) Carbone organique total “Critical salt concentration“ “Capillary succion time“ (s) “Cold vapor atomic absorption spectroscopy“ Argile organophile du commerce Demande biochimique en oxygène durant 5 jours (mg/L) Demande biochimique en oxygène durant 28 jours (mg/L) Demande chimique en oxygène (mg/L) Densité optique Diffusion des neutrons aux petits angles (SANS) Diffusion des rayons X aux petits angles (SAXS) Diffraction des rayons X Degré de substitution “Dowen-hole simulation cell“ “Drill stem test“ (Test de production en cours de forage) “Environmental impact reduction“ “Environmental Scanning Electronic Microscopy“. “Oil-based Mud“ Oxydatif facultatif Argile organophile préparée au laboratoire Organisation Mondiale de la Santé Organisation des Nations Unies Rapport de concentrations tensioactif principal/tensioactif secondaire Cellulose Polyanionique. “Revolution per minute“ “Slake durability test“ Stabilité électrique (V) Invasion par le soluté. “Water-based Mud” “Water content“ “Weight on bit“ Gomme xanthane Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales .ABREVIATIONS UTILISEES MET : O: OBM : OF: Omt : OMS : ONU : P/S : PAC : PAG : PHPA : PI : PP : RR : PT : PZ : R: RPM : SDT : SE : SI : SOBM : SP: TA : TFM : TPH : UBD : WBM : WC: WOB : XCD : Microscopie électronique à transmission Oxydatif Boue à l’huile. “Polyanionic cellulose“ Polyalkylèneglycols Polyacrylamide partiellement hydrolysé Pression d'invasion Pression de pore Roche réservoir Pression de transmission Poudre de Zinc Rejet industriel valorisé Tour par minute. “Solute invasion “ Boue à l’huile synthétique “Synthetic Oil-based Mud“ “Swelling pressure“ Tensioactif “Total fluid management“ Total petroleum Hydrocarbon“ “Underbalanced drilling“ Boue à l’eau. INTRODUCTION . et dont la résolution est étroitement liée à la compréhension des i nteractions argile-fluide de forage. la filtration. dont le choix doit aussi respecter l'environnement. La section I. les deux chapitres II et III traitent des performances de ces fluides particulièrement. Un paragraphe synthétique (section I. Cependant un problème technique majeur se pose actuellement aux opérateurs pétroliers de par la nécessité de remplacer les boues à l’hu ile par des boues à l’eau non polluantes ou par des fluides synthétiques. Plusieurs approches ont été développées afin d’expliquer le fondement des problèmes observés. environnemental (contamination des nappes phréatiques) et économique (cas de pertes importantes de fluides de forage et atteinte de la production des puits). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales .5 est consacrée aux problèmes de filtration et d'endommagement du réservoir sur le plan du mécanisme et de la modélisation. La recherche de composés inhibiteurs.INTRODUCTION INTRODUCTION Lors des forages pétroliers. il était nécessaire d’introduire quelques définitions utilisées par les pétroliers au sujet du forage et des fluides de forage ( section I.1). la traversée des formations argileuses n'est pas une opération facile étant donné les problèmes qui se posent de gonflement/dispersion/délitage. peut causer des problèmes du point de vue technique (formation de caves. Les différents problèmes soulevés par les foreurs au sujet de la traversée des formations argileuses rencontrées au cours du forage sont présentées dans la section I. que ce soit dans les terrains morts ou au niveau du réservoir. Afin d'appréhender ces aspects.2. les systèmes de fluides émulsionnés ont donné une grande satisfaction. Par ailleurs. et leur importance technico-économique. Malgré de nombreuses études fondamentales sur l’hydratation des argiles. En parallèle. ce manuscrit s'articule autour de cinq chapitres distincts. Dans le premier chapitre bibliographique. particulièrement sur la capacité des systèmes de type polymère/électrolyte à inhiber l’hydrat ation et le gonflement des argiles. la section I. il reste encore beaucoup à comprendre sur les mécanismes qui en sont à l’origine. Les phénomènes physico -chimio-mécaniques liés à la stabilité des argiles ont été longuement débattus dans la littérature pétrolière.6 traite de la pollution engendrée par les fluides de forage et des techniques possibles pour la traiter.4) est dédié aux additifs utilisés pour l'inhibition de la dispersion des argiles. Les polymères utilisés dans les formulations des fluides sont décrits en section 1. Dans l'objectif d'approcher l'équation performances-coût-environnement. stabilité des argiles). En raison de l'importance des fluides de forage utilisés au niveau du champ de Hassi Messaoud en Algérie.3. a considérablement évoluée. Une étude macroscopique (sur chantier) est faite par comparaison des caractéristiques rhéologiques et de filtration. a enfin permis une exploitation réelle performante. L’étude à l'échelle mi croscopique a été faite par le suivi des interactions argile -polymère in-situ par diffraction X (wett cell) et par diffusion de la lumière. la proposition d'une nouvelle méthode basée sur la préparation de pastilles compactées et le suivi des propriétés de filtration. à savoir le type. Dans la deuxième partie. le rapport de la phase dispersée lors de l’utilisation d’un couple de tensioactifs et la présence d’autres additifs. et par le suivi des interactions argiles -polymère par études des propriétés électrocinétiques. granulométriques et de rétention des polymères. La comparaison des résultats des différentes techniques utilisées avec les résultats obtenus sur chantier avec les systèmes aux silicates. plusieurs points sont développés. après un tour d'horizon sur les différents problèmes rencontrés relatifs aux argiles ainsi que la caractérisation de quelques échantillons des formations traversées. de même l’influence des additifs sur la rhéologie et les propriétés physico-chimiques des fluides de forage. Le chapitre III est consacré. à savoir l'importance du prétraitement des cuttings contaminés da ns les travaux de caractérisation et d'évaluation de l'inhibition.INTRODUCTION Dans le deuxième chapitre. à l'étude de la stabilité des systèmes émulsionnés avec comme objectif la comparaison d'une nouvelle formulation d' émulsifiants par rapport aux émulsifiants conventionnels. l’étude des solutions de polymères utilisés avec l’influence de différents facteurs sur leur rhéologie et leurs propriétés physico-chimiques. Il se subdivise en trois parties. Une première partie est consacrée à la caractérisation des différentes familles d'émulsifiants. L'évaluation de la méthode proposée repose sur l'étude des propriétés de trois systèmes de fluides modèles à base de polymères inhibiteurs (PHPA. Le suivi de la variation de la phase émulsionnée. sont traités les facteurs importants qui influent sur la stabilité des émulsions. la concentration des tensioactifs. pour l'évaluation de la performance des systèmes de fluides à bas e de polymères inhibiteurs. Glycol et Silicate de sodium) à différentes échelles. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales . de la stabilité électrique et de la granulométrie a permis de classer les différents émulsifiants. à travers une série d'expériences. Dans la troisième partie sont présentés quelques résultats obtenus avec la formulation d'émulsifiants proposés pour un essai pilote sur le forage de deux puits testés sur le champ de Hassi Messaoud. Dans une première partie. des liens possibles entre la composition des fluides utilisés et l'importance de l'endommagement induit. La problématique liée à la pollution par les fluides de forage est abordée à travers plusieurs critères. Dans une deuxième partie. afin de déceler. Les mécanismes d’endomm agement induits par les systèmes émulsionnés sont étudiés par quelques techniques telles que les essais de déplacement en milieu poreux. la granulométrie laser et la diffusion aux petits angles des neutrons. avec une discussion sur les solutions à apporter pour que l'activité de forage puisse répondre aux critères de développement durable. Finalement. Ainsi la grande problématique que pose la protection de l’envi ronnement est celle de savoir comment le protéger efficacement sans que cela n’engendre un surcoût qui se répercutera sur la compétitivité. la prédiction de l'end ommagement avec des essais de modélisation appliqué aux cas étudiés est entreprise.INTRODUCTION Dans le chapitre IV. C’est l’objet du chapitre V qui traite de quelques aspects relatifs à la pollution et à la protection de l'environnement. selon le modèle appliqué. Les recherches dans ce domaine ont ainsi été dynamisées et de nombreuses techniques de dépollution visant à les traiter ont été particulièrement développées. Des Conclusions et Recommandations sont présentées pour clore ce manuscrit. En d’autres termes. l'aptitude des générations futures à couvrir ses besoins ne soit pas compromise. quelques résultats de laboratoire portant sur des essais de déplacement par les fluides de forage réalisés sur une centaine d’échantillons de roche sont présentés. la possibilité de valorisation de quelques rejets industriels polluants ou de matières premières accessibles pour la préparation de nouveaux additifs dans les fluides de forage (OBM et WBM) est envisagée. Le problème majeur dans l’utilisation des OBM est relatif à la pollution engendrée. d’exploration et d'exploitation constitue depuis quelques années un souci majeur pour l'entreprise. de même que la variation de l'endommagement en fonction des différents additifs des fluides (OBM et WBM) utilisés. En effet. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales . l’impact des fluides de forage est appréhendé avec l’étude des processus d’endommagement des roches réservoirs. Le diagnostic de la pollution et l'identification de la population bactérienne présente sur les sites de forage ont été étudiés afin d'évaluer la biodégradation naturelle. La performance des techniques de traitement utilisées sur HMD est évaluée. la question est de savoir quelles sont les réponses que l’on peut donner pour qu’entre le profit (intérêt économique) et le respect de l'environnement. le nombre important de sites industriels pollués à réhabiliter suite à des problèmes associés aux opérations de forages. la caractérisation des solutions de polymères moléculaire . Il comprend aussi les détails du modèle utilisé pour la prédiction de l’endommagement. les principes de la méthode de stabilité électrique et de spectroscopie de fluorescence. ainsi que le principe de l’étude structurale des émulsions par la technique de Diffusion aux Petits Angles des Neutrons. Dans l’ANNEXE III. ainsi que les spectres des RX wet cell ont été présentées en ANNEXE 2. des généralités sur les mécanismes d'endommagement au niveau du champ de HMD. ainsi que les spectres RMN de quelques tensioctiifs étudiés. les caractéristiques des gazoles. Les différentes techniques et méthodes utilisées pour l'évaluation de l'inhibition de la disper sion des argiles. L’ANNEXE IV donne le principe des méthodes de caractérisation pétrophysique.INTRODUCTION Par ailleurs. quelques généralités sur le champ de Hassi Messaoud ainsi que les problèmes de forage rencontrés. L’ANNEXE V porte sur les détails des méthodes de dosage des hydrocarbures. les spectres DRX des échantillons de cuttings. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales . les méthodes d’identification microbiologiques ainsi qu'un tableau sur le temps de demivie des HAP. sont présentées en ANNEXE I. PARTIE BIBLIOGRAPHIQUE Chapitre I Le forage et les fluides de forage . En s’accumulant en profondeur dans les terrains poreux et fissurés. Le développement du forage optimisé a évolué depuis la fin des années 1930. ils ont migré pour combler les vide s existant dans ces formations sous-jacentes. que l’on trouve sous divers types de terrains et dans des climats très divers. L’objectif était de forer le puits. comprimés sous le poids des sédiments. telles que les anticlinaux. La roche qui contient le pétrole s'appelle un réservoir (Jancovici. en général. Ainsi. 1991). 2003). Prospection et Production Prospection et production sont les termes couramment utilisés pour désigner les activités de l’industrie pétrolière consistant d’une part à rechercher (forages d’exploration pour conf irmer la présence d’hydrocarbures) et découvrir de nouveaux gisements de pétrole et de gaz naturel (forages d’évaluation qui permettent d’estimer la viabilité économique du développement) puis d’autre part à forer des puits et à faire remonter les produit s jusqu’à la surface. les recherches ont été concentrées sur la composition et les propriétés des fluides de forage. Ce mouvement vers le haut s’est arrêté lorsqu’ils ont atteint des couches denses imperméables ou des roches non poreuses (Kraus. forage à la mousse et à l’air.L. La technique classique du forage. les pièges de faille et les dômes de sel. Le forage Le premier forage pétrolier a été effectué le 27 Août 1859 par l'Américain E. Des apports considérables ont été apportés lors des forages spéciaux (forages hautes pressions et hautes températures. les hydrocarbu res forment ce qui est appelé des gisements. inventée par Lucas (Nguyen.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Le pétrole Le pétrole brut et le gaz naturel se sont formés au cours de millions d’années par décomposition de végétaux et d’organismes marins. 1993) au début du 20ième siècle pour les opérations de forage au Texas. le lieu d’accumulation appelé "piège" constitue une nouvelle couche imperméable formant le plus souvent une espèce au -dessus de la roche poreuse dans laquelle le pétrole circule. a connu une grande évolution afin de résoudre les nombreux problèmes rencontrés lors du forage. Le pétrole brut est présent. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 1 .). forages horizontaux et multidrains. Une moindre attention a été apportée à la vitesse d’avancement. dans des formations géologiques p articulières. On appelle puits (puits de forage ou sonde) une excavation cylindrique verticale ou déviée établie à partir de la surface dans un massif rocheux à l’aide de dispositifs mécaniques. Drake à Titusville (Pennsylvanie). etc. Comme ils sont plus légers que l’eau. en géo logie et en géophysique. en géographie. La prospection du pétrole et du gaz nécessite donc des connaissances pluridisciplinaires. de procéder à sa complétion (processus qui consiste à amener un puits en phase productive après qu’il a été foré) et de le mettre en production. Plusieurs forages sont ainsi nécessaires avant d’aboutir à l’exploitation d’un gisement avec les puits de développement pour la mise en production (forages de production) (Garcia et Parigot. de 1930 à 1947. En pratique. 1968). et appelés plus classiquement boues de forage.1. huile) et/ou gazeux (air ou gaz naturel) contenant en suspension d'autres additifs minéraux et organiques (argiles. Figure I. en essayant de lier les propriétés des fluides aux problèmes de stabilité des puits et à l’efficacité du nettoyage du trou (Lummus et Azar. …). ciments.1 Les fluides de forage I.1 : Cycle du fluide sur le site de forage (Schlumberger. aussi bien dans le sondage qu’en surface. En 1979. Le succès d’une opération de forage est assuré pa r plusieurs facteurs. la recherche s’est plus focalisée sur les tests des produits de base utilisés dans les fluides de forage.1 Définition Le fluide de forage. appelé aussi boue de forage. Il est ensuite réutilisé (Landriot. est un système composé de différents constituants liquides (eau. Ces fluides dits complexes. 1968). polymères. du fait de leur nature même. de façon à éliminer les déblais transportés et à réajuster ses caractéristiques physico-chimiques à leurs valeurs initiales. déblais. tensioactifs. 1988). Le fluide est préparé dans des bacs à boues.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE La complétion implique un certain nombre d’opérations. 1997) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 2 . 1986). de divers constituants dont l es fonctions sont multiples. il est injecté à l’intérieur des tiges jusqu’à l’outil d’où il remonte dans l’annulaire. où il a fait l'objet de cinq communications (Darley et Gray. De 1947 à 1957. l'American Petroleum Institute (API) définit le fluide de forage comme un fluide en circulation continue durant toute la durée du forage. Le premier traité sur les fluides de forage a été publié en 1936 par Evans et Reid. chargé des déblais formés au front de taille (Figure I. A la sortie du puits. ajout de produits.1). dilution. il subit différents traitements. I. sont le plus souvent des émulsions/suspensions. y compris l’insertion du tubage et l’enlèvement de l’eau et des sédiments de la conduite afin que le fluide de forage ne rencontre pas d’obstacle. tamisage. Le fluide de forage était déjà présenté en 1933 lors du premier Congrès Mondial du Pétrole . parmi lesquels celui du choix des fluides de forage. Ce gâteau permet de réduire la perméabilité des parois et d’isoler le fluide de forage de la formation mais ne doit pas être épais afin d’éviter une diminution du diamètre nominal du trou et un risque de coincement de l’outil. les fluides de forage ont évolué d'un simple mélange d'eau et d'argile appelé "boue " vers des systèmes de plus en plus complexes composés d'eau ou huile avec une multitude d'additifs répondant aux caractéristiques requises et aux problèmes rencontrés. Du fait de cette différence de pression. les principaux rôles du fluide de forage sont: ►Assurer la remontée des déblais du fond du puits jusqu’ à la surface par la circulation d’un fluide visqueux dans l’espace annulaire. un intérêt particulier a été apporté à de nouveaux types de fluides. Les propriétés exigées des boues de forage sont multiples et peuvent parfois même être contradictoires. ►Enfin la boue ne doit être ni corrosive ni abrasive pour l’équipement. ►Maintenir les déblais en suspension lors d’un arrêt de circulation dans le but d’empêcher la sédimentation des déblais afin de redémarrer le forage sans coincement et ceci est possible grâce à la nature thixotrope du fluide. Cependant. 1996). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 3 . Traditionnellement. 1983. il a été impossible de lier automatiquement les problèmes du forage aux fluides. a permis de développer la chimie des fluides de forage. 1988). le fluide va "filtrer" dans les formations perméables et déposer un film sur la paroi appelé "cake de filtration". Darley et Gray.3 Composition des différents types Historiquement. En général. l’utilisation sur chantier d’une grande variété de produits soumis à des spécifications rigoureuses réglementant les propriétés des fluides. vu la complexité des problèmes liés aux argiles. Les fluides de forage sont des fluides complexes classés en fonction de la nature de leurs c onstituants de base.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE I.2 Fonctions des fluides de forage La plupart des manuels sur les fluides de forage énumèrent entre 10 et 20 fonctions assurées par ces fluides dans le puits (Chillingarian et Vorabutr. les contraintes environnementales et les restrictions gouvernementales limitant l'utilisation des produits toxiques et non biodégradables .1. l’eau ou l’huile (Ryan et Chillingar.1. I. A la fin des années 1950. Depuis les années 1990. Le fluide de forage joue donc un rôle déterminant dans la résolution du problème de stabilité des parois du puits de par sa densité mais également de par sa capacité à former une barrière limitant les transferts de fluides entre l’espace annulaire et la formation. ►Maintenir les parois du puits en raison de la pression hydrostatique exercée par le fluide en écoulement et permettre de contrôler la venue des fluides des formations rocheuses traversées. Ces déblais donnent des informations géologiques sur les formations traversées lors du forage. ►Refroidir et lubrifier l’outil pour éviter l’usure rapide des pièces métalliques en mouvement. ni toxique ou dangereuse pour le personnel et elle ne doit pas présenter de risque d’incendie. les fluides de forage ont été classés en trois catégories selon le fluide de base utilisé dans leur préparation : l’air. Il est possible de classer grossièrement ces composants en 20 catégories (Economides et al. canne à sucre). céréales) (Herzhaft. Peysson. On note aussi l’utilisation de l'hématite (Fe2O3) ou de la galène (PbS). glycérol. silicates ou divers polymères comme le polyacrylamide partiellement hydrolysé (PHPA). Parmi les additifs on peut trouver i) des viscosifiants: argiles naturelles (souvent des bentonites). et enfin v) des colmatants. ii) des réducteurs de filtrat servant à consolider le cake de filtration pour limiter l’invasion par le fluide: amidons. additifs plutôt exotiques comme des granuleux (coquilles de noix).CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les boues doivent par exemple être très visqueuses pour assurer la remontée des déblais. carboxyméthylcelluloses ou CMC. Tableau I.1: Principaux additifs utilisés dans les fluides de forage 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Contrôleurs d’alcalinité Bactéricides Anti-calcium Inhibiteurs de corrosion Anti-mousses Agents moussants Emulsifiants Réducteurs de filtrat Floculants 11 Lubrifiants 12 Décoinçants (ou dégrippants) 13 Inhibiteurs de gonflement des argiles 14 Produits facilitant la séparation 15 Stabilisants haute température 16 Défloculants 17 Viscosifiants 18 Alourdissants 19 Saumure 20 Huile minérale ou organique 10 Colmatants I. dissolution des formations salines). 2001. Ils sont dans la plupart des cas constitués par des suspensions de bentonites dans l 'eau (30 à 60 g/L) dont les caractéristiques rhéologiques et de filtration sont souvent ajustées par des polymères. 1988. mais la viscosité ne doit pas être trop élevée afin de limiter les pertes de charge dues à l’écoulement et afin d'éviter la fracturation de la formation.1. ou résines. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 4 .3. des fibreux (fibres de bois. Tableau I. De nombreux composants multifonctions sont donc ajoutés à la boue pour lui conférer les propriétés désirées.1 Les fluides à base d’eau Ces fluides sont souvent désignés par "Water -Based Muds" ou WBM. La calcite est souvent recommandée pour le forage de la phase réservoir à cause de sa solubilité dans l'acide et de son utilisation selon une granulométrie variab le pour réduire les problèmes de pertes et d'endommagement. polymères synthétiques ou biopolymères. iv) des agents alourdissants comme la barytine ("barite" ou sulfate de baryum BaSO 4) et la calcite (carbonate de calcium CaCO 3) qui sont les plus utilisés pour assurer à la boue une densité convenable. et des lamellaires (coquilles d’huîtres.1).. 2004). les polyalkylèneglycols (PAG). celluloses polyanioniques (PAC). La nature des électrolytes et leur concentration dans les formulations de boues à l’eau sont choisies en prenant en compte les caractéristiques de la formation (activité de l’eau des formations argileuses. iii) des inhibiteurs de gonflement et de dispersion des argiles: KCl. D'une façon générale. 1953).CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE I. vu leurs a vantages économiques et environnementaux. La phase continue la plus utilisée jusqu’à ces dernières années était le gazole.1.N. …) et la phase dispersée est de l'eau. le forage à l'air a réduit le coût du forage de 50 à 60% par rapport au forage à la boue dans le bassin (Hannachi. gazole. Les propriétés rhéologiques (thixotropie) de cette émulsion sont ajustées par l'addition d'agents viscosifiants. Il faut signaler qu'aujourd'hui la plupart des travaux de recherche portent sur l'amélioration des boues inverses synthétiques. les premiers forages à l'air ont été réalisés entre 1954 et 1960 dans la région de Tebessa sur les puits Djebel Foua. Par définition les fluides de forage à base d'huile contenant plus de 5% d'eau sont appelés boues de forage en émulsion invers . on a les boues à l'huile (IDF. devient difficile lors de venues importantes d’eau.3 Les fluides de forage gazeux Ce sont des fluides dont la phase continue est du gaz mélangé avec de l’eau en proportions variables provenant de la formation traversée (inévitablement) ou ajoutée intentionnellement. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 5 . mais actuellement la législation relative à la protection de l’environnement impose l’utilisation d’huiles minérales ou "synthétiques". Djebel Onk (Abid.3. généralement des argiles organophiles. avec moins de 5% d’eau. Il apporte une solution à des problèm es compliqués parfois impossibles à résoudre avec les méthodes de forage à la boue conventionnelle. 1972). D'autres forages ont été réalisés en 1970 à Djebel Lazreg. fuel.1.3. comparativement aux fluides classiques à base de gazole. En Algérie. Le gaz peut être de l’air ou du gaz naturel. et peut appartenir à une mousse ou à un brouillard. Citons brièvement les fluides gazeux utilisés: ► Forage à l’air L’air est le fluide de forage qui possède la plus basse densité et le prix de revient le moins élevé.. 1988). 1995) suite aux pertes importantes rencontrées dans la région (S. Les formulations peuvent cont enir également des agents réducteurs de filtrat (composés asphalténiques et polymères) et d'autres additifs spéciaux.2 Les fluides à base d’huile L'origine de l'utilisation de l'huile dans les fluides de forage remonte aux premiers forages effectués à Oklahoma City (1934-1937) au cours desquels on a constaté une amélioration des performances de forage après ajout de l'huile brute (Lummus et al. Ces fluides sont souvent désignés par "Oil-Based Muds" ou OBM.Repal. mais le forage à l’air qui a commencé en 1940. Les fluides à base d'huile sont des fluides dont la phase continue est une huile minérale (pétrole brut. 1961). ne contenant plus de composés aromatiques. Il est recommandé dans le cas des pertes totales répétées de la boue lors de la circulation ainsi que dans le forage des couches productrices sous faible pression. Des agents émulsifiants et mouillants sont alors utilisés pour favoriser la stabilité de l'émulsion. I. I. 1996). ou lorsque le forage à l’air est impossible parce que la pression nécessaire ne peut être fournie sur le chantier. notamment des explosions dans le cas où le volume d'hydrocarbures gazeux e st compris entre 3 et 10% par rapport à l'air. Certaines mesures sont réalisées systématiquement sur tous les forages (viscosité. densité.4 Propriétés des fluides de forage Tout comme la formulation des boues. filtration) et d’autres en fonction des besoins (taux de gaz. une tendance aux pertes de circulation fortement réduite et une vitesse d’avancement plus grande.1. filtrat et réactivité (Ryan et Chillingar. Elles sont utilisées comme fluides de forage lorsque les terrains traversés sont fracturés. du puits RB-13 en Algérie. le contrôle et la caractérisation des boues de forage sont réalisés selon des normes précises éditées par l’API (API 13A. on ajuste si nécessaire la composition de la boue en "temps réel" en ajoutant certains produits ou en reformulant la boue. à moins que la stabilité de la boue aérée ne soit liée à une circulation effective des fluides.4. L’avantage du forage à la mousse se résume par sa faible pression hydrostatique au fond et par son excellent pouvoir de remontée des déblais à moins que la mousse ne refroidisse pas convenablement les terrains traversés ainsi que le train de sonde et ne contrôle pas la tenue des parois du puits (pas de cake). alcalinité). A partir des mesures réalisées et des connaissances acquises. une explosion s'est produite suit e à une contamination de la boue par une venue d'huile ou de gaz (Abid. 1995). viscosité. 2004). Historiquement.1 Densité La densité est un paramètre important des boues de forage.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE ► Forage à la mousse Les mousses sont des dispersions d’un volume d e gaz (relativement) important dans un volume de liquide relativement faible. I. la densité est le premier paramètre fondamental pour la caractérisation des fluides de forage. ► Forage à la boue aérée Le forage à la boue aérée est utilisé afin d’éviter les pertes de circulation et pour avoir un fluide de forage plus léger. Les avantages sont une bonne tenue des parois grâce à un cake contrôlé. Les tests relatifs à l'étude des caractéristiques des fluides de forage sont généralement basés sur quatre paramètres: densité. une assez bonne capacité de refroidissement des terrains traversés et du train de sonde. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 6 . C’est le cas en 1992. face aux problèmes majeurs rencontrés dans les premiers forages.1. où lors d'une opération de reprise de puits (de "work-over") avec une boue à la mousse pour éviter les pertes de circulation. Elle doit être suffisamment élevée pour contrebalancer la pression exercée par les venues d’eau. d’huile et de gaz et par conséquent les éruptions. Des problèmes de sécurité au sujet de l'utilisation de la mousse en réservoir sont à signaler. La pression exercée par la boue sur les parois du puits. A cause de cette pression de contre -balancement en conditions normales de forage.d 10 (I. hc: Profondeur de la couche traversée (m) et d: Densité de la boue. Al-Zharani. Les hauts polymères possèdent la capacité d’augmenter fortement la viscosité du fluide dans lequel ils sont dissous même à très faible concentration. 1935. visqueux ou viscoélastiques. Pour l'alourdissement de la boue. 1928.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Cependant elle ne doit pas dépasser la limite de rés istance des parois du puits (formations traversées) pour ne pas les fracturer et ne pas risquer une perte de boue au cours de la circulation. 1925). Gavignet et Wick.4. de loi de puissance (Lauzon et Reid. Sutterby. Bailey et al. 1967. 1968. de faible épaisseur. 1966. 2004).. 1968): P hc . Pour diminuer autant que possible cet te invasion. une diffusion du fluide dans les milieux poreux est possible. Ce cake doit être de perméabilité faible et doit être facilement enlevé avant la cimentation (Peysson.1. I.2 Rhéologie : Importance de la rhéologie pour la résolution des problèmes de forage Une littérature assez développée existe au sujet du comportement rhéologique des fluides de forage. Eyring. 1973. 1979) ou bien de Robertson-Stiff (modèle pseudoplastique à seuil) (Robertson et Stiff. 1936. Les fluides de forage sont souvent des suspensions colloïdales qui ont un comportement complexe et variable suivant leur composition et les conditions d’utilisation (Garcia et Parigot. par plusieurs auteurs ( Prandtl. Sisko. 1958.. Cross. la barite (BaSO 4) a été utilisée dès 1922 (Stroud. est formé sur les parois du trou foré. Lauzon et Reid. Graves et Collins. éventuellement thixotropes (Nguyen. De nombreux modèles rhéologiques ont été proposés et traités dans l'industrie pétrolière. 1997). Robertson et Stiff.. 1972). 1968). 1976. un produit de filtration. les courbes d'écoulement des fluides de forage peuvent être de plusieurs types dont et les plus usuels sont le modèle le plus simple de Bingham et le modèle en loi de puissance (Parigot. Selon Versan Kok et Alikaya (2004) le modèle en loi de puissance décrit bien le comportement des systèmes de fluides KCl/polymères. 1987.1) avec P: Pression de la formation (kgf/ cm2). Selon Tschirley (1983) la majorité des fluides de forage obéit aux modèles de Bingham (Lauzon et Reid. 1979). 1996. Taylor et Smalling. est donnée par l’expression suivante (Garcia et Parigot. L’objectif principal des études rhéologiques est de caractériser et de quantifier les effets des interactions entre particules sur les propriétés macroscopiques de suspensions (Buscall et White. 1993 . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 7 . Forage Rotary. 1974). 1978. Ellis et al. Ce sont le plus souvent des fluides non -newtoniens. 1979. 1993). Suivant la composition des fluides. appelé cake. 1965. 1976). Philippoff. Hemphill et al. d'Ostwald-de Waele. coaxiaux. VA = L600 / 2 VP = L 600 – L300 35. 1991).2) (I. ►La viscosité La viscosité dépend avant tout de la teneur en solides contenue dans la boue et de la présence des polymères. de Waele. Dans le cas des forages profonds à haute température. et à leur forme.. Dans le cas des forages profonds. souvent décrites comme des fluides rhéofuidifiants et thixotropes à seuil . (I. Dans leur travail de caractérisation des fluides de forage par Imagerie à Résonance Magnétique (IRM) Coussot et al. les fluides présentent un comportement rhéofluidifiant avec seuil d’écoulement apparent. 1923. l’échec de la prévision des propriétés des fluides par simulation numérique est dû à une mauvaise connaissance de la variation des propriétés des fluides en fonction de la température (Beirute. de rayons distants de quelques mm. et pouvant mener à des phénomènes non homogènes au sein du matériau.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les boues de forage. C’e st la classe de rhéomètres la plus fréquemment utilisée où la substance étudiée est emprisonnée entre deux cylindres de révolution. la contrainte seuil et la thixotropie. L’API recommande l’utilisation du viscosimètre Fann 35 A. 1916.3) où L600 et L300 représentent respectivement les lectures à 600 et 300 tr/mn sur le rhéomètre fann Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 8 . Les caractéristiques les plus utilisées et recommandées par l'API sont la viscosité. Le comportement rhéologique apparent ob servé lors des mesures rhéologiques conventionnelles est donc la signature de cette zone cisaillée et ne représente pas le comportement du matériau dans son ensemble. Une augmentation de viscosité ne pourra donc être combattue que par l’élimination de solides. l’autre cylindre demeurant immobile. D'un point de vue pratique. 1923. Farrow et Lowe. Ostwald. la technologie des fluides de forage a été aussi suivie par un développement important d’outils d’évaluation et de contrôle. la déformation se localise dans une zone dont la dimension peut dépendre de la taille des éléments constitutifs. (2004) ont montré qu’au-dessus d’un gradient de vitesse critique. ont une structure interne susceptible de se modifier selon les c onditions d’écoulement et/ou de cisaillement. Du point de vue équipement. L’utilisation de l’IRM montre qu’en fait. Face à cette situation. Le rhéomètre utilisé est de type Couette (cylindres concentriques rotatifs). plusieurs travaux (Bingham. et qu'au -dessous de ce gradient critique. un écoulement stable n’est pas possible. on observe un comportement visqueux simple sans seuil d’écoulement. on défini t deux types de viscosité (exprimées en cP) : une viscosité apparente (VA) et une viscosité plastique (VP) souvent liée à la taille des particules. Le mouvement laminaire de cisaillement est obtenu en communiquant à l’un des cy lindres un mouvement de rotation uniforme de vitesse angulaire ω. au-dessous de ce gradient critique. 1925) ont établi des modèles d'écoulement des fluides de forage en utilisant des viscosimètres rotatifs spécifiques. on note la commercialisation de viscosimètres travaillant sous haute pression et à haute température (Fann 50 C). D’autre part. Sur chantier. Ils sont mesurés à l’aide du viscosimètre Fann35 à une vitesse de 3 tr/min et exprimé en lb/100ft2. il apparaît en tout point de l’échantillon une vitesse de cisaillement et une contrainte de cisaillement. C’est une mesure dynamique. il est donc nécessaire de mesurer ou de prévoir la rhéologie des fluides aux hautes températures et pressions ainsi que la tenue des additifs soumis à ces conditions (Nguyen. YP= L300 – VP = (VA . Cette résistance est due aux forces électrostatiques attractives localisées à la surface des particules. animées de vitesses angulaires différentes.VP). Le premier est le viscosimètre Marsh. réalisant une mesure de contrainte pour 2 ou 6 valeurs du cisaillement selon les appareils. type Dynamic Filtration System: Fann Model 90 (2500 Psi/500 °F). outil encore très largement utilisé.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE La substance se décompose en couches cylindriques coaxiales. On appelle thixotropie le fait que ce phénomène soit non instantané et réversible.2 (I. la circulation dans le puits impose des valeurs élevées de pression et de température. les outils disponibles pour contrôler la rhéologie de la boue sont de deux types. ►La contrainte seuil Les solides présents dans la boue de forage influencent un paramètre autre que la viscosité plastique. plus connue sous le nom de "yield value" ou "yield point". le deuxième est un rhéomètre Fann 35. de la concentration de ces solides. Le caractère thixotrope d’une boue est évalué en mesurant le "gel 0" et le "gel 10". La contrainte seuil dépend du type des solides présents et de leurs charges de surface respectives. Par suite du mouvement relatif des couches les unes par rapport aux autres. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 9 . Le gel 0 représente la résistance du gel aussitôt après agitation de la boue. variant continûment de 0 (pour la couche en contact avec le cylindre fixe) à ω (pour la couche en contact avec le cylindre mobile).4) La contrainte seuil représente la résistance initiale à vaincre. et du type et de la concentration des autres ions ou sels éventuellement présents. ►Gels et thixotropie Une boue de forage laissée au repos édifie progressivement une structure qui augmente sa rigidité et qui peut être réduite par agitation. 1993). qui est la contrainte seuil (exprimée en Pa ou en lb/100 ft2 ). Le gel 10 représente la résistance du gel après un repos de la boue de 10 minutes. pour que le fluide s’écoule. type Fann70 (20000 Psi/500 °F) et d'appareils de filtration. D’où l’importance de l’utilisation de rhéomètres travaillant à haute pression et haute température. Au delà d’un certain débit critique. La pression dans le puits étant supérieure à celle de la formatio n.4. celle -ci entraîne l’amélioration du nettoyage du trou et la diminution du débit requis pour nettoyer le trou. accélérant ainsi l’avancement du forage. mais le régime d’écoulement doit être laminaire pour une inclinaison inférieure à 45°.3 Propriétés de filtration des fluides de forage La filtration du fluide de forage se produit sous l’effet de la pression différentielle (différence entre la pression du fluide et celle de la formation) lorsque le fluide se trouve au contact d’une paroi poreuse et perméable. l’épaisseur du lit de cuttings est pratiquement nulle. les "cuttings" se déposent plus rapidement que dans les puits verticaux. tandis qu'une faible viscosité facilite le pompage du fluide. I. et enfin v) une réduction du gel car une boue thixotrope associée à la non-rotation entraîne la formation d’une couche de fluide quasiment immobile au fond du trou. celle -ci doit être maintenue aussi élevée que possible dans les puits fortement déviés. Ce sont des tests en régime statique utilisant un filtre-presse standardisé. Pour un angle supérieur à 70° l’effet de YP décroît. Diverses solutions sont possibles telles que i) une augmentation de la vitesse annulaire. qui entraîne une érosion du cake formé. une sensibilité particulière au traitement chimique. améliore la lubrification e t réduit les pertes de charges. formant un lit qui atteint un état stationnaire. Les propriétés de filtration des fluides de forage doivent être aussi évaluées et contrôlées par des tests régis par les recommandations de l’API. ii) une augmentation de la densité de la boue. Deux sortes de filtration ont lieu pendant le forage: la filtration statique. qui permet d’améliore r le nettoyage de l’annulaire (pour un régime laminaire). du liquide pénètre dans la formation tandis que les solides présents dans la boue sont déposés (gâteau ou cake). Une viscosité maximale améliore la mise en suspension des déblais et réduit l’infiltration et l’érosion. iii) une augmentation de la contrainte seuil. L’épaisseur du lit de cuttings croît avec l’inclinaison du puits jusqu’à atteindre un état stationnaire. qui permet d’améliorer le nettoyage du trou. lors de l’arrêt de la circulation du fluide. De plus. Ce dépôt de cuttings engendre des problèmes de couple ("torque") surtout lors des manœuvres de remontée sans rotation ou circulation.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Le gel 0 varie pratiquement comme la viscosité plastique et le gel 10 comme la contrainte seuil avec cependant. Dans le cas des puits fortement déviés ou horizontaux. iv) une augmentation du rapport YP/PV. une valeur importante de contrainte seuil permet le bon nettoyage du trou et la mise en suspension des solides. par conséquent. Ces mesures peuvent être faites sous conditions de haute pression et haute température. La connaissance des propriétés rhéologiques est d’une grande importance pour la résolution des problèmes de forage et permet de recommander et de prévoir le comportement des fluides au cours du forage. ils s’accumulent. Néanmoins.1. d’où la rétention des cuttings (principalement des fines). il décroît lorsque le débit augmente. pour ce dernier. et la filtration dynamique au cours de la circulation du fluide. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 10 . Il faut souvent arriver à un compromis entre les caractéristiques des fluides. Lors du contact argile-eau.2 Le problème de gonflement et de dispersion des argiles au cours du forage Le problème posé par le go nflement des argiles lors du forage dans les formations argileuses semble étroitement lié aux phénomènes d’interactions argile -fluide de forage. L’instabilité des formations argileuses varie selon la nature (eau. avancement de l’outil. En préalable. coincement de la garniture par pression différentielle. 1995a). lorsque l’on atteint le réservoir.2. sur l’endo mmagement des zones productrices. particulièrement sur la capacité des systèmes de type polymère/électrolyte à inhiber l’hydratation et le gonflement des argiles. autre solvant) et l’état physique de ces fl uides. d’une part sur le déroulement des opérations (stabilité des parois du puits. alors qu’Osisanya (1991) se base pour la classification des argiles sur la teneur en quartz. Dans les deux cas l’augmentation de la durée de forage ou la diminution de la productivité comporte des incidences économiques défavorables.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE La filtration du fluide de forage au travers des parois du puits peut avoir des conséquences importantes. il reste encore beaucoup à comprendre sur les mécanismes qui en sont à l’origine.. Vu l'intérêt des phénomènes de filtration dans l'endommagement du réservoir par les fluides de forage. I.1 Classification des formations argileuses O’Brien et Chenevert (1973) ont établi une classification liée à la composition minéralogique mais également basée sur l’interaction des argiles avec les fluides (Durand et al. Les phénomènes physico-chimio-mécaniques liés à la stabilité des argiles ont été longuement débattus dans la littérature pétrolière. Bates et Jackson (1987) basent la classification des argiles directement sur les teneurs en minéraux argileux allant de 15 à 100%. ii) en réduisant l’effet osmotique causé par l’ajout de sel au fluide et iii) en utilisant des fluides émulsionnés inverses (Muniz et al. 2004). il est nécessaire d’introduire quelques définitions utilisées par les pétroliers des différents types d’argiles avant une brève synthèse des principaux travaux traitant les problèmes soulevés par les foreurs au sujet des formations argileuses renc ontrées au cours du forage. Les argiles dans les formations géologiques ont été classées d’un point de vue pratique (Dupont. Un fluide de forage idéal donnant une bonne stabi lité est obtenu i) en évitant l’augmentation de la pression de pore due à l’altération du fluide. I. Van Oort (2003) a proposé de classer les problèmes liés aux argile s selon la teneur en eau. en particulier dans les zones inclinées) et d’autre part. Malgré de nombreuses études fondamentales sur l’hydratation des argiles. la pression de gonflement et la pression de pore en considérant une quantification du phénomène de transport sur le changement chimique et sur la stabilité mécanique de la roche. 1968) en trois catégories : Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 11 . cette partie sera développée dans le Chapitre 5 relatif à l'endommagement du réservoir et à la modélisation de la filtration. 'gumbo shales'. dans le nord du Sahara. La plasticité des argiles a été observée pour la première fois dans les cuttings des puits lors du forage en Gulf Coast (Hayes et Kennedy. ou 'heaving shales' : Ces argiles sont caractérisées par une capacité importante de gonflement qui va au cours du forage s'ajouter à celle des minéraux argileux intentionnellement ajoutés à la boue afin de lui conférer un certain nombre de propriétés. elles sont caractérisées par une forte teneur de 20 à 40% en montmorillonite (minéraux gonflants) avec une teneur en e au élevée allant jusqu'à 40% et de 20 à 30% en illite (minéraux dispersibles). ou 'softening shales' ont la particularité de se refermer plus ou moins vite sur les outils et les garnitures de forage. Pyramjee. Lors du forage. Du point de vue minéralogique. Pour ces argiles. Cette plasticité in situ a été souvent évoquée pour expliquer les problèmes rencontrés (Rederon et Brisac. 1903). Les argiles gonflantes sont généralement rencontrées à des profondeurs relativement faibles. En Algérie.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE . Ces argiles gonflantes sont renc ontrées en Algérie à partir du Néocomien et le plus souvent associées à la présence de sable. dénommées 'hydratable shales'. les fluides émulsionnés sont généralement peu utilisés. dénommées 'plastic shales'. Leur efficacité montre que les boues à base d'eau sont satisfaisantes et qu’une augmentation de la viscosité du gel apporte une bonne contribution à la solution aux p roblèmes. ces formations ont tendance à s'ébouler. entraînant la formation de cave s importantes.Les formations argileuses boulantes. lors du forage du puits TE#1 dans la région de Touggourt . Ce problème a nécessité la poursuite du forage en déviation. Elles causent par conséquent les problèmes de coincement conduisant à l’échec de tubage et de cimentation. Ain Salah. elles sont composées essentiellement d'un mélange d'illite et de chlorite. Sur le plan géologique. par un coincement à 3458m après un passage rapide d 'un banc de sel massif. la formation de bouchons dans l'annulaire ainsi que les risques de perte et de coincement de la garniture les boues à l'huile et au KCl apportent une amélioration notable. le problème des argiles plastiques s 'est manifesté pour la première fois en 1954. Adrar et les hauts plateaux du nord du Sahara.Les formations argileuses plastiques. . dénommées 'sloughing shales' ou 'brittle shales' sont généralement constituées par des schistes ou des marnes peu co nsolidées avec une structure feuilletée. s'effondrer. Différentes classes ont été proposées dans la littérature. ces argiles sont situées dans le grand ensemble à prédominance d'évaporites qui s'étend du Lias à la base du Trias. 'wet shales'. elles sont composées d'illite et de kaolinite avec rarement de la montmorillonite. ces argiles boulantes sont largement répandues dans la région de Timimoun. 1961 . 1966). Du point de vue minéralogique. 'swelling shales'. Ces argiles gonflantes provoquent une forte augmentation de la viscosité de la boue et le bouchage des ta mis vibrants. En Algérie. Pour ces argiles qui causent les problèmes de bourrage des outils.Les formations argileuses gonflantes. avec une minéralogie basée principalement sur les teneurs respectives en montmorillonite et en illite. nécessitant un reforage. Du point de vue minéralogique. sel et dolomite. . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 12 . Face à ces contradictions. la porosité et la concentration du fluide des pores. Autrement dit. Alors que O’Brien et Chenevert (1973) ont classé les argiles selon des tests de laboratoire spéci fiques. (1992) avec une série d’expérience sur des échantil lons d’argiles à grande perméabilité.2 Approches développées pour résoudre les problèmes posés Kelley (1968) en étudiant les problèmes de stabilisation des argiles a observé des contradictions. Anderson et Edwards. MondShine. à savoir que q uelques formations argileuses peuvent être facilement forées avec des fluides inhibiteurs alors que d’autres formations similaires se dispersent avec l’utilisation de ces mêmes fluides. Chenevert (1969) a signalé que l’ajustement de l’activité de l’eau des systèmes OBM permet de pré venir l’adsorption de l’eau sur les argiles. Leur théorie est basée sur le principe que les argiles agissent en tant que membrane semi -perméable. 1973. d’où le concept de ‘balance d’activité de l’eau’. l’adsorption d’eau est empêchée si l’activité de l’eau du fluide de forage est égale à l’activité de l’eau dans les pores des formations argileuses. les particules argileuses et les différents ions présents dans les pores. Ces auteurs ont proposé l’utilisation de fluides à base de potassium pour une inhibition chimique des argiles. 1973. Chesser et Perricone. 1972. ont aussi démontré que les argiles n’agissent pas comme une membrane semi perméable. plusieurs types de fluides pour la prévention de l’hydratation des argiles ont été commercialisés (McDaniel et Lummus. Ces résultats contredisent ceux antérieurs de Low et Anderson (1958). Le degré d’idéalité dépend de plusieurs facteurs tels que la capacité d’échange cationique (CEC).. Leur théorie prend en compte les interactions moléculaires entre le fluide de forage. Kljucec et Yurkowski. Pashely et Israelachvili (1983) ont attribué le mouvement de l’eau et des ions entre les surfaces de mica aux forces d’hydratation. Anderson et Edwards (1973) ont classé les argiles selon les faibles et fortes valeurs obtenues par le test au bleu de méthylène. Depuis les années 1970.2. 1971. 1973.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE I. ont conclu que les argiles ne représentent pas une membrane idéale semi -perméable. 1973 et Gray. Chenevert (1970a et 1970b) a aussi étudié l’effet de l’adsorption de l’eau sur de la montmorillonite et il en conclut que l’eau adsorbée dans l’espace confiné génère des contraintes internes. 1974). Cagle et Schwertner. 1973. Low et Anderson (1958) ont présenté les équations de pression osmot ique pour la détermination des propriétés de gonflement. de nombreux travaux ont été menés afin de comprendre les mécanismes mis en jeu et tester des solutions à l’échelle laborato ire pour proposer des remèdes à ces problèmes posés au niveau des chantiers de forage. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 13 . 1973. O’Brien et Chenevert. Fritz et Marine (1983) se basant sur la théorie osmotique. Ainsi quelques argiles se forent facile ment à l’eau et se dispersent dans les boues à l’huile supposées être les meilleurs systèmes inhibiteurs. Allred et McCaleb. Le premier phénomène pris en considération est celui de l’hydratation et du gonflement des argiles. Bol et al. (1994) utilisant une approche expérimentale montrent que les OBM contenant une phase d’eau émulsionnée peuvent prévenir l’hydratation et donc la fragilisation des argiles. Pernot (1999) a essayé de comprendre les mécanismes clé en quan tifiant l’effet de la pression de gonflement d’une variété de fluides en contact avec plusieurs types d’argiles.. D’autres facteurs doivent être considérés.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Steiger (1993) a étudié le comportement d’hydratation des ar giles dans un appareil triaxial en mesurant la pression de gonflement d’argiles exposées à différents fluides de forage avec différentes activités de l’eau. Horsud et al. Ils ont signalé que la différence de potentiel chimique entre l’eau dans les argiles et celle dans le fluide de forage est le plus important paramètre à considérer. Dans le cadre du programme STAR (STabilité des ARgiles). et enfin les pratiques du terrain pour l’amélioration de la formulation des fluides de forage répondant à la fois aux problèmes de forage et aux exigences de préservation de l’environnement. (1995a et b) ont présenté un rappel des problèmes spécifiques rencontrés lors du forage des argiles. une description des réactions physico-chimiques entre les argiles et l’eau. Ces auteurs lient le développe ment de la pression de gonflement aux effets de la pression capillaire. (1998) ont étudié aussi le phénomène de la pression de gonflement dans les argiles et ont conclu que les phénomènes d’osmose ne jouent pas de rôle mais la pression (ou succion) capillaire est le principal mécanisme qui conditionne le développement de ce gonflement. Dans les expériences menées sur chantier. Simpson et al. Il a montré que la pression de gonflement peut être contrôlée par l’addition du potassium aux fluid es de test en contact avec les échantillons d’argiles. mais ils doutent que la pression de gonflement puisse se développer dans les conditions de fond et sous un environnement important de compaction.. La conclusion de cette revue est que la notion de gonflement des argiles n’est pas suffisante à elle seule pour expliquer les phénomènes d’instabilité. ayant de multiples groupes hydroxyles de structure cyclique (méthyl glucoside) peut prévenir l’hydratation et présenter d’autres caractéristiques similaires à celles des OBM telles que la l ubrification par exemple. Ces auteurs ont démontré que l’utilisation d’un composé organique. soluble dans l’eau. Cet auteur conclut que le méthylglucoside type ‘Gumbo’ stoppe le gonflement des argiles par la création d’une barrière qui bloque le flux des i ons et de l’eau dans les argiles et que les solutions concentrées de Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 14 . il a observé que la présence de KCl dans les fluides de forage améliore la stabilité des formations argileuses. Ce modèle permet d’identifier les paramètres optimums des fluides de forage tels que la densité et la salinité pour l’élimination des problèmes d’instabilité durant l’utilisation des WBM et les OBM. une augmentation de la concentration en KCl fait réduire la pression de gonflement à zéro. une description mécanique du comportement des roches argileuses lors du forage. Santarelli et Carminati (1995) montrent que le phénomène de gonflement est principalement dû à la présence du gaz fortement comprimé dans les pores de la roche. Durant et al. Mody et Hale (1993) ont développé un modèle de stabilité prenant en charge les interactions entre les fluides de forage et les formations argileuses.. qui induit des pressions capillaires. La pression osmotique prévisible est déduite lorsque l’amplitude de la pression de goutte égale la pression du fluide. des OBM et des systèmes aux silicates. (2003) ont montré que l’amplitude de la contribution des effets causés par le déséquilibre entre l’activité de l’eau du fluide de forage et l’activité des argiles de la formation dépend de l’efficacité du système argile/fluide à améliorer la qualité de la membrane semi perméable. la première constatation qui peut être faite. (2002) ont mesurer l’efficacité de la membrane d’argiles en utilisant une technique améliorée de transmission de la pression pour étudier le comportement de la force osmotique avec des fluides conventionnels à base d’eau. est qu ’en dehors de la contribution de l’évolution de techniques expérimentales et des essais pour une meilleure simulation. Le contact des argiles avec les fluides change les propriétés physico -chimiques et mécaniques des argiles. En résumé. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 15 . alors que les solutions de faibles concentrations en ions ont un coefficient de réflexion élevé. Ewy et Stankovich (2000) développent une technique pour mesurer la pression des pores des argiles saturées et non saturées. (2006) développent le test de gonflement gravimétrique et montrent que le mouvement de l’eau n’est pas contrôlé seulement par le phénomène d’osmose (activité de l’eau) mais qu’il est aussi influencé par la succion capillaire et par la diffusion ionique... lor sque l’activité des argiles est supérieure à celle des fluides. (2002) ont identifié les additifs à utiliser dans les systèmes WBM qui génèrent une efficacité importante de la membrane. Al-Bazali (2003) a développé un montage pour l'évaluation du potentiel électrique et a étudié l’effet de la compaction. Ces travaux montrent que l’efficacité de la membrane est liée à 80% à la nature des additifs utilisés dans le fluide et que ces fluides de forage améliorent la stabilité du puits. (2003) ont montré que l’instabilité ne dépend pas que de l’activité de l’eau mais dépend aussi des propriétés des solutés. Muniz et al. Lomba et al. Zhang et al. (2000) ont évalué l’efficacité de la membrane des argiles natives par la mesure du potentiel électrochimique à travers des échantillons d’argiles. Mody et al..... puis ont utilisé ces additifs pour la f ormulation de fluides de forage. le coefficient de réflectivité ‘efficacité de la membrane’ ainsi que le coefficient de diffu sion pour les intégrer dans un programme d’évaluation de la stabilité. l’eau sort des argiles et cause la pression de goutte. Le principe est de combiner les gradients hydrauliques et ioniques pour estimer la perméabilité. Cet auteur décrit l'efficacité de la membrane et la modification du potentiel de diffusion en appliquant le modèl e de Lomba et al. du type d'argile et du type du polymère sur la diffusion à travers les argiles. Leur conclusion est que les systèmes aux silicates produisent une efficacité optimum de la membrane. sous contraintes... Yu et al. Guizhong et al. (2004) décrivent l’équipement utilisé pour l’évaluation des interactions argiles -fluides.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE sel ont un faible coefficient de réflexion de la membrane. La réduction de l’activité de l ’eau des argiles par l’addition de sel peut réduire énormément la pression de gonflement. Les argiles jouent le rôle d’une membrane non -idéale semi-perméable. Schlemmer et al. les travaux sur l’inhibition sont restés toujours tributaires des fondements théoriques classiques relatifs aux mécanismes d’hydratation des argiles et des propriétés de filtration et aux interactions argiles solution. Selon ces auteurs. (2000). sont le concept de balance d’activité de l’eau (osmose) la pression osmotique. (2000). De même les différentes techniques et méthodes utilisées pour l'évaluation de l'inhibition de la dispersion des argiles sont présentées e n section I. En effet. dans certaines conditions de forage (forage des argiles sensibles ou forage des puits profonds) il est techniquement difficile d’avoir les mêmes performances en remplaçant une boue à l’huile par une boue à l’eau. Cependant un problème technique majeur se pose actuellement aux opérateurs pétroliers de par la nécessité de remplacer les boues à l’huile par des boues à l’eau non polluantes ou par des fluides synthétiques. I. D’autres simulations avec trois composantes (eau-argile-contre ion) ont été réalisés par Greathouse et al. la recherche d'additifs inhibiteurs du gonflement des argiles et respectant en plus l'environnement a considérablement évolué. forage à l’air).3 Additifs utilisés pour inhiber le gonflement et la dispersion des argiles L’incitation à ne plus utiliser pour des considérations environnementales de fluides émulsionnés à base d’huile (OBM) a motivé le développement de la technolo gie des systèmes de fluides à base d’eau (WBM) qui offrent aussi des avantages économiques. la pression capillaire et la pression hydraulique des pores les forces électrostatiques et les gradients osmotiques la diffusion ionique le potentiel total aqueux.4. amènent à privilégier des systèmes émulsionnés inverses comparativement aux systèmes à base d’eau et à développer d'autres technologies de forage (forage à la mousse. Skipper et al.2. Cet aspect est traité dans la section 2.2. Malheureusement... 1991). due essentiellement aux interactions des argiles de la formation avec l’eau. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 16 . mais aussi ii) de la composition et de la concentration des fluides présents dans les pores (gaz ou liquide). Par ailleurs. 1984 . Le problème majeur dans l’utilisation des WBM reste donc lié à l'instabilité des puits.3 qui suit.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE D’après les résultats reportés précédemment les concepts importants à considérer.. Dans cet objectif. porosit é). peu de travaux peuvent être signalés pour la simulation des interactions eau-argile (Mulla et al. Tous les problèmes liés à l’instabilité des parois argileuses en présence d’eau. mais plusieurs solutions acceptables sont émises. ainsi que iii) des conditions de température et de pression des différents essais. relatifs aux propriétés d’hydratation et de gonflement osmotique et macroscopique des argil es. Mais cette approche pourrait répondre en partie au déficit expérimental car il est pratiquement impossible de faire une simulation combinant toutes les conditions de travail sur le chantier. le potentiel électrique l’efficacité de la membrane (coefficient de réflexion) Ces propriétés de gonflement dépendent fortement i) de la nature des argiles (composition et structure) de leurs propriétés mécaniques et physico -chimiques (capacité d’échange. la simulation numérique pourrait apporter une contribution à la résolution de ces problèmes. 1996a). Les sels minéraux (KCl. avec R = H. Bien que l’ion Na + ne soit pas un aussi bon inhibiteur que l’ion K +. Les polymères cationiques. CH3 et M+ = Na+. ou CaBr2. telles que l’illite ou la montmorillonite. Retz et al. car KCl possède un seul site (Himes et al. tels que CaCl 2. En effet. une solution de NaCl conduit à de grandes viscosités et à une activité de l'eau plus faible que celles observées avec les solutions concentrées de KCl. NaCl. anioniques et non ioniques Les polymères cationiques (PHPA. De plus. 1990. CaCl2. MgCl2 ou MgBr 2 et ZnBr2 sont aussi largement utilisées en tant que fluides de complétion. Ces sels organiques ont un effet bénéfique sur la réduction de la pression de gonflement des argiles (Howard. En combinaison avec les silicates. La faible efficacité de la membrane (1–2%) est due à la grande mobilité relative du KCl dans les argiles (van Oort.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Ainsi actuellement. l’ion potassium est un bon inhibiteur (Steiger. la conductivité hydraulique n'est pas altérée et la pression osmotique générée par les solutions de KCl est modérée (typiquement inférieure à 20 MPa). Il est recommandé en priorité pour la stabilisation des cuttings réactifs contenant une quantité significative de smectites. plusieurs de ces produits commercialisés sont similaires malgré des noms d'usage différents.…) ont été développés comme alternative aux sels minéraux (Beihoffer et al. amines. qui ont amélioré les performances des fluides de forage en résolvant certains problèmes rencontrés. NaCl peut réduire l'invasion du filtrat dans les argiles. 1982) qui réduit l’énergie d’hydratation et le gonflement d’argiles. Une diffusion de molécules d’eau vers la formation pourrait conduire à un gonflement des argiles et par suite à une déstabilisation des parois du puits et à l’inverse.. 2003). les solutions concentrées de NaCl permettent d'améliorer l'efficacité de la membrane (cake). 1976). K+. …) et organiques La salinité de la phase aqueuse est choisie en fonction des caractéristiques de la formation traversée. Cet additif ne colmate pas les pores. Chenevert (1989) a montré que la force ionique de la phase aqueuse du fluide doit être égale à celle de l’eau présente dans les argiles de la formation afin d’éviter toute réact ion d’échange. proche de la saturation. En effet.. Avec le PHPA. polyols et methylglucosides. formiates et acétates alcalins (RCOO -M+. une perte d’eau entraînerait une déstabilisation des parois par "cracking ".. Les sels organiques.. un nombre important de systèmes de fluides sont proposés par les Sociétés spécialisées. Voici quelques exemples d'additifs utilisés dans les WBM. Le KCl est certainement le sel le plus couramment utilisé pour l'inhibition du gonflement des argiles. En effet. ne modifie pas la perméabilité des argiles et ne retarde pas la pénétration de la boue. 1995. 1991) et ii) pour des raisons de restrictions environnementales contre l'utilisation des sels (sensibilité aux ions K+ ou aux chlorures) dans Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 17 . le système présente une bonne efficacité pour la stabilisation des cuttings d'argiles (Clark et al. D'autres solutions de sels minéraux. 1991) i) pour augmenter le nombre des sites d'échange.. l’utilisation de NaCl possède certains avantages sur celle de KCl. En fait. ZnCl2. Cs+) en solution conduisent à une forte viscosité des filtrats et génèrent une pression osmotique élevée. van Oort et al. CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE plusieurs chantiers à travers le monde. Avec de faibles poids moléculaires (M < 10 000), ces polymères sont de bons inhibiteurs du gonflement des argiles . Ils entrent dans les pores, viscosifient les filtrats et retardent leur invasion dans les argiles. Les hauts polymères (M > 10 000) n'ont pas l'aptitude de pénétrer dans les pores mais peuvent agir par encapsulation. C’est le cas du PHPA qui s'adsorbe sur plusieurs sites des argiles et réduit la désintégration des cuttings (van Oort, 2003). Selon Clark et al., (1976), les fluides à base d’eau contenant du polyacrylamide et du chlorure de potassium peuvent protéger les argiles et réduisent les problèmes liés à la stabilité du puits. Les amines simples (polymères cationiques) sont utilisées dans plusieurs régions pour des applications spécifiques. Les amines quaternaires évitent le gonflement et la dispersion des argiles par échange d'ions. Leurs inconvénients sont leur coût élevé, leur toxicité (Himel et Lee, 1951) ainsi que leur incompatibilité avec les additifs anioniques généralement utilisés dans les fluides. Une nouvelle génération de composés inhibiteurs (Organic Cationic Materials ou ‘OCM’) est v enue répondre aux contraintes imposées par les polymères cationiques. Ces molécules à plusieurs fonctions ont montré une bonne efficacité technique (stabilité thermique, compatibilité avec les autres additifs des fluides et biodégradabilité) et économique pour l’inhibition du gonflement des argiles. Les dérivés d’ammonium tels que les amines, amides, polyamides, imines, nitriles et aminoacides, utilisés dans plusieurs types de fluides à base d’eau (Schlemmer et al., 2003) offrent une performance similaire à celle du cation potassium. Les polymères anioniques (PAC,…) et non ioniques (Polyols,…) Une grande variété de polymères anioniques (ex. PAC) et non ioniques (polyols, glycérols, glucosides, alcools polyvinyliques, hydroxyéthylcellulose) ou amphotères o nt été essayés. Ces polymères agissent par encapsulation et/ou réduction de l’activité de la phase limitant la pénétration de l’eau dans les argiles. Toutefois, ils sont généralement peu efficaces par rapport aux polymères cationiques (Stamatakis, et al., 1995). Autres additifs ► Chaux et gypse (Cannon, 1947 ; Hurdle, 1957). Les systèmes de fluides à base de chaux ont un effet bénéfique pour le développement de la cimentation des argiles in situ (Hale et Mody, 1993). ► Les additifs à base d’asphaltes modifiés, de gilsonite ou de graphite (Stratton, 1931; Cagle et Schwertner, 1972). Ces additifs n'ont pas d'effet sur la pression de gonflement. Leurs effets sont liés principalement à leur taille permettant le blocage des pores et par conséquent le retardement de l'invasion du filtrat. Ce type d'additifs est aussi recommandé pour le forage des formations microfracturées. Cependant, il sera difficile d'évaluer leur performance au niveau du laboratoire dans des conditions ambiantes (Davis et Tooman, 1998) car utilisés pour l’évaluation de leur pouvoir de stabilisation des argiles, ils ont des comportements variables en fonction de la Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 18 CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE température et de la pression. Dans le cadre de la nécessité du développement d’équipements pour des essais spécifiques dans des conditions de température e t de pression élevées (HP/HT) une cellule ‘Down-Hole Simulation Cell’ a été utilisée. Cette technique a été souvent critiquée pour son coût et la nécessité de réaliser de nombreux essais. Nair (2004) a évalué la performance de deux additifs (la gilsonite et du Soltex) utilisés en tant qu'inhibiteurs dans des conditions HP/HT et a montré une faible réduction de la perméabilité sans expliquer les raisons de cette réduction pour les deux produits. ■ La gilsonite est un solide naturel hydrocarboné, classé comme composé du type asphaltite (Davis et al., 1991; Davis et Tooman, 1998; Davis, 2002). Elle a des propriétés meilleures par rapport aux autres asphaltes de par sa faible solubilité, un minimum d’impuretés et un point d’amollissement élevé. Elle réduit la perméabilité suite à des réactions chimiques spécifiques avec les argiles, les rendant pratiquement imperméables. ■ Le « Soltex » fabriqué à partir d’asphalte sulfoné, est un composé anionique partiellement soluble dans l’eau. Soltex de part sa large répartition granulométrique contribue à la stabilité des argiles par le colmatage de leurs pores, et est capable de s’a ttacher sur les argiles chargées, réduisant ainsi la pénétration de l’eau. Davis et Tooman (1998) et Duantem (2003) suggèrent que Soltex pénètre profondément dans les fractures à cause de sa grande solubilité . ► Face aux contraintes environnementales, de nouvelles familles de composés sont proposées: les sucres et leurs dérivés (saccharides). ■ Les sucres augmentent la viscosité du filtrat et réduisent l'écoulement de l'eau dans les argiles (van Oort, 1994). De plus, ils donnent une faible activité de l'ea u et génèrent une pression osmotique permettant leur utilisation pour la déshydratation des argiles. Le problème soulevé par l'utilisation des sucres est leur sensibilité à l'attaque biologique rendant difficile leur conservation et leur stockage sur chantier. Le méthylglucoside et en général les saccharides méthylés, qui sont donc moins sensibles aux attaques biologiques, évitent cet écueil (Simpson et al.,, 1994). ■ Le méthylglucoside (MEG) est un dérivé du glucose , fourni en tant que liquide contenant 70% de solides. Fabriqué à partir d'amidon de maïs, il est classé “biodégradable”. Les saccharides sont généralement recommandés pour la stabilisation des argiles. Le s systèmes formulés ' sels+ saccharides' permettent la déshydration effective des argiles, la réduction du « bit-balling » et l'augmentation de la pénétration (ROP). MI-Swaco propose le système «ULTRADRILL» avec l’utilisation du MEG, ayant la capacité de d onner une faible activité au fluide avec une considérable réduction du mouvement des ions. Le système au MEG présente un bon coefficient de lubricité, un bon filtrat et la production de cuttings acceptables pour l'environnement (Chenevert et Pernot, 1998). Ce monomère organique soluble dans l’eau présente de multiples groupes hydroxyles dans une structure cyclique capable de réduire l’activité de l’eau du fluide de forage et peut être une bonne alternative vis-à-vis des OBM. La Société Baker Hughes Drilling Fluids a aussi proposé un nouveau produit, “PERFORMAX”, fluide à haute performance de troisième génération, conçu pour remplacer les fluides de forage émulsionnés grâce à leur meilleure inhibition du gonflement des argiles par réduction de la transmission de la pression des pores. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 19 CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Dans cette même gamme de produit, “HYDRO-GUARD” de Baroid possède aussi un bon pouvoir inhibiteur. ► Les (Poly-)glycérols et (poly-)glycols (Hale et al., 1989; Downs et al., 1993 et Perricone et al., 1989), généralement notés simplement glycérols et glycols sont largement utilisés pour le forage des argiles (Chenevert, 1989; Bland, 1991, 1992 et 1994 ; Reid et al., 1993; Downs et al., 1993; Twynam et al., 1994; Cliffe et al., 1995). Twynam et al., (1994) ont observé l'amélioration de l'avancement avec l'utilisation d'une concentration élevée en glycol. Downs et al., (1993) et Bland (1994) ont étudié l'effet de la température sur le comportement des solutions de glycols (clouding ou TAME: thermally activated mud emulsion). La présence d'un point de trouble, fonction de la température et de la salinité, conditionne l'utilisation et l'efficacité des systèmes aux glycols. Les glycérols et glycols de masse molaire élevée (M > 10 000 D) ne sont pas adsorbés à la surface et ne permettent pas le colmatage des pores. L'utilisation de glycérols et de glycols de faible masse molaire a été souvent recommandée pour la stabilisation des argiles. ► Les systèmes mixtes de polyols (polyglycérols, polyglycols et méthylglucoside) et de sels (NaCl, CaCl2) sont souvent plus efficaces pour la stabilisation des argiles comparativement aux composés utilisés séparément (van Oort et al., 1995). Ces systèmes agissent par synergie qui augmentent l'efficacité de la membrane argile -fluide. ► Les silicates et les composés à base d’aluminium sont fortement recommandés pour la stabilisation des argiles. Aussi pour des raisons environnementales, les silicates ont été introduits dans l'industrie pétrolière depuis 1990 (Ding et al., 1996; van Oort et al., 1996b; Ward et Williamson, 1996). Ces additifs solubles forment une barrière à la surface des argiles ou dans les micro-fractures et réduisent le transport des ions et la perméabilité effective des argiles. Des composés à base d’aluminium, ‘Alplex’ (Clark et Saddok, 1993; Saddok et al., 1997), ont été aussi développés dans ce sens. Les silicates solubles réagissent rapidement avec les ions polyvalents des argiles (Ca ++ et Mg++) et forment des précipités insolubles. La barrière formée par la gélification des silicates précipités réduit l'invasion du filtrat. Le mécanisme de gélification/précipitation permet de colmater les microfractures des argiles (van Oort et al., 1996b). D’une façon générale, il ressort que l’évaluation des performances des additifs utilisés dans les fluides de forages nécessite des essais en laboratoire et souvent des montages et appareillages spécifiques pour la bonne simulation des conditions réell es. L’analyse des équations empiriques établies et l’estimation des données des essais contribuent souvent à l’explication des mécanismes et des problèmes rencontrés sur chantier. La bonne simulation des conditions opératoires sur chantier est souvent coûteuse. A défaut de pouvoir prendre en compte l’ensemble des conditions pour une bonne compréhension du comportement des formations sensibles ou fragiles vis-à-vis des fluides utilisés, une sélection de certaines conditions d’utilisation peut être une bonne voie pour l’étude des performances des systèmes proposés. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 20 CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE On peut se satisfaire d’un minimum de paramètres pour une exploitation rapide, mais on peut aussi revenir à l’ensemble des conditions par une modélisation. Dans le cadre de notre travail expérimental, nous essayerons de traiter la performance de quelques additifs (modèles) et d'étudier les propriétés de filtration et d’inhibition des systèmes préparés avec quelques produits habituellement utilisés sur les chantiers de forage. I.2.4 Techniques d’évaluation de l’inhibition des argiles Voici quelques méthodes utilisées à l’échelle laboratoire pour l’évaluation de la performance des différents systèmes de fluides de forage: ► Diffraction des rayons X (DRX) pour la détermination qualitative de la teneur en argiles. ► Capacité d’échange cationique (CEC) et pour la détermination de la réactivité des argiles. Plusieurs techniques sont citées dans la littérature pour la mesure de la CEC des argiles, tels que celle au chlorure de Baryum, avec l’EDTA, avec le sel de chlorure de cobaltihexamine (Bergaya et al., 2006). ► Test au Bleu de méthylène, cette méthode est standardisée dans le domaine du forage et recommandée par l’API (API, 2003) pour l’estimation des solides réactifs dans les fluides au cours du forage. ► Temps de succion capillaire, c’est l’évaluation du temps de parcours du filtrat d’un fluide entre deux électrodes placées à une distance standard sur un papier filtre. Cette méthode est généralement applicable pour le choix et l’optimisation de la conc entration en sels ainsi que pour l’étude des propriétés de filtration (Wilcox et al., 1984). ► Etude de gonflement des argiles évaluation du gonflement des argiles par différentes techniques de laboratoire, le plus souvent le gonflement par adsorption (Chenevert, 1969) sur échantillons non confinés. Zhang et al., (2006) ont développé un appareil pour mesurer le gonflement par gravimétrie permettant de quantifier la mesure du mouvement de l'eau et des ions durant les interactions argile/fluide de forage. ► Evaluation de la dureté par Pénétromètre pour examiner la performance d’une variété de solutions de polymères du point de vue capacité de réduire la dureté et l’effet de perte de résistance associé avec le contact par le fluide sélectionné (Reid et al., 1993). ► Test au Triaxial. Cette méthode est utilisée pour la mesure de la pression des pores et l’évaluation des paramètres mécaniques (contrainte de rupture, module de Young et de cisaillement et le coefficient de Poisson). ► Dowenhole Simulation Cell (DSC) pour l’étude du comportement des roches argileuses sous la variation des contraintes (Salisbury et Deem, 1990). ► Test d’Oedomètre pour l’étude de l’influence de la modification de la pression et du potentiel chimique (Hale et Mody, 1992; Mody et Hale, 1993). ► La mesure de la constante diélectrique. Cette méthode permet de quantifier les minéraux gonflants avec la possibilité de les corréler avec la surface spécifique (Leung et Steig, 1992). