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WO2006000663A1 - Methode pour injecter des composes acides dans un reservoir souterrain - Google Patents

Methode pour injecter des composes acides dans un reservoir souterrain Download PDF

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Publication number
WO2006000663A1
WO2006000663A1 PCT/FR2005/001198 FR2005001198W WO2006000663A1 WO 2006000663 A1 WO2006000663 A1 WO 2006000663A1 FR 2005001198 W FR2005001198 W FR 2005001198W WO 2006000663 A1 WO2006000663 A1 WO 2006000663A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fluid
well
reservoir
temperature
pressure
Prior art date
Application number
PCT/FR2005/001198
Other languages
English (en)
Inventor
Alexandre Rojey
Pierre Odru
Original Assignee
Institut Francais Du Petrole
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Institut Francais Du Petrole filed Critical Institut Francais Du Petrole
Publication of WO2006000663A1 publication Critical patent/WO2006000663A1/fr

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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/003—Insulating arrangements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
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    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/005—Waste disposal systems
    • E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
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    • E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
    • E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
    • Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells

Definitions

  • the present invention relates to the injection of acidic compounds, in particular carbon dioxide (CO 2 ) and hydrogen sulphide (H 2 S), into an underground reservoir.
  • CO 2 carbon dioxide
  • H 2 S hydrogen sulphide
  • carbon dioxide is the main gas called “greenhouse effect”. It prevents solar infrared radiation from returning to space, thus helping to warm the Earth's surface in proportions that could be much greater than anything that has been observed so far during geological time. Since it does not seem possible in the foreseeable future to dispense with fossil fuels for the supply of economies, a large number of actions are envisaged or initiated to try to reduce the quantities of CO 2 released into the atmosphere or to to diminish the effects.
  • CO 2 could be captured in the releases of heavy industrial and emitting industrial units such as thermal power stations or hydrocarbon refineries, or in discharges of hydrogen production units from natural gas or oil, which produce a concentrated effluent of CO 2 . It is also potentially advantageous to inject into the subsoil, all the acidic compounds, such as CO 2 and H 2 S, from a natural gas treatment unit. This allows to avoid turning I 1 H 2 S sulfur product, this transformation requiring costly conversion units and producing sulfur, wherein the current outlets are limited.
  • the CO 2 can be transported in gaseous form, for example supercritical, in liquid form, or in solid form.
  • the document FR 2 844 028 proposes to transport this carbon dioxide in refrigerated liquid form.
  • the advantage of such a mode of transport is to allow lower operating pressures but also to have a higher density liquid, thus allowing a higher transport capacity for a given section of pipe.
  • Such a transport in the liquid phase makes it possible to reduce the power of recompression necessary to compensate the pressure drops.
  • the present invention provides a method for injecting acidic compounds in liquid form into an underground reservoir that is accessible via a well.
  • An obstacle is the risk of warming the acidic compounds in the liquid phase by heat exchange with the soil surrounding the well, the temperature of these lands being substantially higher than the temperature of the acidic compounds.
  • the formation of a gaseous phase in the well can be detrimental to many reasons: upwelling of gaseous effluents in the well due to the difference in density between the gaseous and liquid phases, presence of a two-phase system unsuitable for a possible pumping, etc.
  • This phase change problem appears, on the one hand, in the injection well and, on the other hand, in the well bottom right of the injection zone in the reservoir.
  • the temperature of the surrounding areas of the well increases with the earth geothermal gradient which is usually 3 ° C per hundred meters and which can be in some cases higher.
  • Another risk relates to the possibility of local cooling of the porous medium constituting the underground reservoir, resulting in the risk of forming a solid phase of ice or hydrates.
  • This solid phase of ice or hydrates would limit or prevent the diffusion of acidic compounds into the reservoir.
  • the present invention proposes to inject acidic compounds in liquid phase avoiding the problems mentioned above.
  • the injection is carried out so that the acidic compounds progressively pass from a state of liquid phase to a state of dense phase, then to a supercritical state.
  • the present invention relates to a method for injecting a fluid comprising acidic compounds into an underground reservoir accessible via a well, the fluid being injected in liquid form at the wellhead and sequestered in the reservoir, in which the following steps are carried out: a) a reservoir is selected at a given depth and the injection pressure of the fluid at the wellhead is determined, so that the fluid enters the reservoir at a pressure greater than the cricondenbar of the fluid, b) the conditions of thermal insulation of the well and the injection temperature of the fluid at the wellhead are determined so that, during the circulation of the fluid in the well, the temperature of the fluid at the wall of the well remains less than the bubble temperature of the fluid, as long as the fluid pressure is lower than the cricondenbar of the fluid.
  • the isolation conditions can be determined by determining at least one thermally insulated well length and selecting a thermal insulation material.
  • the steps of thermal insulation of the well are determined so that the fluid enters the reservoir at a temperature greater than 10 ° C.
  • the steps of thermal insulation of the well are determined so that the fluid enters the reservoir at a temperature below 60 ° C. In case of stopping the injection, it is possible to close the interior volume of the well.
  • the acidic compounds may be CO 2 and / or H 2 S.
  • the underground reservoir may be a petroleum or gas reservoir, a sealed salt aquifer, or a coal mine.
  • the liquid phase injection of acid gases makes it possible in principle to reduce the pressure at the wellhead, because of the presence of a column height liquid of high density of the order of that of water. This makes it possible to reduce the size and the power of compression installations, which penalize the development of the injection of acid gases into underground reservoirs.
  • FIG. 1 shows schematically an installation for injecting a liquid into a underground reservoir
  • - Figure 2 represents the thermodynamic equilibrium diagram of pure CO 2 .
  • the fluid to be injected arrives via line 1.
  • the fluid may be gaseous or liquid.
  • the fluid may consist of a mixture comprising CO 2 and / or H 2 S, for example from the treatment of a natural gas.
  • the fluid may also be CO 2 obtained by a decarbonation process of combustion fumes, or for any other process.
  • the fluid may have been transported in containers, for example by boats.
  • the fluid is CO 2 contained in tanks under pressure greater than 10 bar and at a low temperature below -10 ° C.
  • the fluid may have been transported in pipes, for example in refrigerated form as disclosed by US Pat. document FR 2 844 028.
  • the fluid arriving via the pipe 1 can be introduced into the heat exchanger E1 in order to adapt the temperature of the fluid before the injection.
  • the fluid may be cooled or heated in El, depending in particular on the conditions for injecting the fluid into the well.
  • this gas can be liquefied.
  • the fluid exits in liquid form from the exchanger E1 through line 2.
  • the fluid in liquid form flowing in the duct 2 is pumped by the pump P1.
  • the pump P1 increases the pressure of the fluid to a pressure of between 2 bars and 50 bars.
  • the pressurized fluid is discharged through line 3 and then injected into a well at the level of the wellhead T.
  • the well composed of the three parts A, B and C, comprises a casing 3, or in other words a tube or injection duct 3, which connects the wellhead T to the reservoir R.
  • the casing 3 is maintained by a cemented coating 4 which constitutes the outside of the well.
  • Part C of the well communicates directly with the reservoir R, for example by means of perforations in the casing 3.
  • the fluid injected at the wellhead T flows in the casing 3 into the reservoir R.
  • Part A of well extends over a length Ll.
  • the wall of the well comprises a thermal insulation which limits the heat exchange between the fluid circulating in the casing 3 and the grounds surrounding the well.
  • the insulation of the portion A of the well may consist in having an annular space 5 between the tube 3 and the cemented coating 4.
  • This annular space provides a thermal insulation.
  • the annular space 5 can be filled with thermally insulating gas such as air or carbon dioxide.
  • thermally insulating gas such as air or carbon dioxide.
  • carbon dioxide is a poor heat conductor and a better thermal insulator than air.
  • the annular space 5 is filled with carbon dioxide under low pressure. This is a solution that has the advantage of being easy to implement. It is also possible to fill the annular space 5 with argon which is also an inert gas, very weakly heat conductor.