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 21 CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE ► Slake durability test (SDT). C’est une technique standard pour l ’étude de la durabilité des argiles et les roches fragiles similaires : ASTM D 4644-97 - Réapprouvé 1992 (Likos et al., 2004). ► Test de transmission de pression pour les argiles confinées et non confinées (Van Oort, 1994). ► Forage en miniature. Appareil de forage en miniature pour étudier les paramètres et analyser les problèmes sur des carottes d’argiles. Les deux contraintes majeures sont liées à la disponibilité des carottes d’argiles ainsi que de son coût élevé. ► Test de dispersion des argiles. C’est le test le plus utilisé actuellement dans les études d’inhibition des argiles (Mody et Hale, 1993). Il consiste à tester le fluide sur les échantillons d'argile sous forme de cuttings de dimension connue (quelques mm) et mise en hot rolling pendant 16 h. Le principe est d’évaluer la variation de la granulométrie des cuttings avant et après hot rolling. ► Test sur pastilles d’argiles comprimées. Cette technique permet d’étudier l’influence de la variabilité de la composition des argiles. Le principe est de considérer l’aspect et d’évaluer la variation de la granulométrie des cuttings dont la qualité initi ale est affectée par le broyage et l’ajout d’eau. ► Jar Slake Testing. C'est un test simple et qualitatif désigné pour évaluer la durabilité relative des argiles en contact avec un fluide sélectionné. Ce test est souvent utilisé sur chantier et ne nécessite pas un équipement spécial ou cher. Six catégories qualitatives (Slake Indices) sont utilisées pour décrire la durabilité de l’échantillon de référence selon son apparence physique après immersion dans des solutions de fluide. ► DSCA. Cette technique permet de mesurer les contraintes in-situ en intensité et en orientation. Chaque technique citée a un apport important. Cependant, plusieurs méthodes sont critiquées du point de vue faisabilité, coût, précision et conditions d’utilisation, ce qui fait que de s techniques rapides et aisées sont toujours recherchées, afin de prendre en charge l’évaluation de la panoplie de produits et d’additifs proposées pour l’inhibition des argiles au cours des opérations de forage. Les tests de dispersion en hot rolling et d es pastilles d’argiles comprimées seront utilisés dans la partie expérimentale pour une comparaison avec une nouvelle méthode proposée. I.3 Evolution des familles de polymères utilisés dans le forage Depuis les années 1990, les polymères ont apporté une alternative à l’utilisation des OBM, largement critiqués à cause des problèmes déjà cités (pollution et toxicité). Actuellement, les foreurs tentent d’exiger des polymères utilisés dans les WBM des caractéristiques inspirées des propriétés des OBM. L’introduction des polymères dans les fluides de forage à l'eau (WBM) date de la première utilisation en 1930, d’amidon de maïs ajouté à de la boue bentonitique pour contrôler les caractéristiques de filtration. Cet ajout est suivi par l’introduction de carbox yméthylcelluloses (CMC), de tanins (Ex : québracho) et de lignosulfonates, tous régulièrement utilisés depuis 1945. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 22 et densité de charge). Les dérivés ligneux (polyphénols) sont utilisés pour les forages profonds (T> 220°C). 1984) et la biodégradabilité. alors qu’une augmentation des charges du polymère améliore la dispersion de la bentonite et par conséquent ses qualités de réducteur de filtrat. . particulièrement pour le forage des zones argileuses sensibles à l’eau ou des zones productrices d’eau et d’hydrocarbures. Les polymères utilisés. Les familles de polymères utilisés dans les fluides de forage doivent répondre à plusieurs critères: . L’étude de mélanges argiles-polymères-électrolytes montre que les dimensions des polymères dépendent à la fois de la salinité et de la masse molaire et ont une influence majeure sur leur efficacité à inhiber la dispersion des déblais (Lecourtier et Degouy.1990). Le lignite chromé en association avec les lignosulfonates. 1994). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 23 . Les polymères anioniques tels que les lignosulfonates de fer ont été largement utilisés en tant que défloculants. . Dans certains cas. salinité (nature et concentration en sels). Les WBM à base de sels d’ammoniums quaternaires se révèlent être de meilleurs inhibiteurs que les WBM conventionnels (Beihoffer et al. 1993).la résistance à la température (Wilcox.. nature des groupes fon ctionnels chargés et/ou neutres.la lubrification et la protection contre la corrosion. L’augmentation de la masse molaire des additifs (polymères) peut entraîner une floculation des particules argileuses provoquant un mauvais contrôle de la filtration. et le minimum d’endommagement des formations productrices. généralement fortement anioniques. avaient pour objectif de protéger la bentonite de la floculation par le sel. ainsi que la résistance à la contamination par les ions. oxygène. Les dérivés polyacryliques. Ainsi les polymères cationiques sont utilisés pour le forage des argiles gonflantes ‘Gumbo’. et ii) les paramètres ajustables liés à la structure même du polymère (nature et longueur des chaînes principales et latérales. température.la protection des formations forées: stabilisation des argiles ( Hale et Mody.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Toutes ces substances utilisées. souvent conçus pour une situation particulière de forage. permet la réduction du filtrat. sont devenus de plus en plus sophistiqués. 1990). . Les paramètres qui gouvernent l’efficacité des polymères sont de deux types (Muller. 1990) i) les paramètres imposés par l’environnement tels que pH. produites naturellement ou extraites par des procédés simples (Muller.la compatibilité avec l’ensemble des additifs du fluide. forment un colloïde protecteur et donnent aussi une bonne stabilité thermique. de meilleures formulations ont été recherchées pour répondre aux besoins de chaque forage spécifique. ils peuvent même remplacer totalement les argiles. L’addition des colloïdes organiques naturels dans les fluides de forage a apporté de grandes améliorations aux propriétés et caractéristiques des fluides classiques à base d’eau en terme de filtration et d’inhibition. Face à toutes ces exigences. Les réducteurs de filtrat agissent selon l’un des trois mécanismes suivants. une grande attention a été portée à leurs avantages environnementaux (Darley et Gray. etc. pour s’intéresser ensuite à des solutions de concentrations plus élevées où les interactions entre les chaînes deviennent prépondérantes. Ceci est le comportement idéal pour les fluides de forage. défloculent le gâteau formé qui va se tasser pour donner une couche plus mince imperméable. réducteurs de filtrat. plu s la viscosité est faible.1 Les polymères utilisés dans les fluides de forage L’industrie pétrolière est grande consommatrice de polymères hydrosolubles pou r diverses opérations de forage telles que fracturation. modification de perméabilité. surtout lors du forage des phases réservoirs. L’introduction de polymères synthétiques depuis les années 1990 dans le domaine des WBM et des OBM. sont des fluidifiants. peuvent former des liaisons entre particules et agir comme floculants. 2003). Les structures de l’amidon et de certains dérivés d’as phaltes ou de lignines correspondent à cette description. Dans le domaine des fluides de forage on peut classer les polymères selon leur charge ionique ou non-ionique ou selon leur fonction (viscosifiants. et iii) si la phase fluide qui traverse le gâteau est visqueuse par ajout de polymères. ii) des polymères fluidifiants tels que les composés cellulosiques (CMC ou PAC) ou les lignosulfonates.). Young. 1990). Ces additifs (polymères et argiles) ont souvent des fonctions principales et des fonctions secondaires. Ces deux derniers mécanismes sont liés aux fonc tions secondaires des deux types de polymères. Turner et Macnab. est une bonne alternative pour la résolution des problèmes rencontrés dans le forage avec les boues classiques. Ainsi. De plus. i) ajouter des particules colloïdales qui peuvent se déformer et se comprimer pour boucher les pores du cake. fluidifiants et viscosifiants. Plusieurs travaux de laboratoire ainsi que des observations sur chantier. Les fluides à faible teneur en solides (Low -Solids Muds) sont le plus recherchés. cela réduira également le filtrat. Plus le taux de cisaillement est élevé. alors que ceux de masse molaire plus élevée. ont montré q ue l’avancement du forage est affecté quand le fluide renferme des polymères.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE I. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 24 . les polymères de charge négative et de masse molaire faible.3. Ce type d’enchevêtrements dans les solutions de polymères est à la base des performances observées au laboratoire et sur chantier. 2001. du fait qu’une basse viscosité est nécessaire dans les zones à taux de cisaillement élevé près de l’outil alors que des viscosités plus élevées sont requises dans des zo nes à taux de cisaillement plus faible (espace annulaire) pour transporter les déblais vers la surface. cimentation. Du point de vue rhéologique. ce qui réduit le filtrat. comme les CMC de masse molaire élevée ou les gommes xanthane. Les produits disponibles sur le marché peuvent provenir d’un mélange de substances ayant des effets synergiques. colmatage et contrôle de mobilité des phases aqueuses (Muller. 1988. inhibiteurs. les solutions concentrées en polymères ont souvent un comportement pseudo-plastique ou rhéofluidifiant. Mais la bonne approche expérimentale consiste d'a bord à étudier le comportement des solutions diluées. 1999).2). La structure secondaire de la gomme xanthane fait encore l’objet de controverses.2 : Structure primaire de la gomme xanthane Figure I.2 Les principaux polymères utilisés dans les formulations étudiées I. Trois fonctions apparaissent sur les cycles de la chaîne latérale du motif (un groupement acétate sur le cycle le plus proche du squelette principal.3 : Structure secondaire de la gomme xanthane à l’état solide (Simon. etc… (Simon. constituant ainsi un 2ème brin discontinu. L’obtention du xanthane suit un processus complexe. masse molaire.3. la chaîne principale se présente sous forme d’une hélice droite dont le pas mesure 4. sa bonne stabilité thermique et sa biodégradabilité. Deux groupements carboxyliques confèrent à la gomme xanthane un caractère anionique (Figure I. La gomme nouvellement biosynthétisée est à l’état natif qui correspond à une structure en double hélice. Les différentes étapes de mise en oeuvre conditionnent les propriétés finales du polymère: composition finale de la poudre. La conformation de la chaîne en solution aqueuse dépend de la force ionique. À l’état solide.1 La gomme de xanthane (xanthane) Dans les fluides de forage. sa résistance vis-à-vis de la salinité. Les contre-ions les plus couramment rencontrés sont Na +.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE I. rhéologie. La structure primaire de la gomme xanthane consiste en une chaîne principale de cellulose. Sa formule brute moyenne est (C 67H102O56)n avec n = 830 à 2 800. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 25 . En milieu aqueux. La dépendance avec la concentration en xanthane a été montrée dans plusieurs travaux (Oh et al. un acide glucuronique sur le cycle intermédiaire et un acide pyruvique sur le cycle terminal).3). la salinité et l'histoire de l'échantillon. 2004). Figure I. En solution aqueuse. 2004) Les chaînes ramifiées (60 % de la masse totale) sont repliées le long de la chaîne cellulosique.. troi s conformations sont possibles. les atomes (Na + ou K+) se dissocient de la molécule de xanthane qui acquiert alors une charge négative due aux ions carboxylique (COO-). Le xanthane est un polysaccharide produit par une bactérie appelée "Xanthomonas campestris" intervenant dans le métabolisme de certains végétaux.2. K+ et Ca2+. la viscosité du polymère est due aux interactions eau/polymère et polymère/polymère.3.7 nm et totalise 5 unités répétitives (Figure I. le xanthane est largement utilisé en tant que viscosifiant vu sa qualité rhéologique. Selon la température. compo sition chimique du motif. A l’inverse. plus il est difficile de séparer les molécules les unes des autres et plus elles s'enchevêtrent. la forme ordonnée peut même être conservée. 1997). 2004). Figure I. le sel diminuant l’activité des molécules d’eau et donc leur potentiel de coordination par liaisons H aux groupements latéraux. Dans des conditions peu salines et/ou à des températures élevées. l’ordre conformationnel disparaît et la structure est ainsi "dénaturée" (Capron et al. la molécule est dans un état ordonné. La cellulose naturelle est insoluble dans l’eau. la conformation adoptée par la macromolécule est celle d’une pelote désordonnée. La CMC est un polymère linéaire anionique à base de cellulose partiell ement greffée par des groupes –OCH2COO. dépendant fortement de la force ionique de la solution et située habituellement entre 40 et 100°C. mais. 1997). si la salinité est forte et/ou si l’on se place à température ambiante.2. La molécule de base a été synthétisée en 1930 en Allemagne durant la première guerre mondiale (Rosnah.(Figure I.. à forte concentration en sel. La salinité favorise la création de ces ponts intermoléculaires lors de la montée en température et. parce que les atomes d’hydrogène des groupements hydroxyle forment des liaisons intermoléculaires qui rendent impossible la solvatation des chaînes. semi-rigide ou rigide. L’enchevêtrement des chaînes est cependant rendu possible par le gain en flexibilité lors de la montée en température. Au-dessous de T m.4) selon un certain degré de substitution (DS). même en solution diluée. Parallèlement. Pour assurer un certain niveau d'inhibition des argiles. il se produit une transition conformationnelle. la macromolécule adopte une conformation ordonnée.. 2000). La viscosité est le principal paramètre caractérisant les solutions aqueuses de CMC (Rosnah. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 26 .3. 2001). des zones de jonctions intermoléculaires apparaissent et créent un réseau tridimensionnel qui renforce le caractère de type "gel faible" (gel physique) de la soluti on (Capron et al. flexible. en pratique. I. aujourd'hui souvent employées dans les fluides à base d’eau (Young. Lorsque la température dépasse T m.2 Les celluloses polyanioniques (PAC) et la Carboxyméthylcellulose (CMC) La carboxyméthylcellulose (CMC) a été employée depuis 1947 dans divers fluides de forage à base d’eau comme réducteur de filtrat ou comme viscosifiant (Bruton et al. même les groupements alcool primaire ne sont pas tous substitués (DS < 1).4 : Structure chimique de la CMC Les trois groupements hydroxyle de chaque motif glucose peuvent être substit ués par réaction chimique (DS ≤ 3)..CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Au-delà d’une certaine température T m ("melting temperature"). le caractère ani onique des molécules a été changé et a eu comme conséquence l’apparition des celluloses polyanioniques (PAC). 2004). Plus les molécules sont longues. La CMC qui est biodégradable est à classer dans la catégorie des polymères flexibles puisque sa longueur de persistance est de l’ordre de 7 nm. L'attraction entre les sites chargés négativement du PHPA et les sites positifs des argiles conduisent à une "encapsulation" retardant le gonflement et la dispersion. La substitution écarte aussi les chaînes. opposée à celle du xanthane qui est un polysaccharide se présentant sous forme d’une hélice semi -rigide.6). La stabilité des solutions de CMC en présence de cations divalents d épend fortement de la concentration en polymère. I.3 Le polyacrylamide partiellement hydrolysé (PHPA) Le PHPA est parmi les polymères synthétiques. 2003). Ata et O’Neill. Figure I. affaiblissant les interactions. Le PHPA peut être utilisé dans les fluides de forage à l’eau douce ou à l’eau salée.. Il résulte comme dit précédemment. provoquant une agrégation du polymère ou même une précipitation par pontage intermoléculaire entre les ions Ca 2+ et les groupes –COO. l’éthérification ("carboxyméthylation") partielle de la cellulose apporte un groupement chargé (-COO-Na+) et confère un caractère de polyélectrolyte au polymère. Les fonctions carboxylate présentes sur la chaîne sont susceptibles de fixer les cations multivalents. Darley et Gray (1988) ont donné une description détaillée de la structure de ces polymères (Figure I. Le PAC résiste à des températures d'environ 150°C et n'est pas soumise à la dégradation bactérienne (Kumar et al. ce qui rend la macromolécule soluble dans l’eau. Les deux catégories de PAC disponibles diffèrent par leur viscosité mais donnent le même degré de réduction de filtrat. Le PAC est un polymère cellulosique de type carboxyméthylcellulose ayant une conformation en pelote flexible. contenant de f aibles quantités de solides. le polymère le plus utilisé dans le domaine pétrolier (Lee et Somasundaran. 1999.5 : Diminution des dimensions des chaînes du CMC dans un milieu salin.6 : Polyacrylamide partiellement hydrolysé (sel de sodium) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 27 . que lorsqu’on ajoute du sel à une solution de CMC.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Cependant.2. 2000) et surtout le PHPA hydrolysé à 30% qui est utilisé dans les fluides de forage pour l’inhibition des argiles. Figure I. ses dimensions en solution diminuent fort ement (Figure I. 1989. mais agissent également en tant que viscosifiants dans ces systèmes. C’est un polymère linéaire anionique de masse molaire élevée. Les celluloses polyanioniques sont employées principalement comme réducteurs de filtrat pour les boues à base d'eau douce et d'eau de mer. dont certaines fonctions amide ont été hydrolysées.3. Pefferkorn.5).appartenant à différentes chaînes enchevêtrées dans la solution. 1991. les fortes concentrations des solutions de silicates (20 à 50%) engendraient des problèmes de viscosité excessive et de gélification. Actuellement. 1955.. Mobil.5 Les silicates de sodium Depuis la première introduction des silicates.. La première référence relative à l'utilisation du glycol (ou glycérol) dans le domaine des fluides de forage est donnée par Canon en 1940 pour le contrôle du gonflement des argiles. Argillier et al.. 1987). Alemdar et al. (1996) ont observé une bonne efficacité des polyglycols. 1968).Initialement. 1979). pour résoudre le problème des argiles microfracturées. Ce type de composé exhibe des caractéristiques de trouble en fonction de la température. E n comparaison avec les autres systèmes WBM..En 1945. avec un contrôle de rhéologie plus aisé. il était connu que les fluides de forage à base de silicate fournissaient une stabilité des argil es similaire à celle des OBM. la rhéologie est améliorée avec des concentrations minimales de bentonite (Clark et al. selon les étapes suivantes : . 2004).. I. ils ont obtenu sur chantier des résultats satisfaisants du point de vue avancement. .. tolérance aux solides. 1991 et 1996). les mélanges bentonite-PHPA montrent une augmentation de la durabilité. Quelques auteurs ont relié la réduction de la masse molaire à la vitesse de dégradation (Casale et Porter.. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 28 . les (Poly-) glycérols et les (poly-) glycols généralement notés simplement glycérols et glycols s ont largement utilisés pour le forage des argiles (Chenevert.3. La sédimentation résultant de la floculation des particules dépend de la dimension moléculaire du polymère.. Perricone et al. (1998) ont montré une réduction de l'hydratation et le gonflement des argiles. 1995). 1989 . les silicates sont remplacés par les systèmes chaux-quebracho (cellulose) plus adéquats. 1989. I. par BW Mud. aux OBM (PQ Corporation. BP Exploration et Shell Research (dans les années 30). 1984). 1989. Shalaby et al. 1992.. de l’inhibition du gonflement et de la dureté avec l’augmentation de l a concentration en polymère jusqu'à une valeur optimale (Likos et al. et une meilleure récupération du fluide après forage. Cliffe et al.2. efficace et à prix réduit.3. Sommerauer et al.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Ainsi. mais peu de travaux ont traité des interfaces solide-liquide (Jenkins et al. Sarrazin-Cartalas et al. 1991.4 Les glycols Dans le domaine du forage. Tanaka et al. 1992. (2000) ont remarqué une augmentation de l'espace interfoliaire. expliqué par une réaction d'échange entre PEG et les cations échangeables présents. 1976. Pour une température proche du point de trouble. Avec l'addition de PEG.. 2001). Bland et al. Fraser. En utilisant le mélange PAG-Carbonates de potassium Mascara et al. Le développement de la chimie de formulation a fait des fluides de forage renfermant des silicates une alternative.. Schulz et Glass.2. Les silicates ont été introduits dans les fluides de forage. toute réduction de cette dimension étant défavorable à la floculation. 1994).. Une complexation des cations multivalents avec les groupes carboxylate du PHPA a été aussi observée (Gregor et al. Ce phénomène est étroitement lié au gonflement des argiles en présence des molécules d'eau (Yoshiaki. Ainsi. PG (polyglycol) ou PEG (polyéthylène glycol) désigne souvent un ensemble de composés à base de glycol ou de glycérol. Les propriétés de ces polymères en solution ont été beaucoup étudiées (Glass. les silicates sont réintroduits avec des solutions plus diluées (5 à10%). En outre. générant des valeurs de pH élevées (~11-12). L’inhibiteur primaire dans ce système est le silicate de sodium. des sels (KCl. Par conséquent.7. éthylène glycol) cont ribuant énormément à résoudre les problèmes de stabilité. 1979). est neutralisée par un acide à un pH d'environ 10.7). contiennent des proportions plus grandes des espèces condensées et complexes.Fin 1960. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 29 . Les silicates liquides. donnant par adsorption un taux d’inhibition très élevé des argiles.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE . K2CO3.+ 3n H2O = (H2SiO3)n.7: Structure des anions silicate Un des principaux paramètres qui détermine les propriétés des solutions de silica te est le rapport massique SiO2/Na2O. le polymère est en équilibre avec son monomère Si(OH) 4. qui s'hydrolyse pour donner les hydroxydes de silicium Si(OH)4 et de sodium. toujours fortement alcaline. les ions silicates se décomposent en acide silicique [Si(OH)4] qui se polymérise en silice (Iler. nH2O + 2n OHQuand une solution de silicate. Les concentrations en monomère et en polymères dépendent de la teneur en silice et du rapport SiO2/Na2O dans la solution. Le passage d’une espèce de silicate à une autre peut av oir un impact mesurable sur la rhéologie du fluide de forage. Les solutions de silicates utilisées dans les WBM sont souvent des solutions de silicates de sodium ajoutées au système conventionnel NaCl/KCl/polymère. L’addition de sou de (augmentation du pH) réduit la polymérisation des silicates. approximativement similaire à celui des OBM. Les atomes de silicium internes sont liés par des ponts d'oxygène tandis que ceux de l'extér ieur peuvent être liés au moins à un OH. Un excés augmente la viscosité (gélification). Outre la formation directe de liaisons chimiques avec les silicates polymères jouant un rôle dans le forage des déblais et les surfaces de la fo rmation. les systèmes aux silicates doivent leurs propriétés inhibitrices des argiles à deux phénomènes ( Figure I. l'inhibition de l’argile et la stabilité globale de la boue. Les polymères sont de taille approximativement uniforme. avec des rapports plus élevés. Une solution de silicate de sodium se compose d'espèces monomères (SiO 32-) et de polymères (Figure I. de masse molaire plus élevée.8). un équilibre existe entre la silice ionique et colloïdale : n SiO32. L’inhibiteur secondaire dans ce système est le potassium qui par échange cationique avec les argiles empêche leur dispersion et leur gonflement. NaCl) et/ou des solutions non ioniques (glycérol. Figure I. Le choix du rapport est donc important. 1999) et donc ayant peu d’affinité pour l’eau. Ces réactions mènent également au scellement de microfissures. tout en améliorant le cimentage. Mg+2. Fe+3. tant le transfert de fluide et de pression vers la formation est réduit. La polymérisation du silicate a pour conséquence la formation de structures polymères inorganiques complexes qui réagissent avec les surfaces argileuses. I. couplée à une faible précipitation.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Figure I. acide-base de Lewis (Brochette.1. réduisant de manière significative les pertes et coûts potentiels de la boue. Lorsque la boue (silicate) entre en contact avec l'eau interstitiel le légèrement acide (pH 6-8) et les ions polyvalents. Ces mécanismes uniques de gélification et/ou de précipitation font éga lement que le silicate est un agent réducteur de filtrat. et ii) d’une partie apolaire. capable de développer des interactions de type Van der Waals. typiquement une chaîne hydrocarbonée (ou "grasse") capable uniquement d’interactions de Van der Waals (Brochette. les fluides de forage à base de silicate fournissent un produit de filtration perméable mince. la polymérisation commençan t rapidement à pH inférieur à 10. etc. Ces molécules sont ainsi dotées i) d’une tête polaire. Les mécanismes d'inhibition des silicates empêchent les déblais d'être facilement dispersés dans le fluide de fora ge.9). La précipitation du silicate qui a lieu par liaison des ions de silicate avec des cations polyvalents (Ca+2. Les agents tensioactifs Les agents de surface tensioactifs ou ‘surfactants’ sont des substances naturelles ou synthétiques dont les molécules possèdent une structure dite amphiph ile (Figure I.4 Agents tensioactifs et émulsions dans les fluides de forage I.5. Al+3.. une réaction de gélification localisée. La gélification se produit sous l'effet d'une baisse du pH. ionisée ou non. maintenant intacte l'intégrité du puits. dur réduisant de manière significative les problèmes de forage. 1999) et éventuellement coulombien lorsqu’une fonction ionisable est pr ésente : cette partie hydrophile possède une affinité pour les surfaces chargées et pour les liquides à fort caractère polaire tels que l’eau .). bloquant l'afflux de la boue et s'opposant à la pression dans la formation. En plus de cette chimie unique.8: La polymérisation du silicate monomère et la formation de la barrière physique et chimique à l'invasion de filtrat et de particules La gélification qui consiste en une condensation (auto -polymérisation) de structures solubles de silicate pour former une structure amorphe de gel de silicate. ce qui confère au silicate un avantage décisif par rapport à n'importe quel OBM. se produit.4. La gélification in situ des silicates a été employée pour la rédu ction du flux des fluides aqueux dans les gisements. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 30 . 1. alkylbétaïnes et sulfobétaïnes. en général. 2003) aux interfaces liquide-liquide (chaque groupement se dirige vers le liquide pour lequel il a le plus d’affinité) et aux interfaces liquide -gaz ou liquide-solide (le liquide repousse vers l’extérieur les groupements qui ont une tendance opposée).9 : Schéma représentatif d’une molécule amphiphile L’antagonisme au sein d’une même molécule entre ces deux portions hydrophobe et hydrophile provoque l’adsorption de molécules de tensioactif à diverses interfaces air -eau ou huile-eau. Les tensioactifs anioniques Les tensioactifs anioniques. 1978). fixée sur une fonction hydroxyle : alcools (AE).CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Queue lipophile (chaîne grasse) Tête hydrophile Figure I. possédant une tête polaire chargée positivement. Les tensioactifs amphotères Les tensioactifs dits amphotères comme les alkylaminoacides. possédant une tête polaire chargée négativement. ils peuvent s’ioniser en solution aqueuse en acquérant un caractère anionique aux pH alcalins et un caractère cationique aux pH acides. les amphotères et les non ioniques. b. a. sont généralement des alkylarylsulfonates. et esters d’acides phosphoriques et polyphosphoriques (Rosen. diamines et polyamines ainsi que leurs sels (sels d’ammonium quaternaire ou sels d’imidazolinium) soit à la famille des hétérocycles azotés (Rosen. Selon les conditions du milieu. oléfinesulfonates. appartiennent soit à la famille des amines grasses telles que les amines. Maysounabe. 1983 . l’un anionique et l’autre cationique. Leur partie polaire se trouve dans l’eau. sels d’esters d’acides sulfuriques (alkylsulfates). alkanolamides. acides carboxyliques. les anioniques. possèdent deux groupes fonctionnels. d. alors que leur partie hydrophobe se trouve dans un solvant organique ou à la surface. Cette chimie particulière permet aux agents de surface de se concentrer (Puisieux et Seiller. copolymères séquencés d'oxyde d'éthylène et de propylène. sels d’acides carboxyliques (savons). I. 1978). c. alcanesulfonates. alkyléthersulfates.4. alkylphénols (APE). Les tensioactifs cationiques Ces tensioactifs. Les tensioactifs non ioniques Le marché est actuellement dominé par les produits dont le groupe hydrophile est une chaîne d’unités oxyde d’éthylène.1 Classification des agents de surface Les agents tensioactifs sont historiquement répartis selon leur charge en quatre grandes classes. amines grasses polyéthoxylées et polypropoxylées ou encore esters Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 31 . les cationiques. Plusieurs travaux (Forest. I. en particulier les AE.1. Ce coût énergétique est directement proportionnel à la constante de rigidité du film (Brochette. De plus. l’amincissement étant l’une des causes qui peut conduire à la rupture du film (Brochette. qui sont atténuées lorsque des entités amphiphiles se fixent à la surface (Israelachivili. 1978). Ces produits. leur compatibilité avec toutes les autres classes de tensioactifs quel que soit le pH. Ce film peut être rompu par des moyens chimiques ou par l’action d’un champ électrique. Ils ne s’ionisent pas en solution aqueuse et leur charge est donc a priori nulle.4. leur stabilité aux électrolytes ainsi que la large variété des produits disponibles et l’intérêt de leurs propriétés physico -chimiques sont à l’origine de leur emploi toujours croissant.…) (Rosen. leur bon rapport coût/efficacité. 1962) ont été réalisés en testant la force de ce film. Cette élasticité interfaciale permet au film de supporter les sollicitations mécaniques sans s’amincir. 1999). Par exemple. L’augmentation de cette courbure spontanée. plus facilement observable dans les systèmes liquide-liquide. ► Elasticité La première des propriétés conférées par la monocouche de tensioactif adsorbée est l’élasticité. Leurs propriétés toxicologiques acceptables (excepté pour les APE et certains AE) leur donnent une position avantageuse par rapport aux réglementations en vigueur.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE d’acides carboxyliques à longues chaînes . un tensioactif lipophile aura tendance à imposer une courbure spontanée négative qui correspond à un enfermement de la phase polaire. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 32 . l’interface peut adopter une courbure spontanée. En raison des interactions moléculaires existantes .et qui ne sont en général pas strictement égales de chaque coté du film avec chacune des deux phases en présence. 1999). Des informations sur ce phénomène sont obtenues en déterminant la tension superficielle des solutions et les grandeurs thermodynamiques d'adsorption qui var ient en fonction de la température. sont utilisés dans plusieurs domaines industriels. consomme de l’énergie.2 Propriétés des agents tensioactifs ► Adsorption aux interfaces L’adsorption est un phénomène de surface qui a pour origine la non -compensation dans toutes les directions des attractions intermoléculaires aux interfaces. alkylpolyglucosides. 1992). ► Déformation du film interfacial La deuxième propriété essentielle est liée à la déformation p ar courbure du film interfacial. l’autre groupe hydrophile important est celui des hydrates de carbone (esters de saccharose. c’est à dire la capacité à retrouver son aire initiale à l’issue d’un étirement (effet Gibbs -Marangoni). leur facilité d’approvisionnement. Il en résulte des forces résiduelles dirigées vers l’intérieur. dans le but de déterminer ses propriétés exactes. par exem ple par augmentation de la taille des gouttelettes d’eau. cristaux liquides lyotropes. ► Concentration micellaire critique (cmc) Les plus petits agrégats de tensioactifs apparaissent spontanément pour une concentration suffisante appelée concentration micellaire critique ou cmc ( Figure I. Au -dessus de la cmc. 1992 . L’existence de cette double couche a pour conséquence d’éviter la floculation et de renforcer la résistance mécanique du film mince (Brochette. Aux faibles concentrations. 1999). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 33 .10 : Comportement du tensioactif entre l’interface et la solution Le rayon de la micelle est de l'ordre de grandeur de la longueur d'une molécule de tensioactif (Israelachvili. La figure I. Daoud et Williams. ► Formation d’une double couche électrique Une autre propriété des tensioactifs ioniques adsorbés à une interface ou associés en agrégats est la création d’une double couche électrique. Utilisé à des concentrations relativement faibles (monomères. 1999). microémulsions) par auto -association des monomères.10). Canselier et Poux. Pinna. 1993) i) il abaisse la tension interfaciale et facilite la rupture des gouttes et ii) il empêche la re -coalescence. le tensioactif jo ue donc deux rôles principaux dans la stabilisation des émulsions (Walstra. les tensioactifs se trouvent généralement sous forme de monomères. 2003 .CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE ► Auto-association des monomères Les tensioactifs en solution ont tendance à former des structures organisées variées ou colloïdes d'association (micelles.11 donne un exemple de l’évolution de différentes p ropriétés en fonction de la concentration en tensioactif. A une concentration plus faible que la cmc. formant dans l’eau des solutions moléculaires ou ioniques. l’interface se sature progressivement et la tension superficielle (interfaciale) diminue jusqu’à une valeur limite. 1979 . micelles). il se forme des micelles avec un équilibre dynamique entre les monomères et ces micelles (Chitour. les tensioactifs se comportent comme des solutés ordinaires. 1 2 3 c << cmc c ≤ cmc c > cmc Figure I. vésicules. La concentration en tensioactif correspondant à cette valeur limite représente la cmc. 2004). Au fur et à mesure que la concentration de tensioactif augmente. E/H pour laquelle la phase interne (dispersée) est l'eau . tels que des agents tensioactifs ou des solides finement divisés“. L’autre liquide est appelé milieu de dispersion ou milieu externe. De tels systèmes possèdent un minimum de stabilité. l'une des deux phases considérée est aqueuse.2. 1983. I. ni même de la concentration plus ou mo ins grande de la phase dispersée dans la phase continue. Les formes d'émulsion ne sont pas nécessairement le résultat du mode de préparation. Elles sont plutôt dépendantes de la nature de l'agent émulsifiant utilisé selon que l’équilibre.4.4. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 34 . Les émulsions Selon Becher (1965) une émulsion est un “système hétérogène. Concentration d’une substance solubilisée Masse volumique Conductance équivalente Coefficient de diffusion Déplacement chimique en RMN Tension interfaciale Figure I. comportant au moins un liquide non miscible intimement dispersé dans un autre liquide sous forme de gouttelettes de diamètre en général supérieur à 0. interne ou discontinue. il est donc préférable de choisir un tensioactif soluble dans la phase continue (Puisieux et Seiller. est plus hydrophile que lipophile ou inversement. Canselier et Poux. soit le cas inverse H/E/H.1 Types d’émulsion Dans la plupart des cas. Pour obtenir le type d’émulsion désiré. ou balance hydrophile/lipophile (HLB). et encore phase dispersante ou phase continue. Les différentes formes d'émulsion sont i) les émulsions eau-dans-l'huile ou huileuses. Cette règle dit que la phase continue est celle où le tensioactif est le plus soluble. mais il est important de noter qu’il existe des exceptions à la règle de Bancroft bien qu’elle reste cependant très utilisée comme base de prévision (Schramm. et enfin iii) les émulsions multiples où soit la phase continue est hydrophile E/H/E.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE D.1 µm. 2004).11 : Evolution de quelques propriétés physiques en fonction de la concentration en tensioactif I.2. Le liquide dispersé est appelé phase dispersée. H/E pour laquelle la phase externe (milieu dispersant) est l'eau . 1992). la règle de Bancroft (1913) permet de prévoir le type d’émulsion stable formée (E/H ou H/E) en fonction de la solubilité du tensioactif. Qualitativement.O: Densité optique Cs : :  : D: : : . celle-ci pouvant être accrue par la présence d’additifs. et la phase lipophile contient des sphérules hydrophiles plus petites. La nomenclature des émulsions est standardisée par AFNOR. ii) les émulsion huile-dans-l'eau ou aqueuses. 2 Notion de HLB et sa détermination Quand on passe d’une émulsion H/E à une émulsion E/H. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 35 . Lorsqu’un changement des affinités respectives de l’émulsifiant pour les phases en présence (modification de la HLB) est dû à la température. la détermination expérimentale de la HLB est assez imprécise et fasti dieuse. 1984). “compromis hydrophile-lipophile” des tensioactifs non ioniques polyéthoxylés ou hydroxylés . Shinoda et Arai (1964 et 1965) ont signalé l’importance de l’effet de la température sur les propriétés des tensioactifs et ont introduit la température d’inversion en tant qu’approche quantitative pour l’évaluation des tensioactifs dans les émulsions. 1983). 1954) ou déterminée expérimentalement par comparaison avec une émulsion étalon (Becher. Certains travaux montrent que l’inversion de phases peut aussi dépe ndre de l’agitation et du transfert de matière (Arashmid et Jeffreys. par opposition à l’inversion de phases catastrophique. 1979). augmentation de la fraction volumique de la phase dispersée ou de la c oncentration en électrolyte jusqu’à une valeur critique.2). plus le tensioactif est soluble dans l’eau. donc de guider au mieux le choix de l’utilisateur afin d’éviter de nombreux essais préliminaires. La HLB est une grandeur adimensionnelle traduisant l’importance relative des groupements polaires et de la partie apolaire. Pour cela il a été défini une HLB requise de l’huile (Poré. Dans l'échelle de Griffin (1949) la HLB. induite par une augmentation de la fraction volumique de phase dispersée.4. Les propriétés de l’agent tensioactif sont fonction des valeurs HLB ( Tableau I. 1994). Cependant.2. Cette notion s’applique aux tensioactifs non ioniques mais peut dans une certaine mesure être étendue aux tensioactifs ioniques. Les principaux paramètres susceptibles de provoquer l’inversion de phases sont la température et le changement de composition par addition d’un autre émulsifiant. La HLB de nombreux tensioactifs est citée dans la littérature (Griffin. on a généralement affaire à des systèmes H/E. Cet optimum peut être déterminé expérimenta lement. Elle représente donc les affin ités relatives de la molécule pour l’eau et pour les milieux organiques. 1992). Brooks et Richmond. tandis qu’au -dessus de cette température les émulsions E/H sont privilégiées (Poré. s’étend de 0 à 20. Ce phénomène s’accompagne de variations brusques de la viscosité et de la conductivité. En fait. mais elle peut aussi être calculée aisément à partir de la structure chimique à l’aide de formules simples (Griffin. La HLB d’un émulsifiant est liée à sa solubilité : plus la valeur HLB est élevée. Elle permet de classer les tensioactifs selon leur pouvoir émulsifiant. 1992) qui correspond au maximum de stabilité d’une émulsion. 1980 . on parle d’inversion de phases. Une bonne corrélation existe entre la HLB des tensioactifs non ioniques et leur température d’inversion de phases (Shinoda et Kunieda.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE I. le choix de la HLB est lié à la nature de la matière grasse à émulsifier. on parle d’inversion de phases transitionnelle. Au-dessous de la température d’inversion. 1999). 1994 . une minorité de grosses particules donne son aspect à l’ensemble de l’émulsion . En cas de polydispersité.3 Aspect des émulsions L’aspect des émulsions peut être rattaché à la dimension moyenne des gouttes ( Tableau I. Les gouttelettes constituant la phase dispersée sont d’autant plus fines que l’action de dispersion dans la phase continue est plus énergique.0 à 0. L’émulsification est accompagnée d’un accroissement considérable de l’aire interfaciale liquide-liquide.4.2. Si la différence entre les masses volumiques des phases est suffisante. Brochette.2. il y a démixtion et la décantation de la phase lourde donne naissance à une interface plane. Tadros. 1979 .1 de 0.05 I. 1988 et 1991 . Tableau I. Les reflets bleutés sont dus à la diffusion inégale du spectre visible (effet Tyndall) produit par les particules inférieures à 0.1 à 0.4 Formation des émulsions Sous l’effet d’un cisaillement (ex. L’existence de la dispersion est directement liée à l’effet d’agitation.2 : Propriétés de l’agent tensioactif en fonction de sa valeur HLB (Poré.05 <0. agitation).5 3 7 8 13 15 HLB max 3 6 9 13 15 20 I. appelées nanoémulsions ou miniémulsions (50 nm < d < 200 nm). L’aspect opaque (laiteux) est produit par la diffusion et la réflexion de la lumière visible. on arrive à des milieux transparents ou translucides.4. mais dès que cette dernière cesse.3 : Aspect des émulsions (NF 73-409) Diamètre des gouttelettes (µm) >1 de 1. deux liquides non miscibles peuvent former une émulsion. La formulation des émulsions doit prendre en compte : Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 36 Aspect de l’émulsion Emulsion blanche laiteuse Emulsion blanche à reflets bleutés Emulsion grise semi-transparente Emulsion transparente (nanodispersion) .2 µm. L’adjonction d’additifs dans la formulation est un des moyens les plus utilisés permettant d’obtenir un système métastable au repos. ce qui explique aussi la couleur bleue du ciel. Friberg et Jones.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Tableau I. 1992) Propriété de l’agent tensioactif Antimoussant Emulsifiant eau dans l’huile Mouillant Emulsifiant huile dans l’eau Détergent Solubilisant HLB min 1. c’est -à-dire possédant une certaine stabilité cinétique (Griffin.3). les gouttes se rassemblent. Une émulsion est thermodynamiquement instable. Avec des phases de même indice de réfraction (au moins à une température donnée) ou avec des nanodispersions d’huile. ont conclu que l’équation proposée par Bruggeman est la meilleure pour les émulsions huile dans l’eau. continue et dispersée. les variables de composition (nature et proportion des phases ainsi que choix et quantité d’émulsifiant) et la température. Les trois tests cités par AFNOR (1986) sont fondés respectivement sur i) la coloration de l’une des phases (par exemple.Taille et distribution de taille des gouttes La taille de gouttes est généralement déterminée par granulométrie laser.. l’émulsification peut être obtenue en régime laminaire ou en régime turbulent (Walstra. qui détermine en grande partie la qualité de l’émulsion (finesse. constitue une hypothèse parfois hardie. L’émulsification en régime laminaire utilise notamment l’écoulement forcé à travers un capillaire. la technique d’émulsification (mécanique.la taille et la distribution de taille des gouttes (granulométrie). L’analyse granulométrique peut expliquer le comportement rhéologique et la stabilité d’une émulsion. pour une formulation donnée. l’énergie consommée est alors faible. le type d’émulsion peut changer en fonction du protocole de préparation (température. qui conditionnent le type de l’émulsion (importance de la physicochimie des systèmes dispersés. L’émulsification par cisaillement doux en régime laminaire est possible lorsque les deux phases sont suffisamment visqueuses et que la fract ion volumique de phase dispersée est élevée. Mais ce procédé requiert un temps d’émulsification pouvant atteindre plusieurs heures (Mason et Bibette. chimique. addition d’un colorant hydrosoluble qui permet d’identifier la phase aqueuse) .).…).CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE . et particulièrement de la connaissance des émulsifiants et de leurs interactions avec les deux phases en présence).la nature des deux phases.la rhéologie. . a. Harrison. Nature de la phase continue La détermination de la nature de la phase continue d’une émulsion H/E ou E/H est un test très important car.4. La conductivité des émulsions H/E est nettement (au moins 1000 fois) plus élevée que celle des émulsions E/H. excepté avec le granulomètre à ultrasons.. Deux émulsions identiques peuvent avoir des comportements différents à cause des différences dans la distribution des diamètres (Salager. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 37 . 1962). Des expressions théoriques et empiriques ont été proposées pour décrire la conductivité en fonction du pourcentage de la phase interne (Hanai et al. ii) la dilution par addition d’eau qui montre si ce liquide est compatible ou non avec la ph ase continue et iii) la conductimétrie qui est la méthode la plus fiable (Fox. Du point de vue hydrodynamique. . ordre d’addition des phases. stabilité). Supposer que la taille des gouttes et la distribution de taille restent inchangées après dilution. .2. 1995).. b. L’histogramme de répartition des diamètres de gouttes donne la distribution de la taille des gouttes qui est une information importante dans la caractérisation d’une dispersion.d’une part. 1960. I.d’autre part. Hanai et al. (1960) testant plusieurs relations. Le gros inconvénient de cette technique d’analyse est la nécessité d’une dilution par la phase continue.5 Caractérisation d’une émulsion Trois critères principaux permettent de caractériser une émulsion . 1968 et 1993). 1997). 1974) et celle conseillée par l’AFNOR.. à un degré moindre. 1996).la viscosité de la phase continue et.l’épaisseur de la couche stabilisante. La caractérisation expérimentale de tels systèmes n’est pas à l’abri d’artéfacts divers (Princen. Les émulsions concentrées manifestent un comportement non -newtonien (notamment rhéofluidifiant à faible taux de cisaillement et rhéoépaississant à taux de cisaillement élevé).la tension interfaciale eau/huile. mais aussi à la distribution de cette taille . . . Stabilité des émulsions La stabilité est le critère fondamental de qualité d’une émulsion préparée. 1999). 0: la viscosité de la phase continue et φ : la fraction volumique de la phase dispersée.2. I. Cette relation est valable dans les limites suivantes: .les particules sont des sphères rigides et ne se déforment pas. . est tributaire des propriétés suivantes: . . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 38 . 1997).la taille moyenne des particules et leur distribution granulométrique. Cet effet de vieillissement n’est pas aussi important pour l’émulsion directe. Quelques corrélations ont été proposées pour estimer la viscosité d'une émulsion en fonction de la viscosité de la phase continue et de la fraction volumique de phase dispersée.4. qui peut aussi présenter un seuil d’écoulement et même dép endre du temps (thixotropie) (Brochette. Un nombre important de relations exprimant la viscosité des émulsions a fait l’objet de publications (se référer aux mises au point de Tadros (1991 et 1994). c’est -à-dire que les forces de répulsion (double couche électrique) et les forces d’attraction (de Van der Waals) sont négligeables. Pour les deux types d’émulsions (H/E et E/H). la viscosité est donnée par la relation d'Einstein (1906 et 1911) : = 0 (1 + 2.la nature et la concentration de l'agent émulsifiant.5) avec : la viscosité de l'émulsion. est très faible devant le rayon des particules. la viscosité augmente quand la taille des gouttes diminue. Pour des émulsions diluées et avec des gouttelettes sphériques rigides. la complexité des phénomènes rhéologiques est liée à la taille des gouttes (Pal.6. la température. . Les paramètres rhéologiques de l’émulsion E/H décroissent en fonction du vieillissement de l’émulsion.φ est très faible : il n’y a pas d’interaction entre particules. Elle dépend de plusieurs facteurs tels que la granulométrie des gouttes d’émulsion.5φ) (I.la fraction volumique de la phase dispersée. . de Barnes et al. le rapport des densités des deux phases. celle de la phase dispersée.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE c. Rhéologie des émulsions La rhéologie des émulsions est une caractéristique très importante qui d’une manière générale. Cependant les électrolytes ne peuvent à eux seuls assurer la stabilité du système hors d'équilibre qui subit une évolution plus ou moins rapide et qui se traduit par une séparation des deux phases. L’effet rhéofluidifiant est beaucoup plus important dans le cas des émulsions fines. 1989) et de Barnes (1994). si elle existe. la fraction volumique de phase dispersée. le pH et la présence d’électrolytes. le signe de la charge des gouttelettes est celui de l’ion tensioactif.à l’interface eau/huile. (2001). et interprètent leurs résultats. par l’adsorption préférentielle d’ions OH . plusieurs composés sont susceptibles de provoquer l’émulsification. Dans les émulsions directes stabilisées par des tensioactifs ioniques. acides carboxyliques. acides naphténiques et leurs sels. soit aux polymères adsorbés à l’interface (Mamhotra et Wasan. Sztukowski et al. résines. 1985 et Mamhotra et Wasan. Mécanismes de stabilisation par les tensioactifs Il est pratiquement impossible d’obtenir une émulsion stable à partir de deux liquides purs. seule l’addition d’un ou de plusieurs émulsifiants permet d’augmenter la stabilité cinétique d’une émulsion de composition donnée. la polymérisation du film interfacial et la formation de complexes entre les molécules adsorbées à l’interface peuvent renforcer la résistance mécaniqu e du film interfacial (Florence et al. Pashley et al. On signale le rôle des composés tensioactifs naturellement présents dans le pétrole tels que asphaltènes. Ali et Alqam. Par ailleurs. obtenus à très faible fraction volumique de phase dispersée.. Cette barrière stérique est liée soit au film de tensioactifs et de co-tensioactifs adsorbés à la surface. 1992). l’adsorption de particules solides au niveau du film interfacial ( Srivastava. amines.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Ceci met en évidence toute l’importance du choix du tensioactif pour retarder la séparation et assurer la stabilité (Schramm. Ils ont attribué la stabilité des émulsions à la formation de film en présence de particules d'asphaltène. 1988). d’une barrière stérique qui assure la stabilité des émulsions en empêchant la coalescence. 1989 . étudiant la formation des émulsions eau-huile en présence de n-pentane insoluble.… (Svetgoff. dans certains cas. La stabilité des émulsions par des tensioactifs non ioniques est expliquée par le fait que les molécules de tensioactif fixent les molécules d’eau par liaison hydrogène au niveau de l’interface des gouttelettes d’huile dispersées (Zhu. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 39 . 2000). En dépit du rôle important de cette barrière électrique. (2005) ont montré que les solides fins (50 à 500 nm) entrent en compétition avec les asphaltènes pour s’adsorber à l’interface. la stabilité de l’émulsion ne peut pas être expliquée seulement par un effet de charge. (2005) ont montré aussi la possibilité de stabiliser l'huile dans l'eau à condition de dégazer la phase continue D'une façon générale. La combinaison des asphaltènes et des solides fins à l’interface eau/huile crée un maximum de stabilité pour l’émulsion. Cependant. da Silva et al. l’hydratation ou la solvatation des ions tensioactifs adsorbés à l’interface. ont montré que la stabilité de l'émulsion augmente avec la concentration en asphaltène. Reddy et Fogler (1980) affirment avoir produit des émulsions H/E stables par sonication sans le secours d’un quelconque émulsifiant. Davies et Rideal (1963) ont constaté que certaines émulsions étaient stables avec des potentiels  de 10 mV. Ceci a été expliqué par l’existence. 1988).. 1990). a. 1978). alors que d’autres étaient instables avec un potentiel supérieur à 100 mV. De plus. Dans les émulsions de pétrole. est due à plusieurs facteurs : la réduction des forces de Van der Waals provoquant la coalescence. Les cristaux liquides lyotropes Dans certaines gammes de température et dans certaines zones des diagrammes de phases de systèmes binaires ou multiconstituants. lamellaire) appelées cristaux liquides lyotropes. Pal et Masliyah. cubique. 1980 .. protéines. la viscosité élevée du cristal liquide et la mobilité réduite des gouttelettes prises dans son réseau. de queue ou de chaîne à plat. Au contraire. comme le thiocyanate de potassium. 1991a et b . alcool polyvinylique) contribuent à former des émulsions très stables grâce à leur forte tendance à s'adsorber aux interfaces. La stabilisation par les cristaux liquides. so nt recommandées. les chaînes ou pelotes restant prisonnières dans les films minces subsistant entre les gouttes très proches et déformées (Brochette. 1999). Ly et al. b2. nécessaires à une stabilisation efficace (Friberg et Jones. 1986 . ces macromolécules empêchent le rapprochement des gouttelettes. 1989). 1986 . b4.. Yan et al. 1990 . Les bactéries peuvent aussi jouer un rôle dans la stabilisation des émulsions . Le fait que les polymères soient moins utilisés que les tensioactifs tient sans doute à la gamme relativement étroite d'énergies d'adsorption à l'intérieur de laquelle se forment les boucles et les queues. 1999). les tensioactifs form ent des phases mésomorphes de structure variée (hexagonale. Chemical Economics Handbook. polysaccharides) ou des polymères synthétiques (ex. Les électrolytes inorganiques Des électrolytes inorganiques. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 40 . Ils agissent vraisemblablement par adsorption à l'interface en créant une double couc he électrique responsable d'interactions répulsives à longue distance (Hunter. et enfin la sensibilité du système (en termes de proportions des phases aqueuse. Stabilisants autres que les tensioactifs b1. mais les polymères hydrophiles inhibent fortement la coalescence des émulsions H/E concentrées. Il est connu que les solides finement divisés (de diamètre inférieur à 1 mm) peuvent être mouillés par la phase organique ou aqueuse et stabiliser l’émulsion directe ou inverse (Schick. Lagaly et al. 1994). b3. sont capables de stabiliser temporairement des émulsions H/E diluées. Les macromolécules Des macromolécules naturelles (ex. organique et cristal liquide) à la concentration en émulsifiant (Friberg et Jones. le plus souvent de type lamellaire. Les solides finement divisés Ramsden (1904) et Pickering (1907 et 1910) ont stabilisé des émulsions par des particules solides fines de différents matériaux ("émulsions de Pickering"). Les travaux les plus importants relatifs à la stabilisation des émulsions par les solides sont attribués à Masliyah et ses collaborateurs (Pal et Masliyah. et à leur difficulté à se désorber. Les espèces amphiphiles. telles que les copolymères séquencés. (2006) ont montré l’effet des charges apportées par les microrganismes pour stabiliser l’interface des émulsions. un polymère trop long risque de favoriser la floculation par pontage entre plusieurs gouttes. Par un effet d'encombrement stérique. sous forme de boucle. 1994). Svetgoff. McMutcheon.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE b. 1989 . 1992). incluant les propriétés physiques de chacune des phases (salinité de la phase dispersée. la présence dans le diagramme de phases eau -huile-tensioactif d’une troisième phase liquide renfermant les trois constituants s’est révélée utile pour la stabilisation des émulsions correspondantes (Friberg et Jones. C’est un processus irréversible. b. provenant de la diffusion d’une gouttelette dans une autre plus grande à travers la phase continue. selon les masses volumiques relatives des phases. Pour une fraction volumique donnée. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 41 . cette stabilisation est surtout d'origine entropique (stérique) : la phase mésomorphe qui se forme à l'interface crée une barrière à la coalescence. Il s’ensuit que la poussée d’Archimèd e n’équilibre pas le poids d’une gouttelette. les performances du procédé de préparation (type d’agitation. intensité et durée de l'agitation) ainsi que les conditions de préparation (température). 1994). la migration des particules peut être empêchée en rapprochant les densités des deux phases et par l’addition d’épaississants. processus associés à la diffusion moléculaire et non à la gravité. I. C’est aussi une séparation de l’émulsion par décantation en deux nouvelles émulsions. a. les propriétés de l’émulsifiant (nature et concentrati on). Elle peut alors se traduire respectivement par un éclaircissement de la partie inférieure ou de la partie supérieure de l’échantillon. Celle -ci se met en mouvement sous l’action d’une force F proportionnelle au cube de son rayon (Berthod. la stabilité d’une émulsion est favorisée par une combinaison de facteurs. avec les tensioactifs non ioniques polyéthoxylés.2. Enfin. et ii) la variation de taille des particules consistant en des processus irréversibles.…). On peut aussi jouer sur le diamètre (les petites gouttes migrent moins vite que les grosses) et ceci va dépendre de la technique d’émulsification. l’une plus riche en phase dispersée que l’émulsion initiale. Pour les dispersions diluées ces phénomènes sont régis par la loi de Stokes (mouvements dus aux forces gravitationnelles) car les deux liquides constituant l’émulsion n’ont jamais la même densité. Migration des particules La migration des particules commence par une association de gouttelettes (floculation) et. En résumé.4. viscosité et densité des phases. i) la migration de particules mettant en jeu des phénomènes réversibles. Le mûrissement d’Ostwald.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE En résumé. aboutit le plus souvent à un crémage (ascension de la phase dispersée) ou à une sédimentation (chute de la phase dispersée). Variation de la taille des particules Deux phénomènes peuvent être responsables de la diminution du nombre des gouttelettes constituant une émulsion : le mûrissement d’Ostwald et la coalescence. l’autre plus pauvre. tire son origine du fait que la pression de Laplace est plus grande dans les petites gouttes. ce qui explique un potentiel chimique plus élevé et un flux de matière tendant à vider les petites gouttes au profit des plus grosses.7 Déstabilisation des émulsions Les mécanismes de déstabilisation d’une émulsion peuvent êtr e répartis en deux catégories. 1983). son élasticité ainsi que sa diffusivité. Un bon nombre de techniques ont été présentées par des chercheurs chinois. 2004 . En effet. (1996). soit dans les spécifications propres à chaque industrie (Puisieux et Seiller. 2005 . Shi et Liu. Comme déjà signalé. Cette stabilité peut être caractérisée par une cinétique de coalescence qui dépend des interactions entre les gouttes. Li et al. Pour la désémulsification des émulsions inverses dans l’activité pétrolière. 2002 et 2003 . coûteuses et parfois polluantes pour la désémulsification des émulsions. bien que la taille des gouttes soit d’un ordre de grandeur nettement supérieur à celui des molécules d’émulsifiant. l’agent émulsifiant risque d’être désactivé et la viscosité diminue. une variation de ce paramètre ne peut qu’en accroître l’écart. De plus si les masses volumique s des phases ont été ajustées à une certaine température. Jansson (1992) a montré que les ions tétralkylammonium peuvent déstabiliser les émulsions diluées de type H/E stabilisées par des tensioactifs non ioniques ou ioniques.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE La coalescence est la formation de grosses gouttes par rapprochement et fusion de gouttelettes due à l’instabilité de l’interface. Zhang et al. à savoir la combinaison des désémulsifiants chimiques avec les ultrasons qui peut améliorer la vitesse de désémulsification et l’élimination de l’eau (Han et al. L’addition d’ions organiques peut aussi être considérée comme une méthode de désémulsification. rendant plus probables la coalescence. Méthodes expérimentales pour l’étude de la stabilité des émulsions Les méthodes utilisées pour étudier la stabilité d'une émulsion sont décrites soit dans des normes. Il semble également que. D’autres auteurs proposent une relation entre le pouvoir désémulsifiant des tensioact ifs et la tension du film interfacial. Ils montrent qu’un bon désémulsifiant crée une faible élasticité du film et une grande diffusivité et activité interfaciale. La taille des gouttelettes est donc le résultat de deux processus. Plus la concentration en tensioactif est élevée. l’agitation thermique multiplie les collisions. la notion de courbure spontanée du film interfacial joue un rôle lors de la coalescence (Brochette. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 42 . 2006). La dimension et l’hydrophobicité sont des facteurs importants dans ce mécanisme. On suppose souvent que la prévention de la coalescence est due à la répulsion entre les films de tensioactif adsorbé.2.. la rupture et la coalescence.. Lu et al. à savoir les techniques utilisant des ultrasons. plus la vitesse de coalescence est lente. elles-mêmes expliquées par l’existence d’une barrière électrique et/ou stérique.. l’utilisation combinée des ultrasons à co -courant et à contrecourant permet une bonne séparation de l’eau sous l’effet d'un champ électrique (Gou et al. I. d’autres techniques ont prouvé leur efficacité.. déja appliquées dans des conditions différentes en émulsification.4. une émul sion n’est stable que cinétiquement. Face à une diversité de problèmes contraignants lo rs de l’utilisation de techniques classiques. Une élévation de température conduira souvent à la rupture (cassage) de l’émulsion. 1999). La recoalescence de deux gouttelettes juste après leur formation pendant le processus d’émulsification a été clairement mise en évidence par Taisne et al. 1983). 2005 ..8. 2006). les particules dispersées présentent en s urface la même charge et donc se repoussent les unes les autres. 1996 . ► Le potentiel  qui est la différence de potentiel entre la surface des particules dispersées et la phase dispersante qui les contient est un bon indicateur de la stabilité. 1968 et Deluhery et Rajagopalan. plus cette charge est élevée. ► La rhéologie avec plusieurs modèles proposés pour l’estimation de la viscosité de l'émulsion en fonction de la viscosité de la phase continue et de la fraction volumique de la phase dispersée. ► La méthode dite "Bottle test" est largement utilisée pour l’évaluation de la stabilité des émulsions dans le temps. 1945). 1996 . ces particules argileuses peuvent stabiliser les émulsions inverses (Menon et Wasan.. 1998 . 2001). Meier et al. meilleure est la stabilité de l'émulsion.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Plusieurs tests en laboratoire ont été proposés incluant des mesures à température ambiante ou élevée. En effet. De même l'étude des propriétés rhéologiques interfaciales par tensiométre à pression capillaire permet de déceler la qualité de l'émulsion (Del Gaudio et al. La combinaison des propriétés rhéologiques et diélectriques permet d'appréhender l'aspect structural et par conséquent la stabilité des émulsions. 1984 et 1988 . alors que la granulométrie laser permet d’étudier des émulsions diluées. 2001 . La mesure de la vitesse de crémage ou de sédimentation à la centrifugation est utilisée comme un test prévisio nnel de stabilité des émulsions. Loglio et al.s-2 pendant 10 min et à faire des observations visuelles tout en vérifiant que la température n'a pas dépassé 37°C. Walstra. mais reste très empirique (Lissant. Selon la norme AFNOR (1976). La vitesse de centrifugation et l'augmentation de la température permettent d'accélérer les tests de stabilité des émulsions. La qualité des observations par microscopie optique est affectée par la présence des solides (Mikula. Neumann et Spelt. Plusieurs instruments et protocoles de mesure (Puisieux et Seiller. Liggieri et al. Le suivi de ces propriétés rhéologiques avec des variations de température doit apporter des informations non seulement sur les interactions physicochimiques mais aussi sur la stabilité des produits. ► La couleur de l’émulsion alimentaire est aussi utilisée pour l’estimation de la granulométrie et de l’indice de réfraction et par conséquent corrélée avec sa stabilité (Chanami et McClements. Touhami et al. de séparation ou de rupture. 1987) . 1988). 2007).. 1958 .. 1983).. 2000 .. réalisé dans des conditions normalisées permet de mesurer la dimension des goutelettes (Blair. 2002 . Dalmazzone et Series. ► Un examen microscopique à un grossissement de 200 ou 500. la méthode consiste à soumettre l'émulsion à une centrifugation de 1500 m. La résistance d'une émulsion à la centrifugation dépend surtout de la solidité du film interfacial. Chan et al. 1983 . ce qui justifiera le choix de l'agent de surface le plus approprié.. 1987). 2005). Loglio et al. ► La combinaison des techniques de DRX avec la microscopie mo ntre la présence de solides à l’interface eau-huile (Mikula. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 43 . ► La turbidité est utilisée pour estimer la distribution de la dimension des particules des émulsions H/E (Goulden. La majorité des méthodes utilisées sont basées sur la mesure de propriétés physiques et de leur variation dans le temps. 2003) sont décrits : ► Un examen dans le temps des changements macroscopiques de l'émulsion qui peuvent apparaître sous forme de crémage.. Les propriétés de filtration ont été traitées dans plusieurs travaux pétroliers. et de déterminer précisément la quantité d’eau (Dalmazzone et Series. en diminuant la tension interfaciale pétrole -eau à moins de 10-3 mN/m.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE ► La microscopie environnementale pour évaluer la stabilité des émulsions inverses (OBM) permet le contrôle de la granulométrie pour les méthodes de préparation sous haute pression (400 et 1400 kPa) et à basse température (-180 °C et -80 °C) (Tricart et al. on peut suspecter un crémage. Selon les recommandations API. ► L’analyse enthalpique différentielle (DSC) distingue eau libre et eau émulsionnée. 1995). 2005). dans les revêtements routiers (émulsions de bitume) (Bourrel et Verzaro. Cette technique permet d’étudier à la fois l’évolution de la taille des gouttes dans l’émulsion concentrée. 1988). l’émulsion utilisée n’est pas stable. ► La conductimétrie. Les tensioactifs interviennent aussi dans la récupération assistée (tertiaire) du pétrole. Les agents de surface sont utilisés aussi comme mouillants et dispersants dans les fluides de forage pour mettre en suspension les particules solides et comme agents anti -corrosifs (Darley et Gray. 1999 . Les applications des agents de surface dans l’industrie pétrolière Dans l’industrie pétrolière. Au sujet de la stabilité des émulsions inverses utilisées dans les fluides à base d’huile (OBM).3. son diamètre. ► La microinterférométrie (Thin Liquid Film-Pressure Balance) permet de mesurer des paramètres importants liés à la qualité du film interfacial. I. les carburants pour automobiles (“Aquazole” : émulsion d’eau dans du gazole).4. sa capacitance et sa permittivité relative (Panchev et al. 1993 . citons la rupture des émulsions d’eau et d’huile de naphta. Canselier. puis d'examiner la stabilité des émulsions dans le temps. 1997). Dans le cas d'une émulsion H/E. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 44 . à savoir son épaisseur. Lors de l’essai de filtration sous haute pression (500 psi) et à haute température (500°F) recommandé par l’API.… Une discussion sur l’importance de ces phénomènes dans les opérations de forage et de production sera présentée dans la section qui suit sur l’étude des propriétés de filtration des fluid es de forage.. largement soulevés dans le cas du champ de Hassi Messaoud. qui permet en premier lieu de déterminer le sens de l'émulsion. Dalmazzone et Clausse. les tensioactifs sont utilisés depuis l’extraction du pétrole brut jusqu’à l’obtention des produits finis (Bhardwaj et Hartland. 2001). Clausse et al. Des filtrats importants impliquent i) à petite échelle des problèmes d’endommagement dans le réservoir par invasion du filtrat et ii) à grande échelle des problèmes de perte de circulation.. 2007). 1997). les propriétés de filtration ainsi que la stabilité électrique ont été largement utilisées pour l’évaluation de la stabil ité des fluides de forage émulsionnés. quand la conductivité en surface augmente. 1998 .. la conductivité au fond du récipient augmente en cas de sédimentation. une présence d’eau dans le filtrat HP/HT est considéré comme un indicateur de l’instabilité du fluide. Dans le cas d'une émulsion E/H. Parmi les usages les plus importants.. ► Le couplage DSC-DPAX-Microscopie optique a permis l’étude de l’influence des paramètres de formulation sur la variation de la stabilité de l’émulsion (Lashmar et al. la rhéologie. Une va leur constante de la conductivité dans le temps est un critère déterminant de stabilité. les données proposées par la littérature figurent dans le tableau 1. L’obstruction du milieu poreux est d’autant plus rapide que la concentration en particules est plus élevée. Deux types de filtration ont lieu pendant le forage: la filtration dynamique lorsque le fluide est en circulation et la filtration statique pendant l’arrêt de la circulation de fluide.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE I. l’infiltration du fluide de forage à travers le fond et les parois de puits peut avoir des conséquences importa ntes i) sur le déroulement des opérations (avancement de l’outil.4. le cake externe qui tapisse la paroi.1 Filtration En contact avec des formations poreuses et perméables. les éléments les plus fins sont à leur tour retenus.5 cm (kg/m3) Milieu filtrant Perméabilité. Figure I. seule la phase liquide envahit la formation.1 Roche consolidée 0..4 : Caractéristiques du milieu filtrant (Gray et al. tandis que la phase solide se dépose à l’extérieur.5 Filtration et Endommagement par les fluides de forage I. le long de la paroi. A titre indicatif. coincement de la garniture par pression différentielle en particulier dans les zones inclinées) et ii) sur le débit des zones productrices. Cette obstruction dépend des dimensions relatives du pore et de la particule. en constituant le cake externe. Différentes zones peuvent être distinguées. K (D) Roche non consolidée < 0. l’augmentation de la durée des forages ou la diminution de la productivité a des incidences économiques défavorables. le cake interne qui s’étend sur une épaisseur équivalente à quelques diamèt res de grain et la zone envahie par les fines particules lors de la pénétration immédiate (Figure I. Certains pores sont alors obstrués par des particules en suspension présentes dans le fluide.12). Lorsque le fluide de forage se trouve en contact avec une surface nouvellement forée. Une fois l’obstruction amorcée.5.85 14 à 28 Concentration en particules à 2.12 : Formation du cake interne et du cake externe Tableau I.100 – 1 Sable non consolidé 1 – 10 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 45 . il y pénètre immédiatement. Dans tous les cas. 1980) Diamètre des particules provoquant l’obstruction (µm) <2 10 74 2. le cake est incompressible et l’augmentation d’une pression provoque une augmentation de la perméabilité (Sherwood et al. la vitesse de filtration à travers un gâteau de porosité donnée est de la forme suivante: V k .5.. peut être exprimée par un paramètre n qui varie en fonction de la taille et de la forme des particules selon : K = Ko (∆P)-n (I. Pour n=1.6) avec V : volume du filtrat (cm 3). K : perméabilité (mD) et t : temps de filtration (s). Van Damme. des constituants (Philip et Smiles. En général.7) avec V : Volume filtré (cm3) pendant un temps t. souvent négligée dans les mesures standard de filtration (Sharma et Lei. Fergusson et Klotz (1954) ont étudié plus particulièrement le cas des boues de forage et ils ont montré que la filtration de ces fluides ne suivait qu’en partie la théorie classique donnée par: V K t (I. 1980 . Peden Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 46 . D’après la loi de Darcy.1.. 1957 . 1991).5. 1996) mais aussi de la pression et de la perméabilité de la formation sur les processus de filtration. t: : temps (s). Li. Certains travaux ont montré l’influence de la température (Plank et al. 1991). Cette formule suppose que le gâteau est incompressible. plusieurs paramètres ont été étudiés par plusieurs auteurs (Ferguson et Klotz.8) avec Ko : perméabilité initiale Pour n=0. I. Kruegar.  : viscosité du fluide (cP). 1988). Outmans. 1991). 1963 . 1992 . Loeber. e : épaisseur du cake (cm) après un temps t et A : Surface (cm2). k : perméabilité du cake (1D =1m2). D’autre s travaux ont porté sur l’étude de fluides typiques utilisés sur chantier et dans des conditions représentative s et des données empiriques ont été obtenues pour modéliser la filtration dynamique des fluides de forage (Horner et al. P : pression différentielle (Pa ou psi).CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE I. Lors de la filtration statique. le cake est dit compressible. si la perméabilité et la porosité varient avec la pression. l’augmentation de la pression provoque une compaction du cake et réduit sa perméabilité..1. La compressibilité des cakes. Pour des valeurs intermédiaires. 1982 . le cake est complètement compressible et le volume fil tré est insensible à un changement de pression. A (I. Sherwood et al. Ershagi et Azari. 1954 . 1992. le cake s’épaissit continuellement au cours du processus. 1963 ..e.2 Filtration Dynamique Vu l’importance des mécanismes de filtration dynamique des fluides de forage.P  t  .1 Filtration statique Le processus de filtration statique des suspensions classiques des particules solides dans un liquide est d’une manière générale bien connu. i) interactions fluide-fluide et ii) interactions fluide-roche.2.Krw P . 1940 .. Ainsi. La connaissance des causes de ce colmatage doit permettre. Ces processus sont souvent classés en deux groupes (Amaefule et al. 1988. Vaussard et al. Masikewich et Bennion. Pour une solution de fluide à base de bentonite-barite. et de la résistance au cisaillement de la couche supérieure du cake. w Ln(r1 / r 0) (I. de prévenir l’endommagement catastrophique. 1988). Sharma et Yortsos. 1999). chimique. 1986 . du taux de cisaillement développé en fonction de la vitesse annulaire et de la géométrie du puits et de la garniture. Ceci est dû à l’équilibre entre les forces de filtration (résultat de la for mation du cake) et les forces hydrodynamiques (circulation du fluide qui tend à éroder le cake) (Williams. hydrodynamique. ln( 1   ) /  Les paramètres t eq et α sont reliés au type de fluide utilisé. Pour rappel concernant le colmatage. 1996) et sont estimés égaux à t eq = 15h et α = Qeq/Qo = 0. L’importance du phénomène de colmatage aux abords du puits par la boue de forage est évidente. 1982 .. thermique et biologique (Collins. 1989). la composition et les caractéristiques du fluide sont d’une grande importance dans l’invasion du filtrat du fluide. . Wojtanowicz et al. 1987.K .. 1983. 1961. Mungan. Masikewich et Bennion. le débit de filtration du fluide peut être modélisé par une fonction exponentielle : Q   Qo  (1   ) Qo exp(  bt )  Qo   (1   ) exp(  bt )  (I.. 1952). 1987 et 1988. le débit du fluide s’approche d’une valeur constante (Q eq). I.h. Prokop. ces paramètres ont été déterminés empiriquement (Bilardo et al.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE et al. Khilar et Fogler. du régime d’écoulement (laminaire ou turbulent).9) avec Qo : débit du fluide au temps t = 0 (c'est-à-dire au début du forage de la formation et avant la formation du cake) : Qo  2. 1999 et Doane et al. Fordham et al. par le choix d’un fluide adéquat et de conditions de mise en œuvre convenables..2 Endommagement par les fluides de forage Les processus fondamentaux causant l’endommagement sont généralement d’ordre physico chimique.. Lorsqu’un régime stationnaire est atteint après un temps égal à t éq. mécanique. La différence essentielle entre le cake formé en régime statique et celui formé en régime dynamique réside dans l’érosion subie par le second. Durant la filtration dynamique. Cette érosion dépend à la fois des conditions de circulation du fluide de forage dans l’annulaire.. dans la mesure du possible.5. les facteurs à prendre en compte sont liés : Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 47 .10) b  1 / t eq . 1999). 1999 . (1995) ont montré que les fluides synthétiques SOBM (Synthetic oil -based muds) donnaient une perméabilité plus importante (68 à 94%) que celle obtenue avec les WBM (4 à 24%) et que l’invasion du filtrat est localisée dans les premiers centimètres (5 cm). entre 70 et 90% du volume total du filtrat se forme durant la circulation du fluide. caractéristiques physico chimiques.. perméabilité et résistance mécanique) et au filtrat obtenu. Dalmazzone et al. Argillier et al. En étudiant l’endommagement des puits horizontaux. les caractéristiques de la roche (perméabilité et porosité) et les conditions des essais (pression. Cook et Cunningham. Gulbis. les fluides de forage contiennent des particules solides formant un filtre cake qui réduit le débit du fluide. Cette tendance est aussi confirmée avec les systèmes OBM par Ding et al..5.. Cette différence a été corroborée par d’autres travaux traitant de la comparaison des deux types de filtration (Longeron et al. Prokop. Francis et al. 2006) qui ont souligné l’influence de plusieurs facteurs à savoir : le type et les caractéristiques des fluides (OBM ou WBM). 1964 . propriétés chimiques. 2004 et Dalmazzone et al. 1982 . Ding et al.2.. I. Dalmazzone et al. 2006 . perméabilité. 1940 . grosseur des particules. D’après ces auteurs. 1969 . Ils ont montré l’influence des interactions fluide–fluide et de l’invasion du filtrat sur les opérations de forage . 2004 . mouillabilité. 1954 .à la boue elle-même (composition et caractère rhéologique). température.. 1952 . (2004) ont constaté des pertes importantes de la production après endommagement par les fluides de forag e. Ding et al. Durant cette phase. 1995 . le rayon d’invasion atteint 85% de sa valeur finale.5. vitesse de cisaillement. D’une part. après filtration.. type de porosité et répartition des pores).CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE .. . 1967 .1 Endommagement et mode de filtration Les essais de filtration dans les conditions du gisement ont fait l’objet de no mbreux travaux (Williams. . 1996 .et. ce qui réduit aussi la perméabilité (Keelan et Koepf. Kreuger et Vogel.. Déjà Ferguson et Klotz (1954) avaient montré que la filtration dynamique des WBM et des OBM donnait un filtrat supérieur à la filtration statique. .2. Li.. 1977). Hook et Ernst. 1977 . Hall et Dollarhide.…). 1995).à la roche (nature minéralogique. au cake formé (épaisseur. (2006) ont montré qu’une bonne optimisation du fluide réduisait l’invasion du filtrat. et d’autre part le filtrat peut réagir avec les argiles de la formation causant un gonflement. Les fluides et les solides ont donc un grand effet sur l’endommagement du rés ervoir et la perméabilité. 1992 .2 Endommagement et type de fluide de forage Longeron et al. I. Bannister et Lawson.aux fluides présents dans la roche (nature. Bannister. Lawhorn et al. MacDonald et Buller. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 48 . une mobilisation et une migration des fines particules bouchant ainsi les pores. 1985 . 1978 . pression et température). Van der Zwaag. 2006. Argillier et al. Pour les systèmes WBM. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 49 . Dans les mêmes conditions opératoires. Al-Riyamy et Sharma (2004) ont montré que l’endommagement était aggravé par l’augmentation de la pression du fluide. (1995) ont montré que les systèmes de fluides à base de poly mères sans sels provoquaient un endommagement moindre.. Les particules fines pénètrent profondément dans la roche et seront difficilement éliminées comparativement aux grosses particules. Ils ont montré qu’en statique. Baghdlkan et al. la perméabilité du cake était fonction de la morphologie des particules formant les pores. le dépôt des solides est fonction des fines particules initialement en suspension ou formées après érosion du cake sous l’effet du cisaillement par le fluide. Van der Zwaag (2006) a montré que la pression augmentait l’invasion et la formation du cake.. une altération importante de la perméabilité est observée durant les 30 premières minutes de la circulation. Longeron et al. de la température et par l’utilisation d’une concentration élevée en polymères.. (2007) et suite à son travail expérimental et numérique..3 Endommagement et méthodes de laboratoire utilisées Les essais mis en œuvre dans des conditions spécifiques (Porter. Li et al.5. (1989) ont montré que la réduction de la perméabilité était très rapide avec la diminution du pH. dans leurs travaux sur la filtration des suspensions de bentonite et de kaolinite. accroît l’endommagement.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE En étudiant des systèmes d’émulsions directes. induisent un endommagement important. Selon Gurkan Iscan et al. (1999) ont montré que l’invasion du filtrat et la formation d’un cake épais. A force ionique élevée la kaolinite est retenue dans le milieu poreux. l’endommagement est plus important avec le système eau + bentonite + barite qu’avec le même système eau + bentonite + barite en présence de polymère. Dans les mêmes conditions opératoires.. l’endommagement augmente avec la durée de circulation et la pression de filtration. il a donné une description phénoménologique de la migration des fines et il a proposé un modèle de variation exponentielle de la perméabilité avec la pression. par conséquent. I. l’augmentation de la force ionique et la concentration en solides. En étudiant l’effet de la pression. 1989 et Mungan. Cette différence a été expliquée par une différence dans les interactions interparticulaires. En dynamique. (1999) et Bailey et al.2. la kaolinite cause moins d’endommagement à faible fo rce ionique. alors qu’une bonne optimisation des réducte urs de filtrat et de la dimension des solides peut contribuer à la réduction de cet endommagement . des techniques d’imagerie ont été utilisées pour l’étude et la visualisation des structures formées lors des opérations de filtration. En plus des méthodes classiques de filtration et de déplacement en milieu poreux à l’échelle laboratoire. ce qui. Par simulation. (1997) ont étudié la filtration statique et dynamique de suspensions de bentonite en présence d’électrolytes par des techniques de microscopie à transmission (MET) et cryogénique à balayage (Cryo-MEB). 1989) à l’échelle du laboratoire sont réalisés pour simuler les conditions d’exp loitation afin de les optimiser. Ainsi. 1996 . 1999). Kretzschmar et al. Grolimund et al. Les fines particules colloïdales migratoires ont une dimension comprise entre 1 nm et 10 µm (Hiemenz et Rajagopalan. la diminution de la force ionique peut causer la mobilisation colloïdale. Chiang et al. 1987 . a mis en évidence pour une concentration donnée (3% pour une bentonite du Wyoming) un point singulier qui correspond à une transition osmotique locale. deux type de forces majeures sont responsables de la libération des fines : des forces colloïdales et des forces hydrodynamiques. 1999 . Suarez et al. 1994 . 2001). smectites.. Hunter... La mobilisation in situ a été démontrée sur du sable (Kaplan et al. 1996). 1998)... 1999 . Les principales causes de libération des fines particules colloïdales sont dues à un changement de la chimie des solutions (pH. Khilar et Fogler. force ionique ou addition de tensio -actif).. 1996 . 1999 . 1998). Swartz et Gschwend. Cette mobilisation est causée par l’expansion de la double couche électrique autour des particules d’argiles chargées négativement (Elimelech et Ryan. 1998 . Ces fines particules sont composées principalement de minéraux argileux (illites. 1990 ..CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Des mesures classiques de rhéologie et de filtration sur cellule API ont été réalisées par Loeber (1992) qui a couplé les deux microscopies MET et cryo -MEB pour visualiser les textures des cakes après filtration. 2005).. La comparaison des caractéristiques des cakes obtenus à deux pressions de filtration différentes. Kaplan et al.. 1998 . 1984 . 2004) et possèdent généralement une charge électrique de surface (Khilar et Fogler. Saiers et Hornberger. La dispersion et la libération des fines dans la plupart des sols sont favorisées par un pH élevé. ces auteurs on t montré que la microstructure du cake formé dépendait de la concentration en argiles. Selon ces études expérimentales. Benna et al.2. Maddinelli et al. Roy et Dzombak. Si les particules colloïdales et les grains sont de charges opposées. Miller et al. Sen et al.5. Bergendahl et Grasso. 1987 . 1978 . La diminution de la force ionique augmente le pH et cause un changement dans les forces a gissant sur les particules colloïdales et la surface de la matrice (Ryan et Elimelech. et de matière organique naturelle (Ryan et Gschwend. une forte saturation en Na + et une faible force ionique (Frenkel et al. Swartz et Gschwend. Swartz et Gschwend. 1997 . (2007) ont mis en évidence la possibilité d’utiliser des techniques d’imagerie pour l’analyse des interactions des protons présents dans les molécules d’hu ile et d’eau avec le milieu poreux et la détection des différences de temps de relaxation entre les échantillons de roche avant et après interaction avec le fluide.4 Endommagement par les fines Les fines représentent l'un des facteurs d'endommag ement les plus étudiés dans la littérature. 2002). Utilisant la MET et la DRX. (2001) ont étudié par filtration statique l’effet de la teneur en argiles sur les propriétés des suspensions de bentonite. Une augmentation de la vitesse d’écoulement favorise la libération des fines (Kanti Sen et Khilar. car la diminution de la force ionique renforce l’attraction électrostatique entre les charges opposées de la surface (Ryan et Gschwend. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 50 . En général. 1994. Seta et Karathanasi. kaolinites). Khilar et Fogler. 1996) et sur plusieurs types de sols. la diminution de la force ionique n’a pas d’effet sur la mobilisation colloïdale. Des corrélations ont été é tablies entre les propriétés de filtration des cakes et leur microstructure. 2001 . 1996 . de carbonates. I. Le Skin traduit la différence de perte de charge aux abords du puits.. 1999). 1976 . Plusieurs travaux ont proposé des modèles décrivant la géométrie des pores avec le modèle du tube capillaire ou celui de la sphère unique (Yao et al. Pan et al. Payatakes et al. sur chantier.. Une mise au point récente de quelques modèles a été présentée par Singh et Mohanty (2003). 1971 . 1995 . (1997) ont étudié la relation entre les percées d’eau et la production de sable ou d'autres particules minérales. En se basant sur l’équation de Hawkins (1956). Selon Binshan et al. Le problème de l’endommagement causé par la production de sable a été traité par plusieurs auteurs (Tom et al. 1987 .35 psi).. Plusieurs d'entre eux ont porté sur l’étude des relations entre les dimensions des pores et la perméabilité. Spielman et FitzPatrick. 1992 . Au sujet de la filtration et du transport des particules colloïdales à travers le milieu poreux. la plupart des modèles théoriques introduisent une géométrie simplifi ée des pores ou utilisent des méthodes statistiques pour tenir compte de la complexité structurale des milieux poreux. 1995 . Dullien. à la migration des fines et à l'agitation due à la production d'eau Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 51 . Hung et Tien. 1973.. une légère augment ation de la pression à 17 kPa. 1979). 1995 . Anne et al.. Matthews et al.. aux dépôts organiques.. Mackie et al. 2002) puis elles migrent avec les fluides dans les pores et enfin se déposent à la surface des pores.0" de longueur sous des pressions de 0 à 40 kPa. 1991 . 1988). Imdakm et Sahimi. I.. la réduction de la perméabilité autour du puits ainsi que le rayon d’invasion peuvent être estimées pour évaluer le degré d’endommagement. 1991 . Vaidyanathan et Tien. 1990 .5" de diamètre et 2. entre le réservoir et le puits et englobe l'ensemble des facteurs qui peuvent induire le colmatage du puits. Coelho et al. Ce processus a été pris en compte pour la modélisation de la migration et du dépôt des fines. 1976 et 1977. Dans le domaine pétrolier. Vásquez et al. 1995a et b .CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Gruber et Adair (1995) ont étudié l’évolution de l’endommagement dû à la migration des fines sur des échantillons de plugs de 1. Pratiquement. aux dépôts minéraux (sels et sulfates). La stabilisation se situe à 15 kPa. Cependant. cause une augmentation de l’écoulement avec la présence d’une pression critique à 30 kPa (4. les mécanismes d’endommagement sont liés à la réduction de la perméabilité relative aux abords du puits. La production des fines a un grand effet sur la récupération des hydrocarbures. les interactions complexes entre les surfaces des particules et le collecteur granulaire sont les facteurs les plus importants à considérer (Tien et Payatakes. Nowicki et al. 1997).5.. Les fines sont libérées de la surface du milieu poreux lorsque les conditions critiques colloïdales et hydrodynamiques sont satisfaites (Ju et al. elle même due à un changement dans la saturation au fluide. 1973 et 1974 . Mason et Mellor. (2007) ce processus de production de sable comporte trois étapes. Rajagopalan et Tien. l'endommagement est exprimé par le facteur "Skin".. à savoir : i) un Skin mécanique dû aux opérations des fluides de forage (complétion et workover ).3 Modélisation de l’Endommagement La littérature est très riche en travaux traitant de la modélisation du m ouvement des fluides dans les milieux poreux complexes (Hardy. Cependant. En résumé. donnent des modèles de la filtration avec cake compressible et incompressible. La plupart des modèles limités aux réservoirs homogènes sont fondés principalement sur des données empiriques souvent non applicables aux conditions réelles. dans des conditions chimiques extrêmes.. Zhao et al. 1991 . vu la complexité des fluides de forage du point de vue formulation et caractéristiques.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE et de gaz. 2004) modélisent le déplacement du fluide en milieu poreux en considérant une phase liquide et deux phases solides. Une vingtaine de paramètres sont nécessaires pour simuler la filtration.. De plus. proposant un modèle simulant la variation de la perméabilité sous l’effet de la migration des fines. D’après Civan (2000). Seuls huit d'entre eux ne peuvent pas être directement déterminés par les techniques conventionnelles mais peuvent être estimés à partir des abaques établies (Civan. D’autres auteurs (Sen et al. Frick et Economides. Certains modèles sont réalisés sur des milieux argileux hétérogènes pour l’estimation de l’endommagement dans les puits horizontaux (Renard et Dupuy. (1988). Yan et al. certains minéraux tels que le quartz et la kaolinite libèrent de la silice et se dissolvent conduisant à un modèle non standard de diffusion qui explique l’adsorption du soluté sur les grains de la matrice poreuse et qui met en évidence un non-équilibre local ainsi que des effets de mémoire (Mashal et al..1988) ont traité le modèle de la migration des fines avec les différents mécanismes possibles. un bon nombre de travaux se sont limités à l’étude de quelques paramètres et à des corrélations empiriques avec des données de chantier principalement sur des systèmes de fluides assez simples. Ils ont considéré un milieu poreux de géométrie idéale avec des particules argileuses supposées sphériques. de dimension uniforme et de densité constante. Cernansky et Siroky (1985) et Wojtanowicz et al. Bickmore et al. 1998 et 1999). ii) un Pseudo-Skin englobant les skins liés à l'inclinaison du puits. 1997). Le problème de la migration des fines a été largement discuté. aux perforations. la majorité des travaux de filtration n’ont pas essayé de déterminer l’ensemble des paramètres mesurables.. Les équations de Civan (1998. 2001 .. La présence du cake est bénéfique car elle réduit la perte du fluide et l’endommagement de la formation. ont montré un effet colmatant aux abords du puits. Engler et al. 2001 .. Lewandowska et al. avec et sans migration des fines. assez variables. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 52 . dont une représente la matrice solide stationnaire et l'autre une phase colloïdale mobile. à la fracturation hydraulique. aux multicouches. Les modèles mathématiques du t ransport des particules colloïdales sont basés sur l’équation d’advection -dispersion des particules colloïdales. Pour la filtration dynamique.. 1995 . 2002 . Civan et Engler (1994) ont donné un modèle d’invasion du filtrat basé sur les équations de transport. l’épaisseur du cake est limitée par la force de cisaillement du fluide de forage. aux variations de mobilité et iii) un Skin spécifique aux puits horizontaux.1999). à l'anisotropie de la perméabilité. Vitthal et al. 1993 . à la pénétration partielle. Ainsi. 2004). à l'effet multiphasique. (1987. La pression de filtration. la majorité des essais ont été réalisés sur des roches modèles perméables (grès de Berea). affecte les premiers centimètres de la roche (5 à 10 cm). Au sujet de la modélisation de l’endommagement. plusieurs travaux (Perkins et Johnson. I. L'épaisseur du cake formé est fonction de la masse déposée et de la masse érodée sous l’effet de la circulation. Le modèle est basé sur l’équation de bilan matière. provoqué dès les premières dizaines de minutes (30 min). 1994 . Ce genre de problèmes va causer une sévère p erte de production du réservoir. Civan et Engler. de la vitesse du fluide et du temps de contact fluide-formation. la température et les caractéristiques des fluides et de la roche affectent énormément l’endommagement. quelques modèles jugés utiles pour une éventuelle application seront plus développés. on traitera la possibilité de lier les caractéristiques du fluide aux problèmes d'endommagement. mais par la suite. La filtration dynamique donne un filtra t plus important que la filtration statique. Nous nous sommes contentés de donner un aperçu des différentes approches. La réduction de la perméabilité a été analysée en termes de saturation en eau et selon le concept de skin le long de la direction radiale du puits.4 Synthèse sur la filtration et l’endommagement La synthèse des aspects développés précédemment permet certaines constatations : Au sujet des opérations de filtration. ce qui va diminuer la perméabilité relative de la phase déplacée. de nombreux travaux sur la simulation de la filtration et de l’endommagement des réservoirs d’hydrocarbures sont parus au cours de la dernière décennie compte tenu de l’importance et de la c omplexité des problèmes rencontrés dans l’exploitation pétrolière. 1997) donnent une expression de la concentration du filtrat en fonction du coefficient de dispersion et de la diffu sion moléculaire en relation avec la vitesse de fluide. L’endommagement. Baker.2) et sur la base de ce modèle. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 53 . Donaldson et Chernoglazov. gouvernée par la formation d’un cake externe. C'est -à-dire que l’invasion du fluide de filtrat va augmenter la saturation en eau dans la zone envahie. Les fluides OBM sont moins endommageants que les WBM et l’optimisation de leur formulation et de la dimension des solides de la boue permet la réduction de cet endommagement. perméabilité).5. En supposant la porosité de la formation constante et le fluide incompressible. (2000) la vitesse de filtration du fluide diminue puis commence à se stabiliser lorsque l’épaisseur du cake s’approche de la stabilité. Dans l'objectif de notre travail (Chapitre IV.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Approche de Modélisation La concentration du filtrat peut varier radialement à partir des abords du puits et dépend des caractéristiques de la formation (minéralogie. 1963 . 1987 . D’après Fisher et al. Parn-anurak et Engler (2005) ont développé une méthode pour simuler l’invasion des fluides de forage (WBM) dans les formations du réservoir. La distribution de la concentration du filtrat dans la zone envahie donne un ordre de grandeur d e la saturation en eau dans cette zone. porosité. 1 Généralités sur l’environnement L'environnement est une notion connue de tous.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE En conclusion de cette partie bibliographique et concernant plus précisément les problèmes rencontrés sur le champ de Hassi Messaoud (HMD) la démarche de ce travail de thèse sera la suivante:     Sélection d’échantillons de roche de quelques puits exploités du gisemen t HMD ainsi que sélection d’échantillons de grès de Berea pour comparaison. A chaque catastrophe. Les conséquences des activités industrielles sont difficiles à identifier clairement et à évaluer. Enfin. notamment en étudiant l’influence des additifs utilisés dans les fluides de forage sur l’endommagement. I. l'écologie humaine. présentation de modèles de prévision de l’endommagement. Dans le cadre de ce travail. il est indispensable de définir quelques notions qui seront largement évoquées par la suite. à savoir l'environnement. Etude de l’évolution des propriétés d'écoulement. Dans des secteurs plus sensibles que celui de l'exploitation pétrolière. tels que la santé et l'alimentation. tels que l'éco -toxicologie. les cycles bio -géochimiques. peut devenir un frein au développement. le paradoxe développement -pollution reste encore en partie masqué par le décalage temporel important qui existe entre le développement des activit és industrielles et la perception de leurs effets sur l'environnement. vu le développement du forage horizontal et la discussion de son opportunité sur le champ de HMD. le développement durable et l'éco -conception. I. le droit et la politique. Toute la problématiq ue réside dans la conciliation entre les exigences légitimes de sécurité et l’efficience de l’activité économique. mais qui prend une signification différente pour chacun. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 54 . d'un procédé ou d'un rejet peuvent être liés à un décalage de perception ou à une limite de technologie adoptée. la protection de la nature. Il ne s’agit donc pas d’en donner une définition absolue. Dans l'annexe I on donne quelques généralités sur le champ pétrolier de Hassi Messaoud. de prendre en compte et de limiter la génération d’effluents et la consommation énergétique. reviennent les débats entre les partisans du principe de précaution et les tenants de l’argument selon lequel le "risque zéro n’existe pas".6. Optimisation des formulations des fluides de forage et étude au cas par cas de la variation de l’endommagement en fonction de quelques paramètres sélectionnés. dès la phase de conception d’un procédé ou la réalisation d'opérations spécifiques mettant en jeu des éléments extérieurs potentiellement polluants. Les politiques environnementales et énergétiques imposent de plus en plus. à terme. les effets néfastes d'un produi t.6 Pollution par les fluides de forage et techniques de traitement L'évolution de l'humanité s'accompagne d'un développemen t de l'Industrie qui fait apparaître un paradoxe où l'accession au progrès s'accompagne d'une destruction progressive de l'environnement qui. L'Encyclopedia Universalis (édition 1999) ne définit pas directement le terme environnement mais renvoie à des domaines qui s'y rapportent. D'autre part. En 1994. suivant le secteur d'activité. sa mise en application se traduit concrètement par une diversité importante d'actions. chimiques. dès les premières étapes de la conception d'un produit. végétal et humain) et les non vivants (minéral. qualité de l'environnement. Protection. sociologiques. est établie et donne une idée de la grande diversité d’actions qui peuvent être engagées dans ce domaine (Rio.). Si la définition de cette appro che est relativement simple. défini par l'Organisation des Nations Unies (ONU) comme étant la "capacité des générations présentes à satisfaire leurs besoins sans compromettre l'aptitude des générations futures à couvrir leurs propres besoins". depuis les approches à caractère très appliqué vers des approches plus philosophiques pour atteindre le stade du Développement Durable. Le développement durable est un concept à la fois politique. L'un des outils de développement durable les plus pertinents pour l'évaluation quantitative des impacts est le "LCA " (Life Cycle Assessment) ou ACV (Analyse du cycle de vie). Il prend en compte. etc. Les spécificités des approches les plus courantes sont présentées en s’appuyant sur trois exemple s de classifications. les entreprises développent des stratégies sur-mesure afin de traduire au mieux les principes de l'éco-conception dans leurs pratiques quotidiennes. une liste de près de quarante propositions d'amélioration de la performance d'une entreprise en matière d'environnement. En effet. chimiques. Une publication de l'ADEME (Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie) a rassemblé en 1999 près d'une centaine d'exemples de réalisations industrielles développées en intégrant l'éco-conception (ADEME. propose une progression des différentes approches. Le mot éco-conception est la traduction française de "Life Cycle Design" ou de "Design for the Environment". Dès 1995. p olitique.. I. il est intéressant de remarquer la pluralité des définitions et des champs auxquels se réfèrent ces définitions.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Dans Le Petit Robert (édition 2000) c’est un "Ensemble des conditions naturelles (physiques. social et économique. biologiques) et culturelles (sociologiques) dans lesquelles les organismes vivants (en particulier l'homme) se développent". leurs conditions d'existence ainsi que l'ensemble des relations existant entre eux (physiques. l'ensemble des impacts environnementaux qu'il est susceptible de générer au cours de son cycle de vie. toutes réalisées dans le but de clarifier le panel de plusieurs approches. dans un ouvrage sur la mise en œuvre des engagements du sommet de la Planète Terre (sommet de Rio en 1992). Goggin (1995) de Manchester United. le produit concerné et les moyens (financiers et techniques) disponibles. 1994). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 55 . L'expression de "Développement Durable" est relativement récente puisqu’on s’accorde à dire qu’elle a été employée pour la première fois officiellement dans le rapport Brundtland (1987).2 Les différentes approches d'intégration de l'environnement La littérature propose plusieurs classifications pour intégrer l’environnement. Nous retiendrons que l'environnement prend en compte les éléments vivants (animal. ressources naturelles).6. 1999). biologiques. Une deuxième proposition est faite par Bras (1997) du Georgia Institute of Technology. I. Par ailleurs cette notion est basée sur le recyclage des boues à base d'eau et sur la réduction des cuttings de forage. puis Shell a proposé le concept de l’EIR (Environmental Impact Reduction ou réduction des impacts environnementaux) et enfin la Société des fluides de forage MI -Swaco a introduit le concept de l’IFE (Integrated Fluids Engineering ou ingénierie du système intégré fluide -gestion des rejets). d'une part.3.. 1993). (2001) qui positionnent les différentes approches environnementales en fonction.1 Total Fluid Management (TFM) La notion de TFM est liée à un concept qui concilie les exigences de gestion du forage et des fluides utilisés avec la législation environnementale en vigueur (Paulsen et al. la combustion. 2000) et sa mise en place a permis la résolution des problèmes du forage et des rejets inhérents ( Paulsen et al.3 Concepts managériaux de l'environnement dans l'activité du forage Trois approches ont été développées pour la réduction des déchets . en agissant en amont sur la séparation optimale des différents constituants et sur leur recyclage classique dans le revêtement des chaussées (Longwell et al. Un troisième exemple est celui de Millet et al. 1997) d'évaluation des impacts sur l'environnement d'un système incluant l'ensemble des activités liées à un produit ou à un service. 2000b). 2002). la gestion des déchets . suivie par des critères environnementaux (chaque produit est renouvelable et fait lui-même appel à des matières premières et de l'énergie issues de cycles de vie d'autres produits). Cette méthodologie a été appliquée dans de nombreux domaines industriels. Goggin (1995) propose donc un classement en six grandes catégories commençant par la conception d'un produit durable. l'incinération et le traitement biologique. La première par la Société pétrolière Statoil avec le concept de TFM (Total Fluid Management ou gestion totale du fluide) . de leur période d'utilisation dans l'industrie (évolution chronologique des approches).6.. 1997. avec une classification de différentes approches de réduction des impacts environnementaux suivant deux dimensions (échelle de temps prenant en compte la durée de vie du produit considéré et échelle des organisations). D'autres traitements peuvent être envisagés comme la solidification. 2001). 1998. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 56 . Il reste néanmoins que cette notion nécessite l'engagement de tous les intervenants lors du forage des puits. le t raitement thermique. Ces différentes méthodes agissent ponctuelle ment sur une phase déterminée du cycle de vie du produit. Son implantation en 1999 a été estimée à 10% des frais opérationnels (Getliff et al..CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE C'est un outil normalisé (ISO 14040. tels que le traitement des polluants et la prévention de la pollution industrielle. la pollution atmosphérique.6.. 2000a. mais également en fonction de la considération attribuée à la dimension environnement au sein de l'entreprise I. depuis l'extraction des matières premières jusqu'au dépôt et traitement des déchets (ISO 14040-14043. la réduction des rejets (déblais et autres) et la réhabilitation des sites de forage. Concernant l’activité Exploration et Production. à savoir le type d'activité et son impact sur l'environnement. de réduire les rejets et d'assurer une application rigoureuse des exigences de la politique de santé. I. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 57 . "tandem shakers" (1960). I. A titre d'exemple. Toutes ces approches ont été mises en place pour une gestion rationnelle des rejets de forage. Issue de l'expérience acquise dans le domaine du forage. et de réaliser les performances par rapport aux objectifs assignés. "linear motion shale shaker" (1980). Ce type de contrat a contribué d'une manière significative à la rédu ction du coût du mètre foré et à la diminution des rejets (Paulsen et al. de sécurité et d’environnement (Büchner. Parmi les indicateurs mesurés.6. de son utilisation et de la gestion du site de forage en terme de rejets. Dans tous les cas. en accord avec le programme de forage utilisant une boue à base d'huile.. en premier lieu. des centrifugeuses ont été utilisées pour l’élimination des solides où les solides de 7 à 10 µm sont éliminés alors que ceux de dimension inférieure sont réintégrés dans les fluides de forage. les objectifs sont liés à la prévention contre les déversements accidentels des fluides de forage.2 Environmental Impact Reduction (EIR) Cette notion est basée sur des indicateurs de performance environnementale (Environmental Performance Indicators : EPIs).. les principaux objectifs sont d’expliquer les performances environnementales de chaque opération.3.6. les spécialistes du forage s'étaient inspirés de l’expérience des autres industries ayant à gérer des problèmes similaires et avaient ensuite adopté d’autres technologies : "shales shakers" (1930). en soumettant les Sociétés de service à des pénalités calculées sur la base des volumes de boues rejetés indépendamment des produits. ces dernières années. 2001 et 2002). elle est basée sur l'optimisation de la conception du fluide de forage. 2002). L'objectif de cette approche est. c'est le volume total de pertes pour 1000 m forés.. 2003). "mud cleaner" (1970).3 Integrated fluids engineering (IFE) La notion d'IFE est une approche totalement différente des méthodes classiques de forage et de complétion des puits. 1996).3.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE La société Statoil a par ailleurs développé dans le cadre du TFM un contrat perme ttant de combattre les mauvaises pratiques de forage. de la sécurité et d e l’environnement (HSE). elles sont basées sur la sélection de méthodes de traitement optimisées en termes de rapport qualité de traitement/coût. Cette notion vient en complément du programme d'efficience de compilation des données appliquées de l'hygiène. En réalité. dont la clé de voûte est la collecte et le transfert continus de données entre les différents acteurs (Jones et al. Ce programme utilise des moyens et des équipements de pointe pour le traitement des solides ainsi qu'un personnel hautement qualifié (Rojas et al. hydrocyclones (1957-1962). Plusieurs paramètres sont à prendre en compt e lors du choix de ces indicateurs. depuis déjà la fin des années 1920. Généralement. a été évoqué (Getliff et al. Les esters notamment.. de lubrification. Le développement de cette nouvelle génération de fluides synthétiques représente un compromis entre performances. et exploite le groupement des fluides et des services (Prutt et Hudson.. On note que : . les sociétés de fluides de forage ont proposé de nouveaux types de fluides à base de paraffines ou d'oléfines linéaires. Ils sont par ailleurs très volatils. Au sujet de la biodégradabilité.Parmi les HC aliphatiques (paraffines). et face aux problèmes de stabilité des parois. les n-alcanes (C > 6 ou 7) sont les plus biodégradables. .Les HC aliphatiques sont plus faciles à dégrader que les aromatiques (Cerniglia et Yang. Growcock et al. . 1984). Durrieu et al. Les composés à 5 cycles ont des propriétés génotoxiques (Bouchez et al. le développement d'une variété de systèm es de fluides biodégradables qui répondent le mieux au biotraitement de leurs rejets de forage.Les HC monoaromatiques sont généralement plus solubles que les composés aliphatiques. 2002. Ces types de fluides synthétiques (Synthetic Oil -Based Muds. 2000 . largement utilisés en forage offshore. en 1989. mais. .4 Evolution de la technologie des fluides de forage Au début de l'activité pétrolière les performances des fluides dans les problèmes rencontrés durant les premiers forages ont été les préoccupations majeures des pétroliers indépendamment des questions de pollution et d'environnement. Ces OBM ont été généralement développés pour les situations où les WBM étaient inadéquats (Chilingarian et Vorabutr. d'endommagement…. .La biodégradation des paraffines est supérieure à celle des hydrocarbures naphténiques.Les HC insaturés ou ramifiés sont plus difficilement biodégradables que les saturés liné aires. considérations environnementales et économiques.6. l'avènement depuis les premières utilisations en 1940 aux Etats-Unis des fluides émulsionnés à base d'huile (OBM) a donné satisfaction. Ils présentent une toxicité à la fois vis -à-vis de l’homme et de l’environnement (Gibson et Subramarin. 2002). Depuis les années 1990. En parallèle à l'introduction de nouveaux additifs utilisés dans les fluides de forage à base d'eau (WBM). Les homologues inférieurs sont trop volatils. de poly -oléfines ou d'esters (Friedheim et Conn. Cette nouvelle approche a pour objectif une optimisation de la conception avec la livraison et la gestion du site de forage et du bourbier. 1988). Ray signalait que la majorité des utilisateurs avaient peu de connaissances sur la composition des additifs. la toxicité chronique des rejets des fluides augmente selon l'ordre suivant WBM < bentonite < barite < OBM (Capuzzo..Les HC polyaromatiques (à partir de 2 cycles) sont fortement présents dans les sols industriels .Les composés cyclaniques ont un comportement intermédiaire. . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 58 . SBM ou SOBM). 1984). 1996). Récemment. .CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE I. quelques règles et consignes générales ont été adoptées d'une part pour le choix des additifs ainsi que pour l'analyse des paramètres de pollution. comme les huiles végétales sont très biodégradables. 1984 . Hudson et Nicholson. 1983). 1998.Les composés oxygénés sont généralement considérés comme des molécules aisées à dégrader par voie biologique grâce à l’atome d’oxygène qui leur confère une réactivité et une meilleure solubilité. ne renfermant pas d'hydrocarbures aromatiques. 1999). 1996). possèdent de bonnes propriétés une faible toxicité et une biodégradabilité rapid e ainsi qu'un faible potentiel de bioaccumulation. Gibson et Subramarian. .. . ils provoquent des tremblements musculaires et des convulsions. à des doses plus élevées. Donc. (2002) se sont basés sur trois paramètres : le rapport DBO 5/DCO. leur bioaccumulation et leur adsorption dans le sol (Means et al. les produits qui donnent un résultat supérieur à 60% sont généralement considérés comme facilement biodégradables. 1984 . à savoir des irritations dermiques. d’éventuels accidents dans les procédés d’exploitation ou à partir des procédés naturels de transfert et de transformation du carbone (Bjorseth et al. Guerin et Jones. 1999). sont peu b iodégradables (Bingham et al. 1999). 2003) effectués sur une série d’huiles minérales ont révélé que la biodégradabilité diminue avec l’augmentation de la teneur en aromatiques . 1988 . coût.. les effets des hydrocarbures montrent une diminution du taux d'hémoglobine et un dysfonctionnement du foie (effets hépatotoxiques) . sur des mollusques bivalves montrent que les fluides de forage peuvent affecter les tissus somatique et reproductif de ces animaux (Cranford et al. Fujikawa et al. parmi lesquels l'altération dans la régulation de leur croissance. 1991). La toxicité des hydrocarbures vis-à-vis des personnes et de l'environnement dépend de leur structure et de leur concentration. Sur les animaux. Cerniglia et Yang. 1988). 1979 . durée.. Des effets sur les plantes sont aussi signalés. 1990). les méthodes de détermination de la biodégradabilité ont été critiquées du point de vue. 1980 . Les travaux de Haus et al. et une concentra tion de 65 mg/L dans l'atmosphère est rapidement mortelle (Lefebre. la production du CO2 et l’activité des microorganismes par l’analyse de l’ATP (adénosine triphosphate) pour établir des méthodes de calcul de la biodégradabilité. des essais d'écotoxicité de certains fluides d e forages à base d'eau et d'huile. Ces produits sont introduits dans l’environnement à partir de la combustion incomplète de combustibles fossiles.6. plusieurs effets sur la santé peuvent être associés aux fl uides de forage. 1992 . notamment dus aux hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP) (Grieve. 1978). 1984) et le phénomène de bioaccumulation (Scriban. 2001. Zhanpeng et al. Généralement.5 Pollution par les hydrocarbures et effets sur la santé Les sols contaminés par les hydrocarbures présentent un danger lors d'un contact direct avec l'homme ou lors de leur transfert dans la chaîne alimentaire par le phénomène de bioaccumulation (Scriban. et fiabilité. En réponse aux critiques mentionnées. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 59 .CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Par contre Les polyéthers.. En plus des effets toxiques. 1979 . le benzène et ses dérivés présentent à faible dose des effets neurotropes et cancérigènes ... respiratoires et même des effets cancérigènes. La diversité des techniques est souvent considérée comme signe de difficulté pour la détermination significative de la biodégradabilité des produits. (2000. Ils ont montré aussi que la viscosité cinématique est le facteur le plus significatif dans la variation de la biodégradabilité avec la composition chimique et les propriétés physico -chimiques des huiles. du fait de leur structure très ramifiée. on note de sérieux problèmes concernant leur oxydation. mutagènes et cancérigènes des HAPs. plusieurs travaux ont porté sur l'étude des corrélations biodégradabilité avec les propriétés physiques des composés. 1999). Par exemple. Cependant. Freeman et Cattell. 1993). Nylund et al. une diminution du taux d'oxygène dans le sol (Atlas. Randles et Wright. I. Par ailleurs. de façon directe ou indirecte. 1999). Ces composés de natures différentes et dont la toxicité et la biodégradabilité sont des paramètres mal définis. on note les déversements accidentels du pétrole. ExternE. 1984 . et entraînent des effets néfastes à long terme sur l’environnement. la teneur limite en ABS (alkylbenzènesulfonates) est fixée à 0. aux USA. constitue l’étude de la plus grande envergure. A titre d’exemple et relativement aux LABS: Alkylbenzènesulfonates linéaires. Rowe et al. tels que le gazole) constituant majeur des boues à base d'huile. Une exposition prolongée peut entraîner des problèmes de santé (respiratoires. Toutefois. plusieurs techniques de traitement sont recommandées. Ce sont des composés potentiellement bio -accumulables.5 mg/L pour les eaux potables. à laquelle participent plusieurs dizaines d’experts de tous les pays de l’Union Européenne (UE).6. 1998). Un effort doit être entrepris pour le choix de traitements adéquats en parallèle à l’évolution des technologies utilisées pour la réduction des solides et de la teneur en HC dans les cuttings au cours du forage. ainsi que d’une variété d’autres produits et additifs spéciaux (tensioactifs.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Les produits tensioactifs sont généralement toxiques. utilisées pour le traitement des rejets des fluides de forage. Citons : Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 60 . Scriban. il faut aussi considérer que les réactions des organismes aquatiques sont très variables suivant la formule chimique des tensioactifs. est facilement accessible (Drilling Waste Management Information System website. polymères. dermiques). ExternE. surtout pour le milieu aquatique.. Au cours des dernières années plusieurs grandes études ont été menées afin de quantifier les dommages causés par la pollution (ORNL/RFF. (2003) ont signalé une biodégradation rapide du LABS avec un temps de demi -vie de 6. et induisant des effets portant atteinte à la santé de l'homme. Ces rejets sont généralement stockés dans des endroits appelés ‘bourbiers’.2 mg/L. Face à cette situation. L’OMS (Organisation Mondiale de la Santé ) n’admet que 0. Le projet ExternE (« External Costs of Energy ») de la Commission Européenne. Perales et al.. I. sont cependant déversés dans la nature. L’inhalation des vapeurs peut provoquer somnolence et vertiges. En effet. entraînant une altération des propriétés de ces milieux en diminuant leurs capacités d'aération (Atlas. 1994 . . 1995 . L’exposition répétée peut provoquer des dessèchements ou gerçures de la peau. et à l'environnement de manière globale.6 Méthodes de traitement de la pollution Dans le domaine de l'exploitation pétroli ère. une panoplie de produits chimiques est employée dans la formulation des boues de forage.2 jours pour la biodégradation primaire. La description détaillée de nombreuses méthodes. 1995 . mais chacune d’elles a été critiquée à cause de son coût ou de son efficacité.) qui peuvent exister sur les sites de forage. En plus des hydrocarbures (HC. Ils sont nocifs en cas d’ingestion. 2004). La problématique soulevée se concentre autour du bourbier et de son impact sur l'environnement. digestifs. le déversement et le dégagement de certains produits (so lides ou liquides) dans le bourbier peuvent entraîner un changement des propriétés physico -chimiques des compartiments naturels. neutralisation. susceptible de se répandre.des procédés biologiques: revêtement. tout en respectant les critères physico-chimiques. "landspreading"). environnementales et économiques.des procédés physiques et chimiques: élimination de la phase huileuse libre. en un solide plus sûr et plus pratique pour le transport et le stockage. La solidification des déchets consiste en l’élaboration d’une masse solide ayant une intégrité struct urale suffisante pour permettre le transport ou le stockage sans recourir à un contenant. déshydratation. Cette technique transforme un produit liquide ou semi -liquide. de restreindre le déplacement des fluides à travers le volume de déchets et de réduire la solubilité des contaminants fixés dans la matrice.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE . réduire le volume à traiter et par là même la consommation de produits et les coûts. solidification et stabilisation. On peut par exemple utiliser de l’argile. biopiles. le transfert du site vers des installations industrielle s. I. il est à noter que l'utilisation de la solidification consiste en un transfert et une réduction de la pollution et non en son élimination. la réutilisation des cuttings dans la construction. du ciment.1 Traitement par inertage (stabilisation/solidification) La stabilisation/solidification est couramment appliquée au traitement des rejets avec une bonne efficacité. dans l'assèchement des marais ou même leur utilisation comme combustible (cuttings contaminés par l'huile). "on line". vermiculture). faible diamètre du trou. désorption thermique.6. de réduire la surface effective pour le transfert des substances polluantes hors du déchet. évidemment défavorable à la compétitivité. injection profonde dans les puits. bioréacteurs. "off line". d’argiles.le traitement sur site (fosse. incinération.le recyclage de la boue par épandage sur les routes.Toutefois. de silicates. l'injection des boues dans des cavités contenant du sel ou le traitement thermique (incinération. de pouzzolane ou de matériaux thermoplastiques qui isolent et immobilisent les contaminants dans le matériau. le traitement des rejets comprend : . Actuellement. décharge). Le but est d’améliorer les caractéristiques physiques pour la manipulation des déchets. la décharge dans l'océan. Les systèmes industriels les plus utilisés sont basés sur l’utilisation de la chaux. Ce processus de stabilisation (ou d’inertage) des résidus pétroliers est dé fini comme la fixation des contaminants par un liant hydraulique. il existe des procédés durant le forage. phytoremédiation et bioréac teurs. compostage. mais le principe reste le même. le plus grand problème est celui du coût induit par la protection de l'environnement. excavation et incorporation dans des revêtements et remblais. hydrauliques et mécaniques du milieu. utilisation de faibles quantités de fluide) ou à l'utilisation de fluides et d'additifs à faible impact environnemental (SBM ou nouveaux systèmes de fluides avec agents alourdissants alternatifs). . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 61 .la réduction du volume des déchets de forage ou des impacts des rejets grâce à des techniques spéciales (forage directionnel. désorption par voie thermique). et après forage.6. Pour les Compagnies pétrolières. les traitements biologiques (compostage. . d'où la recherche de solutions effectives à faible coût. . La nature et le type de composés utilisés dépendent des contraintes techniques. du béton ou des cendres. Sur les chantiers algériens. l'épandage sur le sol ("landfarming". Le procédé de stabilisation commence par la réduction et la récupération de l’huile libre dans les boues pour diminuer le temps de traitement. non inhibiteurs et non toxiques. C'est un procédé destructif qui évite donc le transfert de p ollution et se situe parmi les traitements les plus rentables. l'huile ainsi récupérée peut être réutilisée. mais les taux de décomposition dans les écosystèmes naturels sont encore très mal connus. 1984).6. De plus. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 62 . le cadmium et le nickel comme composés à propriétés cancérigènes. Les matériaux ainsi inertés sont acheminés vers leur lieu de dépôt après un contrôle de qualité vérifiant la bonne homogénéité des agents de stabilisat ion dans la matrice. plusieurs travaux ont montré la possibilité de diffusion dans l'air et d'accumulation des métaux lourds après combustion. Le traitement biologique repose sur le principe de la dég radation d'un hydrocarbure brut par des micro-organismes. entrent dans la chaîne alimentaire par l’eau ou les sols et atteignent l’homme par ingestion.. plusieurs années) (Ballerini. Le Centre International de la Recherche sur le Cancer répertorie l'arsenic.. Ce traitement aide à la ré duction du coût global du forage. mais a l'inconvénient du risque de contamination de la chaîne alimentaire en plus de la longue durée du traitement (plusieurs mois.2 Traitement thermique Afin de répondre aux normes environnementales.6. EPA. On mélange la boue restante pour l’homogénéiser et on ajoute les agents de stabilisation. Il n’est applicable que pour les composés biodégradables. Les métaux lourds représentent un danger pour la santé humaine lorsqu’ils se trouvent dans l’atmosphère ou à l’état d’éléments traces dans la croûte terrestre. I. 1988 . ce type de traitement a été introduit en Algérie malgré son coût trois fois plus élevé que celui de l'inertage. car certains métabolites peuvent êtres plus dangereux (pour l'homme et les microorganismes) et parfois plus stables que le contaminant de départ. La phytoremédiation consiste en l'emploi de plantes pour le traitement des sols contaminés par les métaux lourds et les hydrocarbures.6. Ces dernières années. Leuterman et al. Cette technique présente beaucoup d'avantages.S. La bioremédiation des sols pollués par les hydrocarbures reste un moyen très efficace. voire. Le traitement biologique offre une bonne combinaison entre les aspects économiques et la protection de l'environnement. Candler et al. Cependant.6. la phytoremédiation et le traitement en bioréacteur. dans certain cas. Il s’agit d’un processus utilisant une source de chaleur qui sépare les hydrocarbures de l'eau contenue dans les déblais de forage et le sol contaminé. à savoir le faible coût de traitement et la faible production de déchets et d'effluents. et le plomb parmi les composés à propriétés potentiellement cancérigènes. 1992).3 Traitement biologique Dans un environnement favorable. Ces métaux lourds peuvent être initialement présents dans les solides des formations forées (U. Ils s’accumulen t dans les milieux. 1996). Ceux-ci sont capables de dégrader certains constituants des pétroles. Il englobe le traitement par les micro-organismes in situ ou ex situ. la recherche de micro-organismes utilisant des hydrocarbures s'est considérablement amplifiée avec plus ou moins de succès. Ce type de traitement présente l’avantage de fournir une huile résiduelle dont la teneur dans le solide est inférieure à 1mg/kg de déblais. tous les composés organiques sont dégradables (Atlas. 1980 .CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE On utilise pour cela une centrifugeuse. I. En d’autres termes. suite aux opérations de forage. Les recherches ont ainsi été dynamisées et de nombreuses techniques de dépollution se sont dévelop pées.5 regroupe les différentes techniques de traitement biologique. le nombre important de sites industriels pollués à réhabiliter. azote et phosphore. Le tableau I.CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Le traitement biologique par les micro -organismes s'attache à favoriser et à stimuler les processus de biodégradation qui interviennent déjà naturellement dans les sols et aquifères. sans intervention humaine (atténuation naturelle) pour réduire les teneurs en contaminants ainsi que leurs toxicités. Il est donc nécessaire de trouver des solutions pour que l'activité de forage puisse répondre aux critères de Développement Durable. quelles solutions adopter. En effet. l’homme ne compromette pas l'aptitude des générations futures à couvrir ses propres besoins . l'oxygène essentie llement puisque. Il faudra encore du temps pour rechercher un compromis entre le profit et le respect de l’environnement afin que l’activité pétrolière puisse se poursuivre san s engendrer de surcoût exorbitant. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 63 . et plus spécifiquement aux micro organismes présents. constitue depuis quelques années un souci majeur pour les entreprises travaillant dans le domaine. la biodégradation est aérobie. 1999). apportés sous forme de sels en solution lorsque ceux -ci sont en trop faibles quantités (Scriban. Mais la situation est complexe et les difficultés à surmonter sont nombreuses. I. Des besoins importants apparaissent ainsi en matière de stratégie d'intervention visant la restauration progressive de ces sols contaminés. d’exploration et d'exploitation. dans la majeure partie des cas. 7 Synthèse La prise de conscience des menaces qui pèsent sur l’environnement a conduit à entreprendre diverses initiatives et à fournir des efforts soutenus pour tenter d’enrayer la dégradation de l’environnement. et les nutriments minéraux. Cette stimulation va consister à fournir au milieu. pour qu’entre profit (intérêt économique) et respect de l'environnement. les éléments facilitant la biodégradation. oxygène et parfois en microflore adaptée au polluant.ou non volatils (gasoil. Injection d'air dans la nappe phréatique (au niveau de la saturée) zone Composés volatils tel que solvants chlorés et hydrocarbures pétroliers volatils (essences. fuel. kérosène) . kérosène). Le rendement du procédé peut eut atteindre 99%. Contrôle des paramètres physicochimiques tel que le pH. Procédé lent. Type de pollution Composés organiques semi-volatils (gazole) " Bioventing" "Biosparging" Traitement in-situ. utilisé sur les hydrocarbures aliphatiques. .plus limité pour les hydrocarbures polycycliques et chlorés. Traitement en tas Traitement ex-situ Tertre biologique Hydrocarbures (fuel.contrôle précis paramètres physicochimiques. solvants Chlorés. Possibilité de traitement des effluents gazeux. Traitement du sol pollué dans un ou plusieurs réacteurs sous forme de boue avec ajout d'ingrédients nécessaires à la biodégradation . .procédé lent. Scriban. avant d'être réinjectée dans les poches contaminées du sol. . . . Pompage et traitement Composés organiques.bon rendement. oxygénation naturelle en couches peu épaisses (biostimulationbioaugmentation) pour améliorer la dégradation Consommation accélérée par l'ajout de nutriments (biostimulation) et micro-organismes (bioaugmentation) aux polluants. Traitement des pollutions des zones saturées ou insaturées du sol. 1999) Type de traitement Principe du Traitement Aération de la zone insaturée (au dessus du niveau de la nappe phréatique) Avantages et Inconvénients . des Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 64 . 1999 .CHAPITRE I : LE FORAGE ET LES FLUIDES DE FORAGE Tableau I.coût modéré. Nécessité de l'espace.rendement limité. L'eau pompée est traitée à la surface et enrichie en nutriments minéraux.coût peu élevé. (biotertre) Bioslurry (traitement en bioréacteur) Composés organiques hydrocarbonés semi.durée importante.5 : Différentes techniques de traitement biologique des sols pollués (Bernheim. "Land-farming" Traitement extensif. Hydrocarbures (fuel) .nécessité de l'espace. HAP) . PARTIE EXPERIMENTALE Chapitre II Etude des interactions argile-polymères et Propriétés de filtration . CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILE-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Généralement. la totalité du puits est forée avec une boue émulsionnée inverse à différents rapports Huile/Eau.agir sur la pression osmotique entre la boue et la formation traversée Cette inhibition est fondée sur une bonne optimisation de la formulation des fluides de forage (type et concentration en additifs). Sur le champ de Hassi Messaoud. la lithologie et la description géologique couplées aux paramètres physico -chimio-mécaniques des zones argileuses ont permis d’établir une cartographie de ces gisements (Chabouni et Djebabssa. à l’exception de la première phase. de l’influence de ces polymères sur la rhéologie et les propriétés des fluides de forage. . utilisées seules ou combinées. Dans le cadre des puits déjà forés. . des performances des solutions de polymères utilisés (influence de différents facteurs sur leur rhéologie et leurs propriétés physico-chimiques). consistent à : . Cette approche est rationnelle puisqu’il s’agit de collecter des informations sur la base d’expériences acquises sur les boues utilisées dans des puits voisins et de les corréler avec des données de laboratoire.augmenter la viscosité du filtrat. Les principales méthodes d’inhibition du gonflement des argiles. et des boues émulsionnées inverses (OBM) pour les pha ses réservoir. Glycol et Silicate de sodium) à travers des pastilles d’argiles compactées. leur efficacité et/ou rentabilité sont souvent critiquées du point de vue de l’avancement et de la stabilité des parois argileuses : ils ne peuvent jamais atteindre les performances des fluides émulsionnés (OBM). Dans cet objectif. . sur tout le territoire algérien. alors que ces derniers sont surtout critiqués du point de vue de la pollution et de leur impact sur l’environnement. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 65 .1 Généralités sur les argiles présentes au niveau des champs Algériens Un aperçu sur la variation minéralogique des formations de quelques puits pétroliers algériens est donné afin de relier la minéralogie de ces argiles aux choix des systèmes de fluides de forage inhibiteurs correspondants. des boues aux polymères pour les phases de forage intermédiaires (WBM). 1996).d’une part.d’autre part. Bien que les systèmes WBM assurent souvent les principales fonctions. Cette carte sert de base aux programmes de forages ultérieurs puisqu’elle renseignera sur les formations traversées et éventuellement sur les problèmes rencontrés. nous proposons une nouvelle méthode basée sur le suivi des propriétés de filtration de trois systèmes de fluides modèles (PHPA. L'évaluation de la méthode proposée repose su r l'étude des propriétés des systèmes à base de polymères inhibiteurs à différentes échelles.réduire la perméabilité des argiles. les principaux fluides de forage utilisés sont une boue bentonitique au démarrage. II. Le présent chapitre traite : . 1 Composition minéralogique Les compositions minéralogiques de quelques échantillons prélevés dans les formations traversées sont présentées dans le Tableau II. I-Mt Dispersible. Les argiles gonflantes sont ainsi concentrée s principalement dans les formations évaporites du lias et du sénonien. avec l'utilisation des fluides émulsionnés. fluante Coincements. vers 1960-1980. II. Chl: Chlorite et I-Mt: Illite-Montmorillonite. Tableau II. I. Chl Feuilletée Pertes.1. I-Mt Fluante Problèmes de forage Coincements Coincements Les argiles sont classées par ordre de fréquence avec K: Kaolinite.2 Caractérisation des argiles du champ de Hassi Messaoud (HMD) II.2. alors que depuis 1985. K. dévonien. Dans les cuttings de Hassi Messaoud. K Gonflante 55/ Touggourt I. Le fort pourcentage en interstratifiés illite-montmorillonite surtout dans le lias est généralement expliqué par le fait que les argiles sont présentes dans le sel qui préserve leur humidité et les rend plastiques donc plus aptes à amortir les contraintes. pertes 388/ Brides I. mais la composition minéralogique n'est pas nécessairement variable en fonction du type d'argile. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 66 . puis avec une boue émulsionnée. l’avancement se faisait en moyenne sur quelques mois allant de 3 jusqu’à 25 mois. Chl. dans certains échantillons à l'état de traces. Chl Gonflante.1 : Quelques problèmes de forage sur les champs algériens Nombre d'échantillons/ puits algérien Minéralogie Type d’argile 50/ Hassi R’mel K. dispersible Pertes de circulation 315/ In Salah I. Chl. La caractérisation physico -chimique des différentes phases solides et des fluides utilisés fait appel à de nombreuses techniques analytiques cit ées en Annexe II. Dans les formations analysées. ordovicien). l’illite est prédominante jusqu'à 90% et présente une tendance à la dispersion . En effet au début des forages . jurassique. Les argiles sont issues de plusieurs niveaux géologiques (crétacé. I-Mt. Cette situation est observée en particulier sur le champ de HMD où le programme classique de forage se faisait au démarrage avec une boue bentonitique suivie par une boue salée saturée. K. cavages et coincements 150/ HMD I. La kaolinite se trouve en moindre proportion avec la chlorite.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Certains types de problèmes liés à la présence d’argiles sont répertoriés dans le Tableau II. trias. carbonifère. I: Illite. I-Mt. une amélioration des vitesses d’avancement est signalée grâce à la généralisation des OBM.2. Mt. silurien. cette durée varie généralement de quelques semaines à 3 mois au maximum. 45 84 Tr 5 70 La référence correspond au mélange équimassique des échantllons 1. : néocomien. 2. Nomenclature des argiles : cf. Néocom. : cénomanien. Dogger argileux Réf.7 11 5.4-18 6-14 5-12 27. (m) CEC (méq. Bottom Albien Top Albien Bottom Aptien Top Aptien Bottom Barém. profond. Cénom.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION En effet.3 14. 16 18 24 21 15. : barémien. Top Cénom.5 26 23.1 48 Tr 6.65-28. Bottom Barém. 3 et 4.4 29. Barém.2 6.1. Top Néocom. tr .3-22 3. le sel constitue un ralentisseur de la diagenèse car il rend les argiles imperméables. Tableau II.2 90 43 4.5 24 25. i Tableau II.2 : CEC et Composition minéralogique des échantillons de HMD Echant./100g) Minéraux argileux (%) K 815 900 920 1060 2693 2843 2903 Turonien Top Turonien Medium Turonien Bottom Cénom.6 23 21 13 tr tr 25 30 30 30 13 tr 14 8 tr 12 5 Chl 25 25 50 40 Tr Tr Tr Tr Tr 11 4 I Tr Tr 35 75 35 10 20 45 80 47 66 I-Mt Tr 15 25 10 10 10 20 Minéraux non argileux (%) Feldspath 3 1 tr tr tr tr - Quartz Calcite Dolomite 1 1 1 25 70 60 84 tr 3 tr tr tr 16 28 15 2 3 35 9 8 19 45 81 4 6 13 4 2 30 38 81 Tr Tr Tr 4 6 37 7 20 17 2 2 2 19 18 23 12 2 Tr 7 30 1 3 2 2 8 Barite Anhydrite 1 1 tr 1 4 tr tr tr tr tr tr tr 30 13 2 69 15 3 3 36 1 77 88 2 tr tr tr 6 tr tr tr 13 Halite 1 6 2 2 tr tr tr tr tr tr 1 tr tr tr 30 19. : traces Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 67 . (1988) ont proposé l’utilisation d’un mélange 50/50 de toluène/méthanol contenant 1% d’hydroxyde d’ammonium pour restaurer l’état natif des échantillons. Les valeurs obtenues oscillent entre 3 méq/100g dans le cas des échantillons riches en carbonates à 30 méq/100g d’argile pour les cas fortement argileux (Tableau II. Face à la diversité des propositions pour pallier la contamination des cuttings par les additifs des fluides émulsionnés. Les laboratoires IDF (1988). chlorite et kaolinite ont plus tendance à se disperser qu'à gonfler. En effet illite. et d’autres sociétés de services des fluides de forage en 2003 ont proposé un lavage au gazole suivi d’un enveloppement de paraffine pour la préservation des échantillons. ont montré que la technique de contrôle de l’humidité par dessiccateur est un inconvénient pour l’hydratation des échantillons et ont mentionné que la méthode d’immersion dans l’huile peut être utilisée pour maintenir les conditions de saturation des argiles. trois échantillons (17.2 Traitement préliminaire des cuttings d’argiles L’évolution de la CEC et de la minéralogie des échantillo ns d’argiles conduit à étudier l’influence de la représentativité des échantillons de cuttings obtenus selon des méthodes proposées par différents laboratoires. Les problèmes de contamination de la roche réservoir ont été aussi abordés car certains a dditifs (tensioactifs) utilisés dans les fluides de forage et de complétion peuvent altérer la mouillabilité de la roche réservoir. Cet écart entre les valeurs obtenues soulève des réserves. Chenevert et Pernot (1998). KCl ou CaCl 2) à salinité voisine de celle utilisée dans la formulation OBM. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 68 .CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Ce comportement est largement constaté lors du forage des argiles fluantes au niveau du champ de Hassi Messaoud. anhydrite et halite. Baroid (1988). La détermination de la capacité d'échange cationique (CEC) conduit à des valeur s moyennes qui sont liées à la nature des argiles en présence.2). BakerHughes/Inteq (2001). 18 et 19) prélevés à partir de trois niveaux différents (supérieur. étudiant la préservation des argiles. la plus importante du champ de Hassi Messaoud et où plusieurs problèmes de coincement ont été enregistrés.2. vu l'étendue des intervalles étudiés (quelques dizaines de mètres). Vu l’intérêt porté à la formation du Turonien où il a été signalé plusieurs problèmes de forage. Dans l'Annexe I on donne quelques détails sur es problèmes majeurs rencontrés sur le champ de HMD. calcite. II. Signalons l'hétérogénéité des échantillons du Turonien et du Cénomanien où une grande variation de la CEC et de la minéralogie a été observée entre des échantillons issus de la même formation et du même niveau. l'efficacité des opérations de lavage est évaluée. Dans certains échantillons on note également la présence de dolomite. quartz. moyen et inférieur) ont été sélectionnés pour une étude ultérieure ainsi qu’un autre échantillon de référence (21) obtenu par homogénéisation des échantillons 1 à 4 de la phase 16’’. Preston et al. Gupta et Santos (2002) ont présenté une méthode de préservation des cuttings basée sur leurs immersion dans une saumure (NaCl. 1% et elle est d'environ 5% pour les échantillons lavés au dichlorométhane et à l’eau oxygénée.1 : Effet du nombre de lavages par le gazole (1) et du mode de traitement (2) sur la décontamination de l’argile (a) argile brute (b) argile brute séchée à 105 °C (c) argile brute lavée avec du n-hexane et séchée à 105 °C (d) argile brute lavée avec du toluène et séchée à 105 °C (e) argile brute lavée avec du gazole et 105 °C b.1 Lavage des cuttings par différents solvants Les échantillons argileux sont reçus sous forme de cuttings contaminés par la boue de forage à base d'huile.1) montrent que des lavages au n -hexane ou au toluène. Les échantillons n° 5. La différence entre les échantillons lavés à l’hexane et séchés est de 0. Bien que les essais d'hydratation aient été effectués jusqu 'à 100% d'humidité relative. Cette différence.3). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 69 .2.2). solvants volatils. peut être liée à une hétérogénéité de l’échantillon (Khodja et al. La mesure des surfaces des grains réalisée à l'aide du logiciel d'analyse d'image Visilo g montre qu'il y a très peu de différence dans la surface des grains entre les échantillons à 15% et à 100% d'humidité relative. ce qui indique un gonflement très faible voire inexistant. L’échantillon de référence a été observé par microscopie électronique environnementale (ESEM) sous différentes conditions d’humidité. L’effet des différents modes de traitement (Figure II. il n'y a pas eu de gonflement détectable ni sur les cuttings bruts lavés à l’hexane (Figure II.1). 6. conduisent à un taux nul en carbone après lavage.7 et 21 (référence) (Tableau II.6 torr pour arriver à 100% d'humidité relative.. (1) ( 2) Figure II. 2005a). outre les erreurs de mesures. Ces résultats corroborent l'étude par DRX qui indique qu'il y a peu d'argile gonflante ( Tableau II. Les conditions ont été fixées à 9°C et 8. alors que la contamination augmente avec les lavages successifs au gazole (pourcentage l e plus élevé en carbone total donné par l’analyse organique élémentaire).CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION II.2) ont été étudiés dans le cadre de cette partie du travail.2.2) et séchés. Le séchage à 105°C durant 2h n’a pas d’influence (Figure II. ni sur les cuttings lavés au dichlorométhane + H 2O2 (Figure II. 4 : Effet de la température (a) sur la décontamination et (b) sur la minéralogie de l'échantillon de référence (n°21 dans le Tableau II. Des analyses complémentaires par DRX réalisés dans la même gamme de température (de l’ambiante à 200°C) montrent aussi une grande similitude des diffractogrammes (Figure II.2 Traitement thermique L’élimination totale de la contamination (tene ur en carbone) peut aussi être réalisée par chauffage à 160°C durant 1h30 (Figure II.2.4a).2. 5 4 3 C (%) 2 1 0 24 70 105 160 200 Temp érature (°C) (a) (b) Figure II.2) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 70 .4b).CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Figure II.2 : Photos ESEM sur des cuttings (échantillon 21) lavés à l’hexane et séchés à 105°C Figure II.3 : Photos ESEM sur des cuttings (échantillon 21) lavés au dichlorométhane et à l’eau oxygénée II. Cette même tendance a été observée sur des échantillons de bentonite (Benayada et al.6). Dans le but de confirmer l’influence de la contamination e t de la dimension sur la réactivité. 10g de chaque fraction granulométrique de l'échantillon de référence (N°21) (Tableau II. (a) (b) Figure II. la mesure de la surface spécifique par adsorption d’azote pour différents échantillons et dans différentes conditions a été effectuée (Figure II.2) et 10g du mélange équimassique de ces trois fractions granulométriques ont ét é mis à l’étuve à 105°C. ordonnées dans le même sens que les surfaces spécifiques. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 71 . l’intérêt de spécifier la granulométrie des cuttings et le taux d’humidité lors des tests d’inhibition est évident. de 63-100 µm à 200-800 µm.5 : Influence de la granulométrie et de la contamination des cuttings de l 'échantillon 21 de référence sur la variation (a) de la CEC et (b) de l’humidité Une diminution de la CEC est généralement observée avec l’augmentation de la granulométrie et après contamination des échantillons.5. L’humidité diminue aussi quand le diamètre des particules augmente. portés en fonction du diamètre des pores.6 m2/g) que pour les échantillons contaminés ou séchés à 105 ou 150 °C (3 à 4. car plus elles sont petites. sont représentés par des courbes en S. de la CEC et de l’humidité des différents échantillons. L’évolution de la teneur en carbone. La surface spécifique augmente avec la température du prétraitement puisque celle -ci facilite l’élimination de la contamination issue du gazole et au tres additifs utilisés dans les fluides de forage.3. L’examen des volumes d’azote cumulés dans les différents échantillons ( Figure II.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION II. plus elles offrent de surface de contact aux molécules d’eau.3 Réactivité et Morphologie des cutting d’argiles II. 2003). Ainsi. La surface spécifique est plus importante pour les échantillons lavés à l’hexane (5.6 m2/g).2.2.avec l’élévation de la température de séchage . permet aussi de confirmer la qualité des cuttings.6) amène deux observations : ces volumes.et avec l’augmentation du diamètre moyen .1 Contamination organique La variation de l’humidité (évolution en fonction du temps jusqu’à stabilisation de la masse et de la CEC pour différentes fractions granulométriques est reportée dans la Figure II. Pour ces essais. c’est -à-dire décalées vers le haut ..5 à 5. ce qui reflète une différence dans la morphologie. c. 0. recristallisation du sel dissous des boues à base d’eau (cas de NaCl. L’adsorption de composés organiques et l a présence d’un dépôt minéral sur les cuttings d’argiles peuvent produire des effets antagonistes. La contamination peut affecter énormément les tests d’inhibition et par conséquent induire des erreurs dans l’optimisation des formulations des fluides de forage lors de l’évaluation économique du forage . b.6: Evolution du volume d’azote cumulé et de la surface spécifique pour différents échantillons II. KCl. (63-100µm) lavé hexane: 5. contamination des cuttings par les sels des formations traversées (cas des formations salifères à HMD). 1992.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION 0. CaCl2) dans la formulation des boues (WBM ou OBM) peut aussi nuire à la qualité des cuttings récupérés.5m2/g Borst et Smith (1982) ont estimé la distribution de la dimension des pores des argiles entre 10 et 100Å.. (200-800µm) lavé hexane: 5. Un traitement préliminaire des cuttings améliore la réactivité des argiles sans pour autant conserver l’état original. 1995). recristallisation du sel dissous issu de la phase dispersée de l’émulsion inverse (généralement. sur l'échantillon est visualisé sur le cliché MEB (Figure II. Le coefficient de diffusion des ions dans les argilesest typiquement dans l’intervalle 1 à 10.002 Echant. Le diamètre des pores augmente durant le chauffage à partir de 150°C (Wilcox et al. Le dépôt des sels.0015 0..6 m2/g Echant. d. Réf. 2005b). phase dispersée saturée en NaCl). une contamination par les sels peut conduire au changement de la force ionique de la solution et affecter le Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 72 .7). 1984 . contaminé et séché 105°C: 3 m2/g Echant.2 Contamination minérale La contamination minérale peut aussi être évoquée en plus de la contamination organique car l’utilisation de sels (NaCl. l’expérimentateur doit donc également s'intéresser à l’élimination des sels.6 m2/g 0. Les facteurs responsables de la formation des sels sur les cuttings ont plusieurs origines possibles : a. contaminé et séché à 150°C: 4. cristallisation du sel due à une contamination de la boue par les saumures de la formation (cas des venues d'eaux chlorurées calciques à HMD) : les mêmes problèmes de dépôt peuvent être aussi évoqués dans le réservoir et peuvent causer des problèmes d’endommagement.001 0.0005 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Diamètre des pores (Ǻ) Figure II. Réf. Réf. aussi présents dans la composition minéralogique.2. Pour une bonne exploita tion des essais d’inhibition et l’optimisation du fluide de forage. à savoir d’une part un phénomène de colmatage.10-10 m2/s (Ballard et al.0025 Volume d'azote cumulé dans les pores (cm3/g) Echant. Réf. KCl ou CaCl 2). Granapragasam et al. action favorable pour la réduction de la perméabilité des argiles et l’amélioration des propriétés de filtra tion et d’autre part une contamination des cuttings d’argiles. 1993 et 1994). action défavorable pour les tests d’inhibition et d’optimisation du fluide de forage (Khodja et al.3... 2006). mais il y a quelques difficultés quant à la désignation un peu vague (en comparaison de composés techniques ou purs) de ces catégories de viscosités. déjà observé (Kayacier et Dogan. PAC et PHPA) a été effectuée. Les rhéogrammes des solutions de polymères pour différentes concentrations sont représentées sur les Figures II. Plusieurs travaux ont étudiés des PAC LV (low viscosity) et PAC HV (high viscosity). Figure II. lors de la sélection d’un fluide convenable pour l’inhibition des argiles de la formation.7 : Diffractogramme et MEB de l’échantillon de référence 21 II. Le PAC LV a été pris comme référence. L'évolution des caractéristiques des systèmes de polymères seuls avec des formulations modèles sans bento nite permet d'étudier le rôle de ces polymères sur les propriétés de filtration. cependant. Ainsi. Leurs propriétés visqueuses ne sont généralement pas affectées par les sels ou la température . Les solutions de polymères II.. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 73 .3. il es t très important de pouvoir réaliser des essais sur des échantillons représentatifs et non contaminés (Khodja et al.9. 2005a et b). La viscosité.8 et II.1 Influence de la concentration et de la nature du polymère sur la rhéologie Dans l'objectif de sélectionner des formulations de fluides de forage. La variation de la viscosité des dispersions aqueuses de xanthane a été examinée en fonction du gradient de cisaillement. notamment pour la formation du cake. D’après les rhéogrammes des Figures II.8 et II.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION comportement des argiles vis-à-vis des polymères à tester. bien que diminuant avec la contrainte de cisaillement. augmente avec la concentration.9a. une étude rhéologique des solutions de polymères utilisés (Xanthane ou XCD. Les solutions de xanthane ont d'excellentes propriétés de suspension qui ne peuvent être comparées à d’autres polymères à concentrations équivalentes.3. il joue aussi le rôle de viscosifiant et de réducteur de filtrat. Le PHPA est utilisé principalement en tant qu'inhibiteur. toutes les solutions montrent un écoulement non Newtonien. 2 % 0.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Une caractéristique importante de la rhéologie du xanthane est la présence d'une contrainte seuil.02 0. A plus forte contrainte de cisaillement. Ce caractère rhéofluidifiant obéit au modèle rhéologique d’une loi de puissance.05 % (a) (b) Figure II.04 0.2% 7 6 5 4 3 2 1 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 200 400 600 800 0.05% 0. 1% 90 8 C o n tr a in te d e c isa ille m e n t (P a ) 0. De même que pour les solutions de xanthane.8 : Rhéogrammes des solutions du xanthane (a) et du PAC (b) L’adsorption et la floculation sont le résultat des liaisons d’hydrogène entre les surfaces solides et les groupes hydroxyle des polymères.1% 0.0 5 % 0 . 2004).5% 1% 1 G r a d i e n t d e c i s a i l l e m e n( t /s ) 1000 Gradient de cisaillement (1/s) 0. 2006a et b). où la viscosité augmente avec l’augmentation de la concentration du PAC et diminue avec l’augmentation du taux de cisaillement. les macromolécules de xanthane forment des agrégats complexes par liaisons hydrogène et enchevêtrement des chaînes du polymère.9 : Variation de la viscosité des solutions de la gomme xanthane (a) et du PAC (b) en fonction de la vitesse de cisaillement pour différentes concentrations Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 74 .2% Viscosité (Pa.0 0 200 400 600 800 1000 Gradient de cisaillement (1/s) Gradient de cisaillement (1/s) Figure II. à partir de laquelle débute l'écoulement (Jasim et Ramaswamy.05% 0.0 1 % 0 .05% 0.2% 0.005% 0.0 0 5 % 0 .s) 0...5% 1% 0. une diminution de la viscosité est enregistrée (Figure II.01% 0. Dispersées dans l'eau.08 Viscosité (Pa.05% 200 400 600 800 1000 Contrainte de cisaillement (Pa) 0 .1 % 0 .1% 0.2% 0.9a) due à la désagrégation du réseau et à l'alignement des différentes macromolécules dans la direction du cisaillement (Khodja et al. En raison de ces réseaux fortement ordonnés.5 0. Celle-ci diminue avec la concentration.8b) montrent un caractère pseudoplastique. les courbes d’écoulement des solutions à base de PAC (Figure II.2% 0.s) 0.1% 0. 0.0 1% 0.10 1.00 0 200 400 600 800 1000 0.06 0. peu visible avec les faibles concentrations. phénomène lié probablement à la formation d’un gel de structure faible. les solutions de xanthane montrent à fai ble contrainte de cisaillement une viscosité élevée. .8 7.6 7. à la charge. La même tendance est observée pour le comportement rhéologique des solutions de PHPA ( Figure II. Cette différence de comportement peut être liée à la structure des polymères. puis déc roissante pour des concentrations plus élevées. la répulsion mutuelle entre les charges (sites négatifs créés le long de la chaîne du polymère par dissociation de l’ion Na + du PAC) permet aux chaînes de polymères enroulées aléatoirement de s’allonger linéairement.1% 0. Le pH augmente et se stabilise vers une concentration de 1 g/L pour le xanthane et de 2 g/L pour le PAC. ainsi qu’au mode d'agrégation.s) 0.