  • the annular space can be filled with packing elements which limit the movements of the gas in this annular space 5.
  • packing elements such as supports made of polymer materials that avoid thermal bridging.
  • carbon dioxide becomes corrosive.
  • an anti-corrosive coating may be provided on the outer surface of the casing 3.
  • Another way of isolating the casing 3 is to provide a thermally insulating coating on the outer surface of the casing 3. This thermally insulating coating can also have anti-corrosion properties.
  • the coating can be in conventional three layers with syntactic polypropylene foam. Part B of the well extends over a length L2.
  • the well may not be thermally insulated.
  • the heat exchange between the fluid flowing in the tube 3 and the land surrounding the well takes place through the tube 3 and the cemented coating 4.
  • the well may be thermally insulated over part of its length or over several portions. its length, the different portions being distributed over a portion or the entire length of the well.
  • the characteristics of the thermal insulation ie the type of insulation, the insulation materials, the thickness of the insulation, may vary from one portion to another, and may also vary along a portion of the length of the thermally insulated well.
  • the pressure of the fluid entering the underground reservoir ie the pressure of the fluid in the part C of the well, is at least equal to the cricondenbar or to the critical pressure, of the injected fluid.
  • the CO 2 pressure entering the tank R must be greater than about 8 MPa.
  • the pressure of H 2 S at the inlet of the reservoir should be greater than about 9 MPa, which corresponds to a depth of at least 900 meters.
  • the fluid pressure in the part C depends, on the one hand, on the injection pressure of the fluid at the wellhead T and, on the other hand, the pressure generated by the fluid column located in parts A and B of the well. So that the pressure of the fluid entering the underground reservoir is at least equal to the cricondenbar of the injected fluid, a reservoir is selected at a given depth and the pressure of the fluid injected by the pump P1 is adjusted. The reservoir is selected and determined. the pressure of the fluid injected at the wellhead taking into account in particular the density of the injected fluid.
  • the casing 3 of the well is thermally insulated on the length L1, so that the temperature at the wall remains below the saturation temperature in the case of a pure body or at the bubble temperature in the case of a mixture, at the pressure of the point considered.
  • the injected fluid is cooled in El and the thermal insulation of the wall of the well is provided so that, in the well, the temperature of the injected fluid remains below the temperature of the injected fluid. fluid bubble at the fluid pressure at the point considered.
  • the injected fluid is cooled in El in such a manner that, in the well, the temperature of the injected fluid remains below the bubble temperature of the fluid at the pressure of the fluid, reduced by 5 bar or 10 bar, at the point where considered.
  • the temperature of the fluid at the wellhead and the conditions of isolation of the well are determined, taking into account in particular the saturation or bubble temperature of the injected fluid, the temperature of the formation, that is to say the ground surrounding the well, and the flow of the injected fluid. More specifically, determining the conditions of thermal insulation of the well means that the length or length portions of the well which are thermally insulated are determined and characteristics are determined (type of insulation, insulating material, thickness, etc.) thermal insulation.
  • the wellhead fluid temperature and the well isolation conditions can be determined simultaneously, the wellhead fluid temperature can be used as a parameter to determine the isolation conditions and vice versa.
  • the role of thermal insulation of the well is particularly important in hot regions, particularly in the Middle East, where the upper layers of the subsoil can be at a relatively high temperature, for example of the order of 50 ° C.
  • the injection temperature in the tank R ie the temperature of the fluid in the portion C of the well, is at least equal to 10 ° C., preferably greater than 20 ° C. C.
  • the injection of the fluid into the tank R at a temperature above 10 0 C, preferably 20 0 C has the advantage that the viscosity of the fluid is relatively low.
  • the conditions of thermal insulation of the well can be determined so that the temperature of the fluid at the bottom of the well is greater than 10 ° C., preferably greater than 20 ° C.
  • These thermal insulation conditions can be determined by taking into account in particular, heat exchanges between the fluid and the ground surrounding the well, and the flow of the fluid.