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION L’augmentation de la viscosité avec la concentration en PAC ( Figure II. Le suivi de la variation du pH en fonction de la concentration en polymères est reporté sur la Figure II.8% 1% 0.7 0. 2003).2 0. La viscosité augmente avec la concentration et diminue avec le taux de c isaillement (caractère rhéofluidifiant). et de ce fait la viscosité augmente (Senthil et al. polymère anionique et soluble dans l’eau. aux variations de la composition chimique et des fonctions organiques présentes.06 pH 7.10 : Viscosité du PHPA en fonction du gradient de cisaillement Figure II.00 6.2% 0.9b) est expliquée par le fait que les groupes carboxy dans la molécule du PAC assurent une bonne dispersion dans l’eau.0 Xanthane PAC PHPA 0. Pour le PHPA.6% 0. 0.02 7. 2003).4 7.1 7.11. Henderson et Wheatley (1987) ont montré que la chute de la viscosité intrinsèque résulte de la dégradation du polyacrylamide sous cisaillement. Le modèle de Herschel -Bulkley convient mieux pour décrire les propriétés rhéologiques des solutions de xanthane.11 : Variation du pH en fonction de la concentration en polymères Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 75 .9 0 100 200 300 400 500 600 0 2 4 6 8 10 Gradient de cisaillement (1/s) Concentration (g/L) Figure II.3 7.04 0. De plus.10 7. Versan Kok et Alikaya (2004) ont signalé pour les calculs hydrauliques l'utilis ation de deux modèles : Herschel-Bulkley et la loi de puissance. la dégradation moléculaire peut être réduite par une exposition minimale au cisaillement.08 1% 7. mais aussi par une faible concentration et par une force ionique élevée de la solution.4% 0. on remarque un comportement différent du pH avec une tendance stable entre ces deux concentrations. Ils ont montré que les solutions de xanthane donnent des indices de consistance supérieurs à ceux du PAC.5 Viscosité (Pa. aboutissant à l’augmentation des frictions entre les particules (Senthil et al. A cisaillement constant..10) comparativement aux solutions de xanthane et de PAC. Les polymères anioniques flexibles (cas du PAC). Pour les solutions de PAC (Figure II.06 0. ses dimensions diminuent et on observe une réduction importante de la viscosité de la solution.09 0.s) 0.13 0. Mais en milieu salin.03 0. la flexibilité du polymère augmente.02 0.03 0.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION II.05 0.5%) en fonction du gradient de cisaillement pour différentes concentrations en KCl En absence de sel.02 0. qui sont susceptibles de se fixer sur les groupes chargés du polymère. Ceci provoque une déshydratation qui dans certaines conditions conduit à une précipitati on du polymère et une chute directe de la viscosité. 0.01 0.04 0. Cette baisse de viscosité est nette pour les concentrations élevées en KCl (5%).12 : Viscosité du (a) xanthane (0.s) KCl 1% KCl 2% KCl 3% KCl 4% KCl 5% 0. Les chaînes latérales se replient et s’alignent le long du squelette principal en provoquant l’abaissement de la viscosité..12a et II. Mg2+) et monovalents (K+). sont particulièrement sensibles aux cations divalents (Ca2+. le repliement des chaînes latérales permet au squelette principal de deux macromolécules voisines de se rapprocher et d’interagir pl us fortement. Les Figures II. 2006a). ne montre pas une différence appréciable pour les différentes concentrations en KCl.04 0. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 76 . les associations créées entre les chaînes principales sont plus fortes en intensité que celles créées entre chaînes latérales et chaînes principales.01 0.05 0.2 Influence de la concentration en KCl sur la rhéologie Le comportement des solutions de polymères en présence des différents additifs utilisés conventionnellement pour la formulation des fluides est étudié. La dépendance à la concentration en sels a été montrée dans plusieurs travaux qui ont étudié la conformation des molécules de xanthane. la rigidité et l'extension de la chaîne en solution résultent principalement des forces de répulsion électrostatiques entre les groupements chargés situés le long de la chaîne.3. les charges électrostatiques du xanthane sont écrantées.09 0.11 0.12b présentent l’évolution de la viscosité du xanthane et du PAC en fonction de la concentration en KCl.00 0 100 200 300 400 viscosité (Pa. La différence de comportement par rapport aux solutions du xanthane peut être liée à la différence de charge et de modes d 'associations des molécules de polymères dans un environnement de force ionique élevé (Khodja et al.00 0 KCl 1% KCl 3% KCl 5% 5% 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 500 600 700 800 900 1000 Gradient de cisaillement (1/s) Gradient de cisaillement (1/s) (a) (b) Figure II. Parallèlement.07 Viscosité (Pa. L’augmentation de la force ionique réduit ces répulsions. En effet.2%) et (b) PAC (0.06 0.10 0.12 0.07 0. La Figure II.12b) aux faibles forces ioniques.08 0. les charges du xanthane ne sont pas écrantées et la macromolécule est globalement plus étendue.08 0.10 0.12a cependant. Le test de conformité réalisé selon la norme API (2004) est positif. 1999).13b). voire légèrement plus faible pour le système bentonite + xanthane.5 -45.14a.5 Potentiel zéta (mV) 11. mais restent toujours dans le domaine basique pour se stabiliser aux environ d’un pH de 9. La concentration critique d’électrolyte est liée à la valeur critique de floculation.14c).5 pH 10. b et c). L’agrégation des feuillets assez flexibles conduit à la formation d'un réseau faiblement connecté et donc faiblement flocculé. -30 -32 11. Pour l'ensemble des concentrations en KCl de 1 à 5% (Figure II.12). un rendement (Yield) de 25 et un filtrat API inférieur à 15 mL (11 mL).5 -47. Les contraintes sont presque similaires à concentration équivalente. les particules d’argile sont dispersées : ceci est dû aux interactions de la double couche diffuse.13 : Variation du pH et du potentiel Zéta en fonction du vieillissement (a et b) et en fonction de la concentration en KCl pour 30 g/L de Bentonite (c) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 77 . II. Sa capacité d’échange cationique est de 80 méq/100 g d’argile. K2O (0. MgO (0. Mais aux faibles vitesses de cisaillement (moins de 50 s-1). La suspension de bentonite présente un carac tère basique (Figure II.62).13a) surtout pour la suspension concentrée (30 g/L).3.5-10 (Figure II. les contraintes de cisaillement assez proches sont les plus faibles des trois séries étudiées.19). MnO (0.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION II.5 -46.0 -45. Le potentiel zêta diminue après vie illissement (Figure II. ‘critical flocculation value’ (Luckham et Rossi. Les minéraux non argileux sont principalement du quartz (13%) et de la calcite (4%) avec des traces de feldspaths et de dolomite .0 10 20 30 40 50 10. En présence d’électrolyte.13a). Les valeurs ont tendance à diminuer avec le temps de vieillissement .03). La composition chimique globale est: SiO2 (46. les particules peuvent se rapprocher et finissent par floculer.0 9. on note une faible croissance en fonction de la concentration en KCl.65). Une augmentation de la concentration en bentonite induit une augmentation de charges et de la stabilité pour les différentes concentrations pouvant être liée à des interactions particules -particules et ions-particules.0 -44.5 Après 24 h Après 48 h 9.16) avec une perte au feu de 28%. Dans une suspension aqueuse diluée.0 Potentiel zéta (m V) 15 g/L bentonite 20 g/L bentonite 30 g/L bentonite -34 -36 -38 -40 -42 -44 -46 -48 -50 0 20 40 15 g/L bentonite 20 g/L bentonite 30 g/L bentonite -44.0 -47.0 -46.3 Influence de l’addition de bentonite sur la rhéologie La bentonite utilisée est la bentonite algérienne de Maghnia avec une teneur en argile de 83% dont 95% de montmorillonite et 5% d'illite. Na2O (1.0 0 20 40 60 80 100 60 80 100 Temps de veillessement (h) Temps de veillessement (h) Concentration en KCl (g/l) (a) (b) (c) Fig.87). avec une viscosité plastique de 12 cP.5 -48. Fe2O3 (1. Al2O3 (18. Les propriétés rhéologiques (contrainte de cisaillement en fonction du gradient de vitesse) visualisent la variation des caractéristiques en fonction du temps ( Figures II. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 78 . du gradient de vitesse et du temps d'agitation. montrant une modification structurale dans ces conditions.05% PAC 2 % Bentonite + 0. 1992 . Dolz et al.1% PAC 2 % Bentonite + 0. Wanko et Bekkour (2003) ont montré qu'une suspension de bentonite à 3% s'écoule dès l’application d’une contrainte (pas de contrainte seuil). ils ont obtenu une viscosité comparable à celle d’une suspension de bentonite à 6% (sans CMC) avec une contrainte seuil beaucoup plus faible. étudiant le comportement des mélanges bentonite-CMC. le polymère couvre les particules argileuses et empêche la réorganisation des agglomérats par la connexion face face.2% XCD 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 Contrainte de cisaillement (Pa) +0. un point d’inflexion est observé : la solution passe d’un comportement rhéofluidifiant à un comportement rhéoépaississant. Avec l'ajout de 1% de CMC à une suspension de bentonite à 3%.005% XCD 2 % Bentonite + 0. puis par une augmentation très sensible d’une contrainte seuil et surtout de la viscosité avec la concentration . (2007).CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION 2 % Bentonite + 0. 1996) sur les cakes de filtration en présence de sels et de polymères. Les pores lenticulaires ainsi formés par l’agrégation des feuillets ont été observés par plusieurs auteurs (Loeber.2% PAC 2 % Bentonite + 0. (1988) ont montré que la densité de charge et la conformation spatiale semblent être les paramètres importants contrôlant la floculation des argiles par les polysaccharides. qui est la conséquence des interactions face–face. Par ailleurs. Pour des gradi ents de vitesse élevés. Labille et al. La dimension moyenne des particules de bentonites en solution évolue donc avec l’augmentation du pH. Plus récemment.5% PAC 2 % Bentonite + 1 % PAC +1% PAC 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 200 2 % Bentonite + 1 % KCl 2 % Bentonite + 2 % KCl 2 % Bentonite + 3 % KCl 2 % Bentonite + 4 % KCl 2 % Bentonite + 5 % KCl +0.05% PAC 200 400 600 800 1000 200 400 600 800 1000 400 600 800 1000 Vitesse de cisaillement (1/s) Vitesse de cisaillement (1/s) Vitesse de cisaillement (1/s) (a) (b) (c) Figure II.. et de la qualité des interactions entre le polymère et le solva nt. Benchabbane et Bekkour (2004) ont montré que lors de l'addition de la CMC à une suspension de bentonite calcique. Li. Le comportement rhéologique est ainsi lié à l’augmentation de taille des particules. qui ont montré que lest interactions entre les polymères et les argiles affectent la viscosité des solutions de polymères qui est fonction de la masse moléculaire.14 : Rhéogrammes des suspensions de bentonite à 2% en présence de xanthane (a).2% XCD 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 Contrainte decisaillement (Pa) Contrainte de cisaillement (Pa) 2 % Bentonite + 0. ont montré que la contrainte de cisaillement est fonction de la concentration en bentonite et en CMC.1% XCD 2 % Bentonite + 0. 2006).01% XCD 2 % Bentonite + 0. (2005) ont étudié l’effet de la localisation de la charge sur les propriétés rhéologiques des suspensions argiles -polymères. PAC (b) et KCl (c) Ces résultats confirment ceux de Gungor (2004) et de Rushing et Hester (2004). bord–face et bord–bord (Jada et al.05% XCD 2 % Bentonite + 0. Lafuma et al.005% XCD +0. L'ajout de CMC se traduit par l’apparition. de la structure du polymère. 5 5. le PAC et le xanthane réduisent peu la tension superficielle de 78 76 l’eau.ne des 0 0.0 2.0 4.16: Evolution de la tension de surface avec la concentration en PHPA Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 79 58 56 54 52 50 48 46 44 42 40 Viscosité (cP) xanthane PAC PHPA 8 90 80 .0 5. L’ajout de molécules augmente les contacts chaînes -chaînes et l’agrégation.3. la tension minimale obtenue est de 65 mN/m 68 66 pour le PAC et de 56 mN/m pour le xanthane. Pour une concentration variant de 0 à 2 74 72 70 g/L. réduisant ainsi les charges de la solution. Ceci est expliqué par des interactions et agglomérations de s solutions de polymères.0 0 0.5 0 0.5 4 4.0 1.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION II.5 1.5 4. la transmission augmente.15c).3. La détermination des tensions superficielles du PHPA (Figure II. seuls et en mélange à 30°C (Tableau II.3).4 Influence de la concentration en polymères sur le potentiel Zêta et sur la transmission de lumière Une diminution jusqu’à une stabilité du potentiel Zêta est généralement observée ( Figure II. En 64 62 60 revanche.0 Concentration (g/l) Concentration (g/l) Concentration de xanthane (g/l) (a) (b) (c) Figure II.16) et des autres polymères.5 3 3. a été faite pour une concentration fixée à 1g/L pour toutes les solutions de polymères. A cette concentration. Cette augmentation se manifeste par une diminution de 94% à 62% de la transmission de la lumière (Figures II.5 5 5.5 1.5 valeurs de tension plus faibles que le système Concentration en PHPA (g/L) xanthane/PAC/silicate. contrairement à l'état initial où la dispersion était maximale.5 2 2. Mais après 5 jours de vieillissement.5 2.15a) en fonction de la concentration.5 0.15 : Evolution (a) du potentiel zêta.5 1 1. (b) de la transmission et (c) de la transmission et de la viscosité en fonction de la concentration en polymères II.0 3.0 0.9 et II.15b et II.10 ont montré que la viscosité augmente avec la concentration en po lymère.5 3. Figure II .5 Influence de la nature des polymères sur la variation de la tension superficielle La connaissance de la tension superficielle est importante dans la maîtrise des mécanismes d’interaction des polymères avec les argiles. le PHPA et les silicates abaissent Tension de surface (mN/m) fortement la valeur de  (comme l'effet d'un tensioactif) et devraient favoriser davantage le mouillage et donc l’inhibition des argiles. la densité des chaînes polymère s chargées conduit à un potentiel Zêta élevé. Initialement. 100 -25 Viscosité 100 10 95 Transmission (%) -30 Transmission (%) Potentiel Zêta (mV) -35 -40 -45 -50 -55 -60 85 80 75 70 65 60 XCD Transmission à 1h XCD Transmission à 5 jrs PAC Transmission à 1h PAC Transmission à 5 jrs 60 Transmission après 1h Transmission après 5 jrs 6 40 4 20 2 -65 0 2 4 6 8 10 -0. Les figures II.5 2. Le mélange xanthane/PAC/PHPA don.0 1. 5 66.4. II. due au nombre important de particules (Su et Shen. La température fait diminuer également les tensions de surface.5g/L) et de l'amidon modifié (0. Ghannam (1999) a montré l’effet significatif de la concentration (dans la gamme 0-1000g/m3) et de la température (entre 10 et 60°C) sur la tension de surface des solutions de polyacrylamide. expliqué par l'absence de bentonite qui favorise la formation du cake et la rétention des polymères.7 40.4 Les fluides de forage L'évolution des caractéristiques rhéo logiques et physico-chimiques sera étudiée pour des systèmes de fluides avec et sans bentonite. en présence et en absence de KCl. Cependant la viscosité la plus importante (VP = 43 cP) a été obtenue avec la formulation F3 qui ne contient pas de bentonite mais des concentrations importantes en xanthane et PHPA.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Tableau II. donnant un grand filtrat. T = 30°C Solution  mN/m) 71. L'utilisation de la bentonite donne en principe une viscosité élevée. Le pH est maintenu entre 9 et 11 par l’ajout d’une solution de soude.4 et II.5. 2005). Tableau II.35 56 47.5g/L) passant de 71.5 65 45.1 Influence des additifs sur les propriétés rhéologiques et de filtration Les résultats montrent des caractéristiques rhéologiques et de fil tration qui varient selon la composition des fluides.4 : Formulation des fluides de forage pour 1litre d’eau Formulation Bentonite Xanthane PAC F1 F2 F3 F4 F5 20 g 20 g 0g 0g 0g 1g 1g 4g 4g 2g 5g 5g 15 g 17 g 10 g KCl 30 g 0g 30 g 30 g 30 g PHPA Glycol Silicate 5g 5g 8g 0g 0g 0g 0g 0g 8g 0g 0g 0g 0g 0g 10 g II. La tension de surface de l’eau distillée (72.6 mN/m pour l'eau à 53.6 mN/m avec le mélange.3 : Tensions superficielles des solutions de polymères à 1g/L.5 mN/m) augmente initialement avec l’addition de polyacrylamide puis chute à une valeur minimale pour 200 g/m3 de polyacrylamide.4 Eau XCD PHPA PAC Silicate 1/3 XCD + 1/3PAC+1/3PHPA 1/3XCD+1/3PAC +1/3 Silicate 1/2 XCD +1/2PAC Audibert et Dalmazzone (2006) ont aussi observé une réduction de la tension de surface avec le mélange xanthane (0.5 58. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 80 . Les formulations sélectionnées et leurs caractéristiques sont présentées respectivement dans les Tableaux II. -42.6) F1 (10.1. où on remarque une similitude des contraintes de cisaillement pour l'ensemble des mélanges bentonite -KCl.5 et II.9) (09.6.6). la Figure II.17 : Variation du volume de filtrat du système au PHPA. le volume du filtrat est presque constant (8.1. en KCl (b) et la variation de la viscosité du filtrat en fonction du temps (c) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 81 .4) (10.17b montre d’une part le rôle du PHPA en tant que réducteur de filtrat.03 31 48 13 20 9 1.3) (10.1. de CMC ou de PHPA.1. par conséquent. en plus de son effet sur la viscosité.1.02 43 42 10 13 20. La présence de KCl. -37. En revanche. -44. en fonction de la concentration en PHPA (a). et.5) (10. mV pH.5 KCl va réagir aussi bien avec les polymères qu’avec la bentonite.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Par ailleurs.5. en plus de son rôle inhibiteur. et d’autre part l’influence du KCl sur le volume du filtrat.4) (09.5 à 9 mL) mais plus faible que celui obtenu avec la formulation F 3 sans bentonite.8.2. Cette floculation est bien visualisée dans la Figure II.6) (7. la variation de sa concentration dans la formulation du fluide affecte les autres propriétés considérées .7) 1.17a montre clairement une diminution du volume de filtrat avec la variation de la concentration en PHPA.mV Eau + Bentonite (10. 40 70 60 50 40 30 20 10 PACL CMC PHPA 20 Volume du filtrat (mL) Volume du filtrat (mL) 35 30 25 20 15 0 2 4 6 8 10 Viscosité de filtrat (cP) 40 50 16 12 8 4 0 0 10 20 30 0 10 20 30 40 Concentration en PHPA (g/L ) Concentration en KCl (g/L) Temps (min) (a) (b) (c) Figure II.-52. -44. la viscosité et le seuil d’écoulement (YP) vont diminuer respectivement de 31 cP à 22 cP et de 48 Pa à 41 Pa (F1 et F2 dans les Tableaux II.1.5 F2 F3 1.-38.2) - (6. quel que soit l'additif. Pour trois formulations différentes à base de PAC L. Tableau II.7.-24.14c.03 22 41 7 8 8.-52. la Figure II.5) (7.6. mV pH.-45.-46.-43. favorise la floculation de la bentonite.1.7) (10.-53. condition recherchée pour former un meilleur gâteau de filtrat (filtre-cake).3) + KCl + XCD + PHPA + PAC (10.5 : Caractéristiques des fluides de forage à base de PHPA après 24 h F1 F2 F3 d VP (cP) YP (Pa) Gel0 (Pa) Gel10 (Pa) Filtrat (mL) pH.1) (7. -46. Benna et al. 8.5 et 9.17 c) montre que les premiers volumes du filtrat (concentrés en polymères) sont les plus visqueux .CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Grâce au caractère anionique des polymères. sous une faible pression de filtration (API : 100 psi). La déstabilisation des suspensions argileuses sont les interactions électrostatiques gouvernées par le contrôle du pH et l'addition du polymère. Van Olphen (1963) a montré qu'à pH acide les bords des feuillets argileux sont chargés positivement.7 -44.01 VP (cP) 43 45 85 VA (cP) 53. 31 et 44 mM/L de NaCl correspondant respectivement à des pH de 5 .02 1. à pH < 6. cependant. En principe. les contacts bordbord sont détruits due à la faible densité de charge. (1999) ont montré que les gels formés dans les suspensions de bentonite sont influencés par la variation du pH.5 21 11. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 82 . Le contact entre les particules argileuses est généralement plus probable à faible pH et à faible concentration en sel (Lagaly. (2001) ont spécifié que la rétention de l'eau est plus importante dans le cas du pH acide (liée aux attractions bord -face) par rapport au pH neutre (liée aux répulsions face-face. Keren et al. 13. les interactions bord -face ne sont pas considérées à faible force ionique (Tombácz et Szekeres.5 . 1989). Le suivi de la viscosité du filtrat du système au PHPA en fonction du temps (Figure II.5 Potentiel  (mV) -52. les charges positives des bords interagissent avec la charge négative basale. ont montré que dans la région de pH 5-7.1% massique) : 10. se basant sur des données rhéologiques de suspensions concentrées de montmorillonite-Na+.5 -54. Brandenburg et Lagaly (1988). (1988) ont déterminé comme valeurs de la concentration critique de floculation pour des suspensions aqueuses de montmorillonite -Na+ (0. Mahto et Sharma (2004) ont montré que l'addition d'un autre polymère (gomme de tamarin) au mélange bentonite -PAC conduit à des propriétés rhéologiques acceptables avec un filtrat optimal pour de faibles concentrations.1 L’influence de la concentration en électrolyte et du pH dans l’association des particules de montmorillonite a été largement discutée dans la littérature depuis les premiers travaux de Mac Ewan et Pratt (1957).5. D’autres auteurs ont montré que. ce qui met en évidence le rôle des nouvelles structures formées sur la qualité du gâteau. cette viscosité chute de 18 cP après 5 min à 5 cP après 10 min puis reste constante. Benna et al. 7.8.5 68.5. l'organisation des argiles est maintenue par des interactions face -bord.01 1. 2004).6 : Caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides sans bentonite après 24h d Fluide F3 (au PHPA) F4 (au glycol) F5 (au silicate) 1. l'adsorption et la floculation sont favorisées sous l'effet des liaisons hydrogène entre la surface des solides et les groupes hydroxyle des polymères. Tableau II.5 94 YP (Pa) 42 47 18 Gel0 (Pa) 10 7 20 Gel10 (Pa) 13 8 22 Filtrat API (mL) 20. Les travaux de Gungor et Karaolan (2001) et Yalcin et al. Ece et al. Cette variation s’explique par l’apport des charges de molécules de xanthane à la solution et par l’influence des nouvelles structures formées (bentonite-xanthane) qui augmentent la viscosité et font varier le potentiel Zêta. (2002) ont obtenu .2 Influence des additifs sur les propriétés électrocinétiques L'intervalle de variation du potentiel Zêta obtenu pour les trois formulations F 1.3 mV pour la suspension de bentonite seule (20 g/L) à – 42. Les Figures II. et reste stable pour les fortes concentrations. Le potentiel du mélange des polymères est influencé par le potentiel du PAC (charge et comportement en solution). pour l’ensemble des concentrations de bentonite (15.5 mV après l’ajout de 1 g/L de xanthane.5 à 2 g/L (Figure. alors qu’il augmente à – 45/–50 mV pour les concentrations variant de 0. soit la même valeur que la solution du PHPA seul à 5g/L (Tableau II. Le potentiel Zêta est de – 25 mV pour les faibles concentrations en xanthane (0. L’évolution du potentiel Zêta de la solution de PHPA seul montre une variation de – 37 mV pour 2 g/L à des valeurs pratiquement stables ( . et F3 est assez similaire (de -37 à -53 mV) (Tableaux II. Le potentiel Zêta varie légèrement à -42 mV avec l’ajout du xanthane et après l’ajout de 5g/L de PHPA à –44 mV. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 83 . (2002) ont montré que l'ajout d'un tensioactif (SDS) à une suspension de bentonite augmente la viscosité et réduit le potentiel Zêta. En présence du KCl. Les valeurs du potentiel Zêta oscillent entre –38 et –44 mV.13b). Pour le mélange des solutions bentonite + xanthane : F2 (Tableaux II. sans pour autant provoquer la floculation (Khodja et al. L’ajout des additifs comme KCl par exemple à la boue bentonitique fait varier le potentiel Zêta. Les solutions les plus concentrées sont les plus visqueuses.5) le potentiel augmente légèrement de – 38. Cette évolution peut être expliquée par le fait que les polymères utilisés en solution sont en état de répulsion permanente en présence de charge de même signe. F2. ce qui a un effet sur la mobilité électrophorétique des molécules augmentant ainsi le potentiel Zêta (Khodja et al. 2006a et b). 20 et 30 g/L) après 24 h (Figure II.14b montrent la même tendance du point de vue viscosité après l'ajout des polymères à la suspension de bentonite.15a). Avec l’ajout progressif des polymères à la suspension initiale de bentonite.4. Les faibles variations du potentiel peuvent être liées à la variation de la viscosité des solutions.6 et Figure.4 et II. La variation progressive du potentiel Zêta est expliquée par le fait que l’ajout des additifs (polymères de même type de charge) à la suspension de bentonite ne fait qu 'augmenter le potentiel global de la solution.15a).5g et – 66 mV pour 10g de polymère.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION II.2 g/L).14a et II. Ceci reste valable avec les polymères utilisés et dans la gamme de concentration étudiée.13c).4 et II. II. le potentiel Zêta de valeur négative augmente vers des valeurs plus négatives (Figure II.15a) oscillent entre – 52 mV pour 0.. en solution ( Figure II.32. 2006a et b). II. la force ionique et la viscosité augmentent. Les valeurs du potentiel Zêta du PAC seul.40 mV pour des suspensions de bentonite calcique. Rushing et Hester (2004) ont développé une relation prenant en charge la contribution des forces électrostatiques sur le comportement des solutions de polymères en solution saline.15a).44 mV) pour des concentrations variant de 6 à 10 g/L (Figure II..5). Elles deviennent donc plus élevées en valeur absolue avec l’augmentation de la concentration. . Versan Kok et Alikaya.4) ont été étudiées.3 Etude comparative des performances des fluides de forage Le choix des boues aux polymères (KCl/PHPA. et F5 sélectionnées précédemment (Tableau II. F4.7 5 7 . comme additifs supplémentaires. Celles-ci ont des concentrations identiques en KCl. Pour les deux autres systèmes. avec la présence de PAC et de xanthane . La formulation F3 contient du PHPA. Cette tendance peut être expliquée par le mode d’asso ciation initiale des molécules de PHPA qui sous l’effet de la pression de filtration vont finir par traverser le filtre.18a) et d’autre part en fonction du temps (Figure II. ceux de Herschel -Bulkley et d'Ostwald de Waele ont été retenus pour décrire les trois rhéogrammes obtenus ( Figures II. Le système au PHPA débute par le plus faible filtrat qui devient égal après 30 min à celui du système au glycol.17c).3 7 CMC P HP A Silicate G lycol PH PA 20 volum e de filtrat (m L) 18 16 14 12 10 8 6 4 2 5 10 15 20 25 30 4 .18 : Evolution de la viscosité du filtrat en fonction de la concentration initiale en polymères (a) et du volume de filtrat des systèm es en fonction du temps (b) Ces résultats montrent que le PHPA est présent dans la même gamme de concentration dans la boue et dans le filtrat. 2006 . mais sans la présence de bentonite. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 84 . surtout en absence d'argiles. 2006a). 35 22 PAC 30 25 20 15 10 5 0 0 2 . le gâteau formé est moins perméable et donc le filtrat est moins concentré. Il est important de rappeler que la viscosité des solutions de polymère s.19a) comme cela a été proposé par plusieurs travaux sur les fluides aux polymères (Jasim et Ramaswamy. Ce résultat est confirmé par l’augmentation de la viscosité du filtrat.5 c o n c e n t ra t io n ( g / L ) t e m p s d e f ilt r a t io n ( m n ) (a) (b) Fig.18a). 2004 . KCl/Glycol et KCl/Silicate) a été dicté par leur large utilisation sur les chantiers de forage du fait du meilleur pouvoir inhibiteur de ces polymères. Les molécules de silicate et de glycol retenues. Elle augmente fortement avec le PHPA qui exhibe de bonnes propriétés d’inhibition par rapport aux agents réducteurs de filtrat CMC et PAC (Figure 18a). Deux modèles rhéologiques. 2004 . Les trois systèmes obéissent à un modèle du type loi de puissance . Dolz et al. varie globalement avec la concentration ( Figure II. ainsi que celle des filtrats correspondants. 2007). le PHPA en tant inhibiteur possède aussi un bon pouvoir viscosifiant et réducteur de filtrat (Khodja et al. le système au PHPA donne des contraintes de cisaillement plus importantes par rapport aux systèmes au glycol et au silicate ( Figure II. engendrent de faibles valeurs des contraintes de cisaillement pour les filtrats.12 9 . Les caractéristiques des fluides (Tableau II.6) des trois formulations F3.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION II.4. Kayacier et Dogan. d’une part avec la concentration en PHPA (Figure II.. Ainsi. F4 du glycol et F5 du silicate.19a et b).18b). Que ce soit pour la boue ou pour le filtrat. Les volumes de filtrat augmentent avec le temps pour les trois systèmes (Figure II. II. 4 et II. potentiel Zêta. tension interfaciale. du point de vue viscosité.11).6) favorisant le mouillage et par conséquent l'encapsulation. II9b.44 mV). ce qui explique son mode de dispersion comparativement au xantha ne. le PHPA a donné le potentiel Zêta le plus faible (Figure II. Figures II.15a).7 mV) et le silicate (.15c).4 et II. II.19 : Rhéogrammes des fluides de forage (a) et des filtrats des fluides de forage (b) Les différences de dimension et de masse moléculaire entre le PHPA.5 mN/m) plus faible que le système xanthane/PAC/Silicate (58. En revanche. L'augmentation de la viscosité avec la concentration en xanthane est expliquée par une diminution de la transmission qui peut -être liée à une expansion des molécules surtout après vieillissement (Figure II.54. La comparaison entre les trois polymères (xanthane. La combinaison de ces trois propriétés (viscosité. il a donné les valeurs les plus fai bles (Tableau II.15a). II.52.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION 140 140 contrainte de cisaillement (Pa) 120 100 80 60 40 20 0 0 Contrainte de cisaillement (Pa) boue au PHPA boue au Glycol boue au Silicate de Na PHPA 120 100 80 60 40 20 Filtrat de la boue au PHPA Filtrat de la boue au Silicate Filtrat de la boue au Glycol PHPA silicate glycol Silicate glycol 0 200 400 600 800 1000 0 200 400 600 800 1000 Gradient de cisaillement (1/s) Gradient de cisaillement (1/s) (a) (b) Fig. PAC. Cette différence peut être expliquée par une différence de viscosité (Tableaux II. Il est certain qu'une faible viscosité favorise le mouillage. pH et tension interfaciale. pour une concentration de 1 g/L.6) a montré qu'il est minimal en valeur absolue pour celui au glycol (.9a. La faible valeur de tension interfaciale du PHPA comparativement au PAC et au xanthane ( Tableau II. alors qu'il est presque identique pour le PHPA (.16) corrobore les valeurs du potentiel Zêta des trois polymèr es (Figures II. PHPA et silicate).3.1 mV). Pour des concentrations fixes de 1g/L en polymères (xanthane. En effet. filtrat. PAC et PHPA) montre que.10 et II. tension interfaciale et potentiel Zêta ) nous amène à étudier le lien entre mouillage et inhibition.15b). d'où l'importance de la dimension des molécules de polymères dans la variation des propriétés étudiées (viscosité. la comparaison de l'évo lution du potentiel Zêta des trois systèmes (Tableaux II. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 85 . propriété largement discutée dans le mécanisme d'inhibition du système PHPA.5 mN/m).3 et Figures II. le glycol et le silicate ainsi que l'effet de charge peuvent aussi être des facteurs influents. le système xanthane/PAC/PHPA a donné une tension interfaciale (40. La comparaison de la transmission entre le xanthane et le PAC a montré que le PAC donne des valeurs plus importantes ( Figure II. ainsi que la dispersion et la désintégration. mais plus élevé que celui du glycol.44.6). (1995) en étudiant les systèmes glycol-argile ont montré que les fluides contenant du KCl et du glycol sont plus stables dans l’eau que ceux sans KCl ou autres ions (Na +.52.5 mL (valeur moitié du filtrat des systèmes au PHPA et au glycol). les propriétés de filtration seront étudiées dans le cadre de la proposition d'une nouvelle méthode d'évaluation de la performance des polymères inhibiteurs utilisés dans les fluides de forage. 1993 . La comparaison entre les systèmes au PHPA et au glycol ayant de volumes de filtrat identiques (20. En fonction de ces observations. est le mieux classé en terme d'inhibition. Le PHPA agit principalement par enca psulation et par interaction argile -polymère. 2006b). l'effet électrocinétique semble l'emporter sur l'effet stérique. Après contact avec les argiles. Pour des concentrations en additifs fixes et identiques (XCD et PAC). 1939 . 5 mV pour le système au glycol et . malgré son faible effet stérique.5 et 21 mL) et des viscosités plastiques similaires (43 et 45 cP) montre d'une part des gels et un effet stérique plus important pour le PHPA et d'autre part une différence dans le potentiel Zêta : .7 mV pour le PHPA. alors que le silicate agit. Aston et Elliot. Dans ce cas également. Ainsi. les propriétés du système au silicate favorisent plus l’inhibition que le système au PHPA. Cette différence de potentiel peut certainement affecter l'intensité des interactions argiles-polymères en conférant aux molécules de glycol une adsorption meilleure avec une mobilité supérieure. la comparaison de la performance du PHPA et des silicates montre deux mécanismes différents. les sites chargés négativement de la molécule du PHPA sont attirés par les sites de bord des argiles chargés positivement. malgré la faible dimension des molécules. Cette situation peut être expliquée par l'effet stérique du PHPA comparativement au glycol et au silicate. donnant au PHPA une propriété d'adsorption plus importante (un bon recouvrement de la surface des argiles) sous l’effet de sa masse molaire ainsi que sa dimension et sa charge..CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Le potentiel Zêta du système au PHPA est un peu plus (important) faible en valeur absolue que celui du silicate (Tableau II. les auteurs ont évoqué les mécanismes d’inhibition de la dispersion des argiles par les glycols. par l’effet des propriétés rhéologiques et de filtration. Cliffe et al.. en plus de sa dimension. a donné un potentiel Zêta plus faible que celui du système au PHPA et par conséquent il peut être considéré plus inhibiteur. Ca++). le système au silicate (F5) qui a le potentiel Zêta le plus négatif. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 86 . donnant lieu à une “encapsulation” C’est ainsi que le phénomène de gonflement est retardé. Ces molécules ont montré un pouvoir effectif pour l’inhibition des argiles. En complément à ces résultats et dans un souci d'exploiter les différentes tendances observées. Par ailleurs. Le système au silica te a donné la plus grande valeur de viscosité. Ils réduisent la dispersion des argiles (cuttings) dans le milieu par la réduction du gonflement et par conséquent réduisent les problèmes de stabilité des parois et augme ntent l’avancement du forage (Reid et al. Ces propriétés sont largement recommandées dans les mécanismes d'inhibition (Baker et Garisson. car le système au glycol. 1994). le plus grand gel0/10 (20/22) et le meilleur filtrat API=11. soit deux fois plus que la viscosité du PHPA (F3) et du glycol (F4). 2003). par la création d’une barrière évitant la migration de l’eau et améliorant par conséquent la stabilité des parois (Khodja et al. surtout vis -à-vis d'argiles gonflantes. vu leur faible dimension. VP = 85 cP. van Oort. un mélange homogénéisé (24g) soit 6g de chaque fraction a été mis dans la cellule API de filtration (di: diamètre intérieur de la cellule API = 140 mm) et a subi une compaction (Figure II.7) et les valeurs enregistrées ont été comparées en fonction de la force de compaction.20).03 Perméabilité à l'air : Kair (mD) 19. 100-200 m. est toujours d’actualité pour prendre en charge l’évaluation de la diversité de produits et d’additifs proposées pour l’inhibition du gonflement des argiles au cours des opérations de forage. l’échantillon de référence n°21 (Tableau II. précision et/ou conditions d’utilisation.. les classes obtenues sont les suivantes : 36-100 m. Il apparaît évident que le choix de solutions presque universelles ne peut se faire qu’après un effort de compréhension des mécanismes menés par des études physico -chimio-mécaniques des roches. Par ailleurs. D’une façon générale la porosité et la perméabilité diminuent avec l’augmentation de la force de compaction. La porosité et la perméabilité des pastilles ont été mesurées à l’aide d’un porosimètre et d’un perméamètre à l’air (Tableau II. cependant certaines ont été critiquées du point de vue faisabilité. qui ne permet pas d’assurer une bonne homogénéité car la granulométrie initiale des cuttings affecte les propriétés de filtration et d’inhibition. 200-800 m et plus de 800 m. L’utilisation d’une quantité d’eau de 10%.2) a été utilisé en optant pour un lavage au n-hexane et un séchage à l’air libre suivi par un broyage mod éré et un tamisage. La recherche de nouvelles techniques rapides et faciles. o nt été préparées sous différentes forces de compaction (20 à 160 kN). Les pastilles utilisées dans les expériences de filtration.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION II.5. d’où l’incidence sur les techniques d’inhibition. En termes de diamètres.07 6. Des pastilles de quelques mm d’épaisseur ayant un diamètre de 140 mm sont obtenues. Pour l’ensemble des essais de filtration sur pastilles.86 08. Pour la préparation des pastilles. tentera de préserver l’état initial des cuttings et sera plus représentatif (Khodja et al. 2006c et 2008).7 : Propriétés des pastilles Force de compaction 20 Kn 40 kN 60 kN Porosité : Φ (%) 7. coût. Le test de filtration sur pastilles combiné à un effet de compactage. souvent recommandée pour la préparation des pastilles comprimées.1 Préparation et caractérisation des pastilles Toutes les techniques d’inhibition citées dans le Chapitre I sont importantes. Tableau II. avec celles obtenues lors des tests de filtration des systèmes de boue étudiés.38 Page: 87 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales .5 Essais de filtration sur pastilles II.86 07. peut affecter les propriétés pétrophysiques (porosité et perméabilité). Pl usieurs travaux démontrent le rôle de l’humidité initiale sur les propriétés d’écoulement. la méthode de dispersion en “hot rolling“ propose une granulométrie assez large.58 6. e = 2 mm). Cette différence peut être attribuée aux espaces microporeux inférieurs à 2 nm et aux volumes poreux fermés . 2002) ont montré qu’il existe une différence significative avec la porosité totale estimée macroscopiquement. diamètre = 140 mm. Les mesures de porosité d’un matériau argileux réalisées par diverses techniques microscopiques (Guillota et al.5. Olchitzky (2002) a montré que le comportement mécanique observé à travers l’évolution de l’indice de vide est fonction aussi de la pression de compactage.9) montrent des viscosités élevées. non accessibles par les techniques employées . en viscosifiant (xanthane) et en réducteur de filtrat (PAC) ont été maintenues constantes. qui conduiraient à une interprétation erronée du comportement macroscopique du matériau. L’élimination de celle-ci entraînerait des modifications microtexturales irréversibles. Dans un but comparatif. en plus de la pression capillaire.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Cake du système PHPA (F = 100 kN) di : 140 mm 1 2 3 4 5 Figure II. surtout pour le système au silicate (VP = 21 cP). les concentrations en sel KCl. 2.. 4. 3. Tableau II. qui ne permettent pas le retrait d’une partie de l’eau.2 Caractérisation des fluides utilisés Trois formulations F6.20 : Montage et mode opératoire de préparation des pastilles pour filtration 1. Cake obtenu après filtration dans la cellule API (cas du système PHPA. F = 100 kN. 5. Cuttings originaux utilisés dans le test de dispersion conventionnel en hot-rolling. le rôle des méthodes de séchage des échantillons. et des valeurs de filtrat API acceptables. est mis en évidence.8 : Formulation des fluides à base d’eau utilisés Fluide F6 F7 F8 Eau (mL) 1000 1000 1000 KCl (g) 60 60 60 Xanthane (g) 4 4 4 Silicate (g) 0 0 15 PHPA (g) 2 0 0 Glycol (g) 0 4 0 PAC (g) 12 12 12 Les caractéristiques des fluides sélectionnés (Tableau II. F7 et F8 (Tableau II. Méthode de préparation des pastilles pour les essais de filtration dans la cellule API (remplacement du papier filtre API). II. Par ailleurs. Cellule API de filtration contenant le fluide avec disposition de la pastille des cuttings en bas de la cellule. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 88 .8) ont été sélectionnées pour les essais de filtration sur pastilles. Le pH est maintenu entre 9 et 11 par ajout de soude. Presse hydraulique utilisée pour la préparation des pastilles cylindriques pour la mesure des caractéristiques pétrophysiques. sont les deux paramètres pris en compte ayant une influence sur le comportement mécanique du matériau compacté.5. 1999). les travaux relatifs à l’évaluation des propriétés des grains compactés montrent que le procédé de compaction est gouverné par la méthode d’homogénéisation de la bentonite lors du chargement (Hiroshi.21 : Evolution du volume de filtrat pour les différents systèmes sous différentes forces de compaction Pour les bentonites par exemple. Volume de filtrat (mL) En terme de qualité des pastilles. Du point de vue minéralogique...3 Influence de la force de compaction La force de compaction a une influence significative sur la perméabilité ( Figure II. la variation de perméabilité aux fluides (eau + polymères) peut être due i) à l’adsorption des polymères à la surface des minéraux et sur les bords de l’argile (Bennion et al.5 8 5 10 7 9. Il faut également souligner que la différence de compactage est une des difficultés rencontrée lors de ces expériences.5 29 YP (lb/100ft2) 24 07 16 Gel0 Gel10 2 (lb/100ft ) (lb/100ft2) 07 03 07 08 08 08 Filtrat API (mL) 07 11 09 II. le volume de filtrat du PHPA reste supérieur à ceux des deux autres systèmes (silicate et glycol).. 2006). le volume du filtrat est inverseme nt proportionnel à la force de compaction.02 VP (cP) 14 11 21 VA (cP) 26 14. et d’autre part la variation de leur réactivité avec comme conséquence une variation des quantités et des types de polymères qui peuvent être adsorbés.21). Il a été également observé que la CEC des argiles est inversement proportionnelle à la taille des particules d’argile.01 1.. les travaux de Rioche et Hun (1979) 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 165 Silicate PHPA Glycol 110 59 9. 2003) reflètent d’une part une grande hétérogénéité dans les formations traversées. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 89 .5 40 ont montré une différence dans le type de liaisons et 20 100 150 60 Force de compaction (kN) le mode de dispersion des minéraux argileux. La pression de compaction peut être assimilée au dépôt de sédiments en profondeur.9 : Caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides après 24h Fluide F6 F7 F8 d 1. De nombreuses observations (Abidin et HsaiYang. Olchitzky. cela étant lié à l’augmentation de la surface spécifi que présentée par ces derniers (Khodja et al. même pour des forces de compaction élevées. La pression et la teneur initiale en eau de la poudre au moment du compactage. On note l’obtention d’un filtrat total pour les forces de compactions inférieures à 60 kN.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Tableau II. Dennis et al. Benayada et al. 2000 . Pour l’ensemble des systèmes. 2005a et 2006c). 1989 . 2002 .. Figure II. D’autre part.01 1. 2000) et ii) à la migration des fines particules argileuses (Bennion. la différence des caractéristiques rhéologiques des systèmes entraînant une augmentation de la viscosité et par conséquent un retard d’écoulement et de filtration (remarques largement visualisées précédemment dans la Figure II.23a) et en fonction de la concentration en NaCl (Figure II.22a.22) les valeurs du filtrat ont légèrement augmenté avec la concentration en KCl (2. Avec le système aux silicates ( Figures. Du point de vue qualitatif. l’eau absorbée par le matériau vient non seulement remplir les pores ma is également s’intercaler entre les feuillets des particules. il y a pénétration préférentielle à travers ces vides (microfractures) et développement d’une pression de gonflement affectant la stabilité des formations.23b).6. Influence de la concentration en KCl et en silicate de sodium L’influence de la concentration en KCl sur les propriétés de filtration pour le système au silicate est montrée sur la Figure II. En plus. les quantités d’eau retenues dans les sédiments dépendent de la profondeur de la formation. II. Le temps et la pression de confinement élevée réduisent ces ouvertures.82%) mais restent toujours acceptables (≤15 mL).4.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Les études réalisées par Tessier (1984) montrent en effet que sous l’effet d’une diminution de la pression capillaire. d'une façon générale. on note la forte hydratation des ions silicate nécessitant un rapport plus important en eau et déclenchant un filtrat tardif. Une concentration optimale en silicate liée à la concentration en KCl et à la nature et concentration des additifs présents. d'une part. montre l’effet de la salinité sur les propriétés de filtration et par la suite sur l’inhibition. les formations argileuses contiennent des microfractures.71% silicate). le gonflement est évité et la formation stabilisée. du type et de la concentration des minéraux argileux présents dans les sédiments. La salinité a une grande influence sur les propriétés d'inhibition. la Figure II. de la capacité d’échange cationique des minéraux et de l’âge géologique de la formation. Du point de vue qualitatif. Dans le cas où la salinité de la phase aqueuse est similaire à celle dans les pores. Les sels réduisent le volume du filtrat API et augmentent la viscosité pour la majorité des systèmes de fluides à base d’eau. Pour le système étudié (2. Ajouter à cela.23 révèle d'une part que le filtrat diminue avec la concentration en KCl ( Figure II.18b et dans le Tableau II. II.5. La considéra tion. 2008). Les observations signalées montrent d'une part l'influence de l'ajout d'eau et de l'humidité initiale des cuttings sur la performance de la méthode aux pastilles et d'autre part le rôle de la granulométrie sur la formation des vides et sur le pouvoir de rétention des polymères. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 90 . du compactage permet une meilleure évaluation des performances des polymères étudiés (Khodja et al. de l'humidité et. Avec le chlorure de sodium une saturation (340 à 350 g/L de NaCl) affecte énormément le volume et la viscosité du filtrat.. Des volumes plus faibles à nuls de filtrat sont enregistrés à des forces de compaction élevées. Les différentes formes d’instabilité des puits résultant des interactions entre les fluides de forage et les formations argileuses sont liées aux phénomènes d’hydratation. Généralement. une concentration en KCl inférieure à 10g/L peut être recommandée pour une bonne inhibition. Il a montré que les mécanismes responsables du gonflement à l’échelle microscopique se résument à l’insertion d’eau entre les feuillets et la division des particules due aux forces de traction d e l’eau sur les feuillets. Lors du contact avec l’eau. d'autre part. ce qui laisse supposer que le contrôle du transport de l’eau à travers les argiles pourra être affecté par l’ajustement de la concentration du soluté dans le fluide. La synthèse des essais a révélé qu 'une concentration de 2 à 5% en KCl et une concentration en silicates moyenne de 50 kg/m3 sont largement suffisantes pour l’inhibition de la formation traversée (Khodja.37% Silicate. 1981 . Volume de filtrat (mL) 16 Volume de filtrat (mL) 15 12 10 14 10 12 7. F = 60 kN.96 % KCl 2.22 : Evolution du volume du filtrat en fonction de la concentration en (a) KCl (1.5 8 6 5. Le potentiel osmotique contribue à la génération d’un gradient de pression hydraulique important. 1984) ont montré l’existence d’une concentration critique en sel (CSC : Critical Salt Concentration). l'analyse des quatre essais aux silicates réalisés sur les puits du champ de Hassi Messaoud (HMD) a montré initialement l'utilisation d'une concentration variable de 1 à 14% en KCl pour une concentration en silicate variable .71% (a) (b) Figure II.5 6 4 4 2 2 0 Sans KCl KCl 0. mais ni du type de cation en solution ni d e la température. t = 25°C) Les effets osmotiques jouent un rôle majeur dans le profil de pression de la formation traversée au cours du forage. F = 60 kN.37% silicate 2. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 91 . Khiilar. Rosana et al. Les concentrations en sel et en silicate utilisées sur chantier ont été au préalable optimisées au laboratoire.5 5 6. Une bonne optimisation des concentrations en additifs (polymères et sels) avec une bonne méthode d'évaluation de l'inhibition contribuera à résoudre les problèmes rencontrés. Pour les cations monovalents. En plus des considérations économiques sur le coût du forage. t = 25 °C) et (b) Silicate de sodium (2. et certainement liées aux méthodes d'inhibition utilisées. Khiilar et Fogler. une augmentatio n des concentrations en additifs n'est pas toujours la meilleure solution. on peut avoir un transfert de l’eau vers la formation.55% silicate 1. plusieurs auteurs (Thomas et Crowe 1978 .CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION En plus de ces paramètres liés à la formulation du fluide. Effectivement.82 % KCl 5. Pour une différence de concentration ionique entre la formation et les abords du puits. la séquence de la CSC est la suivante: Na + > K+ > NH4+> Cs+. indépendante du débit. Sur chantier.82% en KCl.5 10 8 10 8. il faut ajouter l’influence de la composition et des propriétés des pastilles traversées. (2000) ont montré que la pression osmotique a un faible effet sur le flux de l’eau et des sels par rapport au potentie l osmotique.4 6% sans silicate silicate 0. 2003). 37 %. 2.24a montre une augmentation du filtrat avec la température des fluides de forage.5 °C 80 °C (a) (b) Figure II. en plus de son pouvoir secondaire en tant que viscosifiant et réducteur de filtrat. présente une bonne stabilité thermique comparativement aux autres agents réducteurs de filtrat : CMC et PAC L (Figure II. le PHPA. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 92 .5.24 : Evolution (a) du volume de filtrat en fonction de la température (système au silicate 1. on observe une diminution du filtrat. volume de filtrat (mL) 44 20 18 16 Viscosité Plastique (cP) 18 40 36 32 28 24 20 16 12 20 30 40 50 60 70 80 Température (°C) PACL CMC PHPA 13 14 12 10 8 6 4 2 0 10 4 20 °C 50 °C 65. de fo rmer des gels améliorant la précipitation et réduisant l’infiltration de la solution à travers les pastilles. ce qui permet. Influence de la température sur les propriétés de filtration La figure II. qui peut être expliquée par une diminution de la viscosité des solutions .CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION 30 10 25 9 Filtrat (mL) Filtrat (mL) 0 10 20 30 40 50 8 20 7 15 6 10 5 50 100 150 200 250 300 350 concentration en KCl (g/L) Concentration en NaCl (g/L) (a) (b) Figure II. qui peut être liée au comportement des silicates. Le chauffage favorise l’hydrolyse des molécules. Cependant.82% KCl) et (b) de la viscosité des solutions de polymères en fonctio n de la température En fonction de la nature des additifs présents et des conditions de filtration. A titre comparatif.5.24b). correspondant à une masse importante du gâteau (cake) formé.71% en silicate II. entre 20 et 50°C. à partir de 50°C. on peut imaginer plusieurs situations. en présence de cations.23 : Variation du volume de filtrat en fonction de la concentration en KCl (a) et en NaCl (b) pour un système à 2. une variation de la température perturbe le système et influe énormément sur les propriétés d’écoulement et de filtration. Tableau II. sans glycol.10 : Formulation des fluides à base d’eau utilisés pour les tests d'inhibition (pour 1 L d’eau) Fluide Sans glycol Avec glycol Silicate PHPA 50 30 30 1. Les fluides testés sont à base d’eau. Les tests des pastilles comprimées et de la dispersion en “hot rolling“ (test d’intégrité) sont souvent les plus utilisés. Analyse des résultats laboratoire Généralement. Pour les non ioniques (polyacrylamides). Une variation de 10 à 20% dans les valeurs de filtrat dans des essais similaires a été observée. Pour une salinité fixe. Pour les polyélectrolytes. il est difficile de donner une seule interprétation aux phénomènes qui surgissent en milieu poreux. les techniques de laboratoires util isées pour la détermination du caractère d'inhibition des argiles donnent des résultats variables.11. avec glycol et au silicate. Il est pratiquement impossible d’atteindre une homogénéité totale des pastilles . D’une façon générale. l’adsorption est importante à 30°C et diminue fortement à 50°C. Face à de nombreux paramètres. l'étude des interactions argiles-polymères apportera certainement une explication aux problèmes rencontrés au cours du forage et permettra à l'expérimentateur de comprendre les mécanismes mis en jeu. Les cuttings testés sont issus des formations de la phase 16'' des puits de HMD. II.1.5 0 12 270 0 Gel0/10 (Pa) 3/4 Filtrat API (mL) 12 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 93 .10) sont donnés dans le Tableau II. Par conséquent.6.6 Etude du pouvoir inhibiteur des fluides de forage II. Le bon suivi des tests sur chantier et l'ajustement des formulations permettront d'affiner les solutions. ainsi qu’un s ystème de boue émulsionnée inverse conventionnelle de rapport H/E=80/20.5 3 0 20 0 12 12 12 270 0 0 3 0 0 18 26 8 3/5 5/6 3/4 8 7 10 KCl Xanthane Silicate PAC NaCl Glycol VP (g) (g) (g) (g) (g) (g) (cP) 15 50 1. Les résultats d’inhibition obtenus avec les formulations étudiées (Tableau II. ils ont observé une diminution de l’adsorption avec l’augmentation de la température. (1993) ont étudié l'influence de la température sur l’adsorption de macromolécules non ioniques et anioniques (polyacrylamides et xanthane) sur du sable et de la kaolinite.5 2.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Au sujet de la charge par exemple. une bonne optimisation des formulations peut apporter une bonne contribution. Page et al. la densité d’adsorption reste élevée de 30°C à 50°C et diminue à partir de 90°C. Toutefois. Il sera difficile de mettre un ordre de contribution dans la panoplie de facteurs influents. Chl : Chlorite.8 Système OBM H/E: 80/20 (%) 98. une masse de cuttings de dimensions variables (quelques centaines de m à quelques mm) préalablement séchés à 105°C est introduite dans des cellules à boue . ce qui est important du point de vue inhibition . L'écart entre les valeurs moyennes données est de 13%.2 système au silicate (%) 95.2 79.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Tableau II. Le taux de récupération ou pourcentage d'inhibition est évalué en comparant la variation de masse des cuttings par rapport à chaque tamis.9 52 51. I : Illite.3 96.11 : Résultats des tests d'inhibition par la méthode de s pastilles Echantillon et teneur en argiles Turonien top : 65% K (13) / Chl (-) / I (45) Albien top : 80% K (Tr) / Chl (Tr) / I (80) Barrémien bas : 90% K (6) / Chl (3) / I (67) Néocomien : 89% K (-) / Chl (4) / I (84) Dogger lagunaire : 83% K (33) / Chl (-) / I (50) K : Kaolinite. 1999).5 53 51. sans glycol (51 à Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 94 .6 système au glycol (%) 76. 1998 .6 76.11) et quel que soit le type de fluide . élaborées à partir d'échantillons broyés et mis sous forme de pâte par l'introd uction d'eau jusqu'à 10%.11) . kaolinite (0 à 33%).5 22.4 95. Cette pâte est alors pressée sous 6000 psi pour l'obtention de pastilles. Celles ci sont ensuite mises en contact avec le système de fluide en régime dynamique (“hot -rolling“.2 98. La masse des tamis préalablement déterminée est comparée à ce lle des tamis séchés contenant les cuttings après “hot rolling“. les tests ont été réalisés 2 à 4 fois afin de confirmer les résultats obtenus.6 76.3 74. Tr : traces CEC système (meq/100g) sans glycol (%) 28. La même observation au sujet du glycol a été signalée par d'autres auteurs (Burn et Jones. Une nette amélioration (20 à 25%) est observée dans la récupération avec la présence du glycol ( Tableau II. D'autre part. Le taux de récupération ou pourcentage d'inhibition est calculé par la formule suivante : Récupération (g ou %) = (masse initiale – masse finale après hot rolling)/masse initiale Pour le test de dispersion.2 25. le taux moyen de récupération avoisine 76%. A la sortie de l'étuve.8 96.2 95. illite (45 à 84%).8 50. 16 h à 80°C).5 97 98 La méthode des pastilles utilise les échantillons d 'argile sous forme de pastilles de 5 mm de diamètre. Khodja-Saber.4 23 26. les valeurs obtenues pour les cinq échantillons sont du même ordr e de grandeur quelle que soit leur minéralogie (65 à 90% d'argiles) avec une variation du type d'argiles.6 98. les cuttings sont tamisés à travers une série de tamis (généralement trois tamis). Pour les deux méthodes. et chlorite (0 à 4%) (Tableau II. 25a et b). 2003). au cours du forage. pour les dimensions les plus fines (d < 0. Les mêmes tendances ont été signalées par Woods et Marouf (2001). L’analyse des résultats obtenus entre les différents systèmes testés montre que le système aux silicates a donné le meilleu r taux d’inhibition se rapprochant des valeurs obtenues avec les systèmes à l’huile. La variation de la récupération pour les différents échantillons (Tableau II. Les argiles présentes ont plus tendance à se disperser qu'à gonfler.12 : Composition minéralogique des cuttings  minéraux argileux Montmorilloite Instratifiés I-M  minéraux non argileux Plagioclases 1 3 4 Dolomite Kaolinite Echantillon Chlorite Sidérite Somme A B C D Bentonite 30 15 30 30 - 20 40 10 35 5 40 35 50 25 - 95 10 10 10 10 - 100 100 100 100 100 84 40 60 70 16 2 1 4 13 - 2 - 2 7 6 - 88 49 70 88 20 Vu l'hétérogénéité des échantillons . Pour l'échantillon A ( Figure II. le système au glycol est meilleur. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Somme Calcite Quartz Illite Page: 95 . au silicate (95 à 96%) et à base d'huile (97 à 99%). une masse importante de cuttings (60 à 100g) a été préparée afin de donner plus de représentativité aux résultats obtenus.84 mm).CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION 53%). Vu la teneur importante en argiles (65 à 90%) des échantillons testés.25a) et pour la dimension grossière (d > 0. Les essais sur puits révèlent d’autres considérations à prendre en compte pour la bonne réussite des essais. Malgré ce taux d’inhibition avec les silicates très important (96%). de dimensions variables et un éc hantillon de bentonite ont été sélectionnés. d'une part pour comparer les résultats obtenus avec une autre méthode d'inhibition et d'autre part pour étudier la performance des différents fluides vis -à-vis de ces échantillons. Tableau II.84 mm) le taux de récupération avec le système au PHPA est relativement similaire à celui au glycol. glycol et silicate (Figures II. Pour la bentonite la récupération est semblable pour les trois systèmes mais inférieure aux pourcentages obtenus avec des cuttings moins argileux. la réalité sur chantier est différente car ces valeurs ne donnent qu’un aperçu général de l’efficacité des systèmes utilisés. Sur chantier. avec glycol (74 à 79%). les traitements et l es améliorations réalisées sur les formulations en terme de concentrations en silicates et en KCl confortent le fait que les résultats des techniques actuelles d’inhibition effectuées au laboratoire ne sont pas souvent efficaces et doivent être prises avec beaucoup de réserves en terme des prévisions réelles au cours du forage (Khodja.12) est donnée avec les différents systèmes PHPA. d'autres échantillons de cuttings de faible teneur en argiles. Cependant. 84< m < 0.05 64.75 . glycol et silicate.2 et 0. la récupération est plus importante avec l'échantillon de bentonite le plus fin (diamètre entre 0.00 70 60 50 40 18./ (a) (b) Figure II. 3% de quartz et 1% de calcite.4 mm). 5% de quartz et 4% de NaCl.56 masse initiale (g) 89. La même tendance a été aussi observée avec l'échantillon de Bentonite (80% d'argiles avec 95% de montmorillonite)./ A A PH PA 13.01 100 94. des problèmes importants sont souvent signalés au cours du forage des niveaux Turonien et Cénomanien.2 mm (g) 26. et 3 % de quartz. glycol et silicate.4 mm (g) 0. il a été nettement remarqué que pour l'ensemble des systèmes PHPA. Du point de vue granulométrique.60 30 20 10 ly co l 29. 7% de dolomite.42 HP /g /P be nt . Cette particularité des échantillons analysés va permettre d'étudier la performance ( Figure II. 38% de calcite. C.20 m ≥ 0.23 9.21 90 61.94 62. les carbonates sont prédominants tandis que les argiles sont absentes. d'autres tests de dispersion ont été réalisés sur des échantillons issus de ces formations géologiques.06 9. Dans l'objectif d'analyser ce problème.26) des trois fluides inhibiteurs : PHPA. Et enfin. Il est à signa ler que l'analyse minéralogique des cuttings a donné une prédominance des carbonates avec souvent une absence des minéraux argileux.73 gl yc ol A 0. 52% de calcite.12).11 et II. dans l'échantillon du Cénomanien. le système aux silicates a toujours présenté les meilleurs r ésultats.4 < m < 0. L’échantillon du Top a une prédominance d’anhydrite avec une teneur de 87 %. 4% de barite.11 et Figure II. vis-à-vis des cuttings non argileux. 19% de dolomite.25 : Pourcentage de récupération (a) argile A et Bentonite par le glycol et PHPA et (b) différentes argiles par le système au silicate La comparaison de la performance du système au silicate sur les quatre échantillons A. B. L'échantillon Turonien milieu a 36 % d’anhydrite. L'échantillon du bas a 26 % d’anhydrite. 3% de barite. D de minéralogie assez différente (teneur en argile de 12 à 51%) et faible comparativement aux premiers échantillons (Tableau II.84 mm (g) 0.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION 86. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 96 be nt .25b) a donné des résultats assez proches. Cette différence est liée d'une part à la nature de l'échantillon (majoritairement de la montmorillonite) et d'autre part à sa grande réactivité (CEC = 80 meq/100 g) comparativement aux autres échantillons (CEC = 22 à 28 meq/100 g). Avec l'utilisation de deux méthodes différentes (méthode des pastilles et test de dispersion) et sur des échantillons de différentes minéralogies (teneur en argiles de 12 à 90%) (Tableaux II.60 80 Récupération (g) 79. 6% de baryte.65 3. Sur le champ de Hassi Messaoud. 7% de dolomite.00 51. La correspondance entre la formulation optimisée et la formation forée : Le choix des additifs et l’optimisation de leurs concentrations sont une étape importante de la formulation. sur les quatre niveaux testés.800m 0.8 mm. et l’état de dispersion des échantillons sont aussi des facteurs influents. de 0. Dans l'objectif de réduire la pollution engendrée par les OBM . Le degré de contamination.6.2. Plusieurs modes opératoires de lavage et de traitement des échantillons ont été appliqués au laboratoire. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 97 . la granulométrie.100m (a) (b) Figure II. La récupération est plus importante pour la dimension la plus grossière. 2. II. le système au silicate a donné les meilleurs résultats quelle que soit la granulométrie des échantillons. Cependant les premiers résultats ont montré en plus. le s tests réalisés sur les 4 puits du champ de HMD n’étaient pas satisfaisants (Khodja.26 : Pourcentage d'inhibition pour différentes formations géologiques (a) avec les différents systèmes de fluides et (b) avec différentes granulométries pour le système au silicate D'une manière générale. Analyse des tests réalisés sur chantier par le système au silicate Bien que les tests de laboratoire effectués sur les échantillons des cuttings de HMD aient montré un pourcentage élevé d’inhibition avec le système aux silicates. La surconsommation en silicates durant le premier test pilote effectué peut être expliquée par des pertes importantes de produits dans les formations forées ou bien lors des pertes de circulation des fluides et/ou par la forte adsorption sur la structure argileuse. la phase la plus importante (16'') a été ciblée afin de substituer les boues émulsionnées par les boues à base d'eau a ux silicates. ainsi que du type de solvant utilisé.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION masse initiale % 100 90 80 Silicate PHPA Glycol masse initiale % Turonien Top % Turonien Moyen % Turonien bas % Cénomanien moyen % Masse récupérée (%) 70 60 50 40 30 20 10 0 Turonien Top Turonien moyen Turonien bas Cénomanien moyen Masse récupérée (%) 0.315m 0. Les principales raisons possibles à cette divergence sont énumérées ci -dessous : 1.200m 0. Le système au PHPA peut être classé au deuxième rang. Sur la base des résultats obtenus au laboratoire. L’importance de la qualité des cuttings dans la caractérisation de la formation : L'expérience en laboratoire montre qu’il existe une grande hétérogénéité dans la composition des échantillons. 2003). Celle obtenue au laboratoire est souvent sujette à beaucoup d’ajustements surtout s’il s’agit de nouveaux tests à réaliser. des tests sur les puits de Hassi Messaoud ont été réalisés afin d'étudier la performance des inhibiteurs utilisés.1 mm à 0. l’influence du mode et du nombre de lavages. 293$/m3 soit 20% en plus du coût estimé au départ (237$/m3). Ainsi. par exemple le premier essai avec les silicates a coûté 324$/m3. L’expérience de ces trois premiers essais sur puits a permis d’améliorer encore la formulation puisque les résultats du quatrième essai sont encore plus intéressants. la CEC déterminée par la méthode au Bleu de Méthylène donne 24 meq/100 g pour le premier essai et 15 meq/100 g pour le deuxième essai. et sont donc plus difficiles à échanger. 3. l’écart peut être dû à des erreurs dans les procédures de détermination par le test au bleu de méthylène ou à l’importance hétérogénéité des formations traversées. s'est avérée trop élevée. l’analyse de plus d’une quarantaine d’essais réalisés en Mer du Nord avec les systèmes aux silicates (Berthier et Flaud. 2001). D’un essai à l’autre. Le prix du m3 du deuxième essai a coûté près de 30% plus cher qu'un système émulsionné dont le coût est de 212$/ m3 (Aoudia et Semdani. qui a donné les meilleurs résultats. le choix de la concentration en silicates et en KCl est fonction de plusieurs paramètres qui ne peuvent pas tous être étudiés en laboratoire. Aoudia et al. elle diminue à 7% puis à 4. En augmentant le pH du milieu ou la concentration en sel on peut échanger plus efficacement les cation s compensateurs. Initialement de 14%. Le deuxième essai réalisé sur OMO#364 a été mené à terme. mais c’est le troisième essai. Parallèlement. réalisé sur OMO#354. et le deuxième essai. Elle a été corrigée ultérieurement pour éviter les phénomènes de “fragilisation“ ou de “dessèchement“ de la formation argileuse. A ce sujet. Les paramètres du forage et la nature de la formation. 1995) ont montré qu’une forte concentration en KCl additionnée à une forte concentration en silicates causait une précipitation dans plus de 50% des cas..CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Des écarts sont souvent observés entre la formulation optimisée au laboratoire puis préconisée par les compagnies de service et la formulation préparée sur chantier. ainsi que des tractions et des chutes d’avancement dans l’Albien. La mauvaise inhibition et la teneur excessive en KCl (14%) sont des causes possibles à la « fragilisation » de la formation dans le dogger argileux. Pour une même formation traversée. une forte concentration en KCl. adoptée d urant le deuxième essai. L’importance des essais sur puits. Beaucoup de problèmes de cavages et de coincement ont été observés dans le Dogger argileux et dans le Malm. tels que la réactivité de la formation traversée et les paramètres du forage. 2000 . Par précaution. les quantités de silicates utilisées sont variables et comprises entre 40 et 74 kg/m3. Les cations (comme K +) qui possèdent une faible énergie d’hydratation produisent une fermeture des feuillets conduisant à un dessèchement ou fragilisation. Le premier essai réalisé avec le système au silicate sur le puits MD#529 n’a malheureusement pas été mené à terme : les quantités de silicate consommées en cours de forage ont dépassé les prévisions et le systèm e n’a été utilisé aux concentrations préconisées que dans l’intervalle 870–1800m.5%. Des coincements brusques ont été signalés dans le premier essai durant des reforages (dog ger lagunaire) sans symptômes précurseurs. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 98 . En résumé. imposent d’utiliser une concentration décroissante en KCl . L’adaptation des outils de forage est parfois difficile. Le premier essai a nécessité un seul outil et le deuxième essai 3 outils. Pour les formations traversées assez hétérogènes . Cependant cette valeur de ROP est loin des valeurs obtenues avec l 'utilisation des systèmes OBM (ROP entre 12 à 15 m/h). à savoir l’épaisseur du turonien allant de 79 m pour OMN#47 à 127 m pour MDZ#558 . le type d’outils et la ROP qui varie de 13 à 43 m/h avec une durée du forage de 63 h pour OMNZ#153. Enfin. L'optimisation du nombre d'outils a permis d'éliminer les différentes manœuvres de changement.49 m/h sur OMO#354 avec 2 outils. et les propriétés macroscopiques des f luides de forage (rhéologie et filtration) sont certainement une conséquence des propriétés microscopiques. Dans cet objectif nous traitons dans la partie suivante les mécanismes d’interactions solution-argile à une échelle plus réduite. Les pourcentage s sont multipliés par 2 pour le Néocomien (19 à 42%). d’autres paramètres varient notablement . les conséquences de la stabilité mécanique sont souvent liées à une stabilité physico -chimique.23 m/h sur OMO#364 avec 3 outils. de 2700 L/min à 3200 L/min. 1998). de réaliser un avancement (ROP) optimal et de donner au puits un diamètre uniforme en réduisant le cavage. L’avancement (ROP) est pratiquement identique pour l'ensemb le des essais avec le système aux silicates : 7. à la variation de la composition et des caractéristiques de la formulation du fluide . Du point de vue formation. Au contraire.des rendements assez proches . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: 99 .CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION 4.des densités du fluide de 1. le pourcentage (Caliper) donné par CBL (Cement Bond Logging) montre une différence d’un essai à l’autre. Dans le 3ème essai le choix s’est porté sur deux outils (Aoudia et Semdani. le forage de la phase 121/4 nécessitait 25 outils alors qu'au début des années 90 seulement 4 outils étaient utilisés (Taouinet. 2000 . de 14 à 24 lb/100 ft2.. l’analyse des résultats obtenus lors des quatre essais réalisés fait ressortir l'importance des efforts qu'il faut engager dans le domaine de la technologie des fluides de forage pour améliorer la formulation qui sera adoptée suite aux différentes corrections apportées durant les essais en considérant les limites (physico-chimiques et mécaniques) d’adaptation des fluides de forage à base d’eau par rapport aux formations géologiques traversées. Le rôle des outils de forage et le contrôle de la qualité des puits après forage : Au cours des différents essais réalisés sur la même formation traversée ayant une réactivité assez proche (CEC de 22 à 28 meq/100 g). et de 249 h pour MDZ#553.25 . . le poids sur l’outil WOB (weight on bit) qui varie entre 5 et 16 tonnes au minimum et de 8 à 21 tonnes au maximum. … Dans les années 60. Aoudia et al. Ces changements sont liés à la variation des paramètres du for age. et 7.des débits de fluide assez similaires. 2001). par 3 pour le Top Albien (10 à 35%) et par 8 pour le Dogger Argileux (7 à 57%). l’analyse de 50 puits récemment forés montre des paramètres presque constants : .22 à 1. d’Illite (10Å) et de smectites (14Å) (Figure II. Avec le PHPA (Figure II.13: Formulation des systèmes de fluides pour les essais wet cell Système S1 S2 S3 Eau (mL) 1000 1000 1000 KCl (g) 30 30 30 Xanthane (g) 2 2 2 Silicate (g) 10 0 0 PHPA (g) 0 4 0 Glycol (g) 0 0 10 PAC (g) 5 5 5 Les mélanges de polymères sont préalablement homogénéisés. 2003).CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION II. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales 100 Page: . PHPA.7. les concentrations en XCD. sont introduits dans une cellule (Figure II.1 Analyse par “Wet-cell X Ray Diffraction“ L’évolution des interactions fluide-minéral a été suivie par l'étude en parallèle de la percolation des solutions de fluides (Tableau II. Tableau II. Les spectres de DRX des échantillons obtenus au cours du passage des trois solutions. utilisée pour la première fois pour étudier les interactions eau -argile dans le cadre du stockage des déchets nucléaires (Warr et Hofmann. Ce comportement peut être expliqué par l’expansion des feuillets argileux avec l’eau puis par l’adsorption du PHPA suite à son hydrolyse en milieu alcalin (Liao et Siems. préalablement traités par des lavages à l'hexane et à l’eau oxygénée .2). montrent la présence de kaolinite (7Å).7 Evaluation des performances des interactions polymère – minéral II. au moyen de la technique de diffraction des rayons X “wet-cell“. PAC et KCl étant maintenues constantes.13) avec trois différents inhibiteurs (PHPA.27). 4 g de l'échantillon de référence (n°21. La surface accessible et la concentration en solides sont uniformisées par compaction d’une même masse d’échantillon dans un disque de 24 mm. suivis par un séchage à 105°C. Tableau II.27: Principe de la technique utilisée (Warr et Hofmann.29) l’intercalation du polymère (37Å) est observée après 170h. Figure II. silicate et glycol).29 et Figures en annexe II). Les solutions se déplacent à travers un milieu poreux artificiel conçu pour suivre l’évolution de la masse du milieu et la variation de l’équidistance des feuillets d’argile au cours du temps. 1990). 2003) Les premières observations (Figure II. Les solutions de polymères et les cellules sont portées à l’étuve à 60°C.28) ont révélé une augmentation plus importante de la masse de l’échantillon avec la solution du PHPA qu’avec celles de silicate ou de glycol. glycol et silicate. 29 : Diffractogrammes obtenus sur l’échantillon de référence (n°21) traversé par une solution de PHPA Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales 101 Page: . on 0. pour des temps plus longs. 0.3 Silicate du glycol avec les fonctions silanol des argiles. avec l’importance des interactions silanol-hydroxyle.1b en annexe) le 0.21). minéralogie des pastilles. Ce phénomène d’intercalation disparaît dans les trois dernière s mesures.1a en annexe). Une contribution des interactions ioniques (ion silicate) avec les surfaces chargées des minéraux argileux est très probable.1 Avec les silicates (Figure II. 0.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Par ailleurs. Figure II.15 le PHPA (37Å ).28 : Cinétique d’adsorption des solutions de g de solution/g de cuttings polymère sur les cuttings Cette prise de poids est en accord avec les volumes de filtrat obtenus sur les pastilles de cuttings compactés (Figure II.2 (35Å) moins importante par rapport à celle avec 0.25 suivi aussi par une intercalation des polymères 0. II. avec la contribution des interactions silanol-ion silicate et les phénomènes de gélification et de précipitation conséquents. l’invasion est bloquée par la formation d’un film réduisant le flux des fluides à travers la pastille.35 PHPA (19Å) lié aux interactions des fonctions hydroxyle Glycol 0. Cette différence de comportement peut a ussi être liée à une différence dans les propriétés rhéologiques des solutions.05 comportement est assez différent. formulation) l’analyse globale des résultats obtenus montre que pour le système au PHPA.28). malgré une d ifférence dans les propriétés rhéologiques et de filtration. La cinétique 0 0 50 100 150 200 250 300 350 400 montre clairement un retard d’adsorption et une Temps (h) variation de masse assez faible comparativement aux deux autres systèmes (Figure II. Avec le glycol (Figure. peut être lié à une cristallisation des polymères. le pic aux environs de 6Å. Pour des conditions similaires (compaction.4 remarque aussi un phénomène d’intercalation 0. pour les systèmes au glycol. qui disparaîtra aussi suite à une éventuelle solubilisation sous l’effet de la température. En revanche. et au silicate. Figure II. De même. l'intercalation des polymères est moins prononcée (28Å). l’augmentation importante de la masse des pastilles explique la facilité de l’invasion et de la Temps rétention du polymère à travers le milieu poreux. il y a une stabilité des dimensions dans le temps.2 Granulométrie des mélanges Bentonite-Polymère Afin d’expliquer les propriétés de filtration des solutions obtenues précédemment.7.. Le PHPA donne les plus grands volumes de filtrat et les plus grandes masses. ainsi que par les conditions d'agitation (Khodja et al. la granulométrie (Figure II. La concentration en bentonite a été fixée à 0. Des suspensions de bentonite dans l'eau distillée ont été préparées sous agitation 450 tr/min durant 8 h et laissées vieillir pendant 48 h.01 % massique. plusieurs paramètres peuvent influencer l’adsorption des polymères sur les argiles comme la masse molaire. La dimension donnée dans cette figure correspond au rayon hydrodynamique de la bentonite.. En revanche.. sous agitation à 23°C. 1988). augmenté par l’effet d’adsorption et d’encapsulation de plusieurs feuillets d'argiles par les molécules de PHPA. Pour l’ensemble des polymères étudiés. La dimension assez proche (5 à 6 µm) pour le silicate et le glycol s’explique par le type d'interaction argile-polymère. 