  • the density of the liquid carbon dioxide decreases sharply and causes a decrease in the weight of the fluid column despite the increase in pressure. If the weight of the hydrostatic column becomes insufficient, there may be phenomena of fluid discharge at the reservoir.
  • the temperature of the injected fluid remains below 6O 0 C.
  • Insulation conditions can be determined by taking into account, in particular, the heat exchanges between the fluid and the ground surrounding the well, and the flow rate of the fluid.
  • FIG. 2 represents the thermodynamic conditions to which a fluid consisting of CO 2 is subjected during the injection into a tank, according to the invention.
  • the CO 2 is injected under the conditions indicated by point 21, that is to say at 40 bars and -10 0 C. It circulates in part A of the well to a depth of 800 meters when it reaches the conditions represented by the point 22, ie 110 bars and 0 0 C. Then, the fluid flows in part B of the well until reaching the tank R located at the depth of 1500 m, 180 bar and 30 0 C, conditions represented by point 23 of the diagram.
  • the temperature and the pressure of the fluid progressively reach the conditions of the reservoir, ie 150 bars and 70 0 C represented by point 24.
  • the fluid stream is maintained in a monophasic state over the entire height of the well, passing from a liquid state to a supercritical state, to prevent any rise of the vapor phase.
  • the injection device can therefore be equipped with an injection pump for injecting at a higher pressure, but whose flow can be much lower than the steady-state flow rate.
  • the liquid can be pumped via the conduit 10 with the aid of the pump P2 and it is then injected via the conduit 11 at a pressure that is compatible with pressure at the wellhead during the start-up phase.
  • the pump P2 makes it possible to inject at a higher pressure than the pump P1, but the flow rate of the pump P2 can be much lower than the flow rate of the pump P1. Moreover at the standstill, or when the flow of fluid injected becomes very weak, the thermal insulation may become insufficient to prevent a partial vaporization of the injected liquid.
  • a first option in case of prolonged shutdown, is to actuate a closure valve at the wellhead. In this case, the pressure is allowed to rise to the top of the well. The increase in pressure makes it possible to maintain the fluid in a dense or supercritical monophasic phase despite the rise in temperature.
  • a second option in the case of a short-term shutdown, consists, in order to maintain the conditions at the wellhead, to collect the vapor phase, to cool it to liquefy it and to recycle it to the wellhead by means of the pump. injection.
  • two different procedures can be considered.
  • a first procedure in the event of prolonged stopping, consists in closing the valve Vl.
  • the temperature is allowed to rise within the fluid vein contained in the casing 3.
  • the vaporization of a portion of the fluid causes a pressure increase in the closed volume of the casing 3.
  • the restart involves using the pump P2 which allows to reach higher pressure levels than the pump P1.
  • a second procedure consists of during the stopping phase, to collect the vapor formed by the pipe 12, to condense it by cooling it by the cold machine MF and to recycle it to the pump P1 through the pipe 13.
  • the fluid pumped by the pump Pl is injected into the well.
  • the invention is illustrated by the numerical example presented below. It is desired to inject one million tons per year of pure carbon dioxide into a reservoir R located at a depth of 2000 meters.
  • the well that provides access to the tank has an inside diameter of about 20 cm.
  • Carbon dioxide is injected at the top of wells T in liquid form at about -25 ° C. and at a pressure of the order of 30 bars.
  • the average temperature of the formation on the first 800 meters of the part A of the well is of the order of 60 0 C. If the part A of the well is not thermally insulated, the thermal exchanges between the fluid and the grounds surrounding the well risk of cause the fluid to vaporize at a depth of 100 meters.
  • the part A of the well is provided with a coating having a low thermal conductivity of the order of 0.5 W / m ° K (for example a polypropylene syntactic foam), the temperature increase at the depth of 800 meters is less than 1O 0 C. Therefore, the risk of vaporization of CO 2 does not exist considering the pressure increase related to the hydrostatic column of CO 2 .

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Abstract

La méthode propose d'injecter un fluide comportant des composés acides dans un réservoir souterrain R accessible par un puits composé des parties A, B et C. Le fluide est injecté sous forme liquide en tête de puits T et séquestré dans le réservoir R. La méthode comporte les étapes suivantes: a) on sélectionne un réservoir R à une profondeur donnée et on détermine la pression d'injection du fluide en tête de puits T, de manière à ce que le fluide entre dans le réservoir à une pression supérieure à son cricondenbar, b) on détermine les conditions d'isolation thermique du puits et la température d'injection du fluide en tête de puits T, de manière à ce que la température du fluide à la paroi du puits reste inférieure à la température de bulle du fluide, tant que la pression du fluide est inférieure au circondenbar du fluide.

Description

l'
METHODE POUR INJECTER DES COMPOSES ACIDES DANS UN RESERVOIR SOUTERRAIN
La présente invention concerne l'injection de composés acides, notamment le dioxyde de carbone (CO2) et le sulfure d'hydrogène (H2S), dans un réservoir souterrain. La combustion des ressources fossiles de pétrole, gaz naturel, ou charbon, produit en contrepartie du dioxyde de carbone, qui s'accumule ensuite dans l'atmosphère. Or, le dioxyde de carbone est le principal des gaz dits à « effet de serre ». Il empêche le rayonnement infrarouge solaire de repartir vers l'espace, contribuant ainsi à réchauffer la surface de la terre dans des proportions qui pourraient s'avérer bien plus importantes que tout ce qui a été observé jusqu'à présent au cours des temps géologiques. Comme il ne semble pas possible dans un avenir prévisible de se passer des combustibles fossiles pour l'approvisionnement des économies, un grand nombre d'actions sont envisagées ou engagées pour essayer de diminuer les quantités de CO2 libérées dans l'atmosphère ou d'en diminuer les effets. Parmi ces actions, la séquestration du CO2 dans des couches géologiques adéquates (anciens gisements pétroliers ou gaziers, aquifères salins étanches, mines de charbon...) est largement envisagée. Le CO2 pourrait être capturé dans les rejets des unités industrielles grosses consommatrices et émettrices telles que les centrales thermiques ou les raffineries d'hydrocarbure, ou dans les rejets d'unités de fabrication d'hydrogène à partir de gaz naturel ou de pétrole, qui produiraient un effluent concentré en CO2. II est également potentiellement intéressant d'injecter dans le sous-sol, l'ensemble des composés acides, tels que le CO2 et H2S, provenant d'une unité de traitement de gaz naturel. Ceci permet d'éviter de transformer I1H2S produit en soufre, cette transformation nécessitant des unités de conversion coûteuses et produisant du soufre, pour lequel les débouchés actuels sont limités. Entre le site de capture et le site d'injection à fin de séquestration, le CO2 peut être transporté sous forme gazeuse, par exemple supercritique, sous forme liquide, ou sous forme solide. Le document FR 2 844 028 propose de transporter ce dioxyde de carbone sous forme liquide réfrigérée. L'intérêt d'un tel mode de transport est de permettre des pressions de service moins élevées mais aussi d'avoir un liquide de densité plus élevée, permettant ainsi une capacité de transport plus élevée pour une section de conduite donnée. Enfin, un tel transport en phase liquide permet de réduire la puissance de recompression nécessaire pour compenser les pertes de charge.
La présente invention propose une méthode pour injecter des composés acides sous forme liquide dans un réservoir souterrain qui est accessible par un puits.
Un obstacle est le risque de réchauffement des composés acides en phase liquide par échange de chaleur avec les terrains environnants le puits, la température de ces terrains étant sensiblement plus élevée que la température des composés acides. La formation d'une phase gazeuse dans le puits peut être préjudiciable à de nombreux titres : remontée d'effluents gazeux dans le puits du fait de la différence de densité entre les phases gazeuse et liquide, présence d'un système diphasique impropre à un éventuel pompage, etc. Ce problème de changement de phase apparaît, d'une part, dans le puits d'injection et, d'autre part, en fond de puits au droit de la zone d'injection dans le réservoir. La température des terrains environnants le puits augmente avec le gradient géothermique terrestre qui est habituellement de 3°C par centaine de mètres et qui peut être dans certains cas plus élevé. Le réchauffement risque de provoquer un changement de phase des composés acides circulant dans le puits. Si du CO2 liquide se retrouve en présence du milieu poreux, à une température inférieure à la température critique des composés acides, c'est à dire 310C pour le CO2, et à une pression inférieure à la pression critique, soit 70 bars environ pour le CO2, il va se former un mélange diphasique et une phase vapeur peut remonter dans le puits. De la même façon, si en cours d'injection, la température en un point de la veine fluide de CO2 dépasse la température d'ébullition, une phase vapeur peut remonter dans le puits.