2006a). le système au silicate a donné une faible variation en masse (“wet cell“) et de faibles volumes de filtrat sur pastilles. II. la force ionique (Audibert et al. Le PAC et le xanthane montrent initialement une perturbation dans la granulométrie (valeur oscillant entre 20 et 8 µm) qui se stabilise dans le temps (après 60 s). PHPA Medianes (µm) 35 30 25 20 15 10 5 0 25 PAC Xanthane Glycol 50 75 Temps (s) 100 125 150 175 Figure II.30) de mélanges bentonite-polymère a été suivie au cours du temps. la surface accessible et le pH (Evanko et al.30 : Evolution de la granulométrie des mélanges Bentonite -Polymère Les résultats obtenus tant en filtration sur pastilles que par DRX (“wet cell“) ont montré une grande similitude dans l’évolution des filtrats. la concentration en solide.30). Les mécanismes d'interactions et d'adsorption du PHPA sur la bentonite permettent d'expliquer les grandes dimensions des particules obtenues avec le PHPA (Figure II.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION En fait.1% massique. 1997). celle des polymères à 0. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales 102 Page: . Les mélanges silicate-bentonite et glycol-bentonite donnent de faibles granulométries (médiane de 5 à 6 µm) et le mélange PHPA-Bentonite donne la granulométrie la plus importante (médiane de 30 µm). 12) et le taux d'inhibition le plus important avec le système au PHPA comparativement aux systèmes au Glycol et Silicate (Figure II. Le suivi in-situ par “wet cell“ a montré aussi que pour la solution au silicate on observe un retard d’adsorption avec une intercalation des polymères moins prononcée (28Å) comparativement au PHPA. 1951 . la dimension moyenne des particules. Les courbes de filtration montrent que le filtrat diminue quand la concentration en polymères augmente. Jozja. L’effet réducteur de filtrat du polymère n’est pas seulement du à la dispersion de la suspension initiale de bentonite ou à une diminution de la taille des particules (après adsorption). l a littérature évoque aussi le principe d'une encapsulation par adsorption de type liaisons ionique et hydrogène ou une combinaison entre cette adsorption et une floculation possible. son effet viscosifiant a aussi pour effet de réduire le filtrat.25). 2003). de sa concentration et de la charge du mélange polymère -surface du solide. Grattoni et al.25) ont montré que l'échantillon de bentonite a donné un taux d'inhibition plus important que les autres échantillons de cuttings de minéralogie différentes (Tableau II. a été expliquée par plusieurs auteurs (Keren et Sparks. alors qu'elle est de 2 mg/m2 dans l'eau salée (20% NaCl).4 mg/m2. Ils ont même corrélé l’épaisseur du polymère adsorbé avec la variation de la conductivité hydraulique. La densité d'adsorption diminue avec l'augmentation du pH. généralement constante dans un large domaine de pH (4 à 9). Chauveteau et al. montrant que le polymère contribue à la construction du cake. Dans les fluides de forage. Pour une bentonite de 720 m2/g dans une eau douce. Pour la montmorillonite (bentonite). Le Pluart. Tombácz et al. Cette dernière propriété peut être analysée en terme de filtration à travers le cake. De même l'analyse des résultats d'inhibition obtenus ( Figure II. Liao et Siems (1990) ont tenté d'évaluer l'inhibition par l'étude de l'adsorption statique et ont signalé l'influence de la surface spécifique et de la qualité du solvant sur l'adsorption du PHPA. 2002 . 1990). Une augmentation de la dimension effective de la molécule du PHPA sous l'effet de l'hydratation (volume hydrodynamique) est observée.28) confirme l'importance de la granulométrie des particules argile -polymère sur la réduction de la filtration. le filtrat sera réduit . Ce phénomène a été expliqué par une augmentation de l'hydrolyse du PHPA en milieu alcalin (Liao et Siems.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Le suivi de la cinétique de la rétention des polymères par les argiles ( Figure II. (2004) ont montré par AFM que l’épaisseur du PHPA adsorbé est de l’ordre de 50 à 250 nm. Lors du processus de filtration. 1995 . (1996) montrent que le cake défloculé va se tasser pour former une structure plus mince et plus imperméable de manière à réduire le filtrat. l’espace interfoliaire est augmenté et il y a moins de feuillets dans une particule (Mathieu-Sicaud et Mering. Si la phase liquide qui traverse le dépôt est visqueuse. Lorsqu’une montmorillonite est gonflée. 1999 et 2001). le polymère peut affecter le filtrat essentiellement par trois mécanismes différents. Du point de vue de l’adsorption du PHPA. Les travaux de Loeber et al. la densité d'adsorption est de 0. Pour le xanthane. Plusieurs travaux ont mentionné que les mécanismes de stabilisation des argiles sont fonction de l'hydratation des polymères et des interactions avec la surface des argiles par adsorption. La littérature concernant le PHPA est très riche.. (1988) ont montré que l'adsorption du PHPA sur la kaolinite augmente avec la salinité. avec une diminution de la viscosité apparente pour des pH alcalins (pH ≈ 11). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales 103 Page: . Elle est fonction de la masse molaire du polymère. avec l’augmentation de la concentration.un diamètre moyen de 180 à 200 µm après ajout de l’argile à la solution d’eau a été observé .4 1080. 220 220 200 200 Diamètre (µm) Diamètre (µm) 180 180 Ajout argile 160 +0.9 2164.31a et II. il est à signaler les points suivants : .31).4 1352.pour la solution de silicate.4 2434. et par conséquent influencent les caractéristiques rhéologiques des fluides et leurs propriétés de filtration.4 1890. La différence initiale entre les deux figures peut être liée à l'hétérogénéité des argiles ainsi qu'aux conditions d'agitation.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Le comportement des argiles (cuttings) de la formation n'est pas similaire à celui d'une bentonite. Les différences de minéralogie.31 : Evolution du diamètre des particules en fonction du temps : (a) silicate et (b) PHPA .4 2430.1g/Lsilicate 140 +0.1 g/L PHPA 140 Ajout argile +0. . une légère différence entre les modèles de courbes obtenues avec ces différents agents (silicate et PHPA) .pour la solution de PHPA.9 540. Ces résultats corroborent bien la variation obtenue par granulométrie Laser avec les mélanges bentonite-xanthane et bentonite-PAC (Figure II.4 Temps (s) Temps (s) (a) (b) Figure II.4 1893.9 g/L PHPA 120 100 100 541. on signale une certai ne stabilité des diamètres après l’ajout d’une concentration de 0.9 1082. l'argile de référence ( n°21.4 811. Le suivi de la variation du diamètre par diffusion de la lumière (Appareil Turbiscan Online) a donné les résultats présentés dans les Figures II. de réactivité et de surface spécifique affectent le comportement des argiles vis-à-vis des solutions de polymères. une chute remarquable et rapide de la transmission (en escalier) après l'ajout du xanthane. sous agitation.4 1350.avec l’ajout des inhibiteurs. Pour ce système.une chute importante du pourcentage de transmission après ajout de l’argile à la solution d’eau distillée.2) finement broyée a été utilisée à 0. alors qu’avec l’ajout du PAC. on note une chute continue du diamètre .4 1620.pour la courbe relative à l’étude du comportement argile + PAC et argile + xanthane. Dans ce b ut. la chute n’est pas directe mais progressive. Tableau II. . Les valeurs obtenues sont similaires pour les deux polymères. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales 104 Page: .4 2160.4 810. avec la solution de silicate et de PHPA.1 g/L de PHPA.1%. . Au sujet de la variation du diamètre des particules (Figure II.9g/L silicate 120 160 +0. Les résultats ont montré : .30).9 1623. les systèmes argile-polymère ont été étudiés. de 200 à 120 µm.31b. face à la diversité des propositions pour remédier à leur contamination par les additifs des fluides de forage. . Pour la bentonite. fait apparaître une prédominance de l’Illite et une faible présence de kaolinite. En plus de la qualité des cuttings. dans une première phase. Cette inhibition est essentiellement tributaire d’une bonne optimisation de la formulation des fluides de forage (type et concentration en additifs). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales 105 Page: . on sait qu’un traitement préliminaire des cuttings améliore la réactivité des argiles sans pour autant conserver l’état originel. on note l’absence presque totale des argiles dans les formations du turonien et du cénomanien. qui ont déjà fait l’objet de plusieurs travaux. à s’assurer de la qualité (absence de contamination) et de la représentativité des échantillons de cuttings. L’étude. la dimension faible (5 à 30 µm) (Figure II.30) est expliquée par la réduction du nombre de feuillets suite à l'augmentation de l'espace interfoliaire. Quant au premier. Les polymères présentent des rôles principaux et secondaires dans la formulation des fluides de forage. la même allure a été obtenue après l’augmentation de la concentration atteignant le même diamètre de 120 µm après près de 40 min d’agitation de la solution. à celles des argiles (perméabilité) ainsi qu’à la pression osmotique entre le fluide et la formation traversée. la contamination peut affe cter énormément les tests d’inhibition et par conséquent induire des erreurs dans l’optimisation des formulations des fluides de forage. Dans le but d’évaluer les performances des systèmes de fluides inhibiteurs du gonf lement et de la dispersion des argiles de la formation rocheuse. C’est pourquoi. ce qui nécessite donc une étude au cas par cas. sont souvent liés aux caractéristiques du fluide (viscosité).8 Discussion et synthèse Les mécanismes d’inhibition du gonflement et de la dispersion des argiles. de la composition minéralogique des formations argileuses du champ de Hassi Messaoud. Sur la base du suivi de la teneur en carbone organique. Or. le n -hexane et le toluène donnent de bons résultats pour la décontamination des cuttings alors que les lavages successifs au gazole augmentent la contamination. Par ailleurs. à différents niveaux de profondeur. de chlorite et d’interstratifiés (illite -montmorillonite).l’analyse des deux courbes montre clairement une forte dispersion des argiles sous l’effet d’une part de l’agitation ainsi que de la présence des solutions de PHPA ou de silicate. l'efficacité des opérations de lavage a été évaluée. au moyen des cuttings. II. Le second critère est évidemment lié à la variation de la minéralogie et de la CEC des échantillons analysés. pour un retour souhaitable des cuttings à leur état originel. La différence observée entre les dimensions bentonite-polymère et cuttings-polymère peut être expliquée par l'influence de la minéralogie et du type d'interactions mis en jeu. notre démarche consiste. la spécification de la granulométrie et de l’humidité initiale permet une bonne exploitation des essais d’inhibition et l’optimisatio n du fluide de forage.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Cependant. En effet. fondée sur le suivi des propriétés de filtration à travers des pastilles d’argiles compactées. donc l’inhibition des argiles. de filtration et d’inhibition sont la conséquence des interactions argile -polymères. Les glycols avec leurs faibles masses molaires (et dimensions). souvent cités dans de tels travaux. En tant que support colloïdal dans la formulation des fluides. Le PHPA. favorisent l’adsorption d’eau et la réduction du gonflement. notre démarche a tenté d’établir des liens entre le comportement des polymères en solution et les performances des fluides formulés. associée aux propriétés rhéologiques et de filtration requises. L'analyse a montré des comportements rhéologiques similaires. électrocinétiques et granulométriques des systèmes argile-polymères. la bentonite facilite le maillage entre les différents additifs présents (polymères et sels). Pour les trois systèmes de fluides (PHPA. A partir de l’analyse des propriétés macroscopiques (rhéologie et filtration) des fluides et par le suivi microscopique des interactions argile-polymère nous avons discuté la différence de comportement entre trois systèmes modèles de fluides à base de PHPA. et la dimension. de glycol et de silicate. la charge. satisfaisant les modèles de type Herschel-Bulkley et d'Ostwald-de Waele. cette nouvelle méthode. ainsi que les fortes interactions silanol-hydroxyle. les polymères conventionnels agissent par des fonctions complémentaires permettant l'obtention de bonnes propriétés rhéologiques et une bonne imperméabilisation du cake. Sur la base du fondement théorique des mécanismes d'i nhibition. Cette approche. L’augmentation en valeur absolue du potentiel  des solutions (toujours négatif) avec l’ajout successif des additifs explique la stabilité de ces milieux colloïdaux. la charge et la gélification améliorent le colmatage in situ et réduisent l’invasion du filtrat. abaisse fortement la tension superficielle de l’eau (comme un tensioactif) et devrait favoriser le mouillage. La synthèse des résultats obtenus montre que les propriétés rhéologiques. la masse. par une bonne encapsulation.CHAPITRE II : ETUDE DES INTERACTIONS ARGILES-POLYMERES ET PROPRIETES DE FILTRATION Dans une deuxième phase et dans l’objectif de proposer une nouvelle méthode pour l’évaluation de la performance de ces additifs. permettant ainsi la formation d'un bon cake (imperméable). alors que pour les silicates. en plus de so n rôle viscosifiant et réducteur de filtrat. silicate) les mécanismes d’inhibition sont fortement favorisés par la stru cture. Ces propriétés rhéologiques ont été rapprochées des propriétés superficielles. avec sa masse molaire élevée. repose sur l'étude des propriétés des systèmes po lymères-argiles à différentes échelles. glycol. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales 106 Page: . qui permet de sauvegarder l'état initial des argiles assure aussi une meilleure représentativité des cutti ngs en termes d'hétérogénéité minéralogique et de conditions de compaction. Chapitre III Les tensioactifs et les émulsions dans les fluides de forage . . dans des domaines très divers. Méthodologie expérimentale Les méthodes utilisées pour étudier les propriétés et la stabilité d'une émulsion sont décrites soit dans des normes. la fraction volumique de phase dispersée.. on note l’utilisation des mêmes familles de tensioactifs dans les fluides émulsionnés (OBM) et synthétiques (SOBM : Synthetic Oil Based Muds). Dans les systèmes de fluides de forage émulsionnés (OBM). Au sujet des émulsifiants. Des échantillons de 200 mL d'émulsion ont été préparés en suivant le protocole ci -dessous : Après avoir choisi le rapport H/E à étudier et vérifié que les deux phases à émulsionner sont liquides à température ambiante. L'évaluation et le contrôle des émulsions s'effectuent à l'aide des tests suivants : a.1. la nature et la teneur de l'émulsifiant. soit dans les spécifications propres à chaque industrie. III. Le type de l'émulsion est déterminé par une simple dispersion d'une faible quantité de l'émulsion préparée dans deux flacons différents : l'un contenant le liquide de la phase dispersée et l'autre contenant le liquide de la phase continue. La matière active de ces produits est très rarement composée par un seul tensioactif. De plus. on évalue la stabilité des émulsions en fonction de plus ieurs facteurs souvent spécifiés dans la norme AFNOR T73-409 (1976). . Dans cette partie de l’étude. une série de protocoles et d’étapes de déformulation est souvent recommandée pour l’identification des tensioactifs. à savoir : la nature des phases à émulsionner. Selon la complexité du mélange. chaque tensioactif commercial est un produit technique. par un mélange plus ou moins complexe d'espèces chimiques.Introduire la phase à disperser par petites quantités durant 2 min à l'aide d'une seringue. . Ce protocole est appliqué à l'ensemble des émulsions préparées.. les tensioactifs pesés avec une précision de 10-3 g sont introduits dans la phase huileuse. en général.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les tensioactifs entrent dans la composition d'un très grand nombre de produits industriels. tensioactifs cationiques dans la préparation des argiles organophiles) ou en tant que produits spéciaux : antimousses.Laisser le mélange sous agitation durant 10 min. On doit par la suite : . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 107 . agents anti -corrosion.Verser la phase huileuse dans un bécher posé sur un agitateur et régler ce dernier à une vitesse constante pour toutes les préparations. éventuellement une distribution d'oligomères d'oxyde d'éthylène (non ioniques polyéthoxylés) et renfermant en outre des impuretés. mais dans la plupart des cas. La caractérisation de ces tensioactifs se heurte à une multitude de problèmes liés à la complexité des mélanges et à la présence d’une variété d’additifs n’ayant souvent aucune fo nction principale dans la formulation des mélanges tensioactifs. les tensioactifs sont utilisés directement en tant qu’émulsifiants et agents mouillants et indirectement en tant que modificateurs des additifs du fluide (ex. les conditions d'émulsification. la concentration et la t eneur en additifs éventuels. comportant des chaînes hydrophobes de longueurs diverses. le parcours adopté a surtout visé la comparaison des performances des tensioactifs émulsifiants. La détermination de la distribution de la taille des gouttes : cette mesure est effectuée par un granulomètre laser type Malvern avec dilution de l’émulsion dans du gazole. la mesure du pourcentage d’émulsification dans le temps : cette évaluation traduit la stabilité intrinsèque de l'émulsion en fonction du temps par la mesure du pour centage d'émulsion après différentes périodes de repos. La matière active n'est donc pas représentée par une seule substance (Cullum. plusieurs problèmes ont été soulevés tels que le phénomène de moussage. Le principe de l’appareil est donné dans l’annexe III. 3. 5. Du point de vue analytique.1 Analyse préliminaire des tensioactifs Au sujet des tensioactifs utilisés dans les fluides de forage. Caractérisation des tensioactifs L’analyse des tensioactifs commerciaux est rendue difficile par leur complexité (ex. La stabilité des émulsions est suivie par : 1. b. 2004). Les tensioactifs peuvent contenir des chaînes polymérisées d’oxyde d’éthylène ou de propylène avec une distribution d'oligomères. 4.. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 108 . diffusées à travers quelques publications (Skali et al. un volume de cette dernière est prélevé. 1994). 2005). la mesure de la stabilité électrique à l'aide de l'appareil Fann Emulsion tester (API. Dans le cadre de ce travail.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE L'émulsion devrait être soluble dans le flacon qui contient sa phase continue .. Les émulsions ainsi préparées étant toutes solubles dans la phase huileuse. On se contentera donc de quelques éléments de caractérisation. Nous avons procédé de la manière suivante : Après la préparation de l'émulsion.1) Où Rt : rayon du tube. l'interférence des additifs utilisés. Le pourcentage d'émulsion est déterminé par la mesure de la hauteur des phases en présence : % d'émulsion = 100(Vémulsion/Vtotal) = 100( Rt²HE / Rt²HT) = 100(HE/HT) (III. elles sont bien du type eau dans l’huile. L'étude de l’inversion de l’émulsion par ajout progressif de la phase dispersée.. mélanges d'espèces ioniques et non ioniques auxquelles s'ajoutent des composés organiques et inorganiques). on note peu d'informations.. III. La détermination de la résistance à la centrifugation : ce test détermine l'aptitude de l’émulsion à la persistance sous des conditions sévères (centrifugation. et face aux problèmes majeurs d’identification de la variété des tensioactifs.2. introduit et conservé dans un tube cylindrique pendant une durée déterminée. H E : hauteur de l'émulsion et H T : hauteur totale. centrifugation et température) au bout de différentes périodes. III. qui a mesuré des valeurs très faibles.2. 2. Les résultats de ce test ont été confirmés par la mesure de la conductivité électrique à l'aide d'un conductimètre type ORION Modèle 115. Aserin et al. Dans le but de comparer les performances des tensioactifs. III. qui renseigne surtout sur la structure des chaînes hydrocarbonées . leur analyse quantitative nécessite une optimisation des conditions longue et laborieuse et peut ne pas être applicable à tous les tensioactifs (Carminati et al. 1982 .01 %). Pour ce faire. 1984 . deux techniques spectrométriques ont été utilisées : la spectrométrie infrarouge (Perkin-Elmer BX II). Ava et BHI est codée par les lettres B. composée d'acides alkylbenzènesulfoniques et d'alcools polyéthoxylés (Neodol 45) est proposée. il est nécessaire d'avoir une idée de leurs formules chimiques. D et E (correspondance non fournie). il est très difficile d'identifier de manière sûre la structure moléculaire de chaque composé. qui fournit des indications précieuses sur la présence de groupements fonctionnels. appelée A. Les classes de tensioactifs présents dans les fluides de forage sont rassemblées dans le Tableau III. primaire ou secondaire. la provenance des tensioactifs.2 Analyse par spectroscopie Infrarouge (IR) et par RMN de 1H Une séparation. indiquant la faible présence d 'espèces tensioactives anioniques . L’analyse élémentaire des tensioactifs des familles C et E par absorption atomique montre une faible présence des cations inorganiques suivants : Na+ (0. appartient à une classe différente.. Tableau III.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les tensioactifs retenus pour cette étude sont introduits dans les boues de forage par paires.1 : Classes des émulsifiants primaires (p) et secondaires (s) étudiés Composé Classe Ap Non ionique As Bp Bs Cp Cs Dp Ds Ep Es non non non non anionique ionique cationique ionique cationique ionique cationique ionique anionique Le mélange cationique-non ionique semble donc privilégié. 1988). C.1.. Nakamura et Morikawa. Dans la suite de ce travail. on signale un taux d’humidité allant de 1 à 4% et un taux de cendres variant de 2 à 6%. et la résonance magnétique nucléaire (RMN) de 1H (Bruker Avance 300 MHz). des constituants par une technique chromatographique (TLC et/ou HPLC) est recommandée dans la mesure du possible pour l’identification et l’analyse qualitative des tensioactifs du commerce (Smedes et al.2.16 à 1.015 %).. D et E.001 à 0. origine Caldic-Shell) : on identifie bien un alcool Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 109 . Pour des raisons de confidentialité. C. Une nouvelle formulation supplémentaire.002 %) et K+ (0. au moins qualitative. Ca++ (0 à 0. B. Groupe A L'analyse des deux tensioactifs de ce groupe ne pose pas de problème majeur puisque nous les avons choisis en fonction de leurs formules. les deux techniques signalant la présence d'insaturations et de cycles benzéniqu es. Les méthodes spectrométriques confirment la nature non ionique du composé Ap (Neodol 45-7E. 1984). De plus. Cependant. dont chacun des constituants. Sans séparation préalable de ces mélanges commerciaux. Baroid. les espèces anioniques n'étant cependant pas exclues. fournis par les Sociétés MI-Swaco. ces paires seront désignées sous le nom de familles ou groupes A. Nous devons ainsi avoir affaire à un tensioactif non ionique. les spectrométries IR et RMN mettent en évidence la présence du noyau benzénique. Une formule possible est : CH3 R(C18= ou saturé ramifié)–CO-NH(CH2-CH-O)m(CH2-CH-O)nH L'absorption atomique ne décèle pas la présence d'ions calcium. Le taux de matière active est de 71%. notée C 18=) et fortement polyéthoxylées : C18=-CO-O(CH2-CH2-O)jH. . Bs : Selon Skali et al. Groupe B Bp : La llittérature indique : ester amide d'acides gras. on note la présence de cycles aromatiques. la RMN de 1H est difficile à interpréter mais suggère des acides gras faiblement éthoxylés. Le spectre IR ne comporte pas de bande C=O à 1704 cm-1 . Bp est bien un mélange d'espèces non ioniques. 2004). Groupe D Dp : Absence de données dans la littérature. des acides gras polyaminés (Skali et al. Nos observations nous orientent vers : . de nombreux groupes NH (amide : λ = 1644 cm-1). La proportion de chaînes oléiques est importante. (2004). Le spectre de RMN fait apparaître des chaînes oléiques (minoritaires) et des chaînes ramifiées (majoritaires) et/ou des chaînons EO/PO (forte intensité des signaux CH3).mélangées à un cationique de formule : C 18=-CO-N+(Et3). R3 = CH2-C6H5) Il s'agit donc essentiellement de tensioactifs cationiques .des espèces à chaîne grasse insaturée (chaîne oléique. (2004) ont décelé des acides gras polyaminés et la fiche technique du produit indique un mélange de sels calciques d'acides organiques. d'où les hypothèses suivantes : R1(C18= ou saturé ramifié)–C-N+(R2)2(R3) (avec R2 = CH2-CH3. Le composé As appartient à la classe des anioniques : c'est un mélange d'acides alkylbenzènesulfoniques à chaînes liné aires (LAS) . Cs : D'après la littérature ce mélange renferme du tall oil oxydé. d’origine pétrolière. amine neutralisée par des acides gras ou sulfoniques (Skali et al. de la fonction amide et d'acide gras. 2004) et des polyamides (fiche technique).. solvant aliphatique. il s'agit de dérivés d'ester amide d'acides gras et d'éthoxylats aliphatiques. Il peut donc s'agir d'un mélange non ionique -cationique. Nos spectres présentent une grande ressemblance avec ceux de Bs mais avec moins de chaînons oxyde d'éthylène (OE).CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE polyéthoxylé à chaînes principalement saturées. Groupe C Cp : Skali et al. Une alternative est un TA cationique polyéthoxylé. dont la formule moyenne probable est : C 14-15-(OCH2CH2)7-OH (avec 60% de C14 et 40% de C15).. En IR on détecte les bandes de vibration de valence C=C et C=O(NH). A nouveau. les spectres suggèrent deux types de chaînes : chaîne grasse ramifiée et chaîne oléique. deux types de fonctions C=O (dont Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 110 . une phase organique de 10 mL dont 1 mL représente le volume du tensioactif et 9 mL celui du gazole.Me H Le taux de matière active cationique est de 83%. .retourner chaque éprouvette contenant la solution une vingtaine de fois. L’application des spectrométries IR et RMN de 1H à l’analyse de produits commerciaux montre que certaines familles de tensioactifs peuvent être pressenties sans séparation préalable. Le volume émulsionné donne la valeur de la HLB du tensioacif. et aussi moins de chaînons OE que dans Bs. Notons la présence d'aromatiques et de protons labiles (acides gras) . ce mélange est censé renfermer du tall oil oxydé et des acides gras polyaminés (Skali et al.2 résume les valeurs de HLB obtenues. On remarque en effet une importante similitude des spectres avec ceux de Cs mais moins de substitutions sur l’azote. R1 + C18=– CO-N . Quelques spectres de RMN sont reportés dans l’Annexe III.3. Groupe E : Les données sur ce groupe sont très rares Ep : Non ionique : mélange d'acides gras et de polyamides (Skali et al.. 2004) Es : Anionique : acides sulfoniques. Il pourrait s'agir d'un mélange de deux composés : R -N+-(R1)3 (R1 : -CH2-C6H5).CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE ester : λ = 1740 cm-1) un petit nombre (2 ou 3) de groupes OE et la faible présence d 'aromatiques. Dans le cas d’une émulsion huiledans-l’eau. . il faut : . un volume émulsionné au -dessus de cette dernière et une phase organique (gazole) en surface. relative à l’application du tensioactif.3. Ds : Comme Cs. directement et uniquement liée à sa structure moléculaire. 1979). Cette notion permet de situer le domaine d’utilisation des agents de surface. III. Après repos. 1988).1 Caractère hydrophile-lipophile : HLB La notion de HLB est une indication. Une fois tous les échantillons préparés.une phase aqueuse de 90 mL.. Une des méthodes expérimentales utilisées pour la détermination de la HLB des tensioactifs consiste à mesurer le volume émulsionné d’un système gazole -eautensioactif dans une éprouvette de 100 mL (Griffin. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 111 . Le Tableau III.laisser l’éprouvette au repos jusqu’à l’apparition de la démixtion. la RMN permettrait une ana lyse semi-quantitative des différents tensioactifs (Carminati et al. Avec des données préalables un peu plus précises.. on remarque la présence de trois "phases" macroscopiques : une phase aqueuse qui a décanté au fond de l’éprouvette. 2004). Propriétés des émulsifiants III. l’éprouvette contient initialement : . R(C18=ou saturé ramifiée)–CO-NH(CH2-CH2-O)jH et/ou R -CO-(O-CH2-CH2)nOH La classe non ionique est ainsi confirmée. diaromatiques (5.2.3. le gazole algérien a été utilisé.la composition chimique et les densités sont assez similaires. La définition administrative donnée par la norme NF EN 590 (2004) pour le gazole sans soufre est la suivante : "Mélange d’hydrocarbures d’origine minérale ou de synthèse et. . La variation des intensités en fonction de la concentration montre la présence d'un intervalle de concentration commun pour quelques composés tensioactifs ( Figure III.3.2.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE III.2). Une solution de safranine a été préparée (0. esters).2 représente la variation de l'intensité de fluorescence en fonction de la concentration en tensioactif : l'abscisse de la rupture de pente indique la cmc de l'émulsifiant. Le Tableau III. on signale l’utilisation d'huiles minérales.2 résume les caractéristiques des émulsifiants testés. de 1. d’esters méthyliques d’acide gras. L'analyse spectroscopique UV permet de répartir les différents pourcentages en aromatiques : monoaromatiques (14.tous les émulsifiants considérés sont des mélanges de te nsioactifs non ionique et ionique (cationique ou anionique).6 %).1 Tensioactifs en solvant organique Les fluides de forage à base d’huile ont été initialement formulés avec de l’huile brute ou du gazole. Les principales caractéristiques physico-chimiques des gazoles sont données dans l’Annexe III en comparaison avec du gazole sans soufre selon la Norme NF EN 590 (Mai 2005). le gazole est composé de 65. le point singulier n'était pas dans la gamme de concentration testée .4 %). Analyse et résultats : Afin de procéder à des mesures par fluorescence.003 g/L dans du cyclohexane) et utilisée pour exciter les molécules d’émulsifiants en permettant d’avoir un maximum de fluorescence.6 %) et polyaromatiques (1. Des masses de l’ordre de 4 mg/L ont été pesées avec une précision de 10-5 g pour l’ensemble des composés. Cs (0. il faudrait tester une gamme de concentration inférieure ou supérieur e aux valeurs choisies. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 112 . Selon les résultats d'analyses par chromatographie en couche mince (TLC-FID Analyzer).84% d'aromatiques. III.1 donne un exemple des spectres obtenus et la Figure III.02).033). (Karlsen et Larter. Au sujet des cmc. 1991). (2004). de 32.2 Mesures de fluorescence Le principe de la méthode est donné en annexe III. d'huiles synthétiques (poly -oléfines. nous avons préparé des solutions de tensioactifs dans du cyclohexane . éventuellement. Pour d'autres composés. menés sur quelques composés émulsifiants en solution dans le décane ont donné les valeurs suivantes en vol% : Ds (0. Les données de la littérature ainsi que nos propres résultats aboutissent aux conclusions suivantes : . destiné à l’alimentation des moteurs thermiques à allumage par compression". paraffines.40% d'hydrocarbures saturés. Plus récemment. Celles-ci sont fonction de la nature chimique des tensioactifs.76% de résine et ne contient pas d'asphaltènes (méthode SARA). .3. Dans l’ensemble des essais réalisés.les concentrations recommandées ainsi que les cmc sont assez variables d’un composé à l’autre. il est à rappeler que la littérature est pauvre en informations sur les tensioactifs utilisés dans les fluides de forage. Les travaux de Skali et al. Cp (0.2 Concentration micellaire critique (cmc) : détermination par fluorescence moléculaire III.001). La Figure III. 350 Cs 300 Ds Ap Cp Dp Un point singulier dans l'intervalle 1. La différence des valeurs obtenues peut être liée à la fiabilité des méthodes. aux conditions de mesures ainsi qu’aux différents facteurs relatifs aux émulsifiants tels que la qualité des produits.2 : Détermination de la cmc des tensioactifs par fluorescence moléculaire Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 113 ..13 .23 10 -4 250 200 Intensité 150 100 50 0 700 750 800 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 La concentration en tensioactif (x 10-7) (g.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Pour Cp la cmc varie entre 0. une différence dans la concentration en matière active. dans le type de solvant et la nature des additifs utilisés dans les échantillons du commerce (Khodja et al. Comme attendu.1.1 : Evolution des spectres de fluorescence moléculaire des tensioa ctifs (a) Cp et (b) Dp en fonction de leur concentration dans le cyclohexane La comparaison entre les valeurs obtenues par les différentes méthodes montre une similitude dans l’ordre de grandeur pour quelques composés ( Tableau III. l’homogénéité. 2005c). elle est 10 fois plus élevée.001 et 0.2). (a) (b) Figure III. la détermination des cmc par les différentes méthodes signalées (tension interfaciale ou fluorescence moléculaire) peut donner des valeurs variables (de 10-2 à 10-4 % vol.L-1) Figure III.005% en volume et elle est la plus importante.). Pour Cs et Ds. 5 - Bs cationique 0. III.4 Emulsions : méthodes de préparation. d.14 ..3.28.3.965 0.24 0.10-4 b - - Cp non ionique cationique (71%) non ionique cationique (83%) non ionique anionique 0. ce travail).947 0. granulométrie.4 .22. D’une façon générale.5 – 17.10-3 b 3. 1987).1 Cs Dp Ds Ep Es 0. b : par fluorescence moléculaire (g/L. (2004). cf.10-2 a 1.10-2 a 1. solvant aliphatique. s : émulsifiant secondaire.928 0. 2004).935 - 5. c : Skali et al.2.7 .8 0. III. les laboratoires spécialisés dans les fluides de forage recommandent un mode de préparation et un ordre d'addition pour les bonnes pratiques d'évaluation des boues à l'huile ou émulsionnées inverses (OBM). pour nos résultats.7 9.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Tableau III.41 – 4.3 – 40. a : CMC par tension interfaciale (Skali et al.) Ap As Bp non ionique e (98%) anionique (95%)e non ionique 0.906 - Composé ρe (g/cm3) cmc (% vol) Intervalle HLB Composition chimique** recommandée (g/L) 7 4 Alcool gras éthoxylé e Alkyl benzène sulfoné e Ester amide d'acide gras.958 3 4 - 11. résistance à la centrifugation (teneur en eau décantée et pourcentage résiduel d'émulsion).5 * : la matière active ionique a été déterminée par la méthode de titrage en deux phases (INAPI.954 0. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 114 .17. p : émulsifiant principal.9 14. stabilité La qualité et la stabilité des émulsions f ormées par les tensioactifs des différents groupes seront examinées selon les critères suivants : stabilité électrique.10-4 b 10-3 a 1.27.26. e : selon fiches techniques.953 0.916 2.5. ** : selon la littérature . acide gras amine neutralisé sulphonique c Dérivé d'ester amide et d'acide gras aliphatique éthoxylé c Acide gras Polyaminé c Mélange de sels calciques d'acides organiques e Mélange de tall oil oxide et de d'acide gras polyaminé c Polyamide d Mélange de tall oil oxide et d'acide gras polyaminé c Mélange d'acide gras et de polyamide c (imidazoline) - 11 . On a intérêt à d'abord dissoudre les tensioactifs en mil ieu organique pour favoriser l’obtention d’une émulsion inverse .998 0.22.2 : Caractéristiques des différents tensioactifs Classe et matière active * (% vol. nous avons opté pour une addition lente. (1977) ont montré que l'ajout initial des deux tensioactifs dans l'huile avant addition de l'eau favorise la stabilité de l'émulsion. les caractéristiques rhéologiques. L’effet de la fraction volumique de phase dispersée n’est pas très clair. 2000). Dans le présent travail.4. et rappelée dans l'Annexe III) en fonction de la durée d’agitation montre une influence considérable de ce paramètre jusqu’à une durée de 35 à 40 min. il est probablement faible si l’on maintient constante la concentration en tensioactif dans la phase continue (Dalmazzone. 2005. L’étude de l’évolution de la stabilité électrique (définie dans la norme API.1 Ordre d'addition Malgré l'existence d'exceptions à la règle de Bancroft (1913) : "la phase continue est celle où le tensioactif est le plus soluble". 1992). De même. Ainsi. on recommande la dissolution des émulsifiants dans la phase huileuse (Lashmar et al. 1995). Dans l'ensemble des préparations. une vitesse d'agitation spécifique sera mentionnée.4. celle -ci reste cependant très utilisée (Schramm. III.4.3 : Evolution de la stabilité électrique (SE) en fonction du temps d'agitation Temps (min) SE (V) 0 6 1 2 4 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 63 84 105 110 137 146 170 198 207 212 217 217 217 217 217 Les principaux facteurs qui affectent le temps d’émulsification optimal sont la quantité et le type de tensioactif et la vitesse d’agitation. Cependant. la vitesse d’agitation sera spécifiée pour chaque préparation.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE L'aspect. et dans un but comparatif. III. on risque d'obtenir une émulsion assez visqueuse qui n’est généralement pas recommandée pour le forage ainsi que le risque d'une inversion de phases . avec un pourcentage élevé en phase dispersée (plus de 50%). Au contraire.2 Vitesse d’addition Il est parfois rapporté que l'addition lente et régulière de la phase dispersée favorise l'émulsification. ce mode opératoire sera adopté pour l'ensemble des préparations.3 Vitesse et durée d'agitation Toutes nos émulsions ont été préparées sous agitation mécanique. Tableau III. Ces observations différentes peuvent être liées au type de tensioactif ainsi qu'à la durée d'addition. certains travaux ne signalent pas de différence entre une addition lente et une addition rapide. de filtration et la mesure de la stabilité électrique sont souvent des éléments essentiels pour l'évaluation de la stabilité des émulsions. le suivi de la stabilité électrique après 10 s et après 30min (Tableau III. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 115 .4) montre l'influence de la durée d'agitation. Le Tableau III. L'ordre d'addition influe donc sur la stabilité cinétique de l'émulsion. Dans le présent travail. III. Il est généralement admis qu'une agitation longue et vigoureuse améliore la stabilité. au-delà de laquelle la stabilité électrique reste constante.3 présente cette variation pour une ému lsion E/H : 40/60 préparée avec une concentration de 10 g/L en tensioactif du mélange (Ap+As) sous une vitesse de 3000 tr/min. Lin (1978) et Lin et al. dans le domaine des OBM.. 9] 100 104 103 102 95 114 129 A 30 min 2000 2000 1791 1725 1705 1500 1516 10 s 145 180 188 166 195 188 252 B 30 min 1848 1800 1595 1500 1468 1200 996 10 s 96 90 75 70 65 44 50 C 30 min 1900 1825 1928 1941 1873 1904 1921 10 s 87 96 115 103 113 136 170 D 30 min 1600 1542 1458 1402 1320 1348 1345 * : Concentrations en émulsifiants principal et secondaire III.2). Les valeurs de stabilité électrique enregistrées pour un rapport E /H de 20/80 sont moins importantes que celles enregistrées pour le rapport 90/10. Un pourcentage plus grand en phase aqueuse se traduit par une augmentation de la conductivité de l'émulsion et par conséquent une diminution des valeurs de la stabilité électrique (Khodja et al. Pour les groupes A. 2] [3.1. l'augmentation de la concentration en tensioactifs diminue la stabilité de l'émulsion. Pour les tests de stabilité dans le temps.4 : Stabilité électrique en fonction de la concentration en émulsif iants (H/E : 90/10) Stabilité électrique (V) après agitation [P. le pouvoir émulsifiant de chaque tensioactif dans un système gazole-eau (E/H : 10/90) a été évalué.5 Effets des additifs sur le comportement des émulsions III.5.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Cette stabilité est beaucoup plus grande au bout de 30 min qu'au bout de 10 s.. 2005c). 7] [9. 3] [4.4.5. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 116 . Les intervalles choisis pour l'étude des performances de ces tensioactifs sont généralement inspirés par les limites recommandées dans les fiches techniques relatives à chaque produit ( Tableau III. 4] [5. 5] [7.1 Comportement des émulsions en présence d’un seul type de tensioactif III. B et D. Les résultats de ces tests. les émulsions ont été laissées au repos à une température de 203°C et pendant une durée de 24 h. exprimant le pourcentage résiduel de fluide émulsionné au bout de 24 h (coalescence partielle entraînant l'apparition d'eau libre) ainsi que ceux de la stabilité électrique sont représentés sur les Figures III. Tableau III. S]* (g/L) 10 s [1. Les concentrations varient de 1 à 14 g/L pour les tensioactifs primaires et de 1 à 22 g/L pour les tensioactifs secondaires . on remarque une augmentation jusqu'à une concentration en mélange de 8 g/L. alors que pour le groupe C.3 et III. 1] [2.1 Stabilité de l'émulsion au repos Dans une première phase du travail. L'ordre est le même avec les tensioactifs secondaires. En terme de stabilité électrique.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Les émulsions préparées sont donc assez peu stables.1. L'évaluation de la résistance à la centrifugation se traduit par la comparaison des pourcentages d’émulsification pour les systèmes qui n'ont pas conduit à une décantation d'eau et des taux de décantation d’eau pour les systèmes moins stables à la centrifugation. Avec le système gazole/eau pure. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 117 % d'émulsion .2 Stabilité de l'émulsion à la centrifugation Cette étude comparative du pouvoir émulsifiant des différents tensioactifs a été effectuée pour les trois familles de tensioactifs B. le pourcentage d'émulsion ne dépasse guère 20% pour l'ensemble des tensioactifs.3 : Evolution de la stabilité des émulsions à base du tensioactif primaire seul après 24 h (E/H : 10/90) La préparation de ces émulsions a été effectuée dans les mêmes conditions opératoires (vitesse d’agitation. Pour chaque famille et pour chaque rapport nous avons préparé des émulsions contenant 2 g/L de tensioactif primaire ou de tensioactif secondaire ou du mélange des deux.5. dans toute la gamme de concentration. Il est à noter que. température). Le tensioactif secondaire du groupe A donne la stabilité électrique la plus élevée pour toute la gamme de concentrations étudiée. La stabilité électrique augmente avec la concentration et atteint un palier dont la valeur dépend du type de tensioactif utilisé. Les pourcentages d'émulsion sont presque identiques pour C et D. 250 25 Stabilité Electrique : SE (V) 200 20 150 15 100 10 50 5 0 1 3 5 7 10 12 14 0 Concentration en tensioactif primaire (g/L) % emulsionA SE B % emulsionB SE C % emulsion C SE D % emulsion D SE A Figure III. C et D sur la base des résultats des tests de stabilité des émulsions à la centrifugation (2000 tr/min durant 10 min). Les plus grandes valeurs du pourcentage d’émulsion et les plus faibles pourcentages d’eau (inversement proportionnels à l'efficacité du tensioactif) ont été observés pour les tensioactifs primaires du groupe B suivi de ceux du groupe A. et ce en suivant les instructions signalées précédemment AFNOR T73-409 (1976). le comportement des émulsions en fonction de la concentration en tensioactifs primaires est presque similaire pour les tensioactifs A et B et ce dans toute la gamme de concentrations. les rapports E/H : 50/50 et 40/60 ont été sélectionnés. III. type d’agitateur. Pour le tensioactif du groupe C on note une diminution de la s tabilité électrique avec l'augmentation de la concentration. les plus grandes valeurs de stabilité électrique ont été enregistrées pour le tensioactif primaire du groupe B. Avec les tensioactifs secondaires la tendance des courbes est différente. temps d’agitation. 5 et III. De plus.5).CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE 400 350 25 20 Stabilité Electrique (V) 300 250 200 150 100 5 50 0 1 3 5 8 10 18 Concentration en tensioactif secondaire (g/L) % emulsionB SE B % emulsion C SE C 22 0 10 15 % emulsionA SE A % emulsion D SE D Figure III.5).4 : Evolution de la stabilité des émulsions à base du tensioactif secondaire seul après 24h (E/H : 10/90) Le test de stabilité de la phase émulsionnée à la centrifugation est directement lié à la rigidité du film interfacial formé par l’adsorption des molécules tensioactives à l’interface des gouttelettes d’eau dispersées dans l’huile. alors qu'avec le mélange le pourcentage est généralement légèrement plus élevé. Le film le plus résistant est celui qui est capable d'empêcher la décantation de l'eau. Pour le rapport H/E : 50/50. on observe la présence d'eau avec les tensioactifs secondaires pour le rapport H/E : 50/50 (Tableau III. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales % d'émulsion Page : 118 .6 montre une grande similitude entre les pourcentages d'émulsion avec les tensioactifs principaux et secondaires.6.5 : Test de stabilité à la centrifugation (E/H : 50/50) [P] (g/L) 2 2 2 [S] (g/L) 2 2 2 B C D 58 49 55 35 48 40 7 3 4 Groupe B C D % Huile 51 46 50 % Emulsion 49 54 50 % eau 0 0 0 L'analyse du Tableau III. signalons d'abord les différences des pourcentages d'émulsion entre les tensioactifs secondaires et primaires. Les résultats après centrifugation relatifs au rapport E/H : 40/60 sont illustrés dans le Tableau III.6 montre une émulsification plus importante pour le rapport E/H : 40/60 que pour le rapport 50/50. ces derniers donnant des pourcentages d'émulsion plus élevés et une absence d'eau ( Tableau III. La comparaison des résultat reportés dans les Tableaux III. Tableau III. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE D'autre part, la comparaison avec les résultats du rapport E/H : 10/90 (Figures III.4 et III.5) montre que, malgré la centrifugation, les émulsions avec des teneurs plus importantes en phase dispersée sont plus stables. En effet, les pourcentages d'émulsion sont au maximum de 20% avec le rapport E/H : 10/90 alors qu'ils dépassent 40% avec les rapports 50/50 et 40/60. Cette différence peut être liée à l'influence du pourcentage de la phase dispersée sur l'augmentation de la viscosité de l'émulsion et par conséquent sur la stabilité de l'émulsion ; ceci montre que la concentration en tensioactifs utilisée est largement supérieure à celle nécessaire pour l'émulsification. Du point de vue comparatif, les constituants des trois familles de tensioactifs B, C et D donnen t à peu près les mêmes résultats. Tableau III.6 : Tests de stabilité à la centrifugation (E/H : 40/60) [P] (g/L) 2 2 2 [S] (g/L) 2 2 2 [P, S] (g/L) (1,1) (1,1) (1,1) B C D 29 34 34 71 66 66 0 0 0 B C D 37 39 36 63 61 64 0 0 0 Groupe B C D % Huile 36 35 36 % Emulsion 64 65 64 % Eau 0 0 0 III.5.2 Comportement des émulsions en présence des couples de tensioactifs Le Tableau III.7 montre déjà la meilleure efficacité des mélanges des tensioactifs (P, S) en émulsification. On peut ainsi conclure que les films interfaciaux formés par un seul type de tensioactif ne sont pas capables d'empêcher la coalescence, donc la séparation des phases. Il est donc nécessaire d'évaluer le pouvoir émulsifiant d'un couple de tensioactifs (P, S) dans une gamme de concentrations déterminée. Les résultats des tests de stabilité électrique des émulsions au repos sont représentés sur la Figure III.5. Dans la gamme des concentrations étudiée, on remarque l'existence d'une concentration optimale spécifique à chaque mélan ge (P, S), donnant un pourcentage maximal d'émulsion. Ces concentrations ne varient pas dans le même sens que la stabilité électrique. La stabilité électrique des groupes A et C varie peu avec la concentration, alors qu'elle est plus prononcée pour les tensioactifs des groupes B et D. Pour les tensioactifs du groupe B, la stabilité électrique augmente alors qu'avec ceux du groupe D elle diminue. Selon nos données, pour la famille A, le maximum et le minimum d’émulsion résiduelle correspondent respectivemen t aux concentrations (8,6) et (12,8) ; pour B, (6,8) et (12,18) ; pour C, (1,1) ou (5,5) (moins avantageux économiquement) et (12,18) et pour D, (3,3) et (1,1). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 119 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE 400 350 300 35 30 25 20 15 10 5 0 (1,1) (3,3) (5,5) (6,8) (8,6) (12,8) (12,18) (14,22) SE (V) 250 200 150 100 50 0 Concentration en mixture: P+S (g/L) % emulsionA SE A % emulsionB SE B % emulsion C SE C % emulsion D SE D Figure III.5 : Evolution de la stabilité des émulsions à base de mélanges de tensioactifs (P+S) après 24 h (E/H : 10/90) Dans des conditions expérimentales identiques, la meilleure émulsification est donc tributaire d’une formulation optimale en termes de concentrations et de proportions de tensioactifs (Khodja et al., 2005c). Cependant, pour une concentration donnée en tensioactif secondaire, les systèmes ne présentent pas de variation importante de la stabilité électrique en fonction de la concentration en tensioactif primaire. L’observation la plus importante qui se d égage de ces résultats est que l’augmentation de la concentration en émulsifiants ne favorise pas toujours une bonne émulsification. Avec l'augmentation des concentrations en tensioactifs primaires et secondaires, mais à différents rapports P/S, on constate des comportements inverses pour les groupes A, B et C, d'une part (stabilité électrique croissante) et pour le groupe D. En outre, tous les systèmes montrent une bonne stabilité électrique lorsque les pourcentages en tensioactifs primaires et secondaires sont égaux. Du point de vue pratique, en plus de l'influence des conditions opératoires, la stabilité électrique varie en fonction du rapport H/E, de la salinité de la phase dispersée, du type et de la concentration des additifs utilisés dans l'émulsion. Généralement, les valeurs de stabilité électrique sont plus élevées pour les émulsions à faible teneur en phase dispersée . Pour les rapports 90/10 et 85/15, ces valeurs supérieures atteignent ou dépassent 1800 V, alors que pour les rapports 70/30 et 65/35 on note des valeurs supérieures à 600 V. Pour un rapport E/H fixe et avec des concentrations en tensioactifs similaires, l'effet bénéfique du mélange de tensioactifs est sans doute dû au fait qu'il favorise l’obtention et le maintien de gouttelettes de fa ibles tailles. D'après les Tableaux III.1, III.2 et le §III.3.2, les mélanges de tensioactifs primaires et secondaires renferment des composés ioniques et non ioniques. En effet, l’emploi des tensioactifs ioniques assure la stabilité de l’émulsion par répulsion coulombienne, alors que les tensioactifs non ioniques stabilisent l’émulsion par l’encombrement stérique, responsable de la création d’une barrière capable d’empêcher l’agglomération des gouttelettes d’eau (Poré, 1992). Ces mélanges de tensioactifs de nature différente (non ionique et ionique) améliorent considérablement l’efficacité et la performance des formulations, en favorisant d'ailleurs la réduction de la tension interfaciale (Smith, 1989). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 120 % d'émulsion CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE L'émulsification étant le processus de dispersion d'une phase liquide (interne) en fines gouttelettes au sein d'une phase liquide continue, la qualité d'une émulsion dépend de la dimension moyenne et de la distribution granulométrique des particules formées, qui mesurent l’état de division de la phase interne. Une analyse par granulométrie laser des émulsions préparée avec des tensioactifs primaires (Figure III.6) et sous agitation continue, montre une nette différence dans la distribution de tailles entre les émulsifiants des groupes A et C : le tensioa ctif du groupe A donne une émulsion un peu moins grossière. La stabilité de l’émulsion varie généralement en sens inverse de la taille moyenne des gouttelettes. La Figure III.6 donne des exemples de distribution de tailles (DTG) des gouttelettes d'émulsions préparées avec les tensioactifs primaires (10 g/L) des groupes A et C. La Figure III.7 représente un suivi de l'évolution des pourcentages cumulés (mesures effectuées sous agitation) pour le cas de la mixture des tensioactifs du groupe A. L’analyse de la distribution granulométrique montre une similitude des diamètres moyens obtenus pour les deux groupes de tensioactifs, tous deux très élevés (de l’ordre de 100 µm). Pour les deux cas, on signale un maximum de particules dispersées dans la plage de 60 à 100 µm, ce qui entraîne une décantation rapide. Cependant, la comparaison des classes de taille des diamètres obtenus donne des valeurs différentes. On note d (V; 0,1) de 33,10 µm pour A alors qu'il est de 49,55 µm pour C. De même pour d (V; 0,5) et d (V, 0,9) qui sont respectivement de 62,37 et 96,92 µm pour A et de 89,36 et 144 µm pour C. Cette nette différence devrait favoriser une meilleure stabilité des émulsions préparées avec les émulsifiants du groupe A (Ap et As). (a) (b) Figure III.6 : Evolution des classes granulométriques d 'une émulsion E/H: 40/60 préparée par les émulsifiants primaires des groupes (a) A et (b) C Parmi les facteurs influençant la taille et la distribution granulométrique, on signale la nature et la concentration du tensioactif (Schramm, 1992), la salinité (Poré, 1992), le procédé de préparation (Puisieux et Seiller, 1983), l'intensité et la durée de l'agitation ( Brochette, 1999 ; Dalmazzone, 2000). Pour des conditions expérimentales identiques, la composition chimique des émulsifiants semble avoir une grande influence dans le cadre de cette comparaison. La coalescence de deux gouttelettes juste après leur formation mais pendant le processus d’émulsification a été clairement mise en évidence par Taisne et al. (1996). La taille des gouttelettes est donc le résultat de deux processus : la rupture et la coalescence, et, plus la concentration en tensioactif est élevée, plus la coalescence est lente. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 121 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Figure III.7 : Evolution des classes granulométriques d'une émulsion inve rse H/E: 60/40 préparée par les émulsifiants du groupe A (P/S : 10/10) On suppose souvent que la prévention de la coalescence est due à la répulsion coulombienne entre les couches de tensioactif adsorbées. Dans le cas des émulsions étudiées, la dimension moyenne des particules se situe entre 10 et 135 µm (macroémulsion), d’où l’importance d'une étude sur la cinétique de stabilisation-déstabilisation, surtout en présence d’autres additifs. Avec un mélange d'émulsifiants et sous l’effet d'une agitation conti nue, le diamètre moyen des particules d’eau dispersée a tendance à diminuer (Figure III.7) et, par conséquent, l’émulsion devient de plus en plus stable. L'augmentation de la durée d'agitation favorise donc la stabilité de l'émulsion par la réduction de la taille des particules. Cette observation, valable pour les trois familles de particules (fines, moyennes et grossières) explique les valeurs élevées de stabilité électrique obtenues après agitation de 30 min de l'émulsion 90/10 (Tableau III.4). Dans une première approche, la concentration donnant une bonne stabilité électrique et un pourcentage d’émulsion élevé est choisie comme concentration optimale. L’évaluation de ces paramètres nous a permis de déduire un classement pour les différents groupes de tensioactifs (Khodja et al., 2005c). Les tensioactifs facilitent la dispersion du système sous agitation mais, dans le cas d'émulsions grossières, ne peuvent assurer le maintien de la phase dispersée dans la phase continue. Les gouttelettes formées sont su ffisamment grosses pour que les forces de pesanteur soient toujours prépondérantes. Des émulsions fines sont obtenues seulement sous agitation continue. La Figure III.8 montre clairement qu'au-delà d'une certaine concentration critique (de l'ordre de 20 g/L) de tensioactifs, la stabilité électrique ainsi que la résistivité atteignent des valeurs très faibles et deviennent pratiquement constantes. Toutefois, le caractère monotone décroissant des courbes de la Figure III.8 semble indiquer que très peu de tensioactif est nécessaire pour stabiliser l'émulsion, puisque pour le rapport 50/50 (P/S=1) des tensioactifs du groupe A, cette concentration et dans ces conditions de préparation , la stabilité électrique est maximale pour les faibles valeurs de concentratio ns. On peut en déduire soit que la concentration optimale en émulsifiants est inférieure à 5 g/L, soit que la stabilité et la résistivité électriques ne sont pas des critères fiables pour conclure sur la stabilité de l'émulsion. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 122 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE III.5.3 Influence de la teneur en phase dispersée Pour différents rapports E/H variant de 90/10 à 50/50 et pour des concentrations variables en tensioactifs (1 à 25 g/L), les pourcentages d'émulsion et d'eau décantée ont été mesurés pour les systèmes A et C. Les émulsions ont été laissées au repos à une température de 203 °C pendant 24 h. Les résultats obtenus sont regroupés dans les Tableaux III.7 et III.8. La remarque commune pour tous les agents émulsifiants est que, à quelques exceptions près, au dessus de 20 % de phase dispersée, le pourcentage d’émulsification diminue alors que le pourcentage d'eau résiduelle augmente. Deuxièmement, on observe que l'augmentation de la concentration totale en émulsifiants (à partir de 10-15 g/L) améliore l'émulsification. Pour chaque rapport E/H il existe une concentration optimale (en grisé dans les tableaux) donnant un minimum d'eau et un pourcentage maximal d'émulsification. Avec l'augmentation de la teneur en phase dispersée l'émulsion devient de plus en plus visqueuse, ce qui peut favoriser sa stabilité. Cependant, avec une concentration fixe en émulsifiants, l'augmentation de la teneur en eau peut favoriser la coalescence, ce qui engendre une chute des pourcentages d'émulsion. Stabilité électrique (V) 120 100 80 Résistivité électrique 10-6 (Ohm -1) 100 90 80 70 Stabilité électrique (V) 60 40 20 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 50 40 30 Résistivité électrique (1/Ohm) 20 10 0 Concentration en tensioactifs (g/L) Figure III.8 : Variation de la stabilité électrique et de la résistivité électrique d'une émulsion inverse E/H: 50/50 préparée par les émulsifiants du groupe A (P/S : 10/10) Du point de vue de la stabilité électrique (SE) des systèmes A, B, C et D avec comme phase dispersée une solution de NaCl à 320 g/L (saumure saturée), la Figure III.9 montre une chute des valeurs de SE à partir de 5% d'eau suivie d ‘une diminution modérée au-dessus de 30% de phase dispersée. 2100 Stabilité électrique (V) 1800 1500 1200 900 600 300 0 0 20 D C B A 40 60 % Saum ure Figure III.9 : Evolution de la stabilité électrique en fonction du pourc entage de phase dispersée (saumure saturée en NaCl : 320 g/L) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 123 0. 10) (12. la chaux et l'alourdissant. Dans une première étape. 7.5 . 5) (7.7 : Pourcentages d’émulsion et d’eau pour les tensioactifs du groupe A 90/10 [P .5 . 1. D’après les variations de la stabilité électrique en fonction de la concentration en argile (de type A. le système E/H : 10/90 a été sélectionné. 7.4 Influence de l'argile organophile et du réducteur de filtrat Pour évaluer la contribution de chaque additif à la stabilité des émulsions inverses.5 .5 .8 du point de vue du pourcentage d'émulsion.7 et III.2.5 .5) (2. on peut justifier sa préférence pour l'interface huile/eau par son affinité mutuelle pour les deux phases : d'une part une affinité pour l'eau grâce aux fon ctions Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 124 .10).5) (5 . on constate que l’argile organophile contribue considérablement à la stabilité des émulsions.5) (1. L'argile organophile étant une montmorillonite traitée par des tensioactifs cationiques (ammonium quaternaire).5) 2 16 4 31 14 27 28 NB : Pourcentage de phase huileuse = 100 – (% émulsion + % eau) Tableau III. les additifs qui semblent être indispensables pour la formulation d'un fluide de forage émulsionné inverse sont.5) (2. l'argile organophile.5 . S] ( g/L ) (0.8 : Pourcentages d’émulsion et d’eau pour les tensioactifs du groupe C 90/10 [P. 12. 2.5) (1. B ou D (Figure III.5) (10 .5 .5) (5 .5.5) % Eau 8 8 8 3 0 0 2 % émulsion 22 18 11 17 15 18 16 80/20 % eau 15 15 14 13 12 13 4 % émulsion 23 21 22 21 24 18 26 % Eau 23 24 22 20 15 10 10 70/30 % émulsion 18 16 15 18 22 30 30 % eau 48 40 40 35 36 33 28 50/50 % émulsion 0 9 8 11 10 10 12 III.5 . 10) % Eau 8 8 6 3 0 0 % émulsion 15 10 15 17 17 16 % eau 15 12 12 5 5 3 80/20 % émulsion 19 23 20 25 23 28 % eau 25 25 20 17 15 14 70/30 % émulsion 20 16 20 20 22 27 % eau 48 45 40 38 30 30 50/50 % émulsion 0 4 10 8 14 10 10 (12. Tableau III. 1. Cette évaluation a été effectuée par la mesure de la stabilité électrique et la détermination des para mètres rhéologiques. l'effet de chaque additif a été étudié dans une émulsion ne contenant pas de tensioactifs.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Cette tendance complète les résultats obtenus dans les Tableaux III. 5) (7. En plus des agents émulsifiants.5 .5) (10 . le réducteur de filtrat. 12.5 . 0. S] (g/L) (0. qui ont tous mis en évidence l'importance de l'angle de contact entre la particule et le liquide qui la mouille préférentiellement. Bensbaa et al. intéressante pour le forage. Aveyard et al.. 1995a).10 : Effet de l'argile sur la stabilité électrique de l'émulsion (E/H : 10/90) L'étude rhéologique d'une émulsion E/H : 10/90 préparée avec trois types d'argiles organophiles (Figures III. Cette augmentation est donc favorable du double point de vue de la stabilité électrique et de la fluidité de l'émulsion..CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE silanols des aluminosilicates. 2005). La différence de comportement des argiles est liée notamment à leur type et à leur granulométrie. tels que la répartition des particules. puis par Schulman et Leja (1954) et d'autres auteurs. 1995b . L'argile organophile peut stabiliser l'émulsion par adsorption directe à l'interface eau/huile ou par adsorption au niveau du film stabilisé par d'autres produits tels que les tensioactifs (Danuta et al. en présence de tensioac tif. d'autre part une affinité pour la phase organique améliorée par la chaîne organique des tensioactifs greffés . 2000 . Les particules hydrophiles. d’autres facteurs. en plus de l’angle de contact.. 2003).. inférieur à 90°. des modifications de leurs performances peuvent apparaître. Binks et Lumsdon. Gelot et al. Aveyard et al. le recouvrement de la surface et la phase or iginale de dispersion des particules sont aussi à considérer. Il en va de même avec le système émulsionné E/H: 80/20. Les argiles jouent donc un rôle prépondérant dans l'amélioration de la stabilité et de la rhéologie de l'émulsion. 1984 . De plus. 2000 . Tambe et Sharma. 1993 . tendent à stabiliser les émulsions H/E.. 2003). 1954 . La stabilisation de telles émulsions a été expliquée d'abord par Van der Minne (1928).11a et b) montre un comportement rhéofluidifiant à seuil puis newtonien ou quasi newtonien. donc une diminution puis une stabilisation de la viscosité avec l'augmentation de la concentration en argile. Yan et Masliyah. D’autres travaux ont montré la possibilité d’une stabilité maximale avec des angles différents de 90° (Menon et Wasan. Selon ces auteurs. tandis que les particules hydrophobes stabilisent les émulsions E/H (Schulman et Leja. 1986 . L'argile 3 donne les meilleures valeurs. Stabilité électrique (V) 2500 A 2000 B D 1500 1000 500 0 0 10 20 30 40 50 60 Concentration d'argile en (g/l) Figure III . faisant avec l'eau un angle de c ontact. D Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 125 . Des considérations thermodynamiques suggèrent que la majorité des émulsions de Pickering sont stables lorsque l’angle de contact est de 90° (Yan et Masliyah. Les émulsions de Pickering sont stabilisées par des particules solides colloïdales (de taille inférieure à 1 m). 2003). au moins dans le domaine des concentrations étudiées. d'après Yekeler et al. et en accord avec la loi de Stokes.. (2003) suggèrent que les particules asymétriques. Gelot et coll. Pour les réducteurs de filtrat. Binks et Lumsdon. ces deux paramètres réduisent la taille des gouttelettes de phase dispersée (Schulman et Leja. Tadros et Vincent (1983) et Vignati et al.2 0 0 50 100 150 200 250 300 Shear rate [1/s] (a) (b) Figure III. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 126 . Kotlyar et al. la stabilité de ces émulsions augmente lorsque la ta ille des particules diminue et que leur concentration augmente : en effet. 1999 . 1988 . Yan et al. 1998 et 1999) signalent l'influence des aluminosilicates dont le diamètre varie de 100 à 200 nm.11 : Effet du type d’argile sur la rhéologie de l'émulsion (E/H : 10/90) sans tensioactif Généralement. à base d'asphalte ou de li gnite. vu sa nature et sa composition. telles que celles de bentonite. 1993 . 2001 . Aveyard et al. En second. En premier. les différents groupes de réducteurs de filtrat testés. on pense plutôt à une solubilité et une grande affinité pour la phase organique.. 1993 . Bensebaa et al. (1992) et Yan et Masliyah (1993).4 2 Shear rate [1/s] 150 200 250 300 0. Bowman. Sullivan et Kilpatrick. 2000 .CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE argile 1 20 argile 2 argile 3 1. Leur mécanisme d'action est totalement différent de celui des argiles organo philes.2 Shear stress [Pa] Viscosité [Pa.. Abend et al. Yan et al. Pour les émulsions de pétrole. 1984 . 2000 .. 1967. L’augmentation de la viscosité de la phase continue stabilise le système. 2000 . Enfin. 1954 .. Menon et Wasan. 1984. (1991a et b). la tendance à la sédimentation de la phase dispersée est inversement proportionnelle à la viscosité de la phase continue . Au contraire. (2004) la morphologie des particules peut aussi altérer la mouillabilité.8 argile 2 argile 3 0. Zaki et al.s] 16 12 8 4 0 0 50 100 3 1 1 argile 1 0.6 0. n’ont pas d'effet significatif sur la stabilité électrique et n'ont guère d'influence sur la viscosité de l'émulsion .. 2002. Pal et al. Yan et Masliyah. Binks et Lumsdon. sont plus efficaces pour la stabilisation que les particules sphériques. Bishop (1997) signale que les argiles organophiles n’augmentent pas la viscosité de l’huile (gazole) mais sont à l'origine de structures particulières par interaction avec la phase aqueuse. Les propriétés rhéologiques de telles émulsions ont été notamment étudiées par Pal et Masliyah (1990). 1998 . plusieurs auteurs (Tambe et Sharma. 1995 a .. Tambe et Sharma. la réduction de la mobilité de l’eau évite et réduit les phénomènes de floculation et de coalescence. plastique. Pour le cas du mélange avec un rapport E /H : 10/90 et contenant une concentration en tensioactifs du groupe D de 5 + 5 g/L (P + S). En revanche. En effet. chimiquement inerte. de réaliser et de stabiliser des émulsions par la seule présence de particules solides fines. de 80 V pour le système sans barite à 440 V pour le système alourdi (d = 1.28 18 18 0 1 440 * Dans le domaine des fluides de forage. non miscibles et sans action sur les deux phases. Tableau III. 2005c et 2006d).s) Viscosité plastique (mPa. Après chaque ajout nous avons suivi l’évolution de la stabilité électrique et de la rhéologie. Notre étude des contributions de la barite et de la chaux à la rhéologie et à la stabilité des émulsions a porté sur deux émulsions. La barite.88 (sans barite) 43 23 40 9 80 Paramètre Viscosité apparente (mPa.9). l’association des têtes polaires des tensioactifs avec le calcium renforce leur adsorption à l’interface eau–huile (Khodja et al.5.5 Influence de la barite et de la Chaux D'une façon générale. Il n'a été constaté aucune influence de la chaux sur la rhéologie des émulsions. On invoque la notion de "raideur d’interface" formulée par Duclaux (Sherman. On retrouve donc un comportement similaire à celui des argiles organophiles : une amélioration remarquable de la stabilité électrique avec l’augmentation de la densité (concentration en barite). A des concentrations relativement plus élevées. L’addition de barite améliore la stab ilité électrique de l'émulsion inverse.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE III. Les gouttelettes de même charge auront tendance à se repousser. Conforméme nt à la théorie. en plus de son action sur le pH. peut activer les tensioactifs et améliorer leur pouvoir émulsifiant.23 16 17 -2* 1 330 d = 1. la chaux.. la barite peut décanter. Les viscosités apparente.5 260 d = 1.9 : Caractéristiques rhéologiques de systèmes renfermant de la barite d = 0. Pour le cas de l'émulsion E/H : 20/80 avec le tensioactif secondaire du groupe A (4 g/L). par ajout de petites quantités. intervient sur la stabilité par le fait qu’à la suite d’une agitation mécanique les particules solides s’adsorbent aux interfaces huile/eau des gouttelettes et favo risent une extension de cette interface. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 127 . une valeur négative peut être expliquée par l'instabilité du système. la contrainte seuil et le Gel 0 diminuent sensiblement.18 10 10 0 0. la présence de l’alourdissant (la barite : BaSO4) influence la rhéologie des systèmes émulsionnés (Tableau III. selon cette conception. l'une avec un seul tensioactif. Certains colloïdes (colloïdes protecteurs) peuvent également intervenir pour éviter les chocs brutaux des particules dispersées". la barite (BaSO 4) est souvent utilisée pour augmenter la densité des fluides de forage. 1968) : “Il a été possible. l'autre avec un mélange. La viscosité augmente avec la concentration en barite. il est donc nécessaire d’employer en plus des viscosifiants. la stabilité électrique est plus élevée que celle obtenue en présence du couple de tensioactifs seul dans l'émulsion et croît avec la concentration en chaux. L'additif (chaux ou barite) a été introduit progressivement. des agents mouillants pouvant maintenir ces particules en suspension.s) Contrainte seuil (Pa) Gel0 (Pa) Stabilité électrique (V) d = 1. on note une augmentation de la stabilité électrique de 247 V avec 72 g de barite/L à 386 V avec 230 g de barite /L.28). Pour s'assurer de la séparation complète de la fraction émulsionnée. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 128 . S) (E/H : 10/90) Groupe B C D (3. nous avons voulu mesurer la stabilité électrique (SE) de la phase huileuse.10. Ainsi.7 75.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE III. durée 10 min). réducteurs de filtrat) passe obligatoirement par l’analyse du système entier. on utilise fréquemment l'élévation de la température et la centrifugation. 22) 11. alors que l'existence d'une faible quantité de phase aqueuse dans l'huile diminuerait considérablement la stabilité électrique. l’expérimentateur est souvent appelé à évaluer les performances des ingrédients considérés indépendamment. Des équipements et des méthodes standard recommandés par l’API 13 B-2 (2005) pour la préparation et la caractérisation des fluides de forage ont été utilisés. ce travail porte sur l’évaluation des performances de trois groupes de tensioactifs utilisés en tant qu’émulsifiants dans les fluides de forage.6. destinées à accélérer leur vieillissement. viscosifiants. mesurés pour les trois groupes.0 61. le groupe D se comporte mieux. La stabilité des émulsions est aussi estimée par la mesure des propriétés rhéologiques et de filtration du fluide de forage formulé. III. La valeur de SE dépasse alors la gamme de mesure de l’appareil utilisé (2000 V). Or. Tableau III. 5) 26.9 40.6 46. alors que pour les concentrations élevées et différentes (P ≠ S). Les pourcentages d'émulsion après centrifugation.8 Le système B conduit à une apparition d'eau tandis que les systèmes C et D semblent beaucoup plus résistants. le système B résiste plus à la centrifugation dans le domaine des faibles concentrations et avec un mélange équimassique (P = S).4 41.7 71. 3) 57. Les différents fournisseurs de fluides de forage présentent le fluide comme une entité indissociable pour laquelle le contrôle des performances des additifs (émulsifiants.1 (5.1 78. 18) 3.6 Etude systématique de la stabilité des é mulsions : centrifugation et rhéologie Parmi les tests de stabilité des émulsions (fondés sur l'évolution du mélange en fonction du temps). Dans cet objectif.10 : Pourcentages d’émulsion en fonction de (P .1 Systèmes gazole/eau/tensioactifs : influence d'une centrifugation appliquée à la partie émulsionnée Après une même durée de sédimentation (24 h). Nous avons vu plus haut que l'obtention d'émulsions suffisamment stables nécessitait un mélange de tensioactifs et l'ajo ut d'autres additifs.1 (14. la phase émulsionnée a été prélevée pour mesurer sa résistance à la centrifugation (vitesse : 2000 tr/min .6 52. sont reportés dans le Tableau III.3 (12. La présence des tensioactifs à des concentrations égales avec différents rapports E/H a abouti à des pourcentages d’émulsion remarquables. Cette constatation est liée au fait qu’une forte teneur en phase di spersée améliore la viscosité de l’émulsion. La conductivité électrique a été mesurée au fur et à me sure des ajouts sous agitation continue (300 tr/min) (Figure III.2 Systèmes gazole/saumure/tensioactifs : influences de la durée et de la température de centrifugation Des mélanges (gazole + saumure + tensioactif) ont été préparés pour les quatre familles (A.rapport des tensioactifs P/S : 50/50. B.l'étude de la stabilité (conductivité électrique) sous l'effet de l'addition de la phase dispersée (Figure III. .13). Le suivi a porté sur : . 120 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 100 700 tr/mn 2000 tr/mn 4000 tr/mn 700 tr/mn 2000 tr/mn 4000 tr/mn % emulsion % emulsion 80 60 40 20 0 D C B A D C Tensioactif B A Tensioactif (a) (b) Figure III.12b). . b : 7 jours) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 129 . Les échantillons récupérés de la partie émulsionnée après repos de 24h et 7 jours ont été soumis à différentes vitesses de centrifugation pendant 10min. III. La performance des tensioactifs a été ensuite étudiée par ajout de saumure saturée jusqu'à l’inversion de phases.concentration totale en tensioactifs : 15g/L.14). . ce qui contribue à une amélioration de sa stabilité. 2000 et 4000 tr/min.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE On peut donc conclure que ces tensioactifs sont en mesure de résister à un excès d’eau.6. Après centrifugation (24 heures ou 7 Jours).l'étude de la résistance à la centrifugation de la phase émulsionnée pendant 10 min à 4000 tr/min à 25 ± 3 C ou à 70 ± 3 C (Figure III. . C et D présentent une meilleure résistance à la centrifugation comparés au groupe B pour le test au repos à 24 h mais le groupe A perd sa résistance à la centrifugation après 7 jours de repos (Figure III.vitesse de centrifugation : 700. .rapport E/H : 10/90. .l'étude de la résistance à la centrifugation après un repos de 24 h ou de 7 jours (Figure III. .l'étude de la stabilité dans le temps : on laisse les échantillons sédimenter pendant 24 h (Figure III. A.14).13).12) .température de centrifugation : 20 ± 3 C et 70 ± 3 C. les groupes C et D s'avèrent les meilleurs comparativement aux groupes A et B.12 : Pourcentages d’émulsion après centrifugation (a : 24 h.phase dispersée : saumure saturée en NaCl (320 g/L). C et D) en respectant les conditions suivantes : . C.11 regroupe les teneurs en eau de ces phases organiques. 34%. un échantillon de la phase émulsionnée est prélevé et centrifugé pendant 10 min (4000 tr/min) à 25 C ou à 70 C. 34% et 47% de saumure pour les groupes C. Tableau III.. suivi de C. les conductivités électriques des émulsions (inverses) sont très faibles. Après centrifugation à 25 °C l'ordre est A. Comme prévu.6.14: Evolution de la conductivité après agitation. B et après centrifugation à 70 °C : D. les échantillons récupérés ont été fermés par des bouchons de liège. De plus.3 Dosage de l'eau dans la phase continue après centrifugation Afin de suivre la répartition de l'eau dans les deux phases et en complément aux résultats obtenus après centrifugation de la phase émulsionnée. juste après centrifugation. D. En ajoutant la saumure. Le Tableau III.11 : Teneur en eau dans la phase continue (gazole) Groupe de Tensioactifs Teneur en eau (mL) A 0.09 C 0. vieillissement (24 h). A. III. nous avons dosé l'eau dans la phase continue (méthode de Karl Fischer).13 : Comportement des émulsions Figure III.17 D 0. 120 100 90 80 70 A B C D % emulsion 80 60 40 20 0 D t=0 t=24h C B A Temperature Conductivité (micro s/cm) 60 50 40 30 20 10 0 -10 0 10 Tensioactif Centrifugation 20 30 40 50 60 % saumure (mL) Figure III. en fonction du pourcentage de saumure centrifugation (4000 tr/min) et chauffage (70°C) Le groupe de tensioactifs qui présente le pourcentage le plus élevé d’émulsion après vieillissement est le groupe D. Afin d'éviter une éventuelle contamination des échantillons par l'humidité ambiante. 2005c). la contamination des émulsions par la saumure diminue considérablement la stabilité électrique pour tous les groupes de tensioactifs étudiés car le milieu devient plus conducteur après chaque addition. il se produit une inversion de phases (augmentatio n brusque de la conductivité électrique) respectivement à 30%. En particulier. B.25 B 0. D et B. A. on récupère un volume de 2 mL de phase surnageante.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Après un repos de 24 h. le groupe C atteint des valeurs de SE très basses à partir de 28% de saumure (Khodja et al. Après 24 h. de A et de B.12 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 130 . Les résultats de centrifugation de la phase émulsionn ée après 7 jours de repos confirment le même ordre. Ainsi. centrifugation. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 131 .12). on note une instabilité de l’émulsion.5) g/L . après vieillissement de 24 h (Tableau III. Après 24 h de repos et avec des conditions plus sévères : centrifugation à 4000 tr/min durant 10 min.12).8/3 16/0 100 17/0 70 80/0 20/3 20/3 100 15/0 18 50/23 16/5 14/5 100 5/4 50 15/60 Groupe A Groupe B Groupe C a : après une première centrifugation. et de C (Khodja et al.5 g/L Après 24 h : Emulsion/eau P+S : (7. les tensioactifs utilisés sont capables de maintenir l'eau en émulsion.13). Ces valeurs sont corroborées par les pourcentages d’eau obtenus après centrifugation. 2005c). montre la performance des groupes D et A par rapport à B ( Figure III. on aboutit à la répartition exacte de l’eau dans les différentes phases formées (Tableau III. Malgré les conditions sévères (vieillissement. Tableau III. les pourcentages et les volumes sont ceux obtenus après centrifugation de la phase émulsionnée. on favorise la séparation des phases par différence de densité entre l’eau et le gazole. la phase émulsionnée a été à nouveau centrifugée (4000 tr/min) .5 + 7.Après centrifugationa (4000tr/min. 10min) émulsion (%) .12 : Evolution de la stabilité des émulsions (E/H : 10/90) Condition P : 7. et vu la granulométrie observée.5 g/L Après 24 h : Emulsion/eau S : 7.8% pour le groupe B à 5% pour le groupe A. on confirme la stabilité de l’émulsion renfermant les tensioactifs du groupe A ( Figures III. Sur la base du pourcentage de phase émulsionnée avec le m élange de tensioactifs. le groupe A semble être le plus efficace.Après agitation : Emulsion (%) .13).Après centrifugation (4000tr/min. en combinant les résultats de centrifugation.. Par ailleurs. Les groupes donnant des proportions élevées de phase dispersée donnent un maximum d'eau dans la phase continue (gazole).Après 24 h : Emulsion/Eau . En imposant aux systèmes un repos de 24 h. le test réalisé par centrifugation à 70°C. 10min) Emulsion/eau (%) 24 h de repos 16.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE La teneur en eau dans le gazole est assez faible. comme indiqué plus haut. Une simple observation des émulsions juste après préparation n'est pas suffisante pour appréhender leur qualité et leur stabilité. de dosage de l'eau et en faisant un bilan matière. alors que pour les autres groupes de tensioactifs. Elle v arie de 1. température) subies par les différentes solutions.12a et III. suivi de B. Une présence importante d'eau dans le gazole reflète une bonne émulsification. les paramètres augmentent et tendent vers un palier ( Figure III.15a).15 : Variation des paramètres rhéologiques en fonction de la concentration en NaCl (a) anionique : AS et (b) non ionique : AP (E/H : 80/20) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 132 . Cependant. notable dans les émulsions concentrées (second effet électrovisqueux) (Tadros.4. Ces interactions interviennent à l’échelle particulaire (mésoscopique) ou microscopique. Pour des concentrations croissantes en électrolyte.6.4 Rhéologie et stabilité des émulsions L'art de la formulation est le choix des constituants chimiques et de leurs proportions assurant les propriétés d'usage optimales d'un produit destiné à des applications bien définies. Le composé anionique As présente une sensibilité à la salinité pour une concentration en NaCl supérieure à 2 g/L (Figure III. Pour le tensioactif anionique As. le produit fini possède une texture macroscopique qui gouverne ses propriétés rhéologiques. III. Ces maximums sont toujours observés autour de 2 g/L. il est admis que la dégradation des caractéristiques rhéologiques en présence de sel s'interprète par l es interactions entre les ions de la solution et l’agent de surface. YV. nous abordons le comportement rhéologique des émulsions stabilisés par des tensioactifs. Pour les composés anioniques (As et Es) (Tableau III. Dans ce qui suit. L’évolution des caractéristiques rhéologiques des émulsions préparées avec différentes concentrations en sel et à différentes températures est interprétée sur la base des structures formées dans le système.1 Influence de la salinité sur le comportement rhéologique des émulsions Les variations des paramètres rhéologiques (VA. les courbes de la Figure III.12) et les caractéristiques rhéologiques de systèmes alourdis (Tableau III.15b). (a) (b) Figure III.15a passent par un maximum pour chacun des paramètres en fonction de la concentration en sel (NaCl).2). la diminution des répulsions électrostatiques comprime la double couche électrique et s'oppose à une augmentation de la viscosité.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE III. avec l'espèce non ionique Ap. compte tenu du rapport qualité/prix qui exige un compromis. VP.9). Les perfor mances finales du produit formulé sont le résultat de la juxtaposition des propriétés des ingrédients. provoquée par le recouvrement des doubles couches. dans le cas d'un mélange fluide. mais. Nous avons examiné précédemment l'effet du type d’argile sur la rhéologie d'émulsions (E/H=10/90) sans tensioactif (Figure III. 80 60 40 20 0 -20 0 2 4 6 (Concentration (g/L VP (cp) YV (lbs/100sft) 70 Paramètre rhéologique Paramètre rhéologique 60 50 40 30 20 10 2 4 6 8 10 12 8 0 -10 0 (Concentration (g/L Gel 0 (lbs/100sft) V A (c p) V P (c p) Y V (l bs / 100s f t ) Gel 0(l bs / 100 s f t ) VA (cp) . Signalons en outre que les propriétés rhéologiques du tensioactif non ionique se dégradent avec l'élévation de la température. Gel 0) des émulsions H/E : 80/20 montrent l'influence de la salinité de la phase dispersée. 1994).6. mais surtout de leurs interactions physico-chimiques. 2005) le mode opératoire est le suivant: . ce dernier test étant surtout utile pour les émulsions contenant des particules solides. .2 Influence du rapport H/E sur la viscosité des émulsions Cette partie du travail consiste à suivre l'évolution des paramètres rhéologiques pour différents rapports H/E.76 20.82 12. Du reste. Tant que l'on reste dans le domaine des émulsions E/H.10). les viscosités apparente et plastique des émulsions préparées avec les tensioactifs du groupe D augmentent au fur et à mesure que l’émulsion devient plus riche en phase aqueuse (variation du rapport E/H) avec une augmentation plus appréciable à partir de 30% en saumure. Les interactions dynamiques ainsi que la fréquence de collisions résultantes engendrent une augmentation de la viscosité. D'après la Figure III. Généralement.92 14.27 III.en maintenant le mélange sous agitation. 1994). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 133 . on peut se passer des argiles organophiles.01 16. Cependant ces dernières jouent le rôle d'un co tensioactif. En effet. qui contribue d’un côté à l’ amélioration de la stabilité de l’émulsion et.18: Essais pilotes : vitesse d'avancement du forage dans q uelques puits Puits MD# 513 MD#505 MD#469 MD#476 MD#493 OMP#262 OML#832 OMP#412 OMP#722 OML#822 OMO#87bis Outil utilisé DP0139 MGR62HQPX FM2943 FM2943 FM2943 MA62HPX FM2943 MC45M FM2943 M44BP AR547G Avancement (m/h) 19. en forage. d’un autre côté.on procède ensuite aux mesures rhéologiques. et ceci a été constaté pour tous les groupes étudiés.85 09. on ajoute la phase dispersée (saumure) par petites quantités durant 2 min et on poursuit l’agitation pendant 5 min. ces propriétés varient donc en sens inverse de la stabilité électrique (Figure III. car l'émulsion est assez visqueuse.on dissout les tensioactifs (5 g de primaire et 5 g de secondaire) dans la phase huileuse. avec l’utilisation de 50% d'eau.43 18.16. les émulsions les plus fines sont en général les plus visqueuses et les plus stables. la fraction volumique de la phase dispersée est le facteur primordial affectant la viscosit é des émulsions (Einstein. Avec le rhéomètre Fann 35 A (API. Une augmentation de la viscosité favorise la stabilité de l’émulsion d’une manière très remarquable même en présence d’une faible quantité d’émulsifiant. à la réduction du volume de filtrat. L’ajout de phase dispersée (ici aqueuse) favorise le rapprochement des gouttelettes et modifie leur état d’agrégation. Tadros.77 23.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Tableau III.51 13. .25 21.4.6.56 16. 1906 . il n’exi ste que des modèles empiriques. Plusieurs travaux (Gilcrist et al. Civan et Weers (2001) ont décrit la décomposition ou l'instabilité de l'émulsion par un processus irréversible.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE L'étude de l'influence de la concentration en agent actif sur les propriétés d'écoulement des émulsions ne peut être envisagée que si l'on compare des sys tèmes émulsionnés caractérisés par des gouttelettes dispersées de même taille et de même distribution granulométrique. L’application de la plupart des modèles reposant sur des calculs théoriques rigoureux est limitée au cas des dispersions semi-diluées. Palierne (1990) a calculé le module de cisaillement complexe d’une émulsion d’inclusions viscoélastiques déformables dans une matrice viscoélastique. Ces interactions ne p euvent être négligées dans le cas des dispersions concentrées. 1989 . Vaessen et al. (2004) ont présenté un modèle pour l'évolution de l'émuls ion et l'influence de la température et de la dilution par des solvants. Kumar. par exemple) entre les inclusions de la phase dispersée.s) 20 15 10 5 0 0 10 20 30 40 50 60 % saumure VP VA Figure III. sur une série d'émulsions E/H stabilisées par du mono-oléate de sorbitane ont abouti à la conclusion qu'un accroissement de la concentration en tensioactif provoque une augmentation de la viscosité des émulsions par suite de la formation de micelles dans la phase continue à cause de l'excès d'émulsifiants. Pour des fractions volumiques plus importantes. Une discussion détaillée de la notion d'" inversion de phase “catastrophique". 1996 . L’augmentation de la teneur en phase dispersée d'une émulsion peut aboutir à sa déstabilisation et à son inversion.16 : Evolution des viscosités en fonction de la proportion de phase aqueuse (saumure) (Groupe D) Des études effectuées par Schramm (1992). Ceci est dû au fait que ces modèles ne prennent pas en compte les interactions non-hydrodynamiques (stériques. En 2004. Ce type d’inversion est induit par un changement de composition du mélange. 30 25 Param¸tres rhˇo logiq ues (m Pa.. Vaessen et Stein. introduite par Salager (1988). Il existe. Civan et al. coulombiennes ou de Van der Waals. de Krieger et Dougherty (1959) et de Batchelor et Green (1972).. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 134 . Les contributions les plus importantes sont celles d’Einstein (1906). 1996) ont tenté de développer le modèle de la dynamique de la coalescence des gouttelettes dans les conditions d’écoulement. dans la littérature. un grand nombre de travaux théoriques consacrés à la modélisation des propriétés rhéologiques des dispersions. 1996 . a été développée par cet auteur. 14 : Propriétés rhéologiques des fluides de forage préparés (E/H : 10/90) C Paramètre L600a L300a L200a L100a L6a L3a VA (mPa.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE III. La composition des fluides formulés avec les différents tensioactifs ainsi que les caractéristiques rhéologiques sont présentées dans les Tableaux III. Tableau III.3 Etude des performances des émulsifiants dans les fluides de forage Après les travaux réalisés avec les différents tensioactifs et d'autres additifs.25 24 h 23 10 8 5 2 1 11. Bp et Cp) Chaux Argile organophile Réducteur de filtrat NaCl Quantité 296 mL 35 mL 2.s) VP (mPa.92 615 6mL 100 % huile A 5 min 25 13 10 5 2 1 12.13 et III.Rhéologie de la boue juste après préparation et après un vieillissement de 24 h. La caractérisation des boues et la comparaison entre les différents tensioactifs sont basées sur l’évaluation des mesures suivantes : .s) Gel0/10(Pa) YP (Pa) Densité SE (V) Filtrat HP/HT Observation 5 min 21 10 8 5 2 1 10.25 24 h 30 15 11 6 2 1 15 15 1/1 0 0.14.5 g 8 g 7 g 12 g 12 g Tableau III.25 0.Stabilité électrique .90 500 33 mL 100 % huile B 5 min 27 14 9 6 2 1 13.4.25 24 h 30 19 12 7 1 1 15 11 1/1 2 0. il est intéressant de travailler sur des systèmes de fluides de forage complètement formulés.5 g 2.5 11 1/1 0.92 540 8mL 100 % huile a : Lx représente la lecture à x tr/min sur le rhéomètre Fann 35 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 135 .6.13 : Formulation d'un fluide de forage avec les tensioactifs A (E/H : 10/90) Composant Gazole Eau Emulsifiant (As.Filtrat à haute température et/ou sous haute pression (HT/HP) . Bs et Cs) Emulsifiant (Ap.5 13 1/1 1.5 12 1/1 0.5 13 1/1 0. Cependant. Pour les systèmes contenants les tensioactifs des groupes B et C avec E /H : 10/90. il a été décidé d’éviter un troisième forage.Impact sur l’environnement : taux d’enrobage. . Les Tableaux III.4 Formulation initiale sur OMP#262 20 0 6. le suivi de l’évolution de la viscosité plastique à différentes températures (de 20 à 100 °C) montre sans surprise une diminution de la viscosité avec l'élévation de la température. vu les résultats positifs des deux premiers essais. une formulation E/H : 40/60 a été proposée sous réserve de sécurité de la stabilité du système 50/50 sur chantier. Formulations utilisées Dans une première phase.CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Avec un rapport E/H : 10/90.7.83 6 20 30 505 380 243 Formulation obtenue sur MD#513 18.12 8. cavage. . le forage de trois puits était prévu.7 Essais pilote avec les nouveaux emulsifiants proposés (Groupe A) Suite aux travaux réalisés au laboratoire.93 1.Vitesse d’avancement des outils. Les émulsions demeurent stables après filtration (H P/HT) pour l’ensemble des formulations et donnent des propriétés rhéologiques assez proches.15 et III. durée de la phase de forage 12"1/4 et volume utilisé. . Tableau III. le système C a présenté un filtrat plus élevé. mais. Pour tous les systèmes étudiés. Initialement. III.Comptabilisation des bouchons d’eau et virulence des accrochages. .12 33.Aspect financier : Stabilité de la boue.Calibrage des puits et résultats des tests de cimentation (CBL : Cement Band Logging). La rhéologie des fluides est en effet directement liée à la teneur en phase dispersée et à la concentration en argile organophile.Stabilité des caractéristiques du système.39 453 453 218. il ne faut pas s’attendre à obtenir des viscosités importantes . III.1. .3 39 444 452 214 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 136 . les résultats de filtration sont marqués par une absence d’eau.15 : Formulation des fluides de forage avec les tensioactifs proposés (A) Produit Ap + As (L) Argile organophile (kg) Réducteur de filtrat (kg) Chaux (kg) Gazole (L) Saumure saturée NaCl (L) Barite (kg) Formulation préconisée 20.16 regroupent la composition et les caractéristiques des trois formulations. nous avons effectué des essais pilote sur chantier pour le forage de la totalité de la phase 12"1/4 (une moyenne de 1400 m). Les critères fixés pour l’évaluation du système sont : . 390 360 4.6 .25 50-70 10-30 5-8 / 6-13 53/47 <4 250 – 350 360 7 – 10 <1 4–6 1. du viscosifiant et des solides. Pour le premier essai la formulation préconisée n’a pas été respectée dans sa totalité du fait qu’elle était prévue pour un rapport E/H : 40/60 et que les caractéristiques de la boue ont été ajustées au fur et à mesure de l’avancement du forage. La différence dans les taux de rétention observée (Tableau III.50 Page : 137 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales .CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Tableau III. Il en est de même en ce qui concerne la différence entre les résultats des systèmes B et D.b.15) contenant déjà du réducteur de filtrat. Le deuxiè me essai nous a permis d’optimiser davantage la formulation arrêtée à l’issue du premier essai : seulement 6. b: phénolphtaléine boue . Le deuxième essai a corrigé les valeurs obtenues en évitant l’utilisation des argiles organophiles avec la réduction de la concentration en réducteur de filtrat et en barite.19-1.16 : Caractéristiques des fluides Paramètre Densité VP (mPa.25 52-60 18-24 5-7 / 6-9 52/48 4–6 280 .00 28. Tableau III.5 – 8. dont les tests ont été réalis és à des dates différentes et avec des appareils différents.3 kg/m3 de réducteur de filtrat ont été utilisés et l'argile organophile n’a pas été ajoutée du fait de l’intégration de 220 m3 de "vieille" boue du premier essai (Tableau III.5 a: low gravity solids (solides à faible masse volumique) provenant du terrain foré.80 38.5 <1 3. La comparaison des deux formulations par rapport aux caractéristiques requises montre quelques différences dans les valeurs des viscosités plastiques obtenues ainsi qu’une légère variation des rapports E/H. paramètre relatif à l'alcalinité de la boue.25 40-60 10-30 7/15 50/50 <6 > 100 360 <7 <1 3-6 1. La différence entre les résultats obtenus pour les deux essais par le système A est due au fait qu’ils ont été réalisés sur deux appareils de forage équipés différemment en matière de moyens d’épuration mécanique.06 26.18-1. b (%) Requises Premier essai Deuxième essai 1.17) peutêtre liée à une différence dans les opérations de traitement et dans les caractéristiques rhéologiques du système (VP et YV).s) YP (Pa) Gel0/10 (Pa) Rapport H/E Filtrat HP/HT : 250 °F/500 psi Stabilité électrique (V) NaCl (g/L d’eau) LGSa (%) Sable (%) P.20 –1.17 : Enrobage des cuttings Système de fluide Système A : 1 essai Système A : 2e essai Système B Système D er Rétention d’huile (litres/mètre foré) 30. CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE III.7.2 Stabilité et calibrage du trou Les enregistrements des calipers (CBL) ont donné respectivement 6 et 11% d’excès par rapport au volume de trou sur les puits MD #513 et OMP#262, en accord avec les autres systèmes. III.7.3 Qualité des cimentations L’enregistrement CBL sur la colonne 95/8 du puits MD#513 montre une bonne cimentation, notamment la parfaite isolation des différents niveaux aquifères. Cet excellent résultat est dû en grande partie à un bon profil du trou (calibré). III.7.4 Vitesse d’avancement du forage Bien que le type de boue n’ait pas une grande influence sur la vitesse de pénétration (ROP), la comparaison des avancements réalisés sur les puits MD #513 et OMP#262 et sur les puits avoisinants (Tableau III.18) peut être considérée en faveur du syst ème A. Les résultats des premières expériences (ROP entre 14,77 et 19,56) sont dans le même intervalle de variation que les ROP des autres puits. Ces résultats peuvent encore s’améliorer en continue en fonction du changement des paramètres influents tels que le type d’outil et l’optimisation des paramètres de forage. En plus, on rappelle que, les puits répertoriés ayant été forés dans des périodes différentes et avec des appareils et des équipements différents, ce tableau ne donne qu'une information globale sur les intervalles de ROP obtenus avec les différents cas de fluides et dans les différents puits. Tableau III.18: Essais pilotes : vitesse d'avancement du forage dans quelques puits Puits MD# 513 MD#505 MD#469 MD#476 MD#493 OMP#262 OML#832 OMP#412 OMP#722 OML#822 OMO#87bis Outil utilisé DP0139 MGR62HQPX FM2943 FM2943 FM2943 MA62HPX FM2943 MC45M FM2943 M44BP AR547G Avancement (m/h) 19.56 16.76 20.25 21.43 18.92 14.77 23.82 12.01 16.51 13.85 09.27 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 138 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE III.8 Synthèse des résultats et conclusions Après avoir acquis quelques connaissances sur la structure des tensioactifs sélectionnés et sur certaines de leurs propriétés physico -chimiques (cmc, HLB,…), nous nous sommes concentrés sur l'étude de la stabilité des émulsions inverses formées par les mé langes gazole/eau ou saumure saturée/tensioactif, en examinant également l'influence des autres additifs (argiles organophiles, réducteurs de filtrat, barite et chaux) sur la qualité de l'émulsion. En respectant le mode de préparation pour les bonnes pra tiques d'évaluation des boues à l'huile recommandé par les laboratoires spécialisés dans les fluides de forage, nous avons montré que ces tensioactifs ne peuvent en aucun cas donner une émulsion macroscopiquement homogène sans agitation mécanique. Dans ce tte étude, la concentration en tensioactifs donnant : i) un pourcentage d’émulsion élevé, ij) la meilleure résistance à la centrifugation et iij) une bonne stabilité électrique, a été choisie comme étant la concentration optimale. L’évaluation de ces trois paramètres nous a permis de déduire un classement pour les différents groupes de tensioactifs. i) Le mélange d'au moins deux espèces de tensioactifs, ioniques et non ioniques, en concentrations égales avec différents rapports H/E, permet une émulsificat ion totale. De tels mélanges sont donc capables de "résister" à un excès d’eau, c'est -à-dire de stabiliser des gouttelettes de phase aqueuse. Ils confèrent une meilleure performance au système en augmentant sa viscosité ainsi qu'en réduisant les incompatib ilités vis-à-vis des ions présents en solution. Dans la plupart des émulsions préparées, une coalescence partielle est observée au bout de 24 h maximum (test de stabilité au repos). Le volume de la phase émulsionnée ne dépasse pas 30% du volume total, variant selon la nature des tensioactifs. Sur la base du seul pourcentage d'émulsion résiduelle, les tensioactifs A sont les plus efficaces, suivis des mélanges B, D et C. L’apparition de l’eau est aussi un indicateur majeur de l’instabilité de l’émulsion : o n considère ce phénomène comme inversement proportionnel à l'efficacité du tensioactif. L'association des proportions les plus élevées d'émulsion résiduelle et des plus faibles pourcentages d’eau libre classe en tête les tensioactifs primaires du groupe B, suivis de ceux du groupe A ainsi que les tensioactifs secondaires de ces mêmes groupes. ij) Avec des conditions plus sévères, une centrifugation de 4000 tr/min durant 10 min, on confirme la stabilité de l’émulsion renfermant les tensioactifs du groupe A par une absence d’eau, alors que pour les autres groupes de tensioactifs, on note une instabilité de l’émulsion. Une centrifugation à 80°C, montre le meilleur comportement des groupes D et A par rapport au groupe B . iij) Pour ce qui est de la stabilité électrique, le comportement des émulsions en fonction de la concentration en tensioactifs primaires est presque similaire pour les familles A et B et ce, dans toute la gamme de concentrations parcourue. Excepté pour le tensioactif secondaire du groupe D, la stabilité électrique augmente avec la concentration et atteint un palier dont la valeur dépend du type de tensioactif. Dans toute la gamme de concentrations, les plus grandes valeurs de stabilité électrique sont enregistrées pour le tensioactif primaire du groupe B. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 139 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Avec les tensioactifs secondaires la tendance est différente. Le tensioactif secondaire du groupe A donne la stabilité électrique la plus élevée dans toute la gamme de concentrations étudiée. Pour chaque famille d’émulsifiants il est ainsi possible de détecter des optimums de composition et de concentration totale en émulsifiants conduisant à de meilleures propriétés d'émulsification. En fait, les mesures de stabilité électrique ne nous ont pas été d’une grande aide pour l’interprétation de nos résultats portant sur les pourcentages d’émulsification. Tous les systèmes montrent une bonne stabilité électrique lorsque les pourcentages en tensioactifs primaires et secondaires sont égaux. Dans la gamme des faibles concentrations et pour un rapport équimassique en tensioactifs primaires et secondaires, la stabilité électrique du groupe A varie peu avec la concentration. Cette variation est plus prononcée pour les tensioactifs B. Pour le groupe C, les limites de stabilité électrique sont obtenues d ans la gamme des faibles concentrations. En revanche, la stabilité électrique peut être largement exploitée dans l'étude des systèmes émulsionnés en présence de solides. Que ce soit avec l'argile organophile ou avec la barite, une augmentation de la teneur en solides accroît la stabilité électrique. Cette variation peut être expliquée par l’adsorption des particules solides aux interfaces gouttelettes d'eau/phase continue entraînant une rigidification du film interfacial, qui contribue à stabiliser l'émulsi on. L'étude de la performance des argiles organophiles dans les sytèmes OBM peut être une bonne voie pour apprécier la qualité des viscosifiants. De fait, la stabilité électrique et la viscosité augmentent en fonction de la concentration en argiles organo philes. Probablement en raison de leur affinité pour les deux phases, ces substances influencent la viscosité des OBM bien davantage que les réducteurs de filtrat, qui possèdent essentiellement une affinité pour la phase organique. La chaux ne paraît pas influencer la rhéologie des émulsions, mais la stabilité électrique, qui croît avec la concentration en chaux, est plus importante qu'en présence du seul couple de tensioactifs. En plus de son action sur le pH, la chaux peut activer les tensioactifs (par complexation) et améliorer leur pouvoir émulsifiant. La viscosité augmente avec la proportion de phase aqueuse. Cette augmentation est plus appréciable à partir du rapport 60/40. Pour des fractions volumiques de phase dispersée dépassant 50%, les émulsions deviennent très visqueuses. En effet, l’addition d’eau favorise le rapprochement des gouttelettes et modifie leur état d’agrégation. Les interactions dynamiques ainsi que la fréquence de collisions résultantes engendrent une augmentation de la viscosité, c e qui favorise la stabilité de l’émulsion même en présence d’une faible quantité d’émulsifiant. L’utilisation de ce type d’émulsion lors de forage nécessite la réduction de la quantité d’argile organophile. Cependant, comme cette dernière se comporte comm e un co-tensioactif qui contribue d’un côté à l’amélioration de la stabilité de l’émulsion et d’un autre côté à la réduction du volume de filtrat, l’utilisation de ce type d’émulsion (assez visqueuse, avec peu d'argile) pour le forage n’est pas recommandée. La stabilité des émulsions obtenues peut être caractérisée par granulométrie laser. En effet, plus l'émulsion est fine et monodispersée, meilleure est sa stabilité. D’après l’analyse de la distribution granulométrique laser sur deux groupes de tensioactifs, on a affaire à des émulsions plutôt grossières (diamètre moyen des gouttelettes de l’ordre de 100 µm). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 140 CHAPITRE III : LES TENSIOACTIFS ET LES EMULSIONS DANS LES FLUIDES DE FORAGE Avec le tensioactif principal ou secondaire seul , le diamètre moyen est de l’ordre de 100 à 150 µm. Pour un mélange de tensioactifs, il se situe dan s une plage de 60 à 100 µm. Ces résultats confirment l’apport du mélange à la stabilité des systèmes émulsionnés. La phase dispersée d’une émulsion si grossière finit par décanter à travers l’huile sous l’effet de son poids. L’ajout des additifs (argile organophile, réducteur de filtrat,…) améliore la stabilité de l’émulsion. Du point de vue granulométrique, les tensioactifs du groupe A donnent une granulométrie plus fine que les autres systèmes. La synthèse des résultats obtenus montre une grande similitude dans les performances entre les tensioactifs des groupes A et B (pourcentage d’émulsion au repos, pourcentage d’eau après vieillissement, variation de la stabilité électrique avec les tensioact ifs primaires et secondaires, répartition granulométrique de la phase dispersée,….). Cependant, avec la considération d’autres paramètres, on peut établir un ordre de performance différent. Enfin, et suite à la présentation des résultats les plus importan ts, l’expérimentateur sera face à la nécessité d'un compromis sur les paramètres afin de pouvoir établir des règles pour l’évaluation des performances des additifs. Les outils de ce choix seront certainement fonction des contraintes d’utilisation et des priorités à considérer. Le système A, de par le contrôle facile de ses caractéristiques et les avantages technico -économiques qu’il présente, s’annonce prometteur dans une première étape d’essais pour une éventuelle substitution aux autres émulsifiants conventionnels. Durant le forage du réservoir, l’endommagement des formations traversées ne peut être totalement évité à cause de la surpression nécessaire que doit exercer la colonne de boue sur le réservoir. L’infiltration est causée principalement par la circulation du fluide de forage donnant naissance à la formation d’un cake dont l'épaisseur dépend, en plus de l’influence des conditions de circulation du fluide, de la nature des additifs utilisés dans les fluides (OBM ou WBM). Les recherches de laboratoire sur les formulations de fluides adaptées à la roche sont toujours d’actualité. Le chapitre IV en abordera quelques aspects. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 141 Chapitre IV Filtration et modélisation de l'endommagement de la roche réservoir sont aussi abordées sous les aspects théoriques par une simulation de filtration du fluide de forage pour définir la loi de filtration et évaluer l'endommagement. ii) la difficulté de connaître la longueur effective productrice (effet de la longueur du drain et des propriétés du réservoir) et iii) l’effet de capacité des puits horizontaux. des liens possibles entre la composition des fluides utilisés dans le réservoir et l'importance de l'endommagement induit pourront être décelés. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 142 .. pour étudier l’endommagement des abords du puits par les fluides de forage injectés. mais également l'incidence de cet endommagement sur la production pétrolière. alors que la plupart des modèles mathém atiques supposent que le puits est horizontal et parallèle au sommet et aux limites de réservoir. l 'inconvénient des puits horizontaux est lié au déclin rapide de production . 2002) : i) le fait que. et d’autre part. Il est à signaler que l’analyse des tests de puits horizontaux est très complexe et difficile à interpréter pour plusieurs raisons (Tiab. tel que le niveau R2 qui représente environ 30% des réserves en place. 2007a) sur la base du travail de Parn-anurak et Engler (2005) qui ont simulé la filtration des WBM et prévu l’endommagement dans le cas des puits horizontaux.. seront présentés. enregistré avec un taux annuel plus de 15% (Achi. quelques résultats de laboratoire. de complétion et de "workover" et de son impact sur la production des puits pétroliers est souvent évoqué par les différents intervenants sur le champ de HMD. La variation des perméabilités en fonction des différents additifs (tensioactifs utilisés en tant qu'émulsifiants et agents mouillants) des fluides OBM et WBM. Cependant. le développement des interzones et des autres niveaux réservoir. Selon le modèle appliqué. La deuxième partie portera sur l'analyse et la prévision de l'endommagement avec des essais de modélisation appliqués au ca s étudié (Khodja et al. 2000 . 2004). Dans une première partie. dans le champ de HMD. Ce phénomène est étroitement liés à la nature de la roche et aux interactions fluides de forage-roche. les drains sont forées en "slanted" (incliné) pour des considérations de production.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Le problème de l’endommagement des réservoirs par les fluides de forage.. des dizaines de puits horizontaux ont été forés dans ce champ avec comme objectifs la caractérisation complète du réservoir d’une part. portant sur des essais de déplacement par les fluides de forage. Baba et al. Depuis 1990. L’endommagement des drains traversés par filtration du fluide de forage ne peut être to talement évité à cause de la surpression nécessaire que doit exercer la colonne de boue sur le réservoir. Notre approche tentera non seulement d’appréhender l’impact des fluides de forage et des méthodes d’étude des processus d’endommagement des roches rés ervoirs. réalisés sur une centaine d’échantillons de roche (plu gs) de puits de différentes zones et d’autres sur des grès de Berea. Nous examinerons le colmatage par les fluides de forage avec l’étude de l’évolution de l’endommagement par les différents additifs utilisés. Les recherches de laboratoire sur des formulations de fluides adaptées à la roche et aux fluides présents dans cette roche. sera égal ement évaluée. carotte et tout le circuit sont chauffés à 80°C.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR IV. L: Longueur de l’échantillon (cm). Un drainage au Soltrol 130 (huile isoparaffinique de référence) est effectué pendant un certain temps (avec un volume égal à environ dix fois le volume des pores) . le fluide de forage est injecté à travers l’échantillon sous pression. Après élimination de la contamination par des opérations de lavage. C. La cellule de boue. après stabilisation de l’écoulement.1) sous une pression de confinement de 1500 psi. Le débit (Q) est mesuré. Une opération de saturation sous vide des plugs durant plus de 24h par une eau de gisement a été réalisée afin de simuler les conditions in situ de la roche réservoir. puis la perméabilité finale est calculée. Q: Débit (mL/mn). A : Surface de l’échantillon (cm 2) L q q Pin Pout Figure IV. à 80°C et avec une différence de pression de 20 kgf/m2. Détermination de la perméabilité initiale (Ki) : L’échantillon à étudier est placé dans le porte -carotte de la cellule Hassler (Figure IV.1 Essais de déplacement par les fluides de forage Méthodologie Les essais sont réalisés sur des échantillons cylindriques (plugs) prélevés des carottes de la roche réservoir. Les tests de déplacement sont réalisés majoritairement dans des conditions sta tiques. nous procédons à la détermination des propriétés pétrophysiques ( Annexe IV). une mesure de débit à chaud (80°C) permet de déterminer la perméabilité initiale (K i ) suivant la formule de DARCY : Κ  Q L 1000 ΔP A K : Perméabilité (mD). Le filtrat est relevé à intervalles de temps réguliers et ceci pendant toute l’opération d’endommagement qui dure trois heures. est déterminé d'après l’équation IV. P : Différence de pression (psi).1 : Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 143 . Une fois la température atteinte . L’échantillon ainsi colmaté par la boue subira un décolmatage à chaud par une circulation d’huile dans le sens production jusqu’à l'obtention d'un fluide en écoulement clair et stable. le porte. Détermination de la perméabilité finale (Kf).1 : Principe de l'équipement utilisé pour les essais de déplacement Test de colmatage. La boue à tester doit être bien homogénéisée. Le taux (pourcentage) de colmatage. : Viscosité du fluide (cP). CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR %C  Ki  Kf .100 Ki (IV.1) IV.2 Caractérisations minéralogique et pétrophysique de la roche réservoir de HMD La minéralogie des échantillons du réservoir est caractérisée par la prédominance du quartz (90 à 95%) avec présence de kaolinite et d’illite et d’un peu de chlorite . En plus de la composition minéralogique, les caractéristiques pétrophysiques (porosité, perméabilité) de la roche ont été déterminées. Dans l’Annexe IV, on donne le principe des méthodes utilisées. La caractérisation pétrographique par l'étude sur plaques m inces (Figure IV.2) montre la prédominance du quartz avec la présence de plusieurs types de porosité. Porosité intergranulaire Porosité intercristalline Porosité de fissure Porosité de dissolution Figure IV.2 : Exemples de porosité dans la roche réservoir de HMD ( Grossissement x 10 LN) IV.3 Essais d'endommagement par les OBM Des difficultés d'exploitation des résultats inhérents à la comparaison de l'endom magement induit par les fluides complets formulés sont souvent signalées. Dans cet objectif, des essais de déplacement sont étudiés en tenant compte de l'évolution des propriétés des fluides avec l'ajout successif des additifs. IV.3.1 Endommagement par les fluides de forage formulés Une première synthèse des travaux réalisés sur une centaine d'échantillons de roche issus des différentes zones du champ de HMD a montré un large intervalle des pourcentages d'endommagement. Ainsi, les échantillons les plus p erméables sont les plus endommagés, mais aussi plusieurs facteurs affectent le pourcentage d'endommagement tels que l'augmentation de la différence de pression, la viscosité, la teneur en phase dispersée, la composition des fluides et la nature des additifs. Par ailleurs, les formulations alourdies en barite, provoquent aussi davantage d'endommagement. Le tableau IV.1 regroupe quelques résultats de tests obtenus sur une centaine d'échantillons de roche réservoir des puits de HMD. Ces tests sont réalisés dan s différentes conditions et avec différentes formulations de systèmes OBM. Comme il est difficile d’évaluer les causes exactes de l'endommagement quand plusieurs paramètres varient simultanément dans les systèmes les plus utilisés pour le forage de la pha se réservoir des puits de HMD, une étude comparative (Khodja et al., 2005e) entre trois systèmes Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 144 CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR OBM (rapport H/E: 95/05, tensioactifs B, C et D) a été réalisée sur des échantillons de roche des mêmes puits (OMN#533, OMJ#703 et ONM#451) et avec trois différents intervalles de perméabilités, K air faible (≈13 mD), moyenne (71 à 78 mD) et élevée (100 à 115 mD). Les résultats obtenus montrent des pourcentages de colmatage (C) importants pour les trois systèmes et pour les trois gammes de perméabilités sélectionnées (Tableaux IV.2 et IV.3). Les valeurs de C sont toutefois nettement plus élevées pour des perméabilités supérieures à 70 mD. Tableau IV.1 : Colmatage par des boues à l'huile Rapport H/E Nombre d'échantillons Densité Porosité (%) Différence de pression (kgf/m2) Kair (mD) Viscosité plastique, VP (cP) Pourcentage de colmatage, C(%) 100/0 15 0,83 6-14 40-60 4 - 170 6-33 - 45-68 5-78 95/05 45 0,87 6-14 15-20-25-30 1-211 17-22 51-94 90/10 25 0,87 6-15 60-80 5-389 7-8 6-54 80/20 12 0,88 8-14 40 26 -491 15 41-52 50/50 07 0,98 6-12 40 3-344 37-42 53-89 Tableau IV.2 : Formulation des trois systèmes de fluides émulsionnés Constituant Gazole Argile organophile Emulsifiant principal Emulsifiant secondaire Chaux Saumure Réducteur de filtrat Système B 910 mL 20 g 4g 4g 17 g 55 mL 20 mL Système C 878 mL 40 g 6 mL 3 mL 10 g 52 mL 35 g Système D 447.5 mL 11,4 g 3,56 g 5,7 g 11,4 g 35 mL 8,55 g Tableau IV.3 : Résultats des tests d’endommagement Système B C D B C D B C D OMJ#703 Puits OMN#533 Kair (mD) 13,12 13,31 13,20 77,73 76,13 71,24 99,99 102,72 114,96 Ki (mD) 0,7 2,6 0,6 14,0 14,8 19,5 28,5 44,0 29,2 Kf (mD) 0,3 1,0 0,2 1,4 2,1 0,5 2 6 0,7 C (%) 57,1 61,5 66,7 90,0 85.5 97.4 92,9 86,4 97,6 Page : 145 ONM#451 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Dans le souci d’approcher les conditions réelles auxquelles est soumise la boue, d’a utres tests ont porté sur les fluides de forage des systèmes B, C et D utilisés pour la phase réservoir 6’’, avec la sélection de quelques échantillons de roche réservoir de la zone (OMO) du champ de HMD. L’analyse minéralogique révèle principalement une teneur importante en quartz (88 à 95%) avec présence de kaolinite (5 à 12%), 1 à 3% de barytine, un maximum de 1% d’illite et des traces de chlorite et de sidérite. Avec l’utilisation d’additifs différents mais selon un même rapport huile/eau (95/05), et afin d'évaluer l'endommagement induit par les formulations utilisées sur chantier en présence des solides de la formation (fines particules), les trois systèmes ont été prélevés directement des bacs actifs sur le chantier. Les caractéristiques rhéologiques et de filtration sont obtenues pour les trois systèmes étudiés (Tableau IV.4) et dans le tableau IV.5 sont regroupés les résultats obtenus pour les tests d’endommagement (Hamadou et Mekkeri, 2007). Tableau IV.4 : Caractéristiques des systèmes OBM Filtrat HP/HT (mL) 4 4,4 4 Stabilité électrique (V) 1780 1700 1770 Système B C D d 1,09 1,08 1,09 VP (cP) 14 8 14 Gel 0/10 (Pa) 9/11 11/13 9/10 Rapport H/E 94/6 95/5 94/6 Solides (%) 17 17 17 Tableau IV.5 : Résultats des tests d’endommagement Ф (%) 11,19 12,84 10,53 14,29 12,70 14,67 13,11 15,11 11,97 Kair (mD) 11,81 26,12 14,04 72,37 85,88 50,16 176,75 113,99 221,09 Ki (mD) 3,3 4,0 4,8 13,2 25,1 13,5 9,3 20,6 18 Kf (mD) 1,0 1,4 0,9 5,1 5,1 2,2 1,7 6,1 4,8 C (%) 69,69 65,00 81,25 61,36 79,68 83,70 81,72 70,40 73,33 Puits OMO#62 OMO#343 OMO#751 OMO#343 OMO#62 OMO#343 OMO#343 OMO#751 OMO#751 Système B C D B C D B C D Les résultats des tests au laboratoire ont révélé des pourcentages de colmatage très élevés, assez variables d'un échantillon à l'autre. Le système B provoque un moindre endommagement des échantillons de faible ou moyenne perméabilité mais endommage plus fortement l'échantillon de perméabilité élevée. Ainsi, la dispersion des valeurs obtenues montre les difficultés d'exploitation des résultats en terme de choix du meilleur système. Afin de comprendre les mécanismes mis en jeu et le rôle de chaque additif, des essais de déplacement des additifs pris individuellement ont été réalisés. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 146 CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR IV.3.2 Endommagement par les tensioactifs Les OBM contiennent une variété de tensioactifs utilisés en tant qu'émulsifiants et agents mouillants. Plusieurs travaux ont montré que les tensioactifs peuvent causer un changement important de la mouillabilité (Thomas et al., 1984 ; Ballard et Dawe, 1988 ; Cuiec, 1989 ; Menezes et al., 1989 ; Scanner et Azar, 1994 ; Yan et Sharma, 1989 ; Mckinney et Azar, 1998 ; Skali et al., 2004 ; Tong et Morrow, 2006). Le choix de ces composés est donc dicté par leur influence sur la mouillabilité et sur l'endommagement de la roche réservoir. L’influence de quelques composés émulsifiants les plus largement utilisés, sur les perméabilités de la roche réservoir des puits d'une même zone, est évaluée. La CEC de ces échantillons de roche varie de 9 à 11 méq/100g d'argile. Le protocole adopté pour les tests de déplacement est le suivant : - Saturation des échantillons de la roche réservoir sous vide pendant 24 h avec une eau synthétique (eau de gisement) préalablement préparée et filtrée, - Déplacement de l’eau de gisement dans le sens production afin de déterminer la perméabilité à l’eau de gisement (K b), - Déplacement du Soltrol dans le sens production afin de déterminer la perméabilité au soltrol (K i) - Déplacement du gazole dans le sens production afin de déterminer la perméab ilité au gazole (Kg), - Test de déplacement des solutions étudiées dans le sens injection, - Déplacement du Soltrol dans le sens production pour déterminer la perméabilité finale (K f) - Calcul du pourcentage de colmatage C. Les résultats de ces tests de déplacement (Tableau IV.6) avec les différentes solutions de tensioactifs montrent l'influence de la nature des tensioactifs et de leurs mélanges sur la variation de l'endommagement. Tableau IV.6 : Résultats des tests de déplacements avec les fluides à base de gazole Echantillon Solution OMM#533 OMM#422 OMM#412 OMM#422 OMM#533 OMM#533 G + 1% Cp G + 1% Cs G + 1% Dp G + 1% Ds G + 1% Cp + 1% Cs G + 1% Dp + 1% Ds Porosité (%) 11.31 10.98 06.36 10.97 07.18 07.39 Kair (mD) 41.57 15.77 33.80 13.31 14.50 Kb Kg Ki Kf C (mD) (mD) (mD) (mD) (%) 2.60 2.00 0.65 2.40 0.37 0.64 3.20 3.00 0.70 2.80 0.73 0.67 1.10 1.20 0.02 0.60 0.33 0.30 60.0 65.6 97.1 78.6 54.8 55.2 7.10 3.20 3.60 2.70 2.20 37.34 3.60 G: gazole, Kair : perméabilité à l'air, Kb : perméabilité à la saumure, Kg: perméabilité au gazole, Ki et Kf : perméabilité initiale et finale au Soltrol (solvant isoparaffinique), C: Coefficient de colmatage ou d'endommagement donné par la relation : C = 100.(Ki - Kf)/Ki L'analyse des résultats obtenus sur l'évolution des perméabilités de la roche en fonction du temps pour différents types de solutions (Figures IV.3a et IV.3b) montre que pour les deux groupes, les mélanges de tensioactifs (Cp + Cs) et (Dp + Ds) entraînent moins d'endommagement que les tensioactifs seuls (Khodja et al., 2006d). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 147 CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Pour un seul tensioactif, la perméabilité diminue et par conséquent le colmatage augmente. Les émulsifiants du groupe C provoquent moins d'endommagement que ceux du groupe D. Les valeurs obtenues sont respectivement de 60 et 65,6 pour C et de 78,6 et 97,1 pour D. Ces valeurs sont supérieures à celles obtenues avec le mélange (~55%). (a) (b) Figure IV.3 : Evolution des perméabilités : (a) Gazole + un seul tensioactif ; (b) Gazole + mélange de tensioactifs * Pour la solution (Gazole + Dp), le potentiel  avant déplacement est de 1,6 mV, alors qu'il est égal à 0.2 mV après déplacement (à la sortie du milieu poreux), * Pour la solution (Gazole + Dp + Ds), on observe une valeur du potentiel  constante et proche de 0,1 mV (très faible). Yan et Sharma (1989) ont montré une différence d'altération de la mouillabilité de la roche par le filtrat de la boue, causée par chaque additif seul (émulsifia nt ou agent mouillant) et un effet moindre du fluide formulé (entier) sur la roche. MacDonald et Buller (1992) ont étudié aussi l'influence des tensioactifs utilisés dans un système OBM : 80/20. Ils ont établi une corrélation entre l'altération de la mouillabilité et la réduction de la perméabilité relative. Ils ont suggéré que l'endommagement causé par les émulsifiants du fluide (OBM) ne devait pas être attribué seulement à un effet sur la mouillabilité. Un tensioactif pur peut induire un changement fort d e la mouillabilité de la roche, alors que le tensioactif du commerce peut causer un effet moindre sur la mouillabilité. Il a évoqué l'effet d'une précipitation organique dérivant des émulsifiants du commerce, qui peut contribuer significativement à l'endom magement observé. Ainsi, la nature chimique et la qualité des additifs utilisés (Tableau III.3) dans la formulation des émulsifiants sont toutes deux importantes (Khodja, 1997). Ces tests confirment les résultats obtenus dans des travaux antérieurs réalis és avec la méthode Amott (Khodja et al., 2006d et 2007a). Pour le gazole, l'indice de mouillabilité est égale à 0,82 (forte mouillabilité à l'eau), alors que le mélange gazole + un tensioactif (Cp) a montré un changement important de la gamme de mouillabilité à 0,14 (faible mouillabilité à l'eau) en comparaison avec d'autres tensioactifs de même type (cationique). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 148 sujet largement discuté par plusieurs auteurs. Si l'on compare les valeurs de potentiels ξ d'un tensioactif primaire cationique seul (Cp ou Dp) à celles du potentiel ξ du mélange cationique + non ionique. Pour les mélanges de tensioactifs cationiques et non ioniques.5. il apparaît une similitude entre l'endommagement et la variation du potenti el ξ.Injection d'une solution de brut de HMD d 'un volume à raison de 5 à 10 fois le volume des pores pour la mise en place de la saturation en eau irréductible. le potentiel ξ reste stable avec des valeurs comprises entre 0. la mesure du potentiel ξ montre l'importance des interactions électrostatiques mises en jeu lors du déplacement des solutions à travers le milieu poreux.4 mV avant déplacement à 0.Injection de solutions de tensioactifs à débit constant (0. Pour les tensioactifs seuls (Cp et Dp) de nature cationique. .. donc concentration en micell es mixtes plus élevée à concentration totale donnée).5. Les conditions opératoires sont les suivantes : . 1 et 1. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 149 . . 2007a).Température des essais (ambiante: 24 °C).7). passant de 7. soit (liquide-liquide) entre les ions issus de l'eau de gisement saturant la roche avec la solution de tensioactif. ce qui explique les variations de déplacement (endommagement) (Khodja et al. 1 et 1. on remarque une diminution du potentiel qui peut être dû i) soit à une réduction de la densité superficielle de charge des micelle s mixtes par rapport aux micelles ioniques pures. Ainsi. interactions associées à la force ionique des solutions. . Afin de pouvoir négliger l'influence de l'hétérogénéité structurale et minéralogique une dizaine d'échantillons de roche réservoir d'une même zone et d'un même puits ont été sélectionnés (Tableau IV. et pour la solution (Gazole+Cp+Cs). C et D. Ainsi. ce qui par conséquent peut expliquer l'altération de la mouillabilité.5 mL/min) a été effectué lors du déplacement des solutions de gazole avec un seul et avec un mélange de tensioactifs des groupes A.1 et 0. Un suivi continu des perméabilités au brut pour différents débits (0. Indépendamment de l’influence de la variation minéralogique et pétrophysique des échantillons.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Cette variation de perméabilité observée a conduit à suivre l'évolution du potentiel ξ des effluents des solutions injectées. . Cette différence de comportement des tensioactifs en termes de charge et de propriétés reflète une différence dans l'adsorption de ces molécules en milieu poreux.Saturation sous vide par une solution salée saturée à 320 g/L NaCl. La stabilité du potentiel avant et après déplacement peut être expliquée par la faible interaction du mélange de tensioactifs avec le milieu poreux ou liquide.2 mV après déplacement. le rapport Ksolut/Kair a été calculé afin de mettre en évidence l'influence des interactions roche -solution sur la variation des écoulements.2 mV avant et après déplacement. le potentiel ξ diminue. pour la solution (Gazole+Cp).Pression de confinement : 1500 psi. le potentiel ξ diminue à cause d'une interaction soit (solide-liquide) entre les charges négatives du milieu poreux et les charges du tensioactif. La charge a été déjà réduite en amont (avant déplacement). et ii) soit à une diminution de la mobilité électrophorétique associée à l'augmentation de la viscosité du milieu (cmc des mélanges plus faible que celle des tensioactifs purs.5 mL/min) à raison de 5 à 15 fois le volume des pores et évaluation de la perméabilité avec cette solution. Avec les échantillons (11.55 1 mL/min) 1. OMO#62 6.21 0.11 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 150 . Des exemples de variations de perméabilités (Figures IV.5 5.5 137.5 36.7 35. De plus.5 0.93 64.8 23.75 2.55 2.6 1.5 4.1 70.9 11.86 10.81 247.07 279.5 7.10 10.4 45.85 2.54 1 : Gazole 2: 1+1% Ap 3: 1+1% As 4: 2+1% As 5: 1+1% Cp 6 : 1+1% Cs 7: 5+1% Cs 8: 1+1% Dp 9: 1+1% Ds 10: 8 +1% Ds 11:1+ 1% Dao 12: 7+Dao 13:12 + Saum. qui donne le rapport le plus faible (Ksolut.8 16.1 8.42 220.7 : Influence des additifs sur les tests de déplacements des solutions de tensioactifs Echantillon Kair (mD) Porosité Φ (%) Solution Viscosité (cP) 0. OMO#343 13.16 2.68 11. OML#103 3. sat.2 19. malgré la différence de masse molaire entre Ap (323g/mol) et As (529g/mol). donne de faibles valeurs de perméabilités Tableau IV.4a et b) pour différentes solutions de tensioactifs montrent une augmentation des perméabilités au brut avec le débit d'injection pour l'ensemble des solutions injectées.9 0.87 2./Kair vis-à-vis des tensioactifs primaire (principal) et secondaire toujours inférieur au rapport vis-à-vis du mélange.1 9.29 0.81 69.85 32.3 30.4 55.3 60. la comparaison des rapports des perméabilités Ksolut.1 22.14 14.1 1.76 14./Kair montre qu'avec l'ajout des additifs.07 35. engendrant généralement une différence de viscosité.5 12. OML#103 8.8 47.77 406.4 1.18 0.01 62.77 2.6 6.09 0.85 2.1 48.77 29. 12 et 13) les plus perméables. OML#103 5.60 2.47 83.6 16.62 0. quelles que soient les caractéristiques de la roche traversée (porosité et perméabilité). OML#103 4.84 2. l'écoulement sera de plus en plus difficile comparativement au mélange 10.4 1.28 0. le groupe A (émulsifiant anionique).55 1.40 2.92 2. OML#103 2. ce qui confirme l'influence des caractéristiques du mélange des tensioactifs sur la variation de l'écoulement. OML#103 11.9 44.8 17./Kair=0. OML#103 10.7 177.05) montre l'effet de la composition minéralogique sur l'endommagement.54 11. Le cas de la solution 11./Kair 1. Les tensioactifs ioniques (primaires) affectent énormément les perméabilités ( Figure IV.9 5.21 0.80 0. OMO#343 12.2 8.3 1.14 143. (E/H:05/95) 2.50 17.5 8.66 09. OML#103 9.84 2.3 27.5 Ksolut (mD) 1 (mL/min) Ksolut.10 0.05 0.11 13.75 12.48 0.9 44. OML#103 06.84 12.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Les résultats obtenus pour les différentes solutions étudiées ( Tableau IV.7) montrent un rapport des perméabilités K solut.4b) comparativement aux tensioactifs non ioniques (secondaires).37 14. OML#103 7.16 09.9 7.13 12. 0 Débit (mL/mn) Débit (mL/mn) (a) (b) Figure IV.5 0.5 1.5 0.0 60.0 Solution 8 : G+Dp Perméabilité (mD) 3 Solution 3 : G+As Solution 2 : G+Ap Perméabilité (mD) 10.5 1.5 0. 12 et 13) présentés dans le tableau IV. une étude de l'évolution des perméabil ités sur deux échantillons de grès de Berea perméable (plus de 800 mD) a été effectuée en fonction de l'ajout progressif des additifs des deux systèmes de fluides C et D.5 0.0 Gasoil+Dp 90.5 1.0 50. et vu les difficultés de déplacement des solutions à travers des échantillons peu perméables. Malgré l'importance de la perméabilité initiale de la roche.5 10 2 2 1 2 2 2 2 2 2 8 2 2 3 3 0. B.5) des modèles obtenus pour les deux systèmes étudiés montre qu e l'ajout des additifs à la formulation augmente l'endommagement avec une différence importante entre la perméabilité à l'air. Un exemple ( Figure IV. l'injection progressive des additifs ne fait qu'endommager le milieu (mélanges D à G).5 : Evolution de la perméabilité en fonction de l’ajout des additifs (cas du système D) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 151 . et celle à l'eau de gisement. D et E. A.0 70.5 0.0 80.0 10.5 0. A A: Kair B : K eau de gisement C: K Soltrol D: K gazole B C C D C E F G E : K (gazole + saumure + mélange de tensioactifs) F : K (gazole + saumure + mélange +argile organophile) G: K (gazole + saumure + mélange de tensioactifs +argile organophile + réducteur de filtrat) Figure IV.1 0. et d'autre part une stabilité des valeurs avec les solutions C.5 1.0 0.3 Endommagement par les autres additifs A la lumière des premiers résultats obtenus.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR 100.4 : Exemple de variation de la perméabilité au brut en fonction de l’ajout des émulsifia nts (a) et (b) Systèmes A et D IV.0 100.5 0. La même tendance a été observée sur les échantillons de roche réservoir (11.0 40.5 0.7.3.0 huile Brute Gasoil+Ds 1 1.0 20.0 30. Ces résultats peuvent être expliqués principalement par l'augmentation de la viscosité sous l'influence des additifs entraînant l a réduction des perméabilités.5 1.5 2 2 8 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 2 0. de nature asphalténique.6 : Répartition granulométrique des réducteurs de filtrat (a) système C.1) d (V. Cette différence peut être liée à la répartition des particules en solution et par conséquent à une éventuelle solubilisation et/ou aux interactions avec les additifs du système ainsi qu'avec la roche (interactions électrostatiques ou adsorption physique). Une chute de perméabilité de 90% pour le groupe C et de 99% pour le groupe D a été observée.. (a) (b) (c) Figure IV. Tableau IV. qui peut être liée à la nature. 0. 0.45 1.30 8.8). (b) système D et (c) système E Les deux systèmes C et D montrent une nette différence dans les valeurs de perméabilités obtenues.00 2. 0. un composé à base de lignite.44 56.88 * : surface spécifique approximative donnée par granulométrie laser Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 152 . l'endommagement est plus important (cas du système D).34 200 2. Les distributions granulométriques des réducteurs de filtrat des groupes C et D. Du point de vue performance des additifs utilisés dans les fluides de forage. 2006d).40 15.5) d (V.09 0.9) Surface spécifique* (m2/g) C D E 1. et à la granulométrie des additifs utilisés.. On peut évoquer aussi l'influence de la granulométrie des particules: avec de fines particules. un réducteur de filtrat fin expose une grande surface spécifique comparativement à un réd ucteur de filtrat de granulométrie plus grande (Tableau IV.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR La comparaison entre les deux réducteurs de filtrat des groupes C et D de même nature (à bas e d'asphalte) a montré que l'ajout de cet additif (en G) augmente l'endommagement du milieu (perméabilité nulle). est assez différente et fortement décalée vers les grandes tailles de particules (Figure IV. mais celle relative au réduct eur de filtrat du groupe E. sont similaires.79 70.8 : Caractéristiques de l’émulsion Groupe d (V.23 18. à la composition chimique.6) ((Khodja et al.92 66. (2006) ont étudié l’effet de l’optimisation du filtrat des WBM et des OBM sur la réduction de l’endommagement et ont montré qu’une bonne optimisation du fluide réduit l’invasion du filtrat.7 donne un exemple où la dimension moyenne se situe entre 0.. on remarque souvent une certaine uniformité des pores dans une série d'échantillons d'un même puits..001 0. La figure IV. Bailey et al.001 0 0. 0. pour le s deux groupes C et D. 1999).002 0..006 0.7 : Exemple de distribution des familles des pores au niveau du réservoir de HMD (Zone sud-ouest) Cette information est d'une grande utilité dans le choix des dimension de solides (carbonates de calcium) à utiliser en tant qu'alourdissants et colmatants temporaires pour le forage du réservoir.005 0.009 0. Cependant. A ce sujet. L’invasion du filtrat et la formation d'un cake épais induisent un endommagement important. réduction du filtrat) et à éviter.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Une faible granulométrie de l'additif contribue à améliorer les caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides (stabilité de l'émulsion. il faut certainement optimiser la dimension des additifs en fonction des caractéristiques de la formation traversée. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 153 .5 et 0. Dalmazzone et al. alors qu’une bonne optimisation des réducteurs de filtrat et de la dimension des solides peut contribuer à la réduction de cet endommagement (Argillier et al.008 Incrément de volume (mL/g) 0. Cependant. L’ajout des argiles organophiles entraîne une augmentation de l'endommagement.004 0.007 0. 2006d).8 µm. en termes d'endommagement. ce qui confirme l'effet de la compaction. l'étude de la répartition des pores d'une série d'échantillons de roche réservoir de quelques puits du champ a montré une variation importante de s dimensions de moins de 1 µm à plus de 30 µm. Les échantillons les plus profonds ont donné des dimensions de pores plus faibles.003 0. les problèmes de pertes de circulation (bouchage partiel des pores de la formation).01 0. qui peut être expliquée par l'action des solides sur le milieu ainsi que par une éventuelle interaction entre la portion tensioactive de l'argile organophile (ammonium quaternaire) et les solides de la roche (Khodja et al.1 1 Diamètre des pores (µm) 1-E2 1-E4 1-E16 1-E19 1-E26 1-E31 2-E29 2-E30 2-E44 2-E50 2-E63 2-E9 1-E6V 2-E3V 10 100 1000 Figure IV. relative ment. 1996 . Les particules fines pénètrent profondément dans la roche et sont difficilement éliminées comparativement aux grosses particules. augmente les risques d'invasion 0. Les profils des diffractogrammes de RX des deux argiles organophiles.s] IV.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR En fonction de la nature.2 réservoir surtout en présence de grandes 0 0 100 200 300 quantités de solides en suspension (argiles gradient de cisaillem ent [1/s] organophiles). le niveau producteur 0. on peut s'attendre à l'obtention de propriétés rhéologiques différentes. Figure IV.6 est fortement exposé au fluide. Un exemple de la variation de la viscosité d'une émul sion E/H de 10/90 préparée avec des argiles organophiles différentes (Figure IV. le rapport TA/CEC est donc vraisemblablement plus faible que pour OMt. depuis plus d’une décennie. ce qui. OMt et Dao.4 des fluides et d'endommagement de la roche 0. la majorité des forages de développement sont en horizontal. Les distances interfoliaires obtenues à partir de la position du premier maximum sont égales à 3. Dans le réservoir. en agissant par exemple sur la viscosité.58 nm (Dao).58 nm (Dao). Dans le champ de HMD.8) montre que le caractère rhéofluidifiant varie dans l'ordre : argile 3 > argile 1 > argile 2.4 Analyse de l’endommagement par les systèmes émulsion-argile organophile : Etude par diffusion des neutrons aux petits angles (DPAN) Le mode d’endommagement par colmatage et/ou infiltration du fluide dans la roche réservoir peut-être lié à la taille et à l’état de dispersion des argiles organophiles contenues dans la formulation du fluide. pour favoriser l’adsorption d’un plus grand nombre de molécules de TA à la surface du feuillet. induisant un endommagement différent.64 nm (OMt) et 2. Mandalia et Bergaya (2006) ont montré que l’augmentation du rapport tensioactif (TA)/CEC conduit à un accroissement de l'espace interfoliaire car les chaînes hydrocarbonées du TA s’orientent plus perpendiculairement au feuillet. Ils correspondent aux différents ordres de la réflexion (00l).8 : Variation de la viscosité pour trois types d’argiles organophiles viscosité [Pa. en mode transmission (Figure IV. l'ingénieur foreur et/ou le spécialiste de la argile 1 argile 2 argile 3 boue sont amenés à utiliser des fluides de 1.2 viscosité élevée afin de permettre la mise en 1 suspension des solides et le nettoyage du 0. par conséquent.9). en supposant l’épaisseur du feuillet silicaté égale à 1 nm. ont d’abord été enregistrés à l’état de poudre sèche. l'une préparée au laboratoire (OMt) et l'autre provenant du commerce (Système D: Dao). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 154 .8 trou. Trois pics sont visibles pour OMt et seulement deux pour Dao. Le principe de la méthode ainsi que les détails des expériences sont présentés en Annexe IV. ce qui correspond à un espace entre feuillets silicatés de 2. Pour Dao. Une étude par diffusion des neutrons aux petits angles (DPAN) a donc été réalisée sur les émulsions E/H (10/90) en choisissant deux argiles organophiles. Elles permettent d'augmenter la viscosité et d'améliorer la stabilité des émulsions. Les argiles organophiles sont largement utilisées dans les systèm es OBM et SOBM.64 nm (OMt) et 1. de la composition et de la granulométrie de l'argile organophile. par une couche de tensioactif de 1.8 nm pour Dao. distribuées en taille. N di (nm) Dao 0Mt 2. Les émulsions étudiées comportent cinq composés répartis en quatre phases : le gazole. Les paramètres permettant d’obtenir le meilleur ajustement sont rassemblés dans le Tableau IV. dissous dans le gazole.80. Les profils sont sensibles au nombre moyen de feuillets empilés <N>.5 0.05 1.9 Rayon du disque R (nm) 195 164 Chaque feuillet silicaté est donc recouvert sur chacune de ses faces basales. L’espace occupé par le tensioactif entre deux feuillets est donc de 2.6 nm (Dao).250. les gouttelettes d’eau peuvent être assimilées à un ensemble de sphères.60 3. Dans une macroémulsion. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 155 . les deux argiles ont à peu près la même épaisseur d’empil ement Lc=<N>.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR La réflexion (001) de chaque argile été modélisée avec le modèle de disque à structur e cœurcouche (développé en Annexe IV).3 nm pour OMt et de 0. Le nombre moyen de feuillets empilés <N> est un peu plus grand pour Dao mais d étant un peu plus faible.6 nm (OMt) et de 1. le feuillet alumino-silicaté.9. à la distance interfoliaire di et aux fluctuations de la distance interfoliaire ∆di. avec une distribution de d supposée gaussienne.8 0.05 11 8 0.d(001).9 : Diffractogrammes par RX des argiles en poudre (Δ : Dao et o: OMt) et ajustement du modèle des empilements de disque à structure cœur -couche (-) Tableau IV.9 : Paramètres structuraux obtenus pour les argiles organophiles à partir de la réflexion (001) du profil de diffraction X (modèle de l’empilement de disques à structure cœur-couche) Nombre de Espacement Epaisseur de la couche feuillets par Incertitude d (nm) de tensioactif : D (nm) empilement. Figure IV. le tensioactif adsorbé sur le feuillet et les agents émulsifiants ajoutés en excès pour stabiliser l’émulsion. l’eau. comme celle qui est étudiée. la longueur de diffusion neutronique  N de cette phase ne peut donc pas être calculée.5. %O=52. la diffusion des gouttelettes d’eau devient assimilable à la diffusion d’un ensemble de sphères possédant une structure cœur-coquille.525 0.5. que celui -ci soit localisé autour des gouttelettes ou bien réparti en excès dans le gazole. l’eau représentant le cœur et le tensioactif. %N=3. Tableau IV. Elle est.ρ N (eau )) est pratiquement nul. En conclusion.5. l’épaisseur de la coquille. le contraste neutronique Δρ N = (ρ N (gazole) . de plus.10.9. Comme le montre le tableau IV.27. la diffusion est insensible à la présence des gouttelettes d’eau et à la présence de l’agent émulsifiant. donc plus grandes distances). %Cl=8.9. ce qui permet de négliger l’effet du contraste eau-gazole même aux plus petits angles (plus petites valeurs de q.64. dans le domaine étudié.4 %C=79. Dans ce cas. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 156 .%H=11.10 : Analyse élémentaire. difficilement mesurable expérimentalement en utilisant la technique de variation de contraste puisque le domaine d’échelle n’est pas adapté.2. %Al=12. %N=0. bien inférieure au diamètre des gouttelettes.158 0.1.56 4 obtenu à partir de la perte de masse de l’argile Dao après calcination La diffusion d’une émulsion non stabilisée par un émulsifiant (émulsion eau/huile + Dao 3%) est très proche de la diffusion de l’émulsi on complète. si l’on considère la présence d’un agent émulsifiant à l’interface gazole -eau. La masse volumique de la phase formée par les émulsifiants (Dp + Ds) à l’interface gazole-eau est inconnue.%. %H=13.10). pourrait diffuser dans le domaine de tailles accessible à l’expérience.82.1 %H=11. %N=9. %H=11. La courbe de diffusion de l’émulsion traduit donc principalement la structure et la dis tribution des feuillets d’argile dans le gazole.4.9 %Si=30. %O=88. masse volumique et densité de longueur de diffusion  N des différentes phases contenues dans les émulsions Masse Produit Analyse élémentaire (% massique) volumique ρ (g/cm3) Gazole SDBA Tensioactif dans Dao* Eau Feuillet de montmorillonite  ρN (1010cm-2) %C=82. %Mg=1.55 0. nous pouvons déduire que. si l’échelle reste insuffisante pour observer l’ensemble de la sphère.45 -0.832 0.9 1 2 -0.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Cependant les mesures de granulométrie laser (Chapitre III) ont montré qu’elles ont des dimensions bien supérieures à la plus grande dimension accessible à l’expérience de DPAN et que donc la taille et la distribution des gouttelettes d’eau dans l’émulsion ne sont pas accessibles par cette technique. S=0.10 rassemblant les valeurs de  N .99 0.3.8.1. De même. %H=0. Les courbes de diffusion obtenues sur les poudres et sur les émulsions sont rassemblées sur la figure IV. de même la diffusion du gazole seul et celle du gazole contenant l’agent émulsifiant ne présentent pas de différence significative ( Figure IV.7 %C=76. la coquille. %Fe=2. l’émulsion contenant 0. Les fluctuations de densités neutroniques à 1 dimension. En effet. accessible par l’expérience est d’environ 75 nm (qmin = 0. Cela peut être dû à l’adsorption du tensioactif à la surface du feuillet qui atténue le contraste interfacial. la diffusion relative à la présence de l’argile organophile n’est sensible qu’en dessous de 0. Les courbes DPAN montrent que la plus grande dimension de la particule dépasse les limites de l’expérience. les argiles sont composées de particules à fort degré d’anisométrie.04nm-1). La plus grande dimension de particules.4nm-1. La comparaison entre les courbes des argiles organophiles (Dao) et (OMt) avec celles des différentes émulsions montre que le fond de diffusion plat du gazole prédomine sur les courbes de diffusion des émulsions pour q>0.03 < q < 0. comme celles obtenues sur les argiles.10).4nm-1 soit à des échelles d’observation telles que D >8 nm. La décroissance en q -3. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 157 . telles que celles observées à l’intérieur des empilements peuvent aussi générer une diffusion qui varie en q -2. De ce fait.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Le gazole avec ou sans surfactant présente un fond de diffusion plat et de niveau élevé compte tenu respectivement de l’absence de structuration à l’échelle étudiée et de l’importante diffusion incohérente des atomes d’hydrogène présents en forte teneur (%H atomique= 66%).5 nm-1 avant que les oscillations correspondant à l’organisation périodique des feuillets ne soient visibles aux plus grandes valeurs de q. Cependant. IV. Cela est d’autant plus vraisemblable que l’épaisseur des empilements est fa ible vis-à-vis des valeurs de fluctuations (d). peuvent être observées. alors des lois de diffusion en q -α avec 4<α< 3. car l’intensité n’atteint pas une valeur constante aux plus petites valeurs de q. Les courbes des deux argiles décroissent d’abord en q -3.3 pour 0. une décroissance en q -4 caractérisant une interface lisse avec transition franche de la densité neutronique à l’interface n 'est donc pas observée. Si celles-ci se manifestent à une échelle où l’interface pore-particule diffuse en q -4. rendant imprécise la courbe après soustraction.3 peut être attribuée au contraste pore -particule.3g d’argile Dao pour 100 mL n’a pas été traitée car la diffusion de l’argile est trop faible vis -à-vis de la diffusion incohérente du gazole.10 Le traitement des courbes intervient donc après avoir soustrait des spectre s la contribution du gazole (Figure IV. Dans ce cas. l’épaisseur du feuillet silicaté a été fixée à 1nm et la densité de longueur de diffusion neutronique ρN(g) du gazole a été fixée après calcul. Il est alors possible que ce soit la différence de degré d’anisométrie des feuillets (extension latérale) qui soit responsable des différences de viscosité de ces deux émulsions. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 158 . la DPAN est sensible aux corrélations interfoliaires mais les réflexions (00l) sont moins intenses que celles obtenues avec les rayons X car le contraste neutronique entre les feuillets alumino-silicatés et le tensioactif est environ 10 fois plus faible qu’avec les rayons X. Comme les courbes DPAN sont exprimées à l’échelle absolue. En DPAN. les argiles organophiles contiennent de l’hydrogène dont la forte longueur de diffusion incohérente a pour effet d’atténuer encore l’intensité des ré flexions aux neutrons. Ainsi les différences structurales observées sur les argiles organophiles ne semblent pas jouer un rôle sur l’état de dispersion des argiles dans l’émulsion.12) montrent que quelle que soit l’argile.11). Ceux-ci sont heureusement proches des valeurs obtenues à partir des RX (Tableau IV. Sur les courbes de diffusion des émulsions ( Figure IV. La viscosité de l’émulsion contenant l’argile Dao est supérieure à celle contenant la même quantité d’argile OMt (respectivement argile 3 et argile 2 sur la figure IV. Concernant la modélisation. l’ajustement du modèle de diffusion de disques à structure cœur -couche (modèle développé en Annexe IV) est obtenu pour les paramètres du tableau IV. La dispersion des particules dans le gazole peut expliquer cette évolution des courbes.11. la densité de longueur de diffusion peut en principe être obtenue pour chaque phase. afin de limiter le nombre des paramètres variables. (ρN). De plus. des valeurs plus faibles deviendraient accessibles à l’expérience et l’intensité tendrait de ce fait vers une constante vers les plus petits q.3 observée sur les argiles en poudre a évolué vers une décroissance en q -2 pour les émulsions. les émulsions contiennent principalement une dispersion de feuillets isolés et couverts d’une épaisseur de 3nm de tensioactif. ce qui n’est pas observé. La décroissance en q -3. la densité des longueurs de diffusion ρN associée à l’espace interfoliaire ρ N(d) correspond à la densité moyenne d’une phase qui contiendrait à la fois du tensioactif et du gazole.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Aux grandes valeurs de q. pour tenir compte de l’accroissement de l’espace interfoliaire en raison de l’insertion de molécule du gazole. R. correspond à la plus petite valeur de R possible. Par ailleurs. les modulations visibles sur les courbes des argiles en poudre ont disparu mais un épaulement plus large est obtenu pour des v aleurs de q plus faibles q 1nm-1.8). attestant alors de la diffusion de particules en forme de plaquette c’est-à-dire d’épaisseur très faible par rapport au diamètre. Les résultats (Tableau IV.12). Les résultats du tableau IV.11 montrent que l’incertitude sur ces valeurs est très grand e comparée à l’incertitude mesurée sur les paramètres structuraux. La valeur du rayon de la plaquette. 2 ρN feuillet silicaté (1010 cm-2) 4.72 3. R (nm) Epaisseur du tensioactif. d i (nm) 6.1 10 -2 3% OMt 1 -0. <N> 1.11: Tableau IV. D (nm) 95.7 << 16 -10 << 4 -9 << 6 1962 0.43 2.46 -0.10.00.11 : Paramètres structuraux obtenus à partir de la modélisation des courbes DPAN Paramètres d’ajustement ρN (feuillet) (10 cm ) ρN tensioactif (1010 cm-2) ρN gazole (1010 cm-2) R : Rayon du disque (nm) D : Epaisseur du tensioactif (nm) <N> Nombre moyen de feuillets empilés di : Distance interfoliaire (nm) σd : Déviation standard (nm) Bruit de fond 10 -2 Dao 1.00.01 13.970.95 ρN (TA+solvant) (1010 cm-2) -0.5 Nombre moyen de couches par empilement.210.5 1 -0.92 1.003 OMt 4.5 3.1 90.1 Déviation standard.80.00.1 2.01 0.50 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 159 .749 0.1 7.61 2.3430.0 0. (σd) (nm) 2.01 0.270.790.580.02 1.12 : Paramètres structuraux obtenus à partir de la modélisation des courbes DPAN des émulsions à 3% d’argile/100 mL 3%Dao Contraintes Épaisseur du feuillet silicaté (nm) ρN solvant (10 cm ) Paramètres d’ajustement Rayon du disque.90.6 3.1 2.00.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Tableau IV.05 V.92 162 1 9.40.03 Espace interfoliaire. surtout dans des échantillons assez perméables (Grès de Berea). i) une augmentation de l’effet viscosifiant. IV. De plus. Ces résultats ont été aussi observés dans le chapitre II où les solutions de polymères (cas du PHPA) ont même pu traverser le filtre (pastille). aux dimensions. le pourcentage de colmatage moyen est de l'ordre de 70%.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR En conclusion. Les résultats des tests montrent des volumes de filtrats cumulés de l 'ordre de 2 à 25mL de liquide . Les grès uti lisés présentent une grande perméabilité à l'air de l'ordre de 900 mD (Tableau IV. Sánchez et al. FeCO 3) et peu argileux localement. On constate également la présence de feldspath en faible pourcentage. cela dépend bien sûr des fluides testés. à la viscosité et à la charge du polymère en solution. soit par invasion des particu les dans les pores de la roche.5 Endommagement par les fluides WBM En raison des problèmes causés par les fluides à base d’eau. Le polymère forme ainsi u n film sur l’échantillon de roche et empêche l’écoulement du fluide. Le ciment est carbonaté (calcite et sidérite. ii) une augmentation de la surface spécifique et par conséquent de la réactivité et un endommagemnt iii) soit par la formation d’un film imperméable sur la paroi. une première série d’expériences a été réalisée avec l’utilisation d’échantillons perméables et relativement homogènes (grès de Berea). Ils sont très poreux à ciment rare représenté par quelques plages de calcite et d’argile. Pour les solutions polymère + bentonite.13). Sharma. Ils constituent donc un milieu poreux important très susceptible de colmatage (endommagement) par invasion du filtrat du fluide utilisé. 2006). Certainement. cela est étroitement lié à la nature. alors que les solutions de bentonite + polymère ont donné des volumes moins importants (Tableau IV. Ces grès présentent une très bonne porosité de type intergranulaire interconnectée. alors qu’on observe une filtration sélective des polymères qui peuvent pénétrer beaucoup plus profondément dans la roche.. Ceci e st dû à l'influence de la structure chimique des différents polymères qui tendent à s'adsorber sur les composés hydrophiles de la roche réservoir. 1999 . Sharma (1985) et Cuiec (1987) ont montré que les fluides à base d'eau (WBM) n'affectent pas la mouillabilité du réservoir mais réduisent drastiquement la perméabilité de la roche. il est possible que l’exfoliation quasi -totale des feuillets d’argile organophile conduise à plusieurs conséquences. Cet eff et est plus important si les additifs du fluide ne sont pas retenus dans le cake mais envahissent profondément le réservoir (Argillier et al. Ces échantillons de grès sont caractérisés par la présence de quartz qui est l’élément le plus abondant avec un pourcentage moyen de 66..13). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 160 .17 % (Tableau IV.13) avec une porosité de 20%. on remarque que les particules d’argile sont arrêtées très ra pidement lors de la filtration. Audibert et Dalmazzone. L'endommagement par invasion du fluide dans la formation augmente la saturation en eau dans la roche. 1985 . Les plus grands volumes ont été obtenus dans les solutions de bentonite à faible concentration (3g/L). 2004 . 77 23.5 IV.13 : Résultats des tests de déplacements avec des fluides à base d'eau (WBM) Kair (mD) 924 941 930 945 938 924 941 964 955 964 1279 1000 1131 12 13 Ф (%) 23.86 21.6 Modélisation de l'endommagement IV.B G. l’effet des additifs sur la mouillabilité est plus prononcé. liés à la mosaïque géologique et à l'hétérogénéité des formations traversées. le champ de Hassi Messaoud a été largement étudié au niveau national ou international. Un changement de mouillabilité peut affecter la perméabilité (OBM). et sur la base de près de 700 puits producteurs d’huile.5 1 1 2 1.B G.46 10.5 2 1.09 7.5 15 8 5 5 5. tandis que la réduction de la perméabilité n’implique pas obligatoirement un changement de mouillabilité (WBM).42 22.