Par ailleurs, un autre risque concerne la possibilité d'un refroidissement local du milieu poreux constituant le réservoir souterrain, entraînant le risque de formation d'une phase solide de glace ou d'hydrates. Cette phase solide de glace ou d'hydrates limiterait ou empêcherait la diffusion des composés acides dans le réservoir.
La présente invention propose d'injecter des composés acides en phase liquide en évitant les problèmes mentionnés précédemment. L'injection est réalisée de sorte que les composés acides passent progressivement d'un état de phase liquide à un état de phase dense, puis à un état supercritique.
La présente invention concerne une méthode d'injection d'un fluide comportant des composés acides dans un réservoir souterrain accessible par un puits, le fluide étant injecté sous forme liquide en tête de puits et séquestré dans le réservoir, dans laquelle on effectue les étapes suivantes : a) on sélectionne un réservoir à une profondeur donnée et on détermine la pression d'injection du fluide en tête de puits, de manière à ce que le fluide entre dans le réservoir à une pression supérieure au cricondenbar du fluide, b) on détermine les conditions d'isolation thermique du puits et la température d'injection du fluide en tête de puits de manière à ce que, lors de la circulation du fluide dans le puits, la température du fluide à la paroi du puits reste inférieure à la température de bulle du fluide, tant que la pression du fluide est inférieure au cricondenbar du fluide.
Selon l'invention, on peut notamment prendre en compte la densité du fluide, la température des terrains environnants le puits, l'isolation thermique du puits, et le débit du fluide injecté. A l'étape b), on peut déterminer les conditions d'isolation en déterminant au moins une longueur de puits thermiquement isolée et en choisissant un matériau d'isolation thermique. De plus, selon l'invention, on peut effectuer l'étape : c) on détermine les conditions d'isolation thermique du puits de manière à ce que le fluide entre dans le réservoir à une température supérieure à 100C. On peut également effectuer l'étape : d) on détermine les conditions d'isolation thermique du puits de manière à ce que le fluide entre dans le réservoir à une température inférieure à 600C. En cas d'arrêt de l'injection, on peut fermer le volume intérieur du puits. En cas d'arrêt de l'injection, on peut également recueillir en tête de puits la vapeur de fluide formée dans le puits, puis on peut condenser par refroidissement la vapeur et, enfin, on peut réinjecter, dans le puits, la vapeur condensée. Selon l'invention, les composés acides peuvent être du CO2 et/ou de 1'H2S. Le réservoir souterrain peut être un gisement pétrolier ou gazier, un aquifère salin étanche, ou une mine de charbon.
L'injection en phase liquide de gaz acides permet en principe de réduire la pression en tête de puits, du fait de la présence d'une hauteur de colonne liquide de densité élevée de l'ordre de celle de l'eau. Ceci permet de réduire la taille et la puissance des installations de compression, qui pénalisent le développement de l'injection de gaz acides dans des réservoirs souterrains.
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels : - la figure 1 schématise une installation d'injection d'un liquide dans un réservoir souterrain, - la figure 2 représente le diagramme d'équilibre thermodynamique du CO2 pur.
Sur la figure 1, le fluide à injecter arrive par le conduit 1. Le fluide peut être gazeux ou liquide. Le fluide peut consister en un mélange comportant du CO2 et/ou de 1'H2S, provenant par exemple du traitement d'un gaz naturel. Le fluide peut également être du CO2 obtenu par un procédé de décarbonatation de fumées de combustion, ou pour tout autre procédé. Le fluide peut avoir été transporté dans des conteneurs, par exemple par bateaux. Par exemple, le fluide est du CO2 contenu dans des réservoirs sous pression supérieure à 10 bars et à basse température inférieure à -100C. Le fluide peut avoir été transporté dans des conduites, par exemple sous forme réfrigérée telle que divulguée par le document FR 2 844 028.
Le fluide arrivant par le conduit 1 peut être introduit dans l'échangeur de chaleur El afin d'adapter la température du fluide avant l'injection. Le fluide peut être refroidi ou chauffé dans El, en fonction notamment des conditions d'injection du fluide dans le puits. Dans le cas où le fluide arrive sous forme gazeuse par le conduit 1, grâce au refroidissement effectué par El, ce gaz peut être liquéfié. Le fluide sort sous forme liquide de l'échangeur El par le conduit 2.
Le fluide sous forme liquide circulant dans le conduit 2 est pompé par la pompe Pl. Par exemple, la pompe Pl augmente la pression du fluide jusqu'à une pression comprise entre 2 bars et 50 bars. Le fluide sous pression est évacué par le conduit 3, puis injecté dans un puits au niveau de la tête de puits T.
Le puits, composé des trois parties A, B et C, comporte un tubage 3, ou bien autrement dit un tube ou conduit d'injection 3, qui relie la tête de puits T jusqu'au réservoir R. Le tubage 3 est maintenu par un revêtement cimenté 4 qui constitue l'extérieur du puits. La partie C du puits communique directement avec le réservoir R, par exemple au moyen de perforations pratiquées dans le tubage 3. Le fluide injecté au niveau de la tête de puits T circule dans le tubage 3 jusque dans le réservoir R. La partie A du puits s'étend sur une longueur Ll. Sur la partie A, la paroi du puits comporte un isolant thermique qui limite les échanges thermiques entre le fluide circulant dans le tubage 3 et les terrains environnants le puits. Par exemple l'isolation de la partie A du puits peut consister à disposer un espace annulaire 5 entre le tube 3 et le revêtement cimenté 4. Cet espace annulaire réalise une isolation thermique. Pour améliorer l'isolation, l'espace annulaire 5 peut être rempli de gaz thermiquement isolant tel que de l'air ou du dioxyde de carbone. Le di oxyde de carbone est en effet peu conducteur de chaleur et meilleur isolant thermique que l'air. Par exemple, l'espace annulaire 5 est rempli de dioxyde de carbone, sous faible pression. C'est une solution qui présente l'avantage d'être facile à mettre en œuvre. Il est également possible de remplir l'espace annulaire 5 avec de l'argon qui est également un gaz inerte, très faiblement conducteur de la chaleur. Pour limiter les effets de la convection naturelle qui s'établit en raison des variations de température, on peut remplir l'espace annulaire avec des éléments de garnissage qui limite les mouvements du gaz dans cet espace annulaire 5. Par exemple, on peut utiliser des éléments de garnissage tels que des appuis en matériaux polymères qui évitent les ponts thermiques. En présence de vapeur d'eau, le dioxyde de carbone devient toutefois corrosif. Pour éviter la corrosion du tubage 3, on peut disposer un revêtement anti-corrosif sur la surface extérieure du tubage 3. Une autre manière d'isoler le tubage 3 consiste à disposer un revêtement thermiquement isolant sur la surface extérieure du tubage 3. En outre ce revêtement thermiquement isolant peut avoir également des propriétés anti-corrosion. Par exemple le revêtement peut être en trois couches classiques avec une mousse de polypropylène syntactique. La partie B du puits s'étend sur une longueur L2. Sur la partie B, le puits peut ne pas être thermiquement isolé. Les échanges thermiques entre le fluide circulant dans le tube 3 et les terrains environnants le puits ont lieu à travers le tube 3 et le revêtement cimenté 4. De manière générale, le puits peut être thermiquement isolé sur une partie de sa longueur ou sur plusieurs portions de sa longueur, les différentes portions étant réparties sur une partie ou sur toute la longueur du puits. Les caractéristiques de l'isolation thermique, c'est à dire le type d'isolation, les matériaux d'isolation, l'épaisseur de l'isolation, peuvent varier d'une portion à l'autre, et peuvent également varier le long d'une portion de la longueur du puits thermiquement isolée.