+ 3. ou invasion du filtrat : changement de saturation en eau de la roche réservoir). Mais une reprise réussie des puits est souvent enregistrée dans les zones de bonnes qualités du réservoir telles que les zones 3 (OMN#25).01 24.59 21.B G.B G. Tableau IV.98 25.9 62.+3g/L XCD 30g/L bent.+ 4g/L XCD Boue à l’eau au PHPA Boue à l’eau au Silicate Boue à l’eau au Glycol Boue au PHPA avec KCl Boue au PHPA sans KCl C (%) 75 76.+ 1g/L XCD 30g/L bent. invasion des solides : blocage des pores.1 Problèmes de production au niveau du champ de Hassi Messaou d Durant plus de 50 ans d'activité.B R. MD#443 et MDZ#491).7 5 12 25 30 Ech.22 22.+1. Dans l’annexe IV on donne quelques généralités sur les mécanismes d’endommagement au niveau du champ de HMD et les solutions proposées. L’analyse récente de l’état des puits confirme l’importance de ces problèmes.B G.5g/L XCD 30g/L bent.B G.5 6.R R. 4 (OMN#88 et OMJ#702b) et 20a (MD#508.5 7. les problèmes rencontrés.5 0.5 4.B G.5 Filtrat cumulé (mL) 24. Sur plus de 1200 puits déjà forés. alors que pour les systèmes à base d’huile. sont encore d’act ualité.5 3.B G.5 1. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 161 .5 85.B G.59 Epaisseur du cake (mm) 4 3 2.1 75 35.+ 2g/L XCD 30g/L bent. Cependant. 15% des puits sont temporairement à l’arrêt.88 8.52 16.6.+ 2.B G. G.68 22.5 37.B G.5g/L XCD 30g/L bent.7 76.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR L’analyse des mécanismes d’endommagement des fluides de forage (WBM ou OBM) montre que les fluides de forage à base d’eau réduisent la perméabilité par un effet d’accumulation des additifs (adsorption des polymères.R Système 3g/L bentonite 30g/L bentonite 60g/L bentonite 30g/L bent.38 24.20 17.5g/L XCD 30g/L bent.5 1 1 1 2 1.B G. . 2006) En résumé. les travaux de colmatage sont restés souvent tributaires des essais classiques de filtrati on statique et dynamique pour l’évaluation de l’endommagement par les fluides de forage (études au cas par cas). 1998).La modélisation des fractures sur la base des informations de carottes et d’imagerie permet d’identifier et de localiser plusieurs types de linéaments barrières. on peut dire que compte tenu de l’étendue du gisement et en raison du caractère géologique complexe du champ de HMD. plus de 40 puits sont fermés et une vingtaine n’ont jamais produit d 'hydrocarbures. Malgré l'abondance des données de carottes. et de mieux comprendre les phénomènes de balayage des fluides injectés (Lebcir et Mas.Tiab et Engler (1996) recommandent généralement le choix des puits déviés sur le champ de HMD. . leur taux de participation à la production globale est proche de 20% contre 70% pour les puits verticaux. cette option n'est pas intéressante pour le cas des multicouches (Azzouguen et al. Cependant. 2000). 2004). la modélisation parfaite du réservoir du champ de Hassi Messaoud n’est actuellement toujours pas achevée.La transformation des puits verticaux en "medium" et "short" permet de connecter les zones de faibles et de bonnes propriétés pétrophysiques et d’affiner le modèle géologique par l’intégration de la distribution des perméabilités. de tests et de performances.6. . La décision de remplacer les puits verticaux par des horizontaux reste cependant un sujet d’actualité.. de la grande variabilité des valeurs de perméabilité et des imprégnations d’hydrocarbures dans les puits. IV. les méthodes utilisées n'ont pas permis d'obtenir une description co hérente du gisement. suite au rapide déclin de production des puits horizontaux au cours du temps. conductifs et "neuters" (Murat et al.Les méthodes géostatistiques permettront de mieux décider de la localisation des futures implantations des puits. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 162 . Une augmentation de la récupération demande un développement plus important du champ et donc une connaissance plus approfondie de la structure et des caractéristiques des différentes régions du gisement.2 Filtration et modélisation de l'endommagement Outre le nombre important de travaux de caractérisation et de modélisation du réservoir et des études relatives à l’exploitation et à la modélisation des essais aux puits..L’exploitation adéquate des données des méthodes dites “d’intelligence artificielle“ comme les réseaux de neurones pourrait donner des résultats encourageants et combler les imperfections et les écarts entre les mesures des tests de production ( Braham Chaouch. Dans l’espoir d'apporter de meilleures explications à ce phénomène. En plus du coût élevé de forage des puits horizontaux.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Jusqu'à fin 2007 et sur plus de 200 puits forés horizontalement et près de 200 puits en “short radius“. du nombre d’événements géologiques non encore répertoriés. un grand effort a été entrepris pour la caractérisation et la modélisation du réservoir : . . de l’hétérogénéité du réservoir. L’intérêt que nous portons aux puits horizontaux est motivé par les nombreux problèmes constatés. Un schéma représentatif de l’écoulement et de la formation d’un cake dans un forage horizontal est présenté ( Figure IV. Réservoi r rw dr Cake Figure IV. Les équations mathématiques utilisées pour l'estimation des paramètres nécessaires à l'application du modèle seront présentées. des conditions isothermes.xc (1  c )  c (IV. Ainsi. L’épaisseur du filtre cake est donnée par l’équation du bilan de matière entre le dépôt du cake et l’érosion. une absence d'invasion de particules solides et pas de changement du rapport porosité/perméabilité dans la zone envahie. Le modèle utilisé suppose l'utilisation d'une seule phase liquide. Parn-anurak et Engler (2005) ont simulé la filtration des WBM pour prévoir l’endommagement dans le cas des puits horizontaux. malgré une hétérogénéité importante de la gé ologie de la roche réservoir et la complexité des fluides utilisés.12). un flux du filtrat radial. des press ions hydrostatiques (dues à la colonne de boue) et celles du réservoir.2) Le modèle de filtration est basé sur l’hypothèse d'un écoulement radial uniforme. La prévision de l’endommagement par modélisation dans notre travail. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 163 . Durant le forage. une prévision de l’endommagement sera faite pour analyser les problèmes de chute de production par un travail de modélisation. constantes. Le facteur skin est un paramètre sans dimension qui traduit la différence de perte de charge existant aux abords du puits. entre le réservoir et le puits. Le suivi de la formation du cake. un débit de circulation constant. de l’invasion du filtrat et le calcul du "Skin" seront les paramètres essentiels d’évaluation de l’endommagement. Le développement du modèle ainsi que les données et programme utilisés seront détaillés en Annexe IV.12 : Schéma représentatif de l’écoulement et de la formation d’un cake dans un forage horizontal La masse des particules solides déposées dans le cake m c est déterminée par: re rc Xc(t) Zone envahie (re) mc  A. Ce modèle suppose aussi une invasion par le fluide de forage seulement. l’infiltration est causée principalement par la circulation du fluide. porte sur l’analyse des résultats expérimentaux et l’intégration des données de chantier.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Ces essais sont largement influencés par les conditions opératoires évoquées précédemment . L'épaisseur du cake dépend de la différence entre sa vitesse de dépôt et sa vitesse d'érosion sous l’effet de la circulation du fluide à la surface du cake. Le débit de filtration représente l’aptitude d’écoulement à travers le filtre cake et la formation. un déplacement immiscible. xc(0) = 0 (IV.Cf .CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR La formation du cake (équation IV.9) La génération du filtre cake dépend de la vitesse de filtration et l’application de l’équation de Darcy donne le gradient de pression pour l’écoulement radial : P w – Pe = 1 2 q 0 ln( re ) rw hK avec q 0 débit initial de filtration (IV.5) dmc  Auin .7) donne la vitesse initiale de filtration à la surface du uin  qin 2.h (IV. uin = vitesse initiale de filtration et k : coefficient de cisaillement. Vitesse de dépôt (d c)-Vitesse d’érosion (e c) (IV.6) et (IV. qui est fonction du gradient de pression à travers la couche du cake et de la perméabilité de la formation.10) Civan et Engler (1994) donnent une expression de la concentration du filtrat en fonction du coefficient de dispersion.3) est liée au volume du fluide.Csolid-ktt) (IV. D d. L’épaisseur du cake est fonction du temps et peut être exprimée par : X C (t )  rw  rc (t ) or à l’instant t = 0. exprimé par la relation de Donaldson et Chernoglazov (1987) : Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 164 .7) La combinaison des équations (IV. C solid = Cmud .rc .4) où A = aire de la section.3) La vitesse de dépôt est proportionnelle à la masse des solides dans le fluide de forage d c = A(uin.C solid  k .2. c dt  dt  réservoir : (IV.6) dmc  dx   A c (1  c ). A La vitesse de formation du cake est alors soit égale à : (IV. A dt soit d'après l’équation IV.8) où rc est le rayon du puits après formation du filtre cake (distance entre le centre du puits et la surface du cake formé). égale à : (IV. Le débit d’érosion est lié à la résistance au cisaillement dans le filtre cake : ec  k . Ces auteurs intègrent la notion de mouillabilité de la roche et définissent les perméabilités relatives à un fluide mouillant ou non mouillant..n rd  rw  (IV. ce qui va diminuer la perméabilit é relative de la phase déplacée. S mud(r) = Cf( r) (Sw.1  rw K d .max   1 S  S wi or   1  S wi  S o  K rw. Pour l’huile : K ro Pour l’eau :  1  S mud  S or  K ro . Perkins et Johnson (1963) et Baker (1997) ont établi une relation exponentielle entre D et u.7 (Poulin.max  1 S  S wi or          no (IV.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR D d = De+Dm (IV. La distribution de la concentration du filtrat dans la zone envahie donne un ordre de grandeur de la saturation en eau dans cette zone..25 et de 51...  rd  rd .n K d . la vitesse de filtration du fluide diminue initialement et commence à se stabiliser lorsque l’épaisseur du cake atteint un état stationnaire. Ce genre de problèmes va causer une sévère perte de la production du réservoir..13) Le degré de réduction de la perméabilité reflète le mode de diminution de la perméabilité r elative dans la zone envahie.. laquelle est liée à la saturation en eau irréductible et à la saturation en huile résiduelle. Le changement de la saturation en eau est donc fonction de la concentration du filtrat dans la formation. 2  rd . 2  . la vitesse du fluide : D = f. ce qui veut dire que l’invasion du filtrat va augmenter la saturation en eau dans la zone envahie. 1985).min) + Sw... La fonction modifiée par Brooks et Corey (1994) est appliquée au calcul de la relation entre la saturation en filtrat et la perméabilité relative.u g (IV.15) La valeur moyenne de la perméabilité dans la zone réservoir est calculée comme suit : Kd  r d .min (IV..14) nw K rw (IV.12) Les valeurs moyennes des paramètres empiriques f et g sont respectivement de 1.. La diffusion moléculaire peut être négligée dev ant le terme de convection qui est significatif durant la filtration du fluide.. D’après Fisher et al.. (2000).1  rd .16) A la fin le facteur skin (d'endommagement) est estimé par la formule suivante : Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 165 .max – Sw..11) avec De: coefficient de dispersion-convection et Dm: coefficient de diffusion moléculaire.1 K d . . cas statique). 1998 . l'accumulation des solides se ralentit sous l'effet du dépôt global des particules et de la réduction de l'invasion de la boue. l'épaisseur du cake est plus importante pour de faibles viscosités. Civan. Le programme correspo ndant et les valeurs des données utilisées sont reportés dans l’Annexe IV. Surtout pour les roches peu perméables.eff r  r  ln  d   ln  d  r  r   w  w (IV. du débit d'écoulement et de la concentration en filtrat en fonction du temps dans les cas de filtration statique et dynamique.14 donnent les variations de l'épaisseur du cake.17) Pour chaque fluide. (a) (b) Figure IV.16a) montrent une augmentation de l'épaisseur du cake en fonction du temps avec une tendance vers la stabilité. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 166 . Fisher et al. la perméabilité effective est égale à la perméabilité absolue multipliée par la perméabilité relative du fluide. Après un tem ps t.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR S K eff K d .13 et IV. Les figures IV. le cake se forme plus rapidement que pour des perméabilités plus faibles. 1994 . Les valeurs obtenues montrent qu'initialement la vitesse de formation du cake est plus importante (dépôt dominant.13 : Variations de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour (a) différentes viscosités du fluide de forage et (b) différentes perméabilités (Filtration statique) La comparaison des valeurs obtenues pour différents cas de perméabilité montre une augmentation de l'épaisseur du cake avec la perméabilité (Figure IV.13a) est aussi observée.13b). Cet te tendance a été aussi observé par plusieurs auteurs (Jiao et Sharma. 2000). Filtration statique Les courbes de formation du cake (Figure IV. Pour de fortes perméabilités où l'invasion des roches est plus facile. Une diminution de l'invasion avec l'augmentation de la viscosité ( Figure IV. la variation de la perméabilité ne semble pas avoir effet sur la variation du cake. on remarque que la vitesse de formation du cake est la même (Figure IV.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Filtration dynamique Pour les différentes perméabilités étudiées (10. Cependant.14 : Variations (a) du débit d'écoulement en fonction du temps pour diffé rentes viscosités (Filtration statique) et (b) de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour différentes perméabilités (Filtration dynamique) (a) (b) Figure IV.15 : Variations (a) de l'épaisseur du cake en fonction du temps pour différentes valeurs de cisaillement et (b) de la concentration en filtrat en fonction du rayon d'invasion [cas de filtration dynamique. 20 ou 30 mD).14b). Pour une viscosité de 30cP et une perméabilité de 1mD. 11 cP (a) (b) Figure IV. le débit de filtration diminue rapidement et se stabilise vers une faible valeur ( Figure IV.15a). on note la même allure ( Figure IV.15a). Alors qu'une variation de l'éro sion influe énormément sur l'augmentation du cake ( Figure IV.14b). la concentration du filtrat chute rapidement. l'épaisseur du cake augmente continuellement (Figure IV. Dans le cas dynamique. Viscosité = 30 cP et K =1 mD] Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 167 . ce qui explique la limite d'invasion du filtrat.14a). Une épaisseur de cake de 1cm est observée après 30 secondes. 2007a).83 30 5. Les skins négatifs pour les faibles distances. par une multiplication par deux du débit.65 8 46.79 38 4.15 : Valeurs du Skin pour la filtration dynamique rw = 1 à 40 cm (viscosité = 30 cP et K =1 mD) rw = 1 cm -14.89 22 9.47 4 -69.91 24 7.71 16 14.15 rw= 40 cm 3.49 31 6.43 39 3.14 20 10. peuvent être expliqués par la faible altération des caractéristiques de la roche par le fluide (l'invasion est faible et négligeable).99 Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 168 .5.75 38 3.53 19 11.53 39 4.98 32 6.88 15 17.83 4 -449. Tableau IV.33 10 29.97 3 -121.15 17 13.40 8 106.95 21 10.09 37 3.89 35 4.26 11 35.5 à –4.19 9 64.71 29 6. Alors que lorsque l'invasion progresse. Tableau IV. La perte de charge importante aux abords du puits se traduit en terme de "skin effect" mis en évidence notamment par des mesures de DST (Drill Steam Tool) faisant apparaître un effet de "wellbore storage" (quantité de stockage du puits) très prononcé. se traduit par exemple.69 5 266.75 24 8.44 32 4.57 16 15.86 25 7.06 18 12.85 15 15.26 20 10.56 17 14.09 31 5.85 7 63.11 34 5.07 30 6.88 6* -370. Il est à rappeler que généralement.63 7* 304.19 26 6.35 34 4.08 37 5.75 19 11.06 6 102.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Le "skin effect" Les tableaux IV.64 10 45.14 Valeurs du skin pour la filtration statique rw=1 à 40 cm (viscosité = 30 cP et K =1 mD) rw = 1 cm -19. un skin de 7 à 9 correspond à une réduction de moitié du débit.39 23 8. pour les ca s statique et dynamique. sont positives respectivement à partir du 5ème et du 7ème cm. un skin de –3.74 14 17.44 13 19.67 28 6.28 27 7.13 2 -69.74 35 5.51 23 8. Ceci confirme un changement de saturation et de concentration de la boue par rapport aux premiers centimèt res ((Khodja et al.81 2 -39.39 25 8.47 36 3.51 21 9.17 18 12.68 29 5.63 3 -50..32 5 -116. inversement.53 33 5.14 et IV. pour les distances éloignées des abords du puits.46 9 36. L'ordre de grandeur du skin peut être de +5 à +100. de plus faibles valeurs de skin sont obtenues.94 12 21.85 14 20.39 36 5.25 26 7.33 11 25.82 27 6.44 28 7.86 33 4.40 22 9.28 rw= cm 4.90 13 23.15 12 28. Un skin supérieur à 100 donne une information sur un puits complètement endommagé.15 regroupent les variations du facteur skin pour différentes valeurs de rayon d'invasion. suite à une stimulation.29 Les valeurs de skin obtenues dans ces tableaux. un facteur d’interaction peut être considéré. montre clairement l’influence de la composition. (2000) ont obtenu la même allure pour la vitesse de filtration du fluide qui diminue puis commence à se stabiliser lorsque l'épaisseur du cake s'approche d'une valeur constante.7 Discussion et synthèse Les résultats des tests d’endommagement sur roche réservoir ont révélé des pourcentages de colmatage assez variables. quand nous sommes surtout en présence de fractures et de fissures. La réalisation des essais de déplacement des additifs pris individuellement a permis de comprendre les mécanismes mis en jeu et le rôle de chaque additif. L’étude de la présence des émulsifiants. Ce phénomène est encore plus aggravé si nous traversons une faille majeure. Nous le constatons pendant la pha se de forage qui traverse la formation du réservoir avec des pertes de boue considérables (jusqu’à des centaines de m 3) qui colmatent les fractures et les fissures. surtout pour le cas des WBM. Il est drastique. d'accumulation des solides et de formation du cake. L‘intervalle de variation de l'épaisseur du cake est de 2. Notre intérêt pour les puits horizontaux est motivé par les problèmes énormes constatés. Jiao et Sharma (1994) et Civan (1998) ont observé le même résultat pour la filtration d'une suspension de bentonite. La réaction du filtrat avec les argiles de la formation réserv oir.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR IV. et des caractéristiques de la formulation du fluide sur le mode d’endommagement. dû aux fluides de forage et de complétion. cause un gonflement et une migration des fines particules bouchant les pores. tels que les conditions opératoires et les caractéristiques de la roche. La dispersion des valeurs obtenues montre les difficultés d'exploitation des résultats en terme de choix du meill eur système. largement traitée dans la littérature. En plus de l'aspect d'invasion. le débit du fluide qui s’approche d’une valeur constante est dû à l’équilibre entre les forces de filtration et les forces hydrodynamiques (circulation du fluide qui tend à éroder le cake). Bilardo et al. un travail de modélisation était nécessaire. En comparaison avec les tendances obtenues avec le modèle appliqué. et d’autre part sur les conséquences du point de vue de l’endommagement que ce soit par bouchage ou par effet sur la mouillabilité de la roche réservoir. Fisher et al.5 mm et se stabilise au bout de 2000 s. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 169 . Selon leurs prévisions. 1977).5 à 3. Le skin mécanique. Dans l’objectif d’analyser ces phénomènes assez complexes et d’étudier l’influence des fluides de forage sur le colmatage de l a roche réservoir.9 mm au bout de 600 min avec une allure toujours ascendante. ce qui réduit aussi la perméabilité (Keelan et Koepf. du mélange.7 mm qui se stabilise après 400 min. est très fréquent sur les puits de Hassi Messaoud. alors que Civan (1998) obtient une épaisseur de 1. Jiao et Sharma (1994) ont obtenus une épaisseur de 1. L’analyse des structures formées (émulsion-argile organophile) met l’accent sur l’apport des argiles organophiles d’une part sur la stabilité de l’émulsion et sur la rhéologie du fluide de forage (OBM). L’étude a aussi montré l’influence d’autres facteurs sur l’endommagement. (1996) ont estimé pour un fluide WBM que le temps nécessaire pour atteindre un état st ationnaire est de 15 h. A ce sujet et selon le modèle adopté le cas des puits horizontaux a été considéré. Williams (1940) et Prokop (1952) ont montré que durant la filtration dynamique. Mais en raison des problèmes signalés au sujet de l'hétérogénéité du réservoir. cependant aussi bien les figures présentées que des résultats d'autres travaux confirment le rôle des solides. et d'autre part faciliter l'invasion du fluide de forage et par conséquent contribuer à l’endommagement. des conditions de forage ("over -" ou "underbalance"). En fonction du vieillissement. l'effet des fi ssures peut souvent améliorer la production. la pression. des caractéristiques du réservoir (porosité. viscosité. . L'analyse des mesures de « DST » montre souvent des résultats différents et difficiles à exploiter. Une première analyse des gammes de skins obtenus pour une dizaine de puits peut laisser supposer un effet d'accumulation de l'endommagement en fonction du temps (s’il n’y a pas de traitements). d'autres problèmes peuvent surgir. la composition chimique . Cette hypothèse est expliquée par les bonnes valeurs de skin souvent observés juste après forage (Cas du puits OMLZ#173 : une pression de gisement de 477 kgf/cm2 avec un skin de + 0. Cependant d'autres explications existent dont les principales sont liées aux p roblèmes de bouchage et d’éboulement de la formation. Cependant. Ces derniers paramètres ne sont pas considérés par ce modèle. 1989).71). En fonction de la pression de gisement (faible ou élevée). suite à une grande exposition du réservoir aux fluides. nature des additifs. entre autres les problèmes de migration des fines observées au niveau de la totalité des zones du champ. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 170 . L'analyse des valeurs de skin dans le temps montre une augmentation importante. perméabilité. il serait difficile de sélectionner des dimensions de solides convenables pour tous les niveaux du réservoir. Il est évident qu’il faut prendre en considération que l'opération de complétion du puits peut dans certains cas stimuler le réservoir par le développement et la propagation de fissures. dimension des pores) et des caractéristiques du fluide de forage (densité.à un changement du régime de production sous l'effet de la chute de pression en fonction du temps. cette opération peut d'une part induire une amélioration de la perméabilité.aux différentes opérations de stimulation réalisées. des caractéristiques rhéologiques du fluide et de la perméabilité de la roche sur l'endommagement.aux effets des opérations d'injectio n d'eau et de gaz sur le champ.0.à la présence en particulier de la kaolinite et de l'illite au niveau du réservoir.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR De même. Demir (1995) a montré que la précipitation des minéraux peut causer un endommagement lorsque la température. qui sont liés : .15 et le puits OMJ#24 : une pression de gisement de 470 kgf/cm2 avec un skin de . . la diminution du pH et l’augmentation de la force ionique peuvent réduire la perméabilité très rapidement (Baghdlkan et al. Du point de vue fluide de forage. teneur et dimension des solides) on peut se retrouver avec un endommageme nt (skin positif) ou une stimulation (skin négatif).. la détermination de la distribution des familles des pores permet l'optimisation de la dimension des solides afin de réduire l'endommagement du réservoir. Pour le cas des puits de HMD. le pH et la force ionique varient durant le processus d'exploitation. . il a été montré que le skin n’est pas le seul responsable du déclin du potentiel des puits horizontaux. u ne seconde étape consiste à faire intervenir d'autres facteurs jugés importants dans le but de pondérer leur influence. Frick et Economides (1993) ont montré que l’endommagement autour du puits est fonction de l’anisotropie et de la durée de forage (‘durée de contact'). Cependant. déterminer les propriétés (porosité. En perspective et vu les résultats déjà obtenus sur le plan géologique et de caractérisation du réservoir. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 171 . perméabilité. Une première analyse montre que le choix des additifs du fluide contribue à la réduction de l'endommagement. sa complexité peut encor e rendre difficile l'exploitation des résultats. La décision d'aborder la modélisation nécessite d'intégrer de plus en plus de considérations et de données acquises ou supposées réelles. saturation en e au) et estimer le potentiel de l’endommagement du réservoir. Notre démarche assez simpliste vise à appréhender l'influence des caractéristiques du fluide sur l'endommagement. En terme de modélisation. ceci afin de déceler les facteurs essentiels contribuant à ces phénomènes.CHAPITRE IV : FILTRATION ET MODELISATION DE L'ENDOMMAGEMENT DE LA ROCHE RESERVOIR Il a utilisé la composition chimique de l’eau de gisement et des minéraux du réservoir pour interpréter la géologie. l’effet de l’instabilité du trou et la chute de pression de gisement ont aussi un rôle très important (Hellali et Boublal. le suivi de l'historique de production et l'actualisation du modèle géologique (suite à l'intégration de nouvelles données) ne lui permette nt pas d'affiner son analyse pour expliquer les phénomènes de chute de production. L'exploitant doit donc faire face à une équation complexe : l'analyse des tests chantier. 2004). Sur le champ de Hassi Messaoud. une simulation des fissures et une modélisation de l'invasion semblent devoir constituer la prochaine étape. l'évaluation de l'endommagement au niveau du laboratoire. Chapitre V Pollution par les fluides de forage et traitement . il faut compter des mois. Elle s’est alors engagée à considérer la sécurité des personnes et des biens. Celles-ci sont sources de pollutions. des compartiments naturels tels que le sol. parmi lesquels les plus importants sont :  L’évaporation : elle touche les fractions de faible masse molaire (chaînes de longueur inférieure à 12C). V. Environnement (HSE) ont pour objectif de respecter les exigences de santé. En raison de leur impact négatif sur la santé et l'environnement. des centaines de mètres cubes de fluides sont rejetés dans la nature. une grande quantité d'hydrocarbures s’évapore. estimée à près de 0. Cette partie présente su ccinctement les sources de pollution potentielle lorsque les substances attendent d’être traitées dans le bourbier. Les actions entreprises par la Sonatrach en matière d’Hygiène. Des informations sur les propriétés et surtout sur la biodégradation de ces hydrocarbures sont nécessaires pour le choix et l'application d'un traitement efficace ou pour le contrôle de l'atténuation naturelle (Gallego et al. 1987). pour procéder à ce traitement et.. la santé des employés et des populations riveraines ainsi que la protection de l’environnement et des ressources naturelles. s’infiltre. est rejetée dans le sol une quantité non négligeable de produits de traitement dont on ignore le devenir et le parcours à travers les formations traversées. de sécurité et de protection de l’environnement dans les processus de gestion et de décision comme dans les actions et opérations quotidiennes. 2001 . les hydrocarbures peuvent s’étaler à la surface du sol. il peut donc y avoir une pollution atmosphérique notable.1% de la production mondiale (3 650 million de tonnes en 2003) est variable selon les procédés de récupération . Salanitro. Dans l'attente des techniques de traitement.1 Analyse des sources de pollution Les conditions actuelles de stockage et de traitement des boues et déchets de forage présentent de nombreuses insuffisances. voire des années. s’adsorbe et pollue l'environnement.. Sur le champ de Hassi Messaoud. l’eau ou l’air. entre temps. on utilise des systèmes de fluides émulsionnés (OBM)..CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Une quantité importante d'hydrocarbures est généralement dispersée dans l'environnement. Pour le reste du puits. Souvent. les d'hydrocarbures sont considérés comme le contaminant majoritaire du sol et des eaux souterraines. En parallèle. Cette quantité. En vue de traiter et de réduire cette pollution. Durant le stockage momentané dans le bourbier. Les composés ayant de 4 à 12 atomes de carbone représentant une bonne partie de la composition du gazole. accidentelles ou non. de raffinage et d'utilisation (Ward et al. les systèmes à base d'ea u (WBM) sont généralement utilisés pour le forage de la première phase. Ils subissent alors une série de modifications par différents processus. 2001). La teneur en hydrocarbures dans les cuttings après forage est généralement comprise entre 6 et 17% (Bedborough et al. L'objectif de ce programme est d'abaisser la teneur en huile selon les standards appliqués en Algérie . un programme a été entamé par l’entreprise Sonatrach à partir de 1990. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 172 . Sécurité. 2003). La sélection du type de micro-organismes peut améliorer la biodégradation et stimuler l'activité des autochthones pour l'augmentation de la vitesse de décontamination des hydrocarbures. les conditions sont différentes comparativement aux zones humides quant au développement des micro-organismes. mais les alcanes.1). polarisables (aromatiques) et/ou de faible masse molaire se dissolvent et s'élimi nent de la nappe par lessivage. Elles sont facilitées par la présence d'agents tensioactifs. Penet et al. Ces hydrocarbures solubles sont de loin les plus dan gereux pour l'environnement.  La photo-oxydation : elle s'observe en surface mais aussi dans les vapeurs atmosphériques.  La dégradation microbienne : plusieurs composés présents dans les fluides de forage sont naturellement biodégradables. Elle touche plus particulièrement les composés aromatiques (non volatils et photosensibles) et conduit à la formation de nombr eux composés chimiques. 2004). Dhina et Aroun. On signale une grande biodiversité donnant un milieu potentiel pour les micro-organismes (Ozenda. Les microorganismes autochtones permettent. de dégrader plusieur s composés. Bartha et Atlas.  L’émulsification : des émulsions eau-dans-huile et huile-dans-eau peuvent se produire. la composition se modifie donc en fonction du temps et de la température. il se forme presque immédiatement une nappe huileuse (Figure V. 1993). Les constituants polaires..  La sédimentation : elle est le fait des fractions les plus lourdes et constitue un phénomène fréquemment observé. Notre objectif est de stimuler la flore microbienne et d'optimiser les conditions de dégradati on. Les composés organiques biodégradables sont métabolisés par la population des micro -organismes du sol (Huddleston et al. En cas de déversement de fluides à base de gazole dans le bourbier. les cyclanes et les composés aromatiques restants peuvent demeurer dans les sédiments pendant plus d'un an. Plusieurs types de micro-organismes du sol sont capables de dégrader des hydrocarbures . 1977 . La sédimentation conduit à la constitution d'agrégats de haute densité difficilement biodégradables par voie naturelle. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 173 . La biostimulation et la bioaugmentation sont des types de bioremédiation (Lee et al. 2004). La capacité individuelle de la microflore est renforcée par le processus de coopération (synergie) entre les communautés microbiennes (Beam et Perry 1974 . Par attaque chimique et biologique.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT  La dissolution : les composés aromatiques sont nettement plus solubles dans l’eau que leurs analogues saturés. préférentiellement dans les conditions aérobies. ou d’autres composés organiques à la surface de l'eau.. de fines particules. les constituants volatils s'évaporent en surface et il y a un début de dégradation microbienne. Dans les zones arides. 1977). normaux ou ramifiés. car difficiles à éliminer et absorbés par la faune et la flore. 1984 . 2005d et 2007b). dans la majorité des cas. Une méthode spectroscopique a été utilisée pour le dosage des hydrocarbures totaux (AFNOR. Cd et Pb) et la colorimétrie pour le dosage du Cr (VI). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 174 . . une série d'analyse a été effectuée sur des dizaines d'échantillons de cuttings avant et après traitement duran t la période 2003-2006 selon les procédures françaises (AFNOR. 1998). Zn.la teneur en hydrocarbures ne doit pas dépasser 45% en masse. Après extraction liquide/solide. Co. la concentration initiale en métaux avant traitement était déjà inférieure à la norme. ou la présence excessive de particules de grandes dimensions est indésirable.5 mg/L.Les chlorures ont été dosés par la méthode de Mohr.13 et 4. Ni. on note une diminution significative de la concentration souvent inférieure à celle requise par la réglementation algérienne 20 mg/L (J. La concentration initiale en hydrocarbures totaux dans les bourbiers varie entre 0. Le tableau V. O.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT V. Cu. 1979). Fe.1 Traitement par stabilisation/solidification Dans l'objectif d'évaluer les traitements du type stabilisation/solidification (Khodja et al. La matière organique a été extraite par CCl4 (AFNOR. Pour les métaux lourds.L'absorption atomique (AAS) a été utilisée pour le dosage des métaux (Cr total. Mn. . . 1979). Cependant.40 mg/L. Durant la période 2005-2007. Après traitement.2 Diagnostic des traitements de la pollution appliqués sur HMD V.Les cuttings ont été collectés dans des bouteilles en verre. D’autres limitations sont généralement signalées au sujet de l’application de la technique de solidification à savoir : . . la concentration chute entre 0.la présence d'au moins de 15% de solides est exigée .04 et 0.la présence d’une quantité excessive de fines particules de sol. La pollution organique a été caractérisée par chromatographie en pha se gazeuse (CPG). les hydrocarbures et les différents éléments présents dans le filtrat ont été dosés.1 donne un exemple des résultats obtenus. . .Le mercure a été dosé par Spectrométrie d’absorption atomique en vapeur froide (volatile hydride by Cold Vapor : CVAAS. République Algérienne.. La teneur élevée en chlorures est expliquée par l'utilisation d'une salinité importante dans les fluides de forage ou par la présence de sels dans les formations traversées durant le forage. 1990). plusieurs études ont montré que cette technique n'est pas suffisante car elle permet l’immobilisation du poll uant mais non son élimination. l'analyse de plusieurs échantillons de cuttings après traitement par solidification a montré que la totalité des échantillons renfermaient une concentration en métaux lourds inférieure à la norme : en fait. . Les détails de la méthode sont donnés dans l'annexe V. Cette salinité importante peut influencer la biodégradation (Okpokwasili et Odokuma. 1993).le dosage du carbone organique total a été effectué selon la norme NF ISO 10694 après une extraction au CCl 4.2. Le traitement physique par solidification a été la méthode employée pendant quelques années pour réhabiliter les sites de forage. ni une intervention importante de main d’œuvre. ne nécessitant pas un appareillage encombrant. Par exemple.01 <0. Un traitement additionnel est recommandé en fonction de la finalité des déchets.10 0. de même qu'elle peut réduire la mobilité des composés inorganiques tels que les métaux et les sels (Bansal et Sugiarto.29 <0.01 <0.2.01 Ech.001 <0. 4 Ech.01 <0.06 <0. Elle est très recommandée dans le cas des bourbiers contenant des OBM. 1999).46 <0.06 <0. Leckner et al. 2002). Les études de santé et d'environnement (Utsonomiya et al. 5 0. Dajnak et al.50 0.3 Traitement biologique La voie biologique est actuellement en plein essor et suscite de nombreux travaux. 1 XPT 90-114 CVAAS AAS AAS Colorimétrie AAS AAS AAS 0.01 0.10 <0.. 2 0. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 175 . Pb et Se posent de sérieux problèmes pour la santé humaine. Cependant.10 Ech.04 <0.001 <0. 2004 ..20 0. un des problèmes fréquemment soulevés était celui de la croissance des micro organismes sur les hydrocarbures.04 <0. Moritomi.1: Variation de la concentration en hydrocarbures et en métaux lourds après solidification Concentration (mg/L) Hydrocarbures totaux Hg Cd Cr total Cr VI Ni Zn Pb Techniques analytiques Ech. Sur le plan technique.05 0. 1993 . Plusieurs pays ont établi de strictes régulations pour le contrôle de ces métaux (Linak et Wendt.01 V. L'augmentation de la solubilité et de la réactivité des métaux sous forme de nanoparticules favorise l'absorption par les tissus pulmonaires (Hochella. Ninomiya et al.001 <0. Åmand et Leckner. Cr. le procédé de landfarming est de conception simple. il est possible d’utiliser les tec hniques biologiques en continu.10 <0.06 <0. 3 0. 2001).23 <0.08 <0. Les premiers essais pilotes réalisés sur les chantiers de forage en Algérie entraînent un coût attractif de 40 $/t de sol avec un temps de traitement de 5 mois.07 <0.01 <0. Sur un site de forage. 2003 .01 <0.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Tableau V.001 <0. Le coût du traitement thermique est évalué entre 75 $ et 150 $/t (Bansal et Sugiarto 1999). 1987 .1% seulement). cette technique contribue à la présence des métaux lourds dans les aérosols.29 <0.2 Traitement thermique L’analyse d’une dizaine d’échantillons de cuttings après traitement thermique montre que cette technique permet de traiter une variété de fluides et de récupérer la totalité des huiles utilisées (99%) avec un maximum d'élimination des hydrocarbures (teneur résiduelle ne dépassant souvent pas 0.05 0.1 0.06 <0.06 <0.01 Ech. 2004) ont montré que les nanoparticules de As.50 <0.40 0. 2004 . Les métaux à l'état de traces sont émis sous forme de fines particules dans la phase gazeuse après combustion (Roy et Kenneth.10 0. Leur comportement dépend des conditions thermiques et chimiques de l'environnement.01 <0..2. V.001 <0. 2004). une attention particulière doit être apportée à ces problèmes. 2005d. Les travaux de McMillen et al. Les pertes de fluides de forage (WBM) enregistrées dans les terrains pour les premières phases sont considérables. l'expérience a montré que la traversée de formations mal consolidées (jusqu'à 400 à 600 m de profondeur) nécessite l'utilisation de fluides de forage de grande viscosité. si l'on cumule le nombre de puits forés en efforts propres et en association (48 en exploration et 92 en développement pour l’année 2007). C’est une méthode écologiquement propre : on élimine presque totalement la pollutio n et les produits finaux issus du métabolisme microbien sont des composés tels que le CO 2. Du point de vue des problèmes de pollution induits par les pertes d'hydrocarbures en surface (bourbier. soulève les possibilités d'infiltration de grands volumes à travers les formations pour atteindre les nappes phréatiques. stratigraphie du champ de HMD.. d'où les éventuelles fissures naturelles ou induites durant le forage. Les premières formations traversées (cf.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Le taux de biodégradation est alors de 88 % (Khodja et al. En Algérie.3. L'utilisation des fluides à base d'eau (WBM). généralement de simples boues bentonitiques. pertes accidentelles) les précautions sont étroitement liées aux techniques de traitement ainsi qu'aux pratiques au niveau du chantier de forage.5 mg. V.kg-1sol. Du point de vue du fluide de forage. l’eau et les sels inorganiques. les pertes.3 Problèmes de pertes de fluides au cours du forage et contamination du sol V. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 176 . 2007b). le nombre de forages est en augmen tation constante. On donne l'exemple de quelq ues puits forés récemment (03/2006-04/2006) tels que OMIZ#402 avec 110m3/967m3 de pertes totales. le remède actuel consiste à améliorer le traitement des solides au cours du forage afin de réduire la densité des fluides et. Annexe I) sont généralement constituées de sable avec une faible compaction.2 Cas des fluides émulsionnés inverses (OBM) Les OBM sont généralement utilisés pour traverser les formations réactives et les zones réservoirs. Face à cette situation et vu les perspectives de forage dans ce champ historique. V.jour-1. Les travaux reportés par Portier et al. La vitesse attendue d’élimination des TPH (Total Petroleum Hydrocarbons) est de 36 ± 3.1 Cas des fluides à base d’eau (WBM) Sur le champ de Hassi Messaoud. Après plus de 1200 puits forés. ainsi que l’amélioration des techniques de traitement des solides. dont plus de 80% forés en boues à base d’huile. les problèmes d e perte de circulation durant le forage de la première phase ont été soulevés depuis longtemps . (1995) ont démontré une réduction de 70–85% de la concentration en constituants hydrocarbon és sur chantier durant 120 jours. La minéralogie des premières formations est caractérisée par une faible réactivité (faible rétention) et par une grande conductivité hydraulique. génér alement au niveau du miopliocène et de l'éocène. partant. afin de réduire les pertes de fluides. (2001) résument l'expérience d'une dizaine d'années dans le domaine du biotraitement de la pollution causée par les activités d'exploration et de production.3. et OMO#652 avec 135 m3/985 m3 de pertes totales. cette augmentation importante so ulève des problèmes d'approvisionnement à long terme. 1 kg de chaque échantillon a été prélevé.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les pertes d'OBM ne sont pas négligeables dans la phase 16'' (17''1/2) et 12''1/4 : on enregistre 185 m3 de pertes terrain/544 m3 de pertes totales (OMKZ#512) dans la phase 12''1/4 et plusieurs dizaines de m 3 dans les phases 16'' et 17''1/2 sur plusieurs puits. En plus des problèmes de pollution des sites de forage et des eaux souterraines. introduit dans un sachet en plastique et conservé au réfrigérateur jusqu'au laboratoire. En parallèle aux échantillons de cuttings sélectionnés . La production nationale est presque constante depuis plus de cinq ans et se situe généralement entre 6. L’utilisation du gazole dans une formulation de boue à base d’huile varie en fonction du rapport huile/eau : pour 1 m3 de boue formulée ce dernier varie de 50 % à plus de 90 % par rapport au volume total de la boue formulée.1 montre les points et les niveaux d'échantillonnage des bourbiers. Vu la présence d'une épaisseur de sable (couverture) sur la surface des bourbiers. La quantité de gazole consommée dans le secteur du forage a été estimée à partir des quantités consommées par les trois centrales à boue des sociétés de services opérant à HMD pour le profit de Sonatrach. V.5 106 t/an.4 Méthodologie d'évaluation de la pollution Dans l'objectif d'évaluer la variation de la contamination par les hydrocarbures. les échantillons ont été prélevés après élimination d'une é paisseur moyenne de 1 cm de sable. La figure V. d'autres échantillons de sol ont été préparés par mélange de sol du champ de HMD non contaminé avec différentes solutions de fluides. et montre une augmentation de 32 000 t en 2002 à plus de 70 000 t en 2006.106 et 6. Les bourbiers sélectionnés sont relatifs aux puits forés à différentes dates et les échantillons ont été prélevés à des profondeurs et en des points différents. un échantillonnage a été effectué le 13/03/2007 à 16 h. La granulométrie du sol non co ntaminé varie entre 40 et 150 µm.1 : Vue des bourbiers et des points d'échantillonnage Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 177 . Elimination de la couverture en sable avant échantillonnage à différentes profondeurs Aux abords du bourbier Vue globale d'un appareil de forage avec le bourbier Vue globale d'un bourbier Entrée du puits Figure V. 10 -9 UFC/mL. Il consiste en la détermination de la DBO 28 (Demande biochimique en oxygène durant 28 jours) et de la DCO d’une solution de concentration connue du produit à tester. L'analyse de l'échantillon de sol non contaminé du champ de Hassi Messaoud montre la prédominance de quartz (95%) avec la présence de gypse (3%) et de microcline (2%). de calcite (CaCO3 : 4%). Les détails de la méthode sont donnés en annexe V.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT L'analyse des échantillons de cuttings prélevés des bourbiers des puits récemment forés (06/2005. Les méthodes de dosage sont données en annexe V. ce qui prouve qu'un apport d'hydrocarbures dans le sol est suivi d’une augmentation de la population microbienne susceptible de les dégrader (Atlas. profondeur.… Les résultats d'un dénombrement réalisé sur une culture de gélose nutritive après une série de dilutions de 10-1 à 10-9 a montré la richesse en microflore totale (0. . ce qui confirme l'importance de la contamination.L’identification des hydrocarbures a été réalisée par chromatographie en phase gazeuse (CPG).4. dimension. La DBO est mesurée dans le b ut de déterminer le taux de dégradation des charges organiques polluantes sous l’action des microorganismes en milieu aérobie. D'après les résultats du tableau V. 1999) et les tests suivant l'évolution du CO2 (OECD301 B. Pour nos travaux.10-9 UFC/mL) de l'échantillon 6 (bourbier OMOZ#502 : 12/2006) plus chargé en hydrocarbures.Le pH des milieux testés doit être compris entre 6 et 8. 09/2005 et 12/2006) a montré la composition moyenne suivante : on note essentiellement la présence de quartz (SiO 2 : 82%) avec la présence de faibles quantités de barit e (BaSO4 : 3%). . .02. de dolomite (CaMg(CO3)2 : 3%). ISO9439. . La différence observée dans les valeurs obtenues peut être liée à une différence dans les points suivants : dates d'échantillonnage.2 on remarque que l’échantillon du bourbier OMOZ #502 (2006) est le plus chargé en hydrocarbures totaux (69. Pour l'ensemble des échantillons analysés (1 à 6). Pour que les tests de biodégradabilité soient validés : . 1999). Les résultats du dosage des hydrocarbures et du carbone total sont présentés dans le tableau V.De nombreux tests normés sont proposés pour éval uer la biodégradabilité : on cite les tests manométriques (ISO 9408. de basanite et d'illite et un maximum de 2% de microcline (KAlSi3O8).10-9 UFC/mL et OMOZ#472 (06/2005): 0. . La détermination du COT permet de faire la part entre la fraction de carbone issue du carbone minéral (carbonates) et celle d'origine organique. Les détails de la caractérisation et l’identification microbiologique (macroscopique. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 178 . humidité. le test a été effectué selon la norme ISO 9408. 1993 .83 g/kg de sol) et en carbone organique total (COT).Le taux de biodégradabilité du milieu d 'essai (blanc) doit être compris entre 20 et 30 %. microscopique et biochimique) sont donnés dans l'Annexe V.2. La demande biochimique en oxygène a été mesurée après 5 jours (DBO5) par la méthode respirométrique. par rapport aux autres échantillons des bourbiers OMKZ#32 (09/2005) : 0.Les diffractogrames des échantillons de cuttings et du sol non contaminé sont présentés dans l'Annexe V.Le taux de biodégradabilité du milieu de référence doit dépasser 50% dans les premiers cinq jours du test. la partie organique est plus élevée. minéral ogie. réactivité. 1981). avec 6% de minéraux argileux sous forme de kaolinite.1. Cette différence de contamination est expliquée par l’effet des paramètres de forage (type d’outil. En plus de l'influence de la composition minéralogique et des propriétés du milieu.87 10. * : Sable du sol de HMD Au sujet de la variation de la contamination des formations géolo giques traversées.71 25.2 : Teneurs en hydrocarbures totaux et en carbone des échantillons Hydrocarbures totaux (g/kg de sol) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 OMOZ#472 OMKZ#32 OMKZ#32 OMKZ#32 OMKZ#32 OMKZ#502 OMKZ#502 OMKZ#502 OMKZ#502 Du 22/04/05 au 04/06/05 Du 19/06/05 au 13/09/05 Du 19/06/05 au 13/09/05 Du 19/06/05 au 13/09/05 Du 19/06/05 au 13/09/05 Du 14/09/06 au 01/12/06 Du 14/09/06 au 01/12/06 Du 14/09/06 au 01/12/06 Du 14/09/06 au 01/12/06 non 13/03/07 -20 cm Surface (1 à 5 cm) -10 cm -20 cm .01 59.10 01. s’ajoute l'effet de la granulométrie sur la rétention des hydrocarbures.10-8 m/s.05 43.18 02. la capacité de rétention est de 30%.83 36. des travaux préliminaires (Khodja et al. alors que le sable avec une rétention de 3 à 5% donne une conductivité hydraulique moyenne de 3.16. Elle est 6 fois plus importante qu'avec une granulométrie de 0.40 12.39 07.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Tableau V. Freeze et Cherry (1979).) sur la dimension des cuttings et par conséquent sur la rétent ion des hydrocarbures.25 N° Puits Date du forage Profondeur COT (%) 02.07 51. Blondel (2001) a montré qu'avec un diamètre moyen des grains de 10-4 mm. conditions de forage.1 mm.10-7 m/s. Banton et Bangoy (1999) et Blondel (2001) ont lié la minéralogie avec la variation de la conductivité hydraulique (rapport de la perméabilité spécifique à la viscosité..87 69. type de fluide. Ils ont montré que les argiles avec la rétention la plus importante (22 à 40%) donnent une conductivité hydraulique moyenne de 3..30 cm Aux abords Surface (1 à 5 cm) -20cm à l’entrée .16 31.53 - 36.. Enfin. en m/s) et de la rétention (%).20 cm Surface (1 à 5 cm) Surface (1 à 5 cm) Surface (1 à 5 cm) Surface (1 à 5 cm) Surface (1 à 5 cm) 27.16. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 179 .30 01.10 -11 m/s.60 - 37. pour les carbonates (dolomite). la conductivité hydraulique moyenne est de 2.84 50. de rétention nulle (0%).18 - COT : carbone organique total .71 - 10 * Sable contaminé 11 * 100 g sable non 13/03/07 contaminé + 20 g WBM (PHPA) 12 * 100 g sable non 13/03/07 contaminé + 20 g Gazole 13 * 100 g sable non 13/03/07 contaminé + 20 g OBM (95/05) 14 * 100 g sable non 13/03/07 contaminé + 10 g WBM + 10 g OBM 76. 2007b) ont montré une différence des valeurs de la DBO 5 et de la DCO d'un niveau à l'autre.62 10. 2) montre une grande similitude (hydrocarbures de C 10 à C24).5 afin d'éviter la corrosion et de contrôler la solubilité des sels de calcium et de magnésium. Le taux d'humidité du sol est de 8%. ce dernier a subi une extraction en vue d 'une analyse chromatographique (CPG) afin de déterminer le type de polluant et de doser des paramètres indicateurs de pollution. les nitrates et les dérivés du phosphore.5 et 10. Suite aux résultats obtenus. longueur de la chaîne hydrocarbonée . de composés aromatiques. 1984). Tableau V. Le changement du pH ambiant suite au déversement de fluides de forage alcalins peut avoir un effet toxique sur certaines plantes et animaux.3 : Résultats d'analyses physicochimiques de l'échantillon 6 Méthode/Norme Méthode HACH Méthode HACH Méthode HACH NF ISO 10390 NF ISO 1146 NF ISO 10694 XPT 90-114 Paramètres Phosphore (mg/L) Nitrate (mg/L) Nitrite (mg/L) Humidité (%) pH COT (%) HT (g/kg du sol) Concentration 0. obtenu lors de la distillation fractionnée du pétrole . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 180 .2. c'est un pH favorable pour la biodégradation des hydrocarbures (Atlas. des hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP). une certaine concentration en électrolytes tels que les nitrites.3. Les résultats de cette analyse ainsi que l'analyse d'un échantillon de gazole et un échantillon d'une huile brute sont représentés sur la figure V. Le gazole est un mélange complexe d 'alcanes normaux. valeur relativement faible mais suffisante pour un sol du Sud .79 0. A ce sujet. Le bourbier présente un pH légèrement alcalin (8.4 2 8 8. La comparaison des résultats avec les chromatogrammes de l'échantillon de gazole brut ainsi que d'une huile (Figure V. Le milieu contient également. On signale l'absence des fractions légères dans l'échantillon 6. ramifiés ou cycliques (de 60 à plus de 90% de volume . surtout des alkyl benzènes (5 à 40% en volume) et de petites quantités d'alcènes (0 à 10% en volume). on signale que le pH des fluides de forage est généralement maintenu entre 9. qui peut être expliquée par une éventuelle volatilisation. Les résultats de l'analyse physicochimique et paramètres indicateurs de pollution s ont représentés dans le tableau V.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Vu l'importance des valeurs d'hydrocarbures totaux.10 10. le gazole semble être le polluant majoritaire du bourbier. à des concentrations de quelques parties par million. pouvant servir d'accepteurs d'électro ns en anaérobiose. en particulier du naphtalène et certains de ses dérivés méthylés. Le combustible diesel peut contenir. de COT et de microflore bactérienne dans l'échantillon 6 qui est le plus récent (12/06).83 A la lumière de ces résultats on constate que la teneur importante en COT et en hydrocarbures totaux constitue une source de carbone importante pour les m icroorganismes du sol. généralement comprise entre C 9 et C30).10) .7 69. Ces résultats montrent que le contaminant majeur de ces cuttings est du gazole. la totalité du forage des puits du champ de HMD utilise des fluides à base d'huile (OBM). l'échantillon 6 a été choisi. et c : huile brute) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 181 . L’extrait nC13 (a) Gazole = OBM nC8 (b) nC7 Huile brute (c) Figure V.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Cela était prévisible du fait qu'à l'exception de la première phase. b : gazole utilisée dans l'OBM. vu l'importance de sa microflore et de sa charge organique.2 : Chromatogrammes de la fraction d'hydrocarbure détectée sur les 3 échantillons (a : extrait des cuttings du OMKZ#502. Dans l'objectif d'isoler les souches bactériennes susceptibles de dégrader le gazole . 07 1 7. la variation de la masse due à une biodégradation prédomine sur celle relative à une éventuelle évaporation.07 30.5.06. La figure V.06. on note un comportement presque identique avec une légère diminution de la masse du mélange.07 9..05. La variation de la masse ne dépasse pas 5% après plus de 40 jours. Vu les conditions des essais (température et environnement des expériences). Pour les échantillons contaminés par du gazole et par le système OBM 95/05 (12 et 13). Masse (g) 155 150 145 140 135 130 125 120 115 110 105 20.06.07 28. Les conditions aérobies ont été maintenues par l'exposition des échantillons à l'air libre à une température moyenne de 23 °C (le long des essais. 2007b).3 : Variation de la masse des échantillons 11 à 14 au cours du temps (biodégradation aérobie) L'analyse de la figure V.07 26. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 182 .1 Etude préliminaire Dans le souci de comparer des conditions de biodégradation suivant le type de pollution.07 1 9. le suivi de la variation de masse des échantillons de sable non contaminé ( Tableau V. L'échantillon 14 présente un comportement intermédiaire entre l'échantillon 11 et les échantillons 12 et 13 avec une faible réduction de la masse .05.07 1 .07 Gazole WBM (11) Gazole (12) OBM (13) OBM+WBM (14) Date Figure V.07. l'échantillon 14 ne subit pas de dégradation importante même après une longue durée d'adaptation (40 jours).CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT V.05.05. mais cette situation n'implique pas une dégradation rapide des polluants (Khodja et al.2) contaminé par le système à base d'eau montre une diminution continue de la masse (28% après 40 jours). La chute est plus importante après 20 jours.06. La population bactérienne présente dans le bourbier peut s'adapter et résister à une contamination importante (plus de 20%) par le gazole.07 22.07 1 2.3 regroupe les résultats obtenus.06. la température du milieu varie entre 20 et 27°C avec une moyenne de 23 °C).05. ainsi que les propriétés des systèmes à base d'eau (PHPA ) et de ceux à base de gazole.3 montre que dans les conditions aérobies . Etude de la biodégradation des additifs et des systèmes de fluides V.2) mélangés avec plusieurs types de fluides (WBM. OBM et mélange WBM + OBM) montre une nette différence de dégradation entre les différents cas étudiés. Les microorganismes peuvent même utiliser les composants du gazole comme source de carbone.06.07 4..07 25. l'échantillon 11 (Tableau V.5. Avec moins de 20% de gazole. . Ce dernier. 2001 . 1992). à des concentrations de quelques ppm. 2000). qui peut affecter à long terme l'activité bactérienne. mais il est souvent cr itiqué pour sa lenteur (80% de dégradation des hydrocarbures après 5 mois). La biodégradation des hydrocarbures peut être limitée par plusieurs facteurs. 2002).CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les résultats obtenus dans les conditions de chantier (Khodja et al. 2007b) ont montré qu'un traitement par bioremédiation est efficace. 2004). pH. humidité.8×10-6 cm2/s et HAP : 2.12 × 10-6 cm2/s) (Custance et al.. De même. dans les sédiments.. alors qu'il est d'une semaine pour le pyrène. l'addition de nutriments. Semple et al. nutriments. oxygène. Cette différence dans les caractéristiques des composés pouvant exister dans le sol montre l'importance et la complexité des mécanismes mis en jeu dans la variation de la bi odégradation des hydrocarbures. En plus de son influence sur la biodisponibilité. 1993). de quelques semaines dans l'eau et de quelques mois ou de quelques années dans le sol et les sédiments (Mackay et al. Celle-ci est étroitement liée aux paramètres de diffusion dans le milieu. par exemple : type de microorganismes.087 cm2/s pour le benzène et 0. du benzène. Le gazole peut contenir. Cependant. température. en particulier du naphtalène et certains de ses dérivés méthylés. le benzène (1791 mg/L) et les HAP (0. de l'éthylbenzène.3 dépendent de la composition et des caractéristiques du gazole. peut engendrer une situation particulière dans les bourbiers de forage. Ting et al.067 cm2/s pour les HAP) et un coefficient de diffusion dans l'eau de même ordre de grandeur mais plus important pour le benzène (benzène : 9. avec la présence d'aromatiques (30%) et même d'hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP).. il est de huit mois pour le naphtalène et de 6 ans pour le pyrène (Mackay et al. le contrôle du pH et de la température (Margesin et al. cette différence de comportement permet d'expliquer la spécificité et le rôle de la composition des additifs dans le processus de biodégradation.067 mg/L) ont un coefficient de diffusion dans l'air assez proche (0. le temps de demi-vie dans l'air est d'une journée pour le naphtalène. La notion de biodisponibilité explique clairement la facilité de biodégradation des composés solubles dans l'eau comparativement aux composés peu ou non solubles.. 1999 . 1990 . Les variations de masse représentées sur la figure V.. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 183 . L'analyse du temps de demi-vie de quelques hydrocarbures aromatiques dans l'environnement (Annexe V) montre que ce temps est de quelques jours dans l'air. Bundy et al. du xylène et des HAP. La comparaison entre les caractéristiques des composés aromatiques présents dans le gazole montre qu'avec une solubilité dans l'eau différente.. Par exemple. Par ailleurs. La biostimulation peut être considérée comme une technique appropriée de remédiation pour l'élimination du gazole présent dans le sol et nécessitant l'évaluation des capacités de dégradation intrinsèque de la part de la microflore autochthone et l'étude des paramètres environnementaux impliqués dans la cinétique in situ du processus (Molina-Barahona et al.. la notion de solubilité des composés organiques est un facteur indispensable dans les mécanismes de biodégradation.. du toluène. la biostimulation est un type de remédiation naturelle qui améliore la dégradation par l'optimisation des conditions telles que l'aération. 1992). propriétés du sol et présence de contaminants (Leahy et Colwell. Tableau V.2 Détermination de la biodégradabilité La prise de conscience des problèmes d’environnement a motivé l’analyse des phénomènes de biodégradabilité et des risques le long de la chaîne d’exploitation des hydrocarbures. En revanche. PAC. S’agissant de la boue à base d’eau (glycol).73 87. Dans le domaine d es fluides de forage. ultime (min éralisation complète. de nombreux composés d ’une masse molaire relativement faible sont facilement métabolisés et la bioaccumulation effective des produits de masse molaire relative ment plus élevée est limitée par leur faible solubilité dans l'eau et les dimensions importantes de leur molécule. Sadykov (1995) a montré que la résorption de la carboxyméthylcellulose (CMC) dépend de la masse molaire. tandis que le deuxième est un dérivé cellulosique. La biodégradation dans les systèmes naturels peut être classée en biodégradation primaire (altération de l’intégrité de la molécule).64 47. Depuis les années 90.92%) par rapport au deux autres polymères.…) : leur faible taux de biodégradation est du même ordre que celui du gazole. Il en résulte donc que la bioaccumulation peut en réalité être faible (United Nations Environment Programme.08 69. Le PHPA.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT La valeur de log P (logarithme du coefficient de partage du combustible diesel entre le n-octanol et l'eau) est égale à 3. Le tableau V. on note l’intérêt porté à l’intégration de la notion de biodégradabilité dans les problèmes d’environnement et dans l’analyse des risques. Les boues à base d’huile sont difficilement biodégradables en raison de leur composition (gazole.02 60. ce qui est prévisible compte tenu de la composition (sel. ce qui incite à penser que son potentiel de bioaccumulation est élevé. un polyacrylamide partiellement hydrolysé. le pourcentage est de 69%.47 On comprend.4 regroupe les résultats de biodégradabilité des additifs et formulations étudiées.92 62. 1996). que le gazole soit difficilement assimilable par les micro organismes. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 184 .70.…). on note l'avènement des systèmes OBM synthétiques ainsi que l'introduction de nouveaux additifs biodégradables dans les systèmes WBM et OBM. glycol). du degré de substitution et de la structure rmoléculaire.4 : Résultats des tests de biodégradabilité Produits Blanc Gazole WBM Glycol OBM Xanthane PAC 95/05 2. quoi qu'il en soit. le xanthane et le PAC sont des biopolymères : le premier est un produit de fermentation utilisant le xanthomonas campestris.5 PHPA Xanthane +PAC+PHPA Biodégradabilité (%) 38 3.3-6. V.5. émulsifiants. c'est-à-dire conversion en composés inorganiques) ou acceptable (amélioration de la toxicité). est caractérisé par son faible taux de biodégradabilité (47. eau. La biodégradabilité reste la propriété essentielle à considérer dans l’environnement : c’es t le plus important paramètre influençant la toxicité et la persistance dans les milieux terrestres et marins. Pour les composés cellulosiques (CMC. 1 Identification a. Cette différence est liée d'une part à la présence de l'huile mais aussi à la nature et à la composition des additifs du fluide. V. Cette observation révèle que les composés peu biodégradables ne sont pas automatiquement toxiques. C'est seulement à partir de la dégradatio n de la majorité des alcanes linéaires que les composés ramifiés sont dégradés. Des échantillons de biodégradabilités similaires manifestent une grande différence dans leurs propriétés d'écotoxicité. La phase rapide est discutée en terme de migration de s HAP dans le sol aboutissant à une réduction de l'accessibilité dans la matrice du sol. L’étude comparative de l'écotoxicité et de la biodégra dabilité d'une vingtaine de composés tensioactifs utilisés dans le domaine du forage (émulsifiants. anti -corrosion) a montré l'absence d’une relation directe entre la biodégradabilité et l’écotoxicité (Khodja et al. 2007c). la taille et la couleur sur culture mixte contenant ente 30 et 300 colonies. alors que dans le cas des WBM un effet similaire n'est observé que pour une concentration de 100 000 ppm.6. il ressort d'une étude comparative entre les OBM et les WBM (Ostgaard et Jensen. Les tensioactifs peuvent diminuer l’activité des microorganismes à cause de leur toxicité. van der Zee et al. Les données suggèrent que le transfert des polluants dans le sol affecte la biodégradabilité et la biotoxicité. un mélange d'alcanes linéaires et ramifiés se dégrade difficilement.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT La structure des additifs et la composition des fluides influent énormément sur les valeurs de la biodégradabilité.. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 185 . La différence obtenue entre les différents types d'amidons étudiés a été reliée aux modifications ainsi qu'aux str uctures des composés. nous a permis d'isoler 9 colonies distinctes par l'aspect. Les résultats de l'étude macroscopique sont présentés dans l'annexe V. Résultats de l'étude macroscopique L'ensemencement sur milieu M1 (Annexe V) additionné de 2% de gazole comme source de carbone. Geerdink et al. 2005) que l'exposition des microorganismes à une solution de 100–1000 ppm de gazole réduit fortement leur vitesse de croissance. (1996) ont montré qu'en milieu de culture le gazole se dégrade relativement rapidement.. Dans un réacteur. (1992) ont montré que la sorption des HAP dans le sol est expliquée par deux phases (rapide et lente). 2007c). Par exemple. agent mouillants. (1995) ont montré que le degré d'oxydation influe sur la biodégradation.6 Etude de l'activité microbiologique vis -à-vis du gazole V. Weissenfels et al. en étudiant la biodégradation de l'amidon. Du point de vue de la composition des fluides. de même que les composés facilement biodégradables ne sont pas automatiquement peu toxiques (Khodja et al. les aspects macroscopiques et microscopiques des levures isolées sont présentés dans l’annexe V. Famille : Enterobacteriaceae. Résultats de l'étude microscopique L'observation microscopique se base sur deux étapes : coloration de gram et observation à l'état frais. vu qu’elles ont poussées sur ce dernier. Ordre : Enterobacteriales.sp. Après culture des souches 1361 et 142 sur milieu OGA + un antibiotique (tétracycline) nous avons confirmé que ce sont des levures. vu les résultats des tests biochimiques. les résultats sont présentés dans l’Annexe V.. Les résultats sont présentés dans l 'annexe V. 136. 1961 . l'espèce propo sée est Citrobacter freundii. elle est mobile. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 186 . vu le manque de milieux d'identification des levures. catalase +.7 donnent des exemples des aspects macroscopiques et microscopiques obtenus pour les souches 104. 1. aéro-anaérobie facultatif.1984) :Domaine : Bacteria.8 136 136 139 152 culture m ixte 104 111 0. (Prevot et al.4 152 0.6 0.4 135 D O à 600 nm 1. Espèce : Enterobacter. Classe : Gammaproteobacteri. La figure V. Identification de souches isolées Les figures V. Mais. ces souches n'ont pas été identifiées. La souche 111 est un colibacille à gram négatif. ONPG positive. c.2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 135 14 15 16 temps (heure) Figure V. Phylum : Proteobacteria. L’espèce proposée est Enterobacter sp. Il peut être identifié comme appartenant au genre Citrobacter.4 donne la courbe de croissance des souches isolées et de la culture mixte sur le milieu M 1 à 2% de gazole. Etude biochimique des souches isolées L'étude biochimique a été réalisée par la galerie biochimique classique pour l'identification des souches bactériennes isolées .5. V. capable d'utiliser le citrate de sodium comme unique source de carbone. 111 et 152. L’annexe V donne les aspects et la classification des espèces 135. Bergey. Classification de la souche 104 (Bergey. et.8 111 1.4 : Courbe de croissance des souches isolées et culture mixte sur milieu M1 à 2% de gazole d.2 1 0. 137 et 139.6 1. RM et VP négatifs. ONPG et catalase po sitif. 1984). à respiration aéroanaérobie facultative . LDC négative. mobile. la production de gaz par fermentation est très abondante chez cette espèce. La souche 104 peut être identifiée comme appartenant au genre Enterobacter à raison de sa morphologie (colibacille) à gram négatif.6 et V. Genre : Enterobacter.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT b. ODC et LDC négatif : donc la souche est Staphylococcus auricularis.6 : Aspects macroscopique (a) et microscopique de la souche 111 (après coloration de gram au grossissement GR×100) La Souche 152 présente une forme en cocci à gram positif. Ordre Bacillales. Classe : Gammaproteobacteria. Classe: Bacilli. elle peut appartenir au genre staphyloccocus. elle est aéro-anaérobie facultatif. Famille : Staphylococcaceae. Espèce: Staphylococcus auricularis (a) (b) Figure V.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Classification de la souche 111: Domaine : Bacteria. Famille : Enterobacteriaceae. Espèce : Citrobacter freundii. Genre : Citrobacter. Classification de la souche 152 : Domaine : Bacteria.7 : Aspects macroscopique (a) et microscopique (b) de la souche 152 (après coloration de gram au grossissement GR×100) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 187 . Phylum : Proteobacteria. Les tests biochimiques montrent que la souche est ONPG. Ordre : Enterobacteriales. Genre : Staphylococcus. Catalase et ADH positif alors que l'indole. (a) (b) Figure V.5 : Aspects macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 104 (a) (b) Figure V. Phylum : Firmicutes. 2 DO a 600nm 111 111 104 1.6 0. Les courbes (DO)600 = f(t) obtenues ont l'allure de courbes de croissance classiques des bactéries.8 montre l'allure obtenue. La figure V. c’est la phase où la croissance bactérienne et la consommation du substrat (gazole) sont maximales. cette augmentation correspond à la phase exponent ielle. la DO augmente dès les premières heures jusqu'à atteindre des valeurs maximales . V.4 0.6 1.8.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les résultats d'isolement bactérien de l'échantillon 6 concordent avec ceux obtenus sur d'autres chantiers de forage du champ de Hassi Messaoud durant la période 2000-2005. une étude complémentaire a été réalisée par l’utilisation des galeries API a confirmé l’ identification préliminaire. La phase stationnaire est presque absente.8 0.2. c’est la phase de déclin .4 0. Pour la majorité des souches.2 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 137 152 levure 142 levure1136 8 10 Temps (heure) 12 14 16 Temps (heure).8 0.6.1 Croissance dans un milieu à 2% de gazole Le suivi de la cinétique de croissance des souches isolées sur milieu M 1 additionné de 2% de gazole comme seule source de carbone. ce qui montre une adaptation de ces souches à la source de carbone utilisée (le gazole).6 0. nous a permis de tracer les courbes présentées sur les figures V. les phases de latence sont très courtes ou presque inexistantes. A partir de la 12e heure. alors que la souche 152 ne donne pas de développement le long de la période (16 h). on assiste à une diminution continue de la densité optique. elle est représentée par une légère augmentation ou diminution de la DO. (a) (b) Figure V.4 DO a 600 nm 1 0.2 0 0 2 4 6 152 135 136 137 139 1. Le comportement de ces souches isolées est totalement différent surtout pour le cas de la souche 152 qui a donné une bonne évolution . Dans cette phase la vitesse de croissance est constante.6. A ce sujet.4 104 1. 1. Les souches 136 et 139 montrent une allure moins rapide.8 : Courbes de croissance pour (a) les bactéries isolées et (b) les levures isolées sur milieu M1 à 2% de gazole Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 188 . en mesurant la densité opti que à 600 nm en fonction du temps. D'après les figures. elle est caractérisée par la mort cellulaire due à l’épuisement du substrat et à l’accumulation de substances toxiques dans le milieu de culture.2 1 0.2 Suivi de la cinétique de croissance des souches isolées V. Une phase de déclin atteinte au bout de la 13e heure pour la souche 142 et de la 14e heure pour la souche 1136. . Cette situation peut être expliquée d’une part par l’éventuelle utilisation du gazole comme source de carbone et d’autre part par la synergie obtenue avec la mixture des souches.2 Croissance dans des milieux à différentes concentrations en gazole (2 à 30%) Selon les résultats des courbes de croissance sur milieu M1 + 2% de gazole.l'absence de la phase de latence pour l'ensemble des souches et pour l’ensemble des concentrations étudiés.Une phase de latence assez courte (2 heures) pour la souche 142 et plus longue pour la levure 1136 (6 heures). Les densités sont plus importantes avec les fortes concentrations. on remarque deux séries de courbes bien distinctes. .5 1 0. 3 2. Cette situation confirme l'aptitude de ces souches à croître sur les concentrations étudiées.Une phase stationnaire plus importante chez la levure 142. et elles sont supérieures à celles obtenues avec les souches séparément.2.5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7 1 8 Temps (h) 2% 15% 4% 20% 6% 25% 8% 30% 10% Figure V. . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 189 . et de 8 heures pour la souche 1136.9).9). quelques résultats obtenus sont présentés sur la figure V.9: Courbe de croissance de culture mixte sur le milieu M 1 à différentes concentrations en Gazole (2 à 30%) D'après les courbes obtenues (Figures V. Une première série pour les concentrations allant de 2 à 8% et une deuxième série pour les concentrations allant de 10 à 30%. Un résultat expliquant le bon pouvoir de dégradation naturelle des hydrocarbures par les souches autochtones présentes dans le bourbier. les souches 104.la présence d’une phase exponentielle pour tous les cas étudiés et avec l’ensemble des concentrations en gazole. V.9 regroupant la croissance de la culture mixte avec différent es concentrations en gazole. Ces résultats seront d’une grande utilité dans le choix d’un éventuel traitement biologique. ont été choisies pour tester leur croissance sur milieu M1 à différentes concentrations en gazole (2 à 30%). on remarque : . . 137 et 152.Pour le cas de la culture mixte (Figure V.8 et V.Une phase exponentielle atteinte au bout de 5 heures pour la souche 142.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les deux souches de levures présentent l'allure d'une courbe de croissance classique : . présentant une croissance rapide et des valeurs de DO maximale élevée. 135. La tendance des courbes est assez similaire. .5 DO à 600 nm 2 1. 111.6. sujet aujourd’hui à une incinération. Dans le but de valoriser R. sont les plus facilement dégradables. Versalig…D’autres composés récemment proposés sont à base de polymères et de résines. une série d’analyses ont été effectuées. Cette partie du travail a porté sur la valorisation d’un rejet issu de l’industrie pharmaceutique (oxytétracycline). le pH. Ces souches ont pu se développer dans le milieu du bourbier connu pour sa forte concentration en hydrocarbures (grand volume de fluide OBM). il a été procédé à des traitements préliminaires : opérations de lavage. Dans le cadre de la caractérisation de R. sont préparés à partir de deux grandes familles de produits. la présence de nutriments inorganiques et la versatilité métabolique microbienne. Du fait que les composés à base de lignine ou d'asphalte ont toujours posé un problème aux pétroliers concernant les variations de biodégradabilité et d'endommagement induit. R traité a une masse volumique de 0. V. il était important de chercher d’autres composés ou matières premières pour la préparation d’un réducteur de filtrat plus biodégradable. Versatrol. L’aspect de ce projet a été inséré dans un volet de valorisation des rejets industriels afin de minimiser la dégradation du milieu naturel. séchage. traitement avec NaOH. la teneur en eau et en oxygène. une porosité de 19% et une humidité de 3%. Les petites molécules se métabolisent en général rapidement. Les n-alcanes à longue chaîne sont plus lentement dégradés en raison de leur hydrophobicité et du fait qu'ils sont visqueux ou solides à la température ambiante. A l'état brut.7 Perspectives pour la proposition de nouveaux additifs : Un réducteur de filtrat pour les systèmes OBM La majorité des réducteurs de filtrat. Les alcanes ramifiés et les cycloalcanes sont relativement résistants à la décomposition biologique et les hydrocarbures aromatiques polycycliques. Il s’agit classiquement des produits à base de résidus pétroliers (asphalte soufflé) et des produits à base de lignite aminés. mais à des degrés et à des vitesses variables. La vitesse globale de dégradation des hydrocarbures est limitée par la température. Ces additifs sont connus par les foreurs et les "boueux" sous différentes désignations : Carbotrol. Les ba ctéries présentes possèdent probablement des systèmes enzymatiques adéquats pour la dégradation des hydrocarbures. 1996). friables et sentant le moisi. actuellement utilisés dans les fluides de forage à base d’huile et émulsionnés. Duratone. franchement résistants (United Nations Environment Programme. L'analyse des résultats obtenus montre que les souches autochtones présente s ou développées dans le bourbier ont résisté dans une première phase à une concentration de 30% en gazole. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 190 . il est sous forme de feuillets superposés de couleur marron. broyage et traitement avec un tensioactif.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Les différents constituants du gazole sont intrinsèquement biodégradables. Les alcanes normaux ainsi que les dérivés n-alkylaromatiques et les molécules aromatiques simples en C10-C22. appelé R dans ce qui suit.95 g/cm3. L’obtention de grandes viscosités avec le système H /E : 50/50 est liée à la présence d'une grande phase dispersée (50% d'eau). donne des résultats très acceptables (entre 8 et 11 mL) et que cette matière présente un bon pouvoir réducteur de filtrat. soufre : 5. L'analyse spectroscopique IR révèle la présence de bandes caractéristiques à 3430 cm-1 et 2913 cm-1 correspondant respectivement aux bandes de vibration des groupements O-H et C-H.38%. Les formulations ainsi que leurs propriétés sont présentées dans les tableaux V. utilisé après un traitement préliminaire. ce qui par conséquent augmente les densités. totalement biodégradable.10) montre la présence d’une structure présentant des spores aux extrémités.5 et V. Les valeurs de filtrat HP/HT obtenues montrent que R. la granulométrie et le mode de traitement de ce produit peuvent contribuer énormément à l’amélioration des caractéristiques du fluide. La synthèse des résultats obtenus montre l’aptitude de cet te biomasse traitée. Les systèmes conventionnels avec une grande teneur en phase dispersée (H/E : 70/30 et 50/50) ont été considérés pour les essais de substitution. L'analyse de la répartition granulométrique obtenue après broyage montre que le diamètre moyen des particules est proche de 30 µm avec un pourcentage de 80%. Les vibrations de valence sont observées dans le domaine 3300-3500 cm-1 pour les amines primaires et 1550-1650 cm-1 pour les amines secondaires. différents systèmes ont été étudiés.08%. On note aussi des vibrations dues aux hydroxyles OH dans le domaine spectral allant de 3200 à 3600 cm-1. La comparaison entre les caractéristiques rhéologiques et de filtration obtenues avec les systèmes conventionnels et renfermant R de rapport H/E : 70/30 et 50/50 donne des résultats similaires.6. D’une façon générale. L’analyse des caractéristiques obtenues montre la compatibilité de R avec l'ensemble des additifs des systèmes conventionnels. Vue d’ensemble des champignons G X 710 Spores issues de la moisissure G X 1463 Figure V. Les conditions opératoires pour la préparation et la caractérisation des fluides ont été réalisées selon les recommandations API (2005).CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT L'analyse organique élémentaire de la matrice organique de ce rejet indique : carbone : 74. La présence de groupements amines est prévisible. La visualisation d’un échantillon de R sous microscope électronique à balayage ( Figure V.10 : Microscopie des rejets industriels pharmaceutiques Vue d’ensemble de la moisissure G x 710 Dans le but d'étudier la performance de ce nouvel additif (R) en tant que réducteur de filtrat. Une compar aison de cette structure avec une série de microorganismes a révélé qu’il s’agissait de champignons microscopiques (moisissure). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 191 .88% et hydrogène : 10. à générer un bon pouvoir réducteur de filtrat dans les fluides de forage. azote : 9.65%. l’incendie. * : formulation avec 35 g d'additif Outre l’aspect environnemental qui a été pris en considération. les installations environnantes et le milieu naturel. d'autres travaux sont en cours portant sur la préparation d'un addi tif pour les fluides à base d'eau à partir des rejets des tanneries (composé collagénique) et d'un autre additif à base d'amidon amélioré. En plus de la proposition de la nouvelle formulation de tensioactifs pour les systèmes émulsionnés ( Chapitre III). Conscients de cet aspect dont l'importance ne cesse de croître.6 : Caractéristiques des formulations des boues à l’huile Paramètre Densité VA (cP) VP (cP) YV (lb/100ft²) Gels 0/10 (lb/100ft²) Rapport H/E Filtrat HP/HT (mL/30min) 70/30 C 70/30 R 70/30 R* 50/50 C 0. la contamination et la pollution.5 15 2/3 51/49 8 C : système conventionnel . c’est l’aspect économique qui présente un intérêt du fait de la disponibilité du produit. R : système substitutif .99 23 21 4 3/4 68/32 9 1. V.5 : Composition des fluides formulés Formulation Gazole (mL) Emulsifiant P (mL) Emulsifiant S (mL) Argile organophile (g) Chaux (g) Réducteur de filtrat (g) Saumure saturée (NaCl) (mL) 70/30 570 19 5 5 30 30 290 50/50 444 12 8 0 30 35 452 Tableau V. La source de danger est le bourbier en tant que collecteur des produits liquides et solides issus du puits de forage.99 24 20 8 3/4 69/31 11 0. préconise r des mesures et mettre en place un système de prévention et de gestion des risques dus au fonctionnement de l'activité pétrolière. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 192 .02 51 44 14 3/3 52/48 6 50/50 R 1.8 Synthèse L'implantation du champ de forage engendre une prise de risques technologiques et naturels. de la facilité du traitement et des retombées attendues.02 52 44.98 27 21 12 4/5 68/32 5 0. les services publics et la Société Sonatrach doivent établir un recensement des différents risques pour les populations. Il est à signaler l’importance et la nouveauté de ces composés dans le domaine du forage.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Tableau V. Le champ de forage de Hassi Messaoud présente la particularité de cumuler plusieurs types de risques tels que l’explosion. du fait de leur biodégradabilité et leur disponibilité. Un minimum de conséquences sur l'environnement. C'est à la lumière de ces exigences. une économie conséquente. Dans l'objectif de trouver une solution globale aux problèmes de pollution.la réduction. . et de la substitution des OBM par des systèmes WBM. traitement thermique et absence de traite ment du bourbier.Un coût de traitement acceptable. . les systèmes OBM sont largement utilisés pour le forage du champ de Hassi Messaoud. l'exploitant est à la recherche d'une technique de traitement répondant à une équation difficile et alliant trois facteurs-clés pour sa bonne analyse et sa performance : .l'amélioration des conditions de traitement des solides au cours du forage. son coût élevé ainsi que la production d 'une pollution atmosphérique importante ont freiné cette technique. si possible. En plus du projet de désaromatisation du gazole. Depuis la fin des années 1990. Cette option permet. 2008).. utilise la méthode de l'analyse du cycle de vie (ACV) ou "life-cycle assessment" (LCA) appliqué aux fluides de forage et compare quatre scénarios de traitement de bourbier ou d'abandon : stabilisation/solidification "off line". peu onéreux et accessible (disponibilité) pour l'élimination ou la réduction de cette pollution. Face à cette situation. d'autres solutions peuvent être proposées : .l'utilisation.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT Il est à signaler l'importance des émanations de gaz issus du bourbier. Toutefois.Une efficacité du traitement du bourbier. les dégagements de poussières dangereuses et les infiltrations ou pertes des fluides durant et après le forage. Un travail récent (Ghazi et al. suite à la réduction des quantités de gazole et d'argiles organophiles. du nombre et des diamètres des phases de forage. permettant la réduction de la teneur en hydrocarbures dans les cuttings jusqu'à moins de 1%. En raison des contraintes techniques relatives aux problèmes de forage. en plus d'un gain environnemental. relatif aux impacts de la pollution sur le champ de Hassi Messaoud. stabilisation/solidification "on line". La première initiative prise par l'entreprise était d'adopter un traitement rapide. . si les conditions de forage le permettent. Cependant. de systèmes émulsionnés riches en phase dispersée (H/E : 60/40 ou 50/50). Les résultats préliminaires montrent que la méthodologie ACV est bien adaptée à la comparaison de ces différents scénarios et permet de souligner les étapes du procédé présentant les facteurs d'impact les plus importants. le projet de délocalisation de la ville de Hassi Messaoud permettra certainement d'éviter les risques majeurs et les nuisances de la population. la technique de traitement thermique a été largement utilisée sur le champ de Hassi Messaoud. le traitement par inertage (solidification/stabilisation) est un mode d e transfert et non d'élimination de la pollution. que notre travail a porté sur : Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 193 . de l'utilisation d'huiles synthétiques comme substituts du gazole. . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 194 . Certainement. la prédominance d'une pollution par les hydrocarbures. adapter une technique ayant pour objectif d’éliminer le polluant avec un minimum de coût amène à proposer un traitement par landfarming. Les premiers résultats sont en faveur d'un traitement biologique. ou . En dehors du traitement et des stratégies adoptées. 2. le profit économique immédiat reste toujours le moteur de la stratégie.CHAPITRE V : POLLUTION PAR LES FLUIDES DE FORAGE ET TRAITEMENT 1. la qualité de la microflore présente. A défaut de ne pas avoir en possession les éléments nécessaires pour l'estimation du “coût externe“ ou des dommages environnementaux. que peut-on attendre du fluide pour réduire les effets néfastes sur l’environnement ? Les deux types de fluides (WBM et OBM) ont été considérés dans le cadre de cette étude. le grand problème posé aujourd'hui sur le champ de Hassi Messaoud est d'allier le profit économique avec les considérations environnementales. les systèmes OBM sont plus polluants et plus tox iques que les systèmes WBM. Une évaluation de la performance des techniques de traitement utilisées sur HMD. Une étude de valorisation de quelques rejets industriels polluants pour la préparation de nouveaux additifs dans les fluides de forage (OBM et WBM). Un diagnostic de la pollution et une identification de la population bactérienne présente sur sites afin d'évaluer la biodégradation naturelle. Vu les conditions d'exploitation. On ne savait pas chiffrer exactement les effets du fluide de for age sur l’environnement et de ce fait aucun bénéfice substantiel ne pouvait être défini pour soutenir l’effort nécessaire à l’évolution vers de meilleurs fluides de forage. qui est une méthode simple et non coûteuse. 3. Quels sont donc les facteurs ou paramètres des fluides liés à l’environnement. autrement dit. CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS . Dans cet objectif. L'étude des mécanismes d'inhibition des polymères montre que le PHPA inhibe le gonflement et la dispersion des argiles par encapsulation et agit par un effet stérique. nous avons voulu confronter le maximum de données de laboratoire à des données effectives de chantier et ce. une contamination par les sels peut conduire au changement de la force ionique de la solution et affecter le comportement des argiles vis -à-vis des polymères à tester. Le s trois systèmes étudiés présentent des modèles rhéologiques du type Herschel -Bulkley ou Ostwald de Waele. dans l’espoir d’apporter une contribution à la résolution des problèmes réels. facilite le maillage entre les différents additifs présents (polymères et sels) permettant la formation d'un bon cake imperméable. Les caractéristiques rhéologiques ont été corrélées aux propriétés électrocinétiques et confirmées par la variation des propriétés interfaciales. Le comportement des polymères inhibiteurs (PHPA. défavorable pour les tests d’inhibition et l’optimisation du fluide de forage et contribuant de plus à induire des erreurs lors de l’évaluation économique du forage. cellulose polyanionique (PAC) et polyacrylamide partiellement hydrolysé (PHPA). un aperçu global de la minéralogie de quelques puits des champs algériens est donné pour établir une relation possible entre la minéralogie des argiles présentes et le type de problèmes engendré par ces argiles et les systèmes de fluides de forage inhibiteurs correspondants. Les argiles La caractérisation des argiles fait apparaître des effe ts antagonistes produits par l’adsorption de composés organiques et/ou par la présence d’un dépôt minéral sur les cuttings d’argiles. par ailleurs souvent évoqués dans d'autres travaux. alors que pour les glycols et les silicates l'effet électrocinétique l'emporte sur l'effet stérique. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 195 . Au cours de ce travail. La bentonite du fluide en tant que support colloïdal. En effet. de mouillage et d'inhibition. nous avons récolté plusieurs données de forage et de production et fait appel à une panoplie de techniques. Un intérêt particulier a été apporté aux problèmes majeurs du gisement historique de HMD qui compte aujourd'hui plus de 1200 puits. Les additifs L'étude rhéologique a montré des comportements similaires pour les polymères xanthane (XCD). glycols et silicates) révèle l'importance des mécanismes mis en jeu dans la stabilisation et l'inhibition des argiles et s’explique par leurs charges (état de répulsion permanente) conduisant à leur état de dispersion. Pour cela. celui de Hassi Messaoud (HMD) ont été exposés.CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS CONCLUSIONS et RECOMMANDATIONS Les problèmes majeurs rencontrés tout au long de l'exploitation des puits du plus grand champ pétrolier en Algérie. i) un colmatage favorable à la réduction de la perméabilité des argiles et à l’amélioration des propriétés de filtration et ii) une contamination des cuttings d’argiles. ii) de la cinétique de rétention des polymères sur les argiles. La synthèse des résultats obtenus au laboratoire montre une bonne concordance avec les tests de chantier réalisés avec le système aux silicates sur quatre puits du champ de HMD. Les argiles organophiles ont un effet important sur la viscosité de l’émulsion comparativement au ré ducteur de filtrat. par le suivi i) de la variation minéralogique in situ par la méthode "wet cell". l'introduction des systèmes OBM qui ont été étudiés. aux conditions de mesures.Dans des conditions expérimentales identiques d'émulsification. L'utillisation d'un mélange de tensioactifs (primaire et secondaire. en revanche la stabilité électrique croît avec la concentration en chaux. . conductimétrie) montre une similitude dans les ordres de grandeur. iii) de l'évolution granulométrique des systèmes bentonite -polymère et iv) de l'évolution chronologique des systèmes cuttings-polymère par diffusion de la lumière.La concentration optimale est celle donnant un co mpromis entre une stabilité électrique acceptable. Les systèmes de fluides émulsionnés Face aux problèmes observés avec les WBM pour le forage des puits du champ de HMD. La méthode proposée combine deux méthodes conventionnelles largement utilisées: celle des pastilles comprimées et celle de la dispersion en hot -rolling. c'est-à-dire non ionique et ionique) en concentrations égales pour différents rapports H/E a abouti à des pourcentages d’émulsion remarquables. . Les résultats des tests de filtration réalisés par cette méthode ont été largement corroborés par l'étude des caractéristiques rhéologiques.La chaux n'a aucune influence sur la rhéologie des émulsions. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 196 . . Les plus grandes valeurs du pourcentage d’émulsification et les plus faibles pourcentages d’eau ont été observés pour les tensioactifs primaires des groupes A et B qui donnent ainsi les meilleurs résultats. . la différence de concentration en matière active et l'influence des additifs utilisés dans les échantillons du commerce.Les CMC des tensioactifs ont été déterminées par fluorescence molécu laire. des propriétés interfaciales et électrocinétiq ues. un pourcentage d’émulsion élevé et une meilleure résistance à la centrifugation. Les résultats obtenus par d'autres techniques (tension interfaciale. probablement à cause de l’affinité simultanée pour les deux phases. La stabilité électrique peut être largement exploitée dans l'étude des systèmes émulsionnés en présence de solides comme l'argile organophile. ainsi qu’aux différents facteurs relatifs aux émulsifiants tels que la qualité des produits. car une augmentation de la teneur en solides augmente effectivement la stabilité électrique. l’analyse des tendances observées montre clairement que la meilleure émulsification est tributaire d’un mélange optimal lié à la composition et à la concentration en émulsifiants. Cette dernière permet plus de représentativité en terme d'hétérogénéité minéralogique. Les différences observées peuvent être liées à la fiabilité des méthodes. a apporté de bonnes solutions.CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS Méthode d’inhibition proposée Il est évident que des solutions presque universelles de méthodes d'inhibition ne peuvent résulter que d'un effort de compréhension des mécanismes physico-chimio-mécaniques des interactions fluide-roche. L’évaluation de ces trois paramètres a permis d’établir un classement pour les différents groupes de tensioactifs utilisés. Les aspects physico-chimiques développés permettent de dégager l'influence de la composition chimique. .CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS L’addition de barite en tant qu’alourdissant des boues à base d’huile améliore la stabilité électrique de l'émulsion inverse. que ce soit sur des roches modèles (grès de Berea) ou sur des roches réelles. les fluides OBM sont moins endommageants que les WBM. la synthèse des résultats obtenus montre une différence des effets d'un additif à l’autre. l'étude du colmatage induit par la formulation complète des fluides ne permet pas de déceler de différences importantes de filtration et d'endommagement. la meilleure stabilité de l’émulsion renfermant les tensioactifs du groupe A est confirmée par l'absence de décantation d'une phase Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 197 . Globalement. les tensioactifs du groupe A donnent une granulométrie plus fine par rapport aux autres systèmes. et l’optimisation de la dimension des solides présents dans la formulation permet la réduction de cet endommagement. Les performances obtenues avec les mélanges de tensioactifs sont confirmées par les résultats de l’analyse granulométrique.Dans la plupart des émulsions préparées. (centrifugation à 4000 tr/min durant 10 min). Sur la base de nombreuses études réalisées. Pour les mélanges de tensioactifs. Cependant. la plage de dispersion des particules est de 60 à 100µm. L'allure des figures de variation de l'épaisseur du cake en fonction du temps à perméabilité fixe confirme cette tendance déjà obtenue par d’autres travaux. la coalescence a été observée après un repos de 24h. Du point de vue granulométrique. de la nature et de la granulométrie des agents viscosifiants (argiles organophiles) et des réducteurs de filtrat. et le fluide complet donne généralement des pourcentages d’ endommagement plus faibles comparativement aux additifs seuls. Avec des conditions plus sévères aqueuse. avec chaque tensioactif seul (principal ou secondaire) on observe un diamètre moyen de l’ordre de 100 à 150µm. Formulation de fluide et endommagement Un de nos objectifs était de corréler les résultats globaux obtenus par la formulation complète avec l'endommagement induit par les additifs seuls. . Les courbes d'invasion obtenues par le modèle donnent un aperçu sur la vitesse d'infiltration et sur la tendance au changement de la saturation de la roch e par le fluide. Il doit pouvoir établir des règles pour l’évaluation des performances des additifs et ce choix sera surtout fonction des contraintes d’utilisation et des priorités à considérer sur le chantier. L’expérimentateur doit pondérer tous ces paramètres. tous les systèmes montrent une bonne stabilité électrique. La modélisation pour prévoir l'endommagement montre que le cake formé permet de réduire cet endommagement : l'augmentation de son épaisseur en fonction du temps confirme en effet la réduction de l'invasion de la roche. de la charge des émulsifiants.Lorsque les pourcentages en tensioactifs primaires et secondaires sont égaux. les mesures de stabilité électrique n’ont pas été d’une grande aide pour l’interprétation des résultats portant sur les pourcentages d’émulsification. En effe t. Le volume de la phase émulsionnée ne dépasse alors pas 30% du volume total et varie d'un système à l'autre en fonction de la nature des tensioactifs utilisés. Cepend ant. CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS L'exploitation des résultats obtenus est assez complexe face à la complexité du r éservoir étudié et à l’historique des opérations de production. mais il apporte quelques éléments de réponse à l'équation performance -coût-environnement. En plus de l'utilisation d’un gazole désaromatisé et d’huiles synthétiques. décision certainement motivée par le profit économique. la prise en compte des volumes de fluides de forage (WBM ou OBM) se chiffrant en centaines de m 3 par jour qui peuvent s'infiltrer. Dans l'objectif de trouver une solution globale aux problèmes de pollution. vu les conditions d'exploitation et l'environnement (micr oflore présente avec son activité de dégradation et prédominance d'une pollution par les hydrocarbures). de la réd uction. Toutefois. Cependant. ceci afin de déceler les facteurs essentiels contribuant à ces phénomèn es. interpelle pour conduire à la bonne décision. le projet de délocalisation de la ville de Hassi Messaoud permettra certainement d'éviter les risques m ajeurs et les nuisances pour la population. Une seconde étape consiste à faire intervenir d'autres facteurs jugés importants dans le but de pondérer leur influence. surtout à long terme. Celles des conditions de traitement des solides au cours du forage. ni sur les risques de pollutions atmosphériques engendrées par les traitements thermiques. si les conditions de forage le permettent. contaminer et polluer les eaux souterraines. L'importance des émanations de gaz issus du bourbier ainsi que les dégagements de po ussières dangereuses sont aussi à signaler. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page : 198 . Un intérêt particulier doit porter sur l’évaluation du coût de la pollution engendré par les dommages de l’activité de forage et de production. de systèmes émulsionnés avec une grande proportion de phase dispersée E /H : 40/60 ou 50/50. en plus des pertes de circulation des fluides pendant et après le forage. Cette dernière option permet. la contamination et la pollution. le bourbier. Performance-coût-environnement Dans les activités de production pétrolière. du nombre de phases de forage et de l'utilisation. Le champ de HMD présente la particularité de cumuler plusieurs types de risques. tels que l’explosion. le diagnostic des techniques de traitement utilisées depuis plus d'une quinzaine d'années a montré des imperfections majeures pouvant induire des nuisances pour la santé humaine. et en aval. d'autres améliorations sont proposées. Le présent travail ne s’est pas focalisé sur les défaillances des matrices de confinement. les résultats d’une première expérience avec les systèmes WBM restent à valoriser par la réalisation d'autres essais. en amont. Ainsi. une économie conséquente suite à la réduction des additifs. L'analyse des cuttings issus des bourbiers a montré la prédominance du gazole comme princip ale source de pollution. l'écosystème et l'env ironnement. si possible. en plus d'un gain environnemental. Depuis plusieurs décennies les fluides OBM sont largement utilisés sur le champ de HMD. La décision d'aborder la modélisation vise à appréhender l'influence des caractéristiques du fluide sur l'endommagement. l’incendie. chercher à adapter une technique pour éliminer les polluants à un coût minimal amène à proposer une méthode de traitement biologique en principe simple et peu coûteuse. en tant que collecteur des produits liquides et solides issus du puits de forage représente une grande source de pollution et de danger. REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES . (2000) Rapport d’essai N°1 de la boue à base d’eau BARASIL’S de Baroid utilisé sur OMO#364/TP#184 en phase 121/4 Période du 03/12/2000 au 17/12/2000 DRMD/SH/FOR. T. Petroleum engineer. R.F.G. et McCaleb. NF T 90-101. (1973) Rx for Gumbo shale Drilling. 2 nd Ed. Master. pp.E. S. C. Algérie. P.M.B. Alberta. F. Sci.uk/oilfield_glossary. Gutschner. M.. SPE 38806. D. G. K. Octobre. Paris la Défense AFNOR (1998) Déchets : Essai de lixiviation. et Frederic J. (2004) Filtration properties of oil-in. 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(2001) Novel polymer chemistry increases shale stability.W.K. ANNEXES . La porosité est faible : 5 à 10% avec une perméabilité très faible.REPAL a amorcé le premier forage MD#1. Un travail synthétique de la géologie de l'Algérie a été réalisé par Askri et al. Généralités sur le gisement de Hassi Messaoud (HMD) I.2 : Répartition des zones sur le champ de Hassi Messaoud Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 1 . Le 15 Juin de cette même année. la SN. Une zone de production est définie comme un ensemble de puits qui communiquent entre eux et non pas avec ceux des zones avoisinantes.1 : Géographie de l'Algérie I. s'étendant d'une valeur quasi-nulle à 1 D. dans le bassin de Oued Mya (Fig. d'où la définition de zones.2 Caractérisation du réservoir Plusieurs années après la mise en production du champ de Hassi Messaoud.1. il a été constaté que des ensembles de puits se comportent de manière indépendante les uns par rapport aux autres. est situé à 650 km au sud est d'Alger et à 80 Km au Sud-Est de Ouargla.1). Le 16 janvier 1956. La pression de gisement varie de 120 à 400 kg/cm2 avec un rapport gaz/huile (gas/oil ratio ou GOR) moyen de 219 m3/m3 sauf pour les puits en percée où le GOR peut atteindre 800 m3/m3et plus.IA. jusqu'à arriver aujourd'hui à plus de 1200 puits. Figure IA. les forages se développent et se multiplient sans cesse.1. (2003). implanté à la suite d’une campagne sismique.1 Introduction Le gisement de Hassi Messaoud. ce forage découvrit à 3338 m de profondeur les grès du Cambrien productifs d’huile. Figure IA. Les dimensions du champ atteignent 2500 km2 avec une surface imprégnée d’huile d’environ 1600 km2. Dès lors.Les annexes Annexe I I.2). Il existe actuellement 25 zones de production plus ou moins étendues dans le champ (Figure IA. Toutefois il est important de souligner que le facteur pression ne peut être le seul critère de caractérisation des zones. Il a été découvert en 1956 et mis en exploitation en 1958.1. avec une formation identique. Cette phase était forée auparavant en diamètre 121/4 pour le programme léger et en 171/2 en programme lourd avec des outils tricônes. rarement argileux (kaolinite). plus argileuse. le foreur est confronté à la dissolution de ces niveaux carbonatés. On donne l'exemple du puits OMOZ#84 qui fut abandonné en Septembre 2002 à la profondeur 334m suite à un affaissement de la plate-forme dû à une perte importante de boue. Du point de vue sédimentologique. habituellement très compacte D5 ou (R 70 – R 90). subdivisée en trois tranches 7. cependant les réserves estimées sont considérables (Selmani et al. Les qualités de réservoir se trouvent dans sa partie supérieure (R200-R300). . De plus. en utilisant le même fluide. provoquant la formation de caves. R2 est un réservoir secondaire par rapport aux réservoirs principaux Ra et Ri. au début avec des outils tricônes. et afin de donner une synthèse des problèmes rencontrés. C'est la raison pour laquelle les puits "medium radius" ne sont pas des puits rigoureusement horizontaux. R2 et R3. Leur développement n'est concevable que par la mise en place de moyens non conventionnels (forages horizontaux ou reprises en "medium" ou "short radius"). représente 15 % de la durée de réalisation d'un puits horizontal. 2007) : il est réparti en deux unités : R2ab et R2c.. zone de grès quartzites. L’exploitation du réservoir R2 s’est vue confrontée à une multitude de problèmes dus principalement à une répartition aléatoire de ses corps sédimentaires et une détérioration de ses qualités de réservoir par des phénomènes diagénétiques . R2ab (R200-R250).3 donne une coupe stratigraphique ainsi que les phases du forage. une zone fine médiane (Ra moyen) et une zone grossière supérieure (Ra supérieure). les inter-zones et les hors-zones sont des régions de faibles caractéristiques pétrophysiques. on peut rencontrer des problèmes différents. D’une façon générale. composées essentiellement de grès grossiers anisométriques à ciment argileux illitique plus abondant.Zone R3 : Zone très grossière à micro-conglomératique très argileuse. le réservoir est réparti en trois zones suivant des critères granulométriques : une zone grossière inférieure (Ra inférieure).9. d'une épaisseur moyenne d’une quarantaine de mètres.Les annexes Au début de la reconnaissance du gisement. Par la suite. l’expérience montre que dans la même zone. La figure IA. Phase 16": La durée de forage d'une longueur moyenne de 1835 m. Les périphéries de zones. restent les niveaux calcaires dolomitiques du sénonien carbonaté et sénonien anhydritique : les pertes de boues parfois brutales sont dues à la présence de fissurations assez développées.Zone Ra : niveau géologique cambrien anisométrique constituant le principal réservoir de Hassi Messaoud.8. . cette phase a été optimisée en passant au diamètre 16" et généralisée sur tout le champ avec l'introduction du forage horizontal. Ra. on signale : Phase 26" : Les pertes de boues dans les sables du mio-pliocène sont actuellement maîtrisées.Zone R2 . . . I. ce qui peut provoquer des dégâts irréversibles. délimités par des niveaux silteux d’extensions latérales variables. de façon à traverser le réservoir sur toute son épaisseur. puis avec des trépans PDC. les grès de Hassi Messaoud (âge cambrien) ont été subdivisés en quatre zones : Ri. mais des puits inclinés à 87°. sans aucun intérêt pétrolier (R300R400).Zone Ri ou grès isométriques. Elle commence dans le sénonien anhydritique (vers 500 m) et se termine dans le Dogger lagunaire.2 Problèmes de forage Sur le champ de Hassi Messaoud. il est composé de bancs gréseux à ci ment siliceux à silico-bitumineux. La perméabilité horizontale moyenne est très faible (2 mD) et la perméabilité verticale très mauvaise. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 2 . 3 : Stratigraphie du champ de Hassi Messaoud A la fin de la section. MARNE.2 8 2 PG : 575 Kg/cm à (-2500m). Argile GRES Grossiers. MARNE. qui causent énormément de problèmes auxquels pourraient remédier le "back reaming" (rétro-alésage) et le battage. Silts GRES Grossiers.2 V: 40 .1-1. Utilisée pour l ’injection 2 PG: 87Kg/cm à (700m). Zone d ’éboulement C Z M E S O Z O I Q U E N E O C R SEN E ONI T EN A C E Boue douce bentonitique SABLE. MARNE ANHYDRITE. un instrument lourd et tranchant. GRES. DOLOMIE d : 1.10 Eaux chlorurées calc iques d : 1 .32 V: 50 .2 V: 45-50 CALCAIRE CALCAIRE. ARGILE 8 1/2 × 7’’ Boue OBM J U R A S S I Q U E MALM D O G G ARGILEUX LAGUNAIRE LD1 L I A S LS1 SEL. d :1 2 PG:1040Kg/cm à (-1050m).50 F : 5 . P A L E O Z OI Q U E O R D O VI CI Quartzites de Hamra Grès d ’El-Atchane Argiles d ’El-Gassi Zones des Alternances  3300m CAROTTAGE 31/32 EN 5 C A M B RI E N Ri (Isométrique) Ra (Anisométrique) R2 R3 Infra Cambrien SOCLE Grès très fins Grès fins glauconieux Argile verte ou noire Alternances grès et GRES argiles Isométriques. DOLOMIE. . on est souvent confronté à des coincements de garniture pendant les manœuvres dans les formations carbonatées du turonien et du cénomanien. ARGILE ANDESITE Manifestation des argiles fluentes. CALCAIRE ARGILE. CALCAIRE. SABLE DOLOMIE.Les annexes Ere/Sy ETAGES MIO PLIOCENE EOCENE CARBONATE ANHYDRITIQUE SALIFERE TURONIEN CENOMANIEN ALBIEN APTIEN BARREMIEN NEOCOMIEN LITHO Ep 239 122 107 209 149 112 147 362 24 276 182 226 107 211 66 90 55 58 31 46 189 202 113 0 à35 0 à 92 75 25 50 18 42 125 100 370 45 TUBAGES & BOUE 17 ½ × 13 3/8 DESCRIPTION Complexe aquifère eau potable.70 F:2 Anisométriques. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 3 . MARNE. Boue OBM d : 0. ARGILE ARGILE.81 Silts GRES V: 50 . Argiles GRES Argileux rouge Granite porphyroïde rose Figure IA. T SALI R FER I E A S TS1 TS2 TS3 SEL MASSIF II ARGILE GRES. MARNE ANHYDRITE. Aquifère eau douce utilisée pour l’injection et besoins généraux. consistant à désagréger la roche en faisant tomber de quelques centimètres de hauteur.26-1. ARGILEUX GRESEUX ERUPTIF Zones des pertes de boue.70 F : 2. à une cadence assez rapide. ANHYDRITE  500m 12 × 9 5/8 1/4 ANHYDRITE. ARGILE. ANHYDRITE DOLOMIE. MARNE SEL MASSIF I DOLOMIE. DOLOMIE Boue OBM SEL MASSIF CALCAIRE MARNE. ARGILE DOLOMIE ARGILE. ARGILE SEL. DOLOMIE  2300m DOLOMIE. ANHYDRITE LD2 LS2 LD3 D : 2. CALCAIRE d: 1.4 Complexe d ’eau à odeur d ’H2S. ANHYDRITE. 2008) voire au pompage de l’acide.. tels que la fragilisation et la corrosion du BHA et de l’ensemble des tubulaires. mais a aussi aidé à la résolution des problèmes rencontrés dans la section 121/4 : géométrie du trou excellente. on a aussi opté pour l’injection de bouchons d’acide (HCl à 15%) qui s’est avérée une bonne solution curative. qui passent de simples tractions et des back reaming aux jarring (Schlumberger.Les annexes Après la TD (True Depth). 2008) obligea à procéder à la restauration (cas du puits OMKZ#32). Sur ONMZ#313. il a été décidé l’utilisation du système H/E : 50/50 (1990).. cimentation meilleure. de 5% au niveau du turonien et de 31% dans le cénomanien. L’étude de l’influence du ROP a été aussi examinée. L’analyse de quelques puits avec des ROP relativement lents (plus de 30 m/h) et d’autres avec des valeurs de moins de 15 m/h. L'analyse statistique montre que sur un nombre de 44 outils neufs de type PDC de diamètre 16" utilisés sur le champ de Hassi Messaoud entre 2002 et 2003. 2008) très perturbé. Plusieurs approches ont abordé le problème des vibrations et de la qualité des outils. à l'usure prématurée des outils et à la fragilisation des parois du trou.25. pour pouvoir forer l’albien sans problème. tandis que les autres outils ont été endommagés avant d'atteindre la cote finale. En revanche. Depuis les améliorations notables enregistrées après la substitution des boues salées saturées par les boues à l’huile. Il semblait s’agir d’un problème de mécanique ou de géométrie du trou à travers une formation carbonatée. 2004). au pompage des bouchons d’eau et à la qualité de la cimentation face à un caliper (Anson Oilfield Index. souvent à cause de vibrations excessives (Rachedi et al. des dégâts importants peuvent en résulter. 1996) : cas du puits MDZ#541 (16'') avec plus de 35 m3 de volume de cavage (un cavage inférieur à 10 m3 sur certains puits était jugé tolérable). Parfois cette difficulté des manœuvres engendre des instrumentations de plus de 15 jours (OML7 322) (ENF#29). seulement 23 outils ont pu faire toute la phase. l’utilisation de systèmes émulsionnés avec un rapport H/E : 75/25 de densité 1. il est important de rappeler les problèmes signalés à travers cette phase (16’’). avec plus de 191000 mètres forés. a donné de bons résultats. Le grand handicap pour le système 50/50 se résume dans des précautions de maintenance des propriétés ainsi que dans la logistique. pas de problèmes majeurs signalés. Initialement. Les plus grands problèmes ont été souvent signalés dans cette phase. l’opération de logging intermédiaire fut annulée suite au coincement à 870m dans le turonien et à l’injection de plusieurs bouchons d’acide. on est régulièrement confronté aux difficultés des manœuvres en face du turonien et le sénonien salifère entre 700 et 950 m. La comparaison entre les systèmes H/E : 75/25 et 50/50 utilisés a révélé l’amélioration de la vitesse de pénétration (ROP) de près de 6% au niveau du sénonien salifère. suite à la disparition des problèmes liés au battage. Mais face aux problèmes rencontrés du double point de vue technique et environnemental. Une mauvaise cimentation du casing (Anson Oilfield Index. En effet. n’a pas donné satisfaction de même que la méthode adoptée relative à la diminution du ROP au droit du turonien. Ceci a eu comme conséquence l’utilisation d'un nombre supplémentaire d'outils de forage et une augmentation de la durée de réalisation de la phase 16". Sur 104 puits dans différentes zones. la ROP moyenne était de 12. à la fois par une réduction de la vitesse d'avancement et par les manoeuvres supplémentaires nécessaires pour changer l'outil de forage et pour nettoyer le trou des débris métalliques. les problèmes de vibration mènent souvent à une augmentation de la durée de forage. de bons avancements ont été réalisés avec des performances considérables. L'une des conséquences des vibrations sévères est la génération du cavage (augmentation du diamètre nominal du puits dû à l'instabilité des argiles et des marnes) dans les formations traversées (Santos et al. Cependant. Face aux problèmes signalés au niveau des formations carbonatées du turonien et cénomanien. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 4 . Le recours aux systèmes 50/50 a apporté des avantages environnementaux et économiques (moins de gazole). Son application a donné satisfaction. au back reaming. Le temps moyen perdu à cause des problèmes de pertes de circulation et de la mise en place de bouchons varie de 50 h à plus de 280 h pour toute la phase. Ce dépôt fait augmenter la pression de refoulement due à la restriction du diamètre de passage résultant de ce dépôt. au niveau de l’outil. L’interception par une vallée d’érosion à éruptif triasique peut perturber le tracé du puits. Il est formé d’une alternance de bancs de dolomies grises avec des passées de marnes grises et gris-foncé. Des coincements de garniture peuvent se produire pendant les manœuvres dans les formations carbonatées du turonien et du cénomanien. De nature plastique. Toutefois. Les problèmes de fluage des argiles causent des coincements au niveau du lias salifère (LS2) et du trias salifère (TSE) dont les sels sont intercalés vers 2900 m entre des argiles d’une épaisseur de 15m. une difficulté subsiste dans la façon de contrôler ces pertes sans endommager le réservoir. dans le moteur et le MWD ("Measurement While Drilling") (Schlumberger. La limite cénomanienalbien coïncide avec le passage des séries gréseuses de l’albien vers les séries évaporitiques du cénomanien. on remarque une alternance d’anhydrite et d’argiles brun-rouge. il est donc nécessaire de détruire le sel par un bouchon d’eau. Le lias dolomitique médian “LD2” a une épaisseur moyenne de 55 m. légèrement dolomitiques. C’est une formation caractérisée par une eau chlorurée calcique et une pression très élevée et il n’est pas possible de l’équilibrer par la pression hydrostatique sans provoquer des pertes : exemple du puits OMKZ#712 où les opérations de logging intermédiaire furent annulées suite à la manifestation du LD2. d'où la nécessité d'utiliser une densité supérieure à 2 (cas sur OMLZ#33 et OMLZ#322). des connexions. Dans le cénomanien. Le turonien a une épaisseur qui varie entre 70 et 120 m. Phase 8’’3/8 : Dans cette phase le but est d’isoler le lias et le trias salifère nécessitant une densité de boue comprise entre 2 et 2. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 5 . Un dépôt de sel se produit à l’intérieur de l'ensemble de fonds de puits (" bottom-hole assembly" ou BHA) (Schlumberger. le forage ne peut continuer. 2008). elles peuvent fluer et refermer le puits dans un temps très court. due à une restriction à l’intérieur de la BHA provenant d'un dépôt de sel sur les parois intérieures du BHA. Des améliorations notables ont été effectuées avec l'introduction d'outils de forage de grande stabilité. ce problème n'a pas été complètement résolu à ce jour. de marnes grises et de dolomies. On signale aussi des problèmes de dépôt de sels lors du forage des couches salifères avec une boue à émulsion inverse. Il est formé d’une alternance de calcaires argileux. Ce dernier se détecte soit par une perte de signal du MWD expliquée par un dépôt de sel au niveau du pulseur ou bien par une augmentation de la pression de refoulement. En 2005. A chaque fois que le problème se pose. 20 puits ont fait l’objet d’un changement de profil théorique ("well plan") suite à la découverte du réservoir plus haut ou plus bas que prévu. Les coincements fréquents causent beaucoup de problèmes tels que les back reaming et les battages : exemple du puits MD#Z566 où un instrument a été laissé au fond suite au dévissage de la garniture. Cette phase est entamée après la pose du casing 9’’5/8.Les annexes Plusieurs efforts ont été fournis dans l'objectif de remédier à cette situation. Ceci occasionne une perte du temps (le temps de la manœuvre A/R et du changement du MWD) avec une facturation de tout endommagement sur le MWD. Elles sont liées à des zones de fissuration dont l’extension et l’intensité sont variables. 2008). dolomitiques et crayeux. Pour pouvoir reprendre le forage. Phase 121/4 : On signale les problèmes classiques relatifs au risque de venues très probables d’eaux chlorurées calciques dans les niveaux de dolomie vacuolaire du lias dolomitique (LD2).2 avant d’entrer dans le réservoir du cambro-ordovicien. Phase 6’’: Les pertes de boue dans le réservoir constituent une partie importante des incidents qui surviennent pendant la phase 6" . épais de 147 m. avec l'optimisation de la conception de la garniture de forage et avec la généralisation des bonnes pratiques de forage. Avec l’application du système "incentive".40%. résines: 1.Les annexes Avec l’introduction des puits horizontaux. .un diffractomètre à compteur de marque Philips PW 1710 utilisant un logiciel Bruker-AXS Diffrac plus 2000.un microscope électronique environnemental Philips XL 30 pour les analyses ESEM. densité: 0. . dans le cas du puits MDZ#576. Le volume perdu varie de quelques dizaines de m3 à plusieurs centaines de m3.35 mN/m).865 – 0. 99% min. .un tensiomètre de type 3S (surface science studies) GBX. aromatiques : 32. fonctionnant selon le principe de l’arrachement de la lame de Wilhelmy. H. N et S). on est arrivé à une durée moyenne de 27 jours.870). les pertes de circulation sont devenues plus fréquentes.un granulomètre laser type Mastersizer (Malvern) pour la granulométrie. Pour la diffraction en "wet cell". . O. . . Selon les pratiques de l’entreprise Sonatrach. . 99. pour les mesures des tensions interfaciales des solutions de polymères. une durée moyenne de 20 jours a été souvent signalée avec un record de 16 jours. les performances demeurent toujours irrégulières à cause des problèmes de pertes de boue dans le réservoir et de venues du fluide de formation dues principalement à des puits voisins injecteurs. . Le problème des pertes au niveau du cambrien a touché plus de 40% des puits forés en horizontal (Kadi et al. Par exemple. pour la composition minéralogique.5%. 2004).1 Techniques analytiques et appareillage utilisés pour la caractérisation physico-chimique des différentes phases solides et des fluides utilisés : . type vario El Elementar pour l’analyse organique élémentaire (C.662). Actuellement. le volume total s’est élevé à plus de 2481 m3 avec l’injection de sept bouchons colmatants et plus de 900 m3 de boue ont été perdus dans le puits MDZ#546. .un granulomètre laser Zêtasizer 3000 HSa (Malvern) pour le potentiel ξ. L’étalonnage a été réalisé par la mesure de la tension superficielle de l’eau à la même température (σ = 71..84%. Avant l’an 2000. Cependant. avec un logiciel Bruker AXS. pertes partielles (1 à 6 m3/h) et pertes totales (supérieures à 6m3/h). densité: 0.un appareil Syntachrom (NOVA 2000) pour la surface spécifique par injection d’azote (méthode BET) . les pertes sont classées en pertes par filtration (< 1m3/h). 1988) pour la capacité d’échange cationique.660 – 0.un appareil Turbiscan Online (Formulaction) basé sur le principe de diffusion multiple de la lumière (transmission et rétrodiffusion) pour les mesures de transmission.76% et asphaltènes : 0%).. toluène (Panreac.pour les opérations de lavage des cuttings.Les caractéristiques rhéologiques et de filtration des fluides de forage ont été déterminées selon les recommandations API (API. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 6 . . gazole (de composition massique suivante : saturés : 65. un générateur Philips PW1730.un appareil de marque PHYWE.un microscope électronique à balayage Philips de type XL 20. .la méthode au chlorure de cobaltihexammine (Chauveteau. 10 g de cuttings sont agités durant 15 min dans 50 mL de différents solvants: hexane (Panreac. Les mesures ont été effectuées à 30°C.l’humidité a été déterminée par le suivi de la variation de masse des échantillons après 24 sous une température de 105 °C. Annexe II II. 2003). la durée moyenne du forage de la section du drain des puits horizontaux était de 45 jours avec une meilleure performance de 32 jours. dichlorométhane et eau oxygénée. l'interprétation des propriétés mouillantes d'un fluide de forage uniquement à partir de valeurs de SE n'est pas suffisante. considérée comme la valeur de SE de l'OBM est définie comme la tension (valeur de crête) mesurée quand le courant atteint 61 μA. Par conséquent.Les mesures rhéologiques des solutions de polymères ont été réalisées à l’aide d'un rhéomètre rotatif à contrainte imposée (gradient de vitesse ou contrainte de cisaillement) (AR2000 TA Instruments). Cette tension seuil. traversé par une solution de (a) glycol et (b) silicate Annexe III III. Le choix du diamètre du cône et de son angle est fonction des conditions expérimentales et de la viscosité du matériau. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 7 . La composition chimique et l'histoire (contraintes de cisaillement subies) de l'échantillon gouvernent la valeur absolue de SE d'une manière complexe.1 : Diffractogrammes obtenus au cours du temps. Le système utilisé est un système cône-plan où l’échantillon est placé entre un cône d’un rayon de 60 mm faisant un angle de 2° avec le plan Peltier (horizontal). II.2 Diffractogrammes wet cell RX (a) (b) Figure IIA. Seules des tendances concernant SE doivent être exploitées pour prendre des décisions. sur l’échantillon de référence n°21. Le courant resultant reste faible jusqu'à une tension seuil à partir de laquelle il augmente très rapidement.Les annexes .1 Test de stabilité électrique 1) Principe La stabilité électrique (SE) d'un fluide de forage à base d'huile (OBM) est reliée à la stabilité de l'émulsion et à sa capacité de mouillage par l'huile La valeur de SE est déterminée par l'application d'un signal électrique sinusoïdal de tension croissante entre deux electrodes consistant en des plaques parallèles immerges dans le fluide. la molécule retourne rapidement à son état fondamental. Pente de la rampe : 150 V/s ± 10 V/s. Celle-ci est encore améliorée par une montée en tension autiomatique à vitesse fixée.001 in) at 22 °C (72 °F). dans un spectrofluorimètre. La symétrie de l'onde sinusoïdale empêche aussi le dépôt de solides à la surface des électrodes.061 in ± 0.55 mm ± 0. Comme cet état est instable. le faisceau incident est une radiation dont on sélectionne la longueur d’onde à l’aide d’un monochromateur et que l’on envoie sur un échantillon.et améliore la reproductibilité. Courant de rupture : 61 ± 5 μA (crête) b) Electrodes. Elle est déplacée vers le rouge par rapport à la lumière excitatrice. (Documentation fournisseur : www.03 mm (0.fann. 1981).Les annexes 2) Appareillage a) Testeur de stabilité électrique avec les caractéristiques (spécifications) suivantes : 1. NOTE : L'onde sinusoïdale choisie pour la montée en tension fournit un apport énergétique plus efficace au fluide : il en résulte des valeurs de SE beaucoup plus faibles (moins de la moitié) qu'avec la forme d'onde "à pointes" de l'instrument décrit dans les éditions précédentes de la norme 10414-2/RP 13B-2. 1998). fonctionnement automatique 5. Forme du signal de sortie : sinusoïdale 2. Pratiquement. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 8 . le phénomène est appelé "fluorescence". Si cette dernière est émise sous forme de lumière et dans un temps très bref (généralement entre 10–10 et 10–8 s).125 in ± 0. Unité en sortie : Volt crête 4. La lumière émise par l’échantillon est recueillie dans une direction perpendiculaire et analysée à l’aide d’un second monochromateur et d’un détecteur approprié. en restituant l’énergie en excès.com) III.2 Principe de la méthode spectroscopique de fluorescence La spectroscopie de fluorescence a une sensibilité cent à mille fois plus élevée que la spectroscopie d’absorption (Ramaswamy.03 mm (0.001 in) 4) espacement (gap): 1.18 mm ± 0. Gamme de tension en sortie : 3 à 2000 V (crête) 6. Le spectre d’émission dépend de la nature de la molécule fluorescente et des interactions mises en jeu entre cette molécule et son voisinage (Ellingsen et Féry-Forgues. Fréquence de sortie : 340 Hz ± 10 Hz 3. Elle repose sur le principe suivant : l’illumination d’une molécule par une radiation de longueur d’onde appropriée conduit à l’absorption d’énergie lumineuse par la molécule qui passe ainsi à un état électroniquement excité. avec les caractéristiques suivantes : 1) matériau protecteur résistant aux fluides à base d'huile jusqu'à 105 °C (220 °F) 2) matériau: métal résistant à la corrosion 3) diamètre : 3. 350°C max Point Final 390°C max * : facteur de caractérisation donné par une relation mathématique entre la masse volumique et la température d’ébullition. g/mole Pouvoir calorifique supérieur. %Vol Couleur ASTM Corrosion à la lame de cuivre (3h à 50°C) Indice de cétane Température limite de filtrabilité.859 734 ppm <0. % vol Résidu Pertes             Gazole algérien 0.9 249.1 Nulle 4. °C Point d’éclair.5 259.Les annexes III. mg KOH/g Teneur en soufre Teneur en eau et sédiments.5 max 48 min 207. à : 20°C 37. généralement déterminé à partir d’abaque Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 9 .001 -29 -32 89.6 0. °C Facteur de caractérisation.5 0. °C Indice d’acidité. g/cm3 °API Viscosité cinématique.845 9 cSt max De 2. %Vol Teneur en eau par extraction.8 362.960 2.9 % (v/v) récupéré à 350 °C : 85% min 65% Vol.6 270. Kuop* Masse molaire.7 336.3 Caractéristiques du gazole Tableau IIIA.2 312.0 (calculé) Classe E (max -15°C) Classe B (max °C) 2500 ppm max Traces non dosables 2.50 mm2/s Hiver -12 °C max Eté -7°C max 55°C min 10.9 98.00 à 4.4 4.0 mg/kg max max 200 mg/kg classe 1 min 51.0 (mesuré)/ min 46.1 239.820 à 0.9 222.810 à 0. BSW.5L 1a 55. cSt.8321 38.1 : Caractéristiques physico-chimiques des gazoles Spécifications du gazole Norme algérienne NA 8110-1992 de 0.90 208 10 940 Gazole sans soufre NF EN 590 : 2004 De 0.8 0. °C Distillat. kcal/ kg Distillation ASTM Point initial .5 296.8°C 40°C Point d’écoulement. °C 5 % Vol 10 20 30 40 50 60 70 80 90 95 Point Final.3 -16 11. °C Point de congélation.8 282.615 2.860 Caractéristiques physico-chimiques Masse volumique à 15°C.7 230. 250°C min 90% Vol.2 355. Il est suivi d'un second lavage par le méthanol seul pour dissoudre les sels.4. a. complétion et "workover" (Schlumberger. selon les valeurs d'un tableau fourni par le constructeur. b. Initialement. La méthode repose sur les mesures séparées du volume total de l’échantillon et de celui des grains qui le composent. puis l’échantillon est placé dans la chambre. se décharge à l'atmosphère en passant par le milieu poreux. le volume de la chambre seule est mesuré. Dp et d’un tensioactif non ionique du commerce (NI) Annexe IV IV. Cette perméabilité doit être corrigée de l'effet dit Klinkenberg. dépôt de sels solubles (ex. Le lavage au Soxhlet est arrêté lorsque le solvant devient transparent. pour extraire la matière organique et les impuretés. IV. Spectres RMN de quelques tensioactifs Figure IIIA. Après un vide poussé. Porosité à l’hélium ou méthode d'expansion des gaz : La porosité est le rapport du volume des pores au volume total. l'échantillon est pressurisé par l'hélium et le volume résiduel de la chambre contenant l’échantillon est de nouveau mesuré. rempli d'hélium. Perméabilité : Elle est calculée par la loi de Darcy selon la norme API RP 27 par la méthode Hélium blow down où le réservoir sélectionné. les échantillons sont portés à l'étuve à 65°C pour séchage jusqu'à stabilisation du poids des échantillons dont la porosité et la perméabilité sont alors déterminées.2 Généralités sur les problèmes d’endommagement du réservoir de HMD Les problèmes d’endommagement des réservoirs par les fluides de forage. 2008). NaCl) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 10 . Après lavage. On contrôle la présence de sel dans la solution par le test à AgNO3. et leur impact sur la production des puits pétroliers sont souvent évoqués par les différents intervenants sur le champ de HMD.Les annexes III. Ils sont liés aux différents mécanismes suivants : 1.1 : Spectres RMN des tensioactifs Cp.1 Méthodes de détermination des propriétés pétrophysiques Les échantillons sélectionnés sont lavés par extraction au Soxhlet à l'aide d'un mélange de solvants méthanol/acétone/toluène: 15/15/70. . grattage et traitement matriciel par acidification des puits endommagés). de réduire les pertes de circulation. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 11 . 2008). le "snubbing" (site web. Du point de vue pratique. Afin de remédier aux problèmes d'endommagement et des pertes de circulation au niveau du réservoir des puits de HMD. colmatage par les fluides de forage : émulsification in situ. 1993 . le "workover". de la morphologie et de la distribution de phases. 1991 .. Il est à signaler que la réussite de cette technique nécessite un travail multidisciplinaire faisant intervenir la géologie. la distribution des particules dans le volume (Cohaut et Tchoubar. 2006). Dans le champ de Hassi-Messaoud. SrSO4 (incompatibilité des eaux d’injection avec l’eau de gisement). 3. on peut citer une panoplie de skins : . . Schlumberger. Depuis 2000. et offre la possibilité de traverser les différentes barrières de perméabilité du champ. plusieurs zones sont déplétées et le forage conventionnel provoque des pertes de circulation signifiantes dans les "payzones" (formations renfermant des hydrocarbures). la pétrophysique. Les forages en UBD ont les avantages de diminuer l’endommagement du réservoir.les écoulements diphasiques..la fracturation hydraulique en cas d'échec (Renard et Dupuy. CaSO4. 1991). En plus des autres opérations classiques de stimulation des puits (lavage. elle permet d’obtenir l’espacement interfoliaire. 6. .Les annexes 2. l’introduction du forage horizontal depuis 1993. migration des fines : kaolinite et illite (minéraux essentiels dans le réservoir) dépôt d’asphaltènes. 2008). une amélioration du taux de récupération.3 Etude structurale des émulsions et des argiles organophiles par diffraction des RX et Diffusion aux Petits Angles des Neutrons La diffusion aux petits angles rend compte à l’intérieur d’un domaine de taille compris entre 1nm et 100nm.. 5. a permis une augmentation de la production. et concernant le type d’endommagement ("skin") qui affecte la productivité des puits du champ de HMD. d'augmenter les vitesses de pénétration et la durée de vie des outils de forage ainsi que l'opportunité d’évaluer le potentiel du réservoir pendant le forage. des opérations de fracturations hydrauliques ont été menées dans l'objectif d'améliorer la productivité des puits de HMD.. filtrat des ciments lors de l'opération de cimentation. ou minéraux (NaCl ou BaSO4). de la structure. changement de mouillabilité. 4. . la géomécanique et l'ingénierie des réservoirs.skins engendrés par les opérations de forage. dépôt de sulfates : BaSO4. Frick et Economides. un programme de forage en "underbalanced drilling" (UBD)(Schlumberger. a été aussi lancé.la récupération assistée et le maintien de pression avec des fluides dont la mobilité est différente (eau ou gaz). . surtout dans la zone 1 du champ. IV. surtout dans la zone 1. l’épaisseur des particules. Engler et al. particules solides et additifs de la boue de forage.la stimulation avec toutes les incompatibilités des agents et des produits chimiques utilisés. leur morphologie et si la dimension des particules est compatible avec l’échelle d’étude. Appliquées à l’étude des argiles à l’état colloidal ou en tant que charges dans les nanocomposites. 1995 . 1997). Yan et al.les dépôts organiques (asphaltènes). chacune caractérisée par une densité moyenne de longueurs de diffusion neutroniques ou électroniques (Diffusion des Neutrons aux Petits Angles ou Diffusion des rayons X aux Petits Angles) (Lindner et Zemb. la couche adsorbée de chaque coté du feuillet. )  Vc f c (q. L’expression de l’intensité diffusée par un ensemble de particules constituées par l’empilement de disque à structure cœur-couche (Kratky et Porod. Afin de modéliser la diffusion des spectres. d’épaisseur D. fc(q). Les expériences de Diffusion des Neutrons aux Petits Angles (DNPA) ont été réalisées sur l’une des lignes de diffusion aux petits angles (PAXY) du réacteur nucléaire Orphée (12Mégawatts). 6Å/3m.5m. les émulsions et les poudres remplissent des cellules plates en quartz de 2mm d’épaisseur. l’angle entre q et le plus grand axe .  N est obtenu par la relation :  n i bi  N  .04nm-1 et qmax= 4 nm-1. Le domaine du vecteur de diffusion accessible sur cette ligne expérimentale est qmin= 0. )2 S(q ) sin d  bkg d 0 c. chaque disque possède une structure couche-cœur.Les annexes Ces systèmes argileux peuvent être étudiés en utilisant une source de neutrons (DPAN) ou de rayons X (DPAX). de masse molaire Mi et de longueur de diffusion neutronique cohérente bi . La durée d’acquisition est d’au moins 2h. Pour une phase de masse volumique . l and s représente respectivement les densités moyennes de longueur de diffusion du coeur. Dans l’empilement. est géré par le Laboratoire Léon Brillouin (LLB). f(q. 4Å/1. respectivement 12Å/6.8 nm et 80 nm. le facteur de structure du cœur du disque et ft(q). sont respectivement le volume total du disque et le volume du coeur. contenant une fraction ni d’atomes i. 1949) est donnée ci-dessous : i  niMi i d (q )  N. situé au Centre d’Etudes Nucléaires de Saclay (CEA).Na dans laquelle Na est le nombre d’Avogadro. le facteur de structure du disque entier sont donnés par les expressions : 2 sin( q ( H ) cos )  2J1 (qR sin )  2   f c (q. 2 étant l’angle de diffusion et  la longueur d’onde. Pour chaque spectre.  ( Nl   Ns )(Vt . Ce réacteur.f t (q. Intensité diffusée par un empilement de disque à structure cœur-couche. distribuées aléatoirement dans un solvant. Pour les expériences de DNPA. d’épaisseur H et le tensioactif. de déviation standard (d). ce qui permet d’étudier les fluctuations de densités neutroniques à une échelle d’observation D= /q comprise environ entre 0. )  H q 2 cos   qR sin     Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 12 . la distance moyenne entre deux feuillets alumino-silicatés est égale à d=H+2D. Cette plage d’observation est obtenue en raccordant 3 spectres réalisés avec 3 couples longueur d’onde/distance échantillon-détecteur. L’état de dispersion des particules d’argile organophile dans le gazole a été décrit en considérant un modèle de diffusion dans lequel les particules. Vt et Vc. ))  ( Nc   Ns )Vc f c (q. sont constituées par l’empilement de N disques de rayon R. Le feuillet alumino-silicaté représente le cœur. On suppose que d peut varier selon une distribution gaussienne.2m. de la couche et du solvant.) est le facteur de structure d’une particule cylindrique avec . l’intensité d/dest exprimée à l’échelle absolue (en cm-1) en fonction de la norme q du vecteur d’onde tel que q= 4sin. la densité moyenne des longueurs de diffusion  N doit pouvoir être calculée pour chaque phase présente dans l’échantillon. ).4. la porosité de la formation. développées pour le traitement des données de diffusion aux petits angles (Ilavsly et Irina. nous obtenons l’équation suivante :   q (t )       g g 2 C  1   q (t )    2rh   C  q (t )   C   f 1  g   f    2 t  r   2rh    (1  S or )  r  2rh  r       Cette dernière peut être écrite sous la forme suivante : (4) C C  2C   2 t r r (5)   q (t )     g    2rh    (6)  1  f 1  g  q (t )        r  2rh    (1  S or )         q (t )  et   f    2rh  g (7) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 13 .5405 IV. 2003) et utilisable par le logiciel IGOR (Wavemetrics inc.1 Description du modèle utilisé a. )  H q (D  2 ) cos   qR sin     Ce modèle de diffusion est inclus dans les macros Irena1. ont d’abord été enregistrés à l’état de poudre sèche en mode transmission (Philips : générateur PW 1830 et goniomètre PW3020) avec la longueur d’onde du cuivre CuK = 1. la vitesse du fluide et le temps. on doit prendre en considération la distribution du filtrat dans la zone envahie.Les annexes sin( q (D  H ) cos )  2J1 (qR sin )  2   f t (q. La relation entre ces différents variables est donnée par : 1  C u C C (rD )  r r r  (1  S or ) r t Cette relation peut être présentée sous la forme suivante : (1) C 1 D r C  2C u C  ((r D )  rD 2 )  t r r r r  (1  S or ) r r où : (2) u q (t ) 2rh et D  fu g (3a et 3b) Après substitution des équations. Les profils de diffraction des deux argiles organophiles (VG69) et (OMt). Distribution du filtrat Pour caractériser le filtrat du fluide dans la zone envahie. La concentration du filtrat dépend des caractéristiques de la formation.4 Détails de la modélisation IV. 3. l’équation de la concentration sera :   Ai' C it11  Bi' C ii 1  C i' C it11  C it Où : Ai'   it 1   it 1 Bi'  (2 it 1  1) C i'   it 1   it 1  t    (8)  r 2   t 2r Les conditions aux limites sont : Conditions initiales A t=0 Ci=Cf. Réduction de la perméabilité dans la zone endommagée La distribution de la concentration du filtrat dans la zone envahie donne une magnitude de la saturation en eau dans cette zone.2.min (9) Le calcul de la saturation de la boue.N .. C'est-à-dire que l’invasion du va augmenter la saturation en eau dans la zone envahie.….maw – Sw.…. ce qui va diminuer la perméabilité relative de la phase déplacée.min) + Sw.N Les conditions externes et internes : T=1.max   1 S  S wi or      no (10) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 14 . nous permet de calculer relative en huile : K ro  1  S mud  S or  K ro .TMAX et q > 0 Ci = Cf i=0 Ci = 0 i = re Pour i=1.2. i=1. laquelle est liée à la saturation en eau irréductible et à la saturation en huile résiduelle.Les annexes En appliquant la méthode des différences finies. i=0 Ci=0. Ce problème va causer une sévère perte de la production du réservoir.. nous obtenons une matrice linéaire :  B1' C1' 0  ' ' '  A2 B2 C2 0 ' ' A2 B2  M 0 0   0 0 0     0 ' C2   0 0 ' N 1 ' BN 1 ' AN 0 A 0 0   0  0   M   ' C N 1  ' BN   C1t 1  C1t  A1'Cin   t 1   t  C2  C2  C t 1  C t   3    3  M  M   t 1   t  C N 1  C N 1  C t 1  0     N  b.2. Smud(r) = Cf( r) (Sw.…. Le changement de la saturation en eau est fonction de la concentration du filtrat dans la formation. Avec l’hypothèse que la pression du réservoir et celle au niveau du puits sont constantes durant la formation du cake..n K d .re.. xc=0.  rd  rd .. rw (xc>0)….  c (1  c ) (15) L’application de l’équation de Darcy donne l’équation du gradient de pression de l’écoulement radial du système : u . à t=t......re.1  rd ..µ dp   r k L’intégration de l’équation entre pw….n rd  rw  r  r  ln  d   ln  d  r  r   w  w (11) A la fin le facteur Skin est estimé par la formule suivante : S K eff K d .h (14) b= k ...pe. rw…. 2  .Les annexes La valeur moyenne de la perméabilité est calculée comme suit : Kd  r d .. rw(xc>0)….eff (12) Le flux du filtrat initial est déterminé par l’équation suivante : dxc  aq(t )  b t Où a = 1/ 2 (13) C solide c(1  c )rc ...pe.1 K d .re à t=t. xc=xc(t) donne : k ln( 1 Pw(xc>0) – Pe donne : pw  pe  2 q (t ) µ(ln( re / rw )   .k rw ) rw  xc (t ) kc (18) L’intégration de l’équation de Darcy entre pw (xc>0)….h.pe. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 15 ..1  rw K d .. 2  rd .. xc = xc(t) où pw (xc>0) est la pression à la surface du cake. les équations (15) et (16) seront identiques à chaque temps t. donne : (16) Pw – Pe = 1 2 q 0  ln( hK re ) rw avec q0 débit de filtration initial (17) L’intégration de l’équation de Darcy entre pw (xc>0)…. à t=0. xc à t=1 peut être calculée lorsque qo et xc à t=0 sont connues. si le l’intervalle de temps est égale à 1. la saturation en eau. la réduction de la perméabilité et le calcul de la saturation en huile.Δt ). ce qui donne : q0 ln( q (t )  re )Kc rw r rw ln( e ) K c  K ln( ) rw rw  xc (t ) (19) Le débit de filtration change en fonction du temps.2… (TMAX .(TMAX-Δt).1. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 16 . Le débit de filtration après le temps suivant peut être calculée après l’estimation de l’épaisseur du cake. la substitution de l’équation (19) dans l’équation (13) donne : re ) K c C solid rw 1 (  k  re rw 2 (ln( ) K c  K ln( ))rc h rw rw  xc (t ) x  t (1   c )  c q0 ln( L’équation (20) peut s’écrire : (20) re )k c C solid rw 1 (  k  )t re rw 2 (ln( )k c  k ln( ))rc h rw rw  xc (t ) xc (t  t )  xc (t )  (1   c )  c q0 ln( (21) où t=0.1. Par exemple. Enfin.Les annexes Le débit d’invasion du fluide peut être déterminé par la combinaison des équations (17) et (18). les perméabilités relatives ainsi que le skin seront déterminés par les équations (13 à 17) développés dans le texte.2.…. TMAX est le temps d’exposition maximum pour un intervalle donné. L’équation (19) pour le temps suivant peut être exprimée par : q0 ln( q (t  t )  ln( re )k c rw re rw )k c  k ln( ) rw rw  xc (t  t ) (22) où t=0. L’équation (21) est utilisée pour calculer l’épaisseur du cake.. la perméabilité relative et le skin Programme pour calculer l'épaisseur du cake et la vitesse de filtration Entrer les données initiales rw=7.Les annexes IV. Pe=117.7 176. re=40*10^-2.6798*10^5. la vitesse de filtration.2. mu=30. 10-15 1.1 1 1. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 17 .52.105 294.10-21 1090 1000 2 0.4.4 2440 0.10-2 40.199.679.4.105 30 10 1.s m m 2 7.25 51.10-2 117.1 : Valeurs des données utilisées dans le modèle Symbole Désignation Unité Valeur rw re Pe Pw η h K Kc Cmud Cf n0 Φc ρc Φ Sor Sw Swi Kromax f g ΔP =Pw -Pe Rayon du puits Rayon d'invasion Pression de la zone envahie Pression du puits Vicosité de la boue Epaisseur du réservoir Perméabilité Perméabilité du cake Concentration de la boue Concentration du filtrat Indice d'écoulement Porosité du cake masse volumique du cake Porosité de la formation Saturation résiduelle à l'huile Saturation en eau Saturation irréductible en eau Perméabilité relative à l'huile maximale Coefficient de l'équation D = fu g g M m Pa Pa Pa.2 0.5*10^-2.1995*10^5.2 Données utilisées Tableau IV.1 0. Pw=294.8 0.3 Programme utilisé Programme (Matlab) pour calculer l'épaisseur du cake.5.105 m2 kg/m3 kg/m3 sans sans kg/m3 sans sans sans sans sans L /T 2-g 1-g Constante empirique de l'équation D=fµ Pression différentielle sans Pa IV. rauc=2440. ro=0. g=51.099*10^-2. Kc=1*10^-21. Kf=1*10^-15. to=0. Phic=0.Xc.25. phi=0. Cmud=1090. for r=1:n Qo=(2*pi*(DP)*h*Kf)/(mu*(10^-3)*log(re/rw)).7. terme3=Kf*log(abs(rw/(rw-Xc))). %KTAUX=K1*5. terme2=log(abs(re/rw))*Kc.20. SW=0. Cf=1000.Xc. Sor=0. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 18 .Les annexes h=10.Cf.40. Kromax=1. rc = rw . KTAUX=K1*50. rc = rw . if rw~=0|rw~=Xc. DP=Pw-Pe. Swi=0. K1=1. %toto(r)=R. no=2. %n=20. terme1=Qo*log(abs(re/rw))*Kc*Csolid.10. %for t=0:n-1 %Qo=(2*pi*(DP)*h*Kf)/(mu*(10^-3)*log(re/rw)).099*10^-2.1. for t=0:n-1 toro1(t+1)=t. % La valeur initiale de xc n=40. R=1.8. format short % for r=1:n % R=r-1. % Calcul de Csolid Csolid = Cmud . f=1. Xc=0. C=abs((Beta*Eta) + (Alpha*Teta)). B=-abs((2*Beta*Eta)+1). termes2=log(abs(re/rw))*Kc.ter6(r)=A.%*(10^6)*60. mat(r.%tr9(t)=y. %if t==n % t=t-1. Teta=((t-to)/(10^-2)*2*(r-ro)). end % to=t. rez2=phi*(1-Sor). termes3=Kf*log(abs(rw/(rw-Xc))). % Calcul des coefficients de la matrice A=abs(Beta*Eta .tr8(t+1)=abs(z).t+1). if r==1 %& mu==1 toro(t+1)=MAT(r. Q=termes1/(termes2+termes3).t+1)=tr8(t+1).Alpha*Teta). terme5=0. end MAT(r. ter(t+1)=abs(Xc). lyn3=(1/r*(10^-2))*lyn1*lyn2.t+1)=ter1(t+1).Les annexes terme4=(terme2+terme3)*pi*rc*h. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 19 . termes1=Qo*60*log(re/rw)*Kc. % end %end %-----------------------------------------------------------ESTIMATION DU SKIN % Calcul des indices lyn1=(Q/(2*pi*60*r*(10^-2)*h))^g. toro2(t+1)=mat(r.z=Xc-y.ter3(r)=B.t+1). Eta=((t-to)/(((10^-2)*(r-ro))^2)).tr5(r)=C. lyn2=f*(1-g). %mat1(r.t+1). ter1(t+1)=abs(Q). rez1=Q/(2*pi*r*60*(10^-2)*h). terme6=(terme5-KTAUX)*((t-to)) . Xc=(y+(terme6/((1-Phic)*rauc))). % toro1(t+1)=mat(r.t+1)=ter(t+1). Alpha=lyn3-(rez1/rez2). Beta=f*((Q/(2*pi*r*60*10^-2*h))^g). y=Xc. %Q=(Qo*60*log(re/rw)*Kc)/(log(abs(re/rw))*Kc + (Kf*log(abs(rw/(rw-Xc))))).5*(terme1/terme4). elseif r<=n c(r)=0. b(r)=-(ter6(r)*Cf). elseif r==n b(r)=0. end end %------------------------------------------------------------------------%FIN DU TEST. b(r)=-(ter6(r)*Cf).Les annexes %-------------------------------------------------------------if r==1 c(r)=Cf. elseif r==n c(r)=0. b(r)=c(r).2.r)=tr5(P). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 20 . Xc=0.P)=ter3(P). b1=term'. %Qo=Q/60.end end %for w=1:n term=(inv(M)*b'). %-----------------------------------------Courbe de la concentration en fonction du rayon d'endommagement %--------------------------------------------------------------subplot(2. %---------------------------------------------------------------------to=t.P)=ter6(r).1). if r<=n M(P. end ro=r. %end %b=b*10^3. elseif t>0|Q>0 if r==1 c(r)=Cf. b(r)=c(r). % end for P=1:n r=P+1. M(P.end if r<=n M(P+1. end subplot(2.2) plot(toro1.2. Kro(r2)=Kromax*(((1-Sb(r2)-Sor)/(1-Swi-Sor))^no). ylabel('SKIN ').'r'). Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 21 . %-----------------------------------------%-----------------------------------------%CALCUL DU SKIN %----------------------------------------%CALCUL DE LA SATURATION som=0. xlabel('Raron d'endommagement en cm').Les annexes plot(b1. %warning on.2. if r2==1 som=som+(r2*(10^-2)-rw)*Kro(r2). Kd(r2)=som+(r2*(10^-2)-r1*(10^-2))*Kro(r2).toro.'r'). Keff=1.2).2. plot(Kro. title('Kro en fonction du rayon d'endommagement'). title('SKIN en fonction du rayon d'endommagement'). ylabel('Perméabilité relative de l'huile(m2)'). end subplot(2. %-------------------------------------------------------------------%Courbe DE LA PERMEABILITE RELATIVE EN FONCTION DU RAYON %D'ENDOMMAGEMENT %--------------------------------------------------------------------subplot(2. xlabel('Rayon d'endommagement (m)'). xlabel('Rayon d''endomagement (m)').'r'). SKIN(r2)=((Keff/Kd(r2))-1)*log(n*(10^-2)/rw). else som=som+(r2*(10^-2)-r1*(10^-2))*Kro(r2).'r'). r1=r2. %hold on. title('Filtrat/rayon d'endommagement'). Kd(r2)=som+(r2*(10^-2)-rw)*Kro(r2). for r2=1:n Sb(r2)=(b1(r2)*(SW-Swi))+Swi. ylabel('Concentration du filtrat en (g/m3)'). r1=1. SKIN(r2)=((Keff/Kd(r2))-1)*log(n*(10^-2)/rw).3) plot(SKIN. Les cartouches sont immergées dans le solvant CCl4 à 160°C . .fixer les cartouches aux adaptateurs. .le logiciel CxHx nous donne la concentration en hydrocarbures recherchée (en mg/kg).2 Analyse minéralogique des cuttings contaminés et du sol de HMD non contaminé Figure VA.après rinçage de l'échantillon avec CCl4.placer une boule de coton hydrophile au-dessus de l'échantillon et mettre en place les cartouches dans l'unité d'extraction. Les volumes recueillis sont mesurés dans des éprouvettes graduées de 100 mL. xlabel('Temps( min)'). Annexe V V. le temps d'immersion (20-30 min) dépend du type de l'échantillon.1. Mesure de la concentration des extraits en hydrocarbures .Dosage des hydrocarbures totaux par Infrarouge Mode opératoire: L'échantillon doit être homogénéisé avant pesée (de l'ordre de 2g/L) Extraction : . V.peser les échantillons dans les cartouches. ylabel('Débit (m3/min)'). plot(toro1.1).l'extrait est introduit dans une cuve en quartz de 1cm d'épaisseur. title('Débit d''écoulement en fonction du temps'). Récupération .'r'). .1 : Analyse minéralogique des cuttings contaminés Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 22 . .mettre sur position "boiling".Les annexes title('Epaisseur du cake en fonction du temps'). xlabel('Temps(min)'). récupérer les extraits.toro2.2. il est ensuite analysé par spectrométrie IR. ces derniers sont passés sur Florisil et Na2SO4. ylabel('Epaisseur du cake (m)'). subplot(2. L'ajout de l'hydrocarbure (gazole) à une concentration de 2% doit se faire après la stérilisation pour éviter sa volatilisation. vu sa lente dégradation permettant une durée maximale de conservation. extrait de levure (3 g).1g). Milieu de conservation : Le milieu de conservation présente la même composition que le milieu d'isolement. Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 23 .2 : Analyse minéralogique du sol non contaminé V. KH2PO4 (5 g).5. Identification Microbiologique V.1g).3. MgSO4 (2 g).5. NaCl (0. Il est constitué de : K2HPO4 (5 g). C'est un milieu qui contient une base en sels minéraux et une source de carbone et d'énergie : le gazole.1 Composition des milieux Milieu M1 : Le milieu M1 est le milieu choisi pour l'isolement et la purification des souches. MgSO4 (2 g). agar-agar (18 g). La différence réside dans l'utilisation du fructose en remplacement du glucose. Son pH est de 6. le tout pour 1 3 d'eau distillée. NaCl (0.3. Le milieu ainsi obtenu doit être chauffé à 60°C sous agitation pendant 1 h pour un bon mélange de ses constituants . extrait de levure (3 g). après ajustement du pH le milieu est stérilisé dans l'autoclave à 120°C pendant 20 min. KH2PO4 (5 g). Pour 1 L d'eau distillée il renferme : K2HPO4 (5 g). NaNO3 (5g). glucose (15 g). fructose (1%).Les annexes Figure VA. NaNO3 (5g). Son pH est de 6. agar-Agar (18 g). Les annexes V.1 : Résultats de l'observation macroscopique Souche 104 111 Consistance Surface Opacité Contour Elévation Forme Couleur Diamètre visqueuse visqueuse crémeuse lisse lisse sèche translucide régulière translucide régulière translucide régulière convexe convexe convexe régulière régulière ronde crème beige rouge > 1mm 1mm 2mm 1136 135 136 137 139 142 152 visqueuse crémeuse crémeuse visqueuse crémeuse crémeuse rugueuse translucide irrégulière convexe lisse lisse brillante lisse brillante lisse brillante lisse opaque opaque translucide opaque opaque irrégulière plate régulière régulière régulière convexe convexe convexe convexe irrégulière blanche extensive ronde ronde ronde ronde blanche jaune blanche beige 2mm 2mm > 2mm 3mm 2mm régulière Jaune 1mm blanchâtre Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 24 .3.2 Observation macroscopique Tableau VA. 3 Observation microscopique Tableau VA.Les annexes V.2 : Résultats de l'observation microscopique des souches isolées Coloration de Gram Arrangement isolées paires et chaînettes isolées et amas / Forme des cellules en colibacilles en à tendance cocci en colibacilles Gram - Souche Présence de Etat frais spores Mobilité / + 104 111 1361 135 136 / / + + + + - ovales allongés avec / bourgeonnement + isolées et en colibacilles paires isolées et en colibacilles paires isolées et en amas isolées paires / isolées paires et amas cocci en bacille ovales allongés avec bourgeonnement en en cocci + 137 139 + + + + / / + + 142 / - 152 / + + Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 25 .3. Milieu Milieu uréeMilieu /Indol moeller AAF + + + + + + + OF AAF + + + + + + +/+ + + + + OF AS + + + + + +/+ + O AS + + + + + O AAF + + + + + + + + + + -/+ + OF AAF + +(PZ) + + + + + +/+/+/+ OF AAF + +(PZ) + + + + + + + + + + + + OF Β-galactosidase (ONPG) Citrate perméase.4 Résultats des tests biochimiques Tableau VA. Mannitol Mobilité Gaz VP RM ADH LDC ODC Uréase TDA Indole King A King B Mevag Métabolisme protéique. AS : aérobie stricte /AF : aérobie facultatif / AAF : aéroanaérobie facultative / + : résultat positif . Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 26 . Métabolisme glucidique. Catalase Oxydase Nitrate réductase Gluc.3 : Résultats des tests biochimiques des souches isolées 152 139 137 136 135 111 104 Souche Tests Type respiratoire (VF) énergétique.: résultat négatif / O : Oxydatif /OF: Oxydatif et fermentatif / PZ: poudre de zinc. Milieu TSI Lac/Sac H2S Gaz Métabolisme et Mannitol/ Milieu clarck lubs mobilité.3.Les annexes V. Famille : Bacillaceae. la catalase positive et oxydase négatif . Espèce: Bacillus.1 : Aspect macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 135 (a) (a) (b) Figure VA. Genre : Bacillus. avec présence de spore...Les annexes (b) Figure VA.136 et 139 Domaine : Bacteria. 136 et 139: présentent une morphologie en bacille à gram positif. sp. ces caractéristiques sont communes au genre Bacillus. Les souches sont nommées Bacillus sp.3 : Aspect macroscopique (a)et microscopique (b) (après coloration de Gram au grossissement GR×100) de la souche 139 Les souches 135. Phylum : Proteobacteria. (a) Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 27 . Classification des espèces : 135.2 : Aspect macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 136 (b) Figure VA. Ordre : Bacillales. Classe : Bacilli. Les annexes (a) (b) Figure VA. on a attribué cette souche au genre Micrococcus. caractères communs entre les genre Micrococcus et Staphylococcus mais.4 Temps de demi-vie des composés aromatiques polycycliques Tableau VA. Espèce: Micrococcus varians. Sous-Ordre : Micrococcineae.4 : Aspect macroscopique (a) et microscopique (b) (après coloration de gram au grossissement GR×100) de la souche 137 La souche 137 comprend des cocci à gram positif. V. 1992) Constituant Naphthalène Acénaphthalène Fluorène Phénanthrène Anthracène Pyrène Fluoranthène Chrysène Benz[a]anthracène Benzo[a]fluoranthène Benzo[a]pyrène Pérylène Dibenz[a.h]anthracène Air 1 jour 2 jours 2 jours 2 jours 2 jours 1 jour 1 jour 1 jour 1 jour 1 jour 1 jour 1 jour 1 jour Eau 1 semaine 3 semaines 3 semaines 3 semaines 3 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines 2 semaines Sol 2 mois 8 mois 8 mois 8 mois 8 mois 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans Sédiment 8 mois 2 ans 2 ans 2 ans 2 ans 6 ans 6 ans 6 ans 6 ans 6 ans 6 ans 6 ans 6 ans Les fluides de forage : Etude des performances et Considérations environnementales Page: A 28 . Classe : Actinobacteria.. Sous-classe : Actinobacterida. vu qu'elle est aérobie stricte. Genre : Micrococcus.4 : Temps de demi-vie des composés aromatiques polycycliques dans l'environnement (Mackay et al. Ordre : Actinomycetale. Les tests biochimiques ont montrés que cette souche peut être nommé Micrococcus varians Classification de la souche 137: Domaine : Bacteria. Phylum: Actinobacteria. ONPG et catalase positifs . Famille : Micrococcaceae.