Selon l'invention, la pression du fluide entrant dans le réservoir souterrain, c'est à dire la pression du fluide dans la partie C du puits, est au moins égale au cricondenbar ou à la pression critique, du fluide injecté. Ainsi, l'l'
au niveau de l'introduction du fluide dans le réservoir, tout risque de vaporisation, c'est à dire de coexistence de deux phases liquide et vapeur est écarté. Par exemple dans le cas de l'injection de CO2 pur, la pression du CO2 entrant dans le réservoir R doit être supérieure à environ 8 MPa. En tenant compte de la variation de pression hydrostatique du CO2 liquide, si le CO2 est introduit en tête du puits sous forme liquide à la pression atmosphérique, la partie C du puits, c'est à dire le réservoir R doit être situé à une profondeur d'au moins 800 mètres. Dans les mêmes conditions, pour injecter de H2S, la pression de H2S à l'entrée du réservoir doit être supérieure à environ 9 MPa, ce qui correspond à une profondeur d'au moins 900 mètres. Pour un réservoir R situé à une profondeur donnée, la pression du fluide dans la partie C dépend, d'une part, de la pression d'injection du fluide au niveau de la tête de puits T et, d'autre part, de la pression engendrée par la colonne de fluide située dans les parties A et B du puits. Pour que la pression du fluide entrant dans le réservoir souterrain, soit au moins égale au cricondenbar du fluide injecté, on sélectionne un réservoir à une profondeur donnée et on ajuste la pression du fluide injecté par la pompe Pl. On sélectionne le réservoir et on détermine la pression du fluide injecté au niveau de la tête de puits en tenant compte notamment de la densité du fluide injecté.
De plus, selon l'invention, il est nécessaire de prévenir de la formation de phase vapeur par élévation de température au cours de la descente du fluide dans les parties A et B du puits. Ceci peut se produire dans la partie supérieure du puits où la pression est inférieure au cricondenbar ou à la pression critique, du fluide injecté. En effet, si le réchauffement du fluide, notamment par échange de chaleur avec le milieu environnant le puits est suffisant, une partie du fluide peut être vaporisée. Pour éviter cette vaporisation, le tubage 3 du puits est thermiquement isolé sur la longueur Ll, de manière à ce que la température à la paroi reste inférieure à la température de saturation dans le cas d'un corps pur ou à la température de bulle dans le cas d'un mélange, à la pression du point considéré. Ainsi, pour éviter la vaporisation du fluide injecté, on refroidit dans El le fluide injecté et on prévoit une isolation thermique de la paroi du puits, de manière à ce que, dans le puits, la température du fluide injecté reste inférieure à la température de bulle du fluide à la pression du fluide au point considéré. De préférence, on refroidit dans El le fluide injecté de manière à ce que, dans le puits, la température du fluide injecté reste inférieure à la température de bulle du fluide à la pression du fluide, diminuée de 5 bars ou 10 bars, au point considéré. On détermine la température du fluide au niveau de la tête de puits et les conditions d'isolation du puits, en tenant compte notamment de la température de saturation ou de bulle du fluide injecté, de la température de la formation, c'est à dire du terrain environnant le puits, et du débit du fluide injecté. Plus précisément, déterminer les conditions d'isolation thermique du puits signifie que l'on détermine la longueur ou les portions de longueurs du puits qui sont thermiquement isolées et on détermine les caractéristiques (type d'isolation, matériau isolant, épaisseur...) de l'isolation thermique. La température du fluide en tête de puits et les conditions d'isolation du puits peuvent être déterminées simultanément, la température du fluide en tête du puits pouvant servir de paramètre pour déterminer les conditions d'isolation et vice versa. Le rôle de l'isolation thermique du puits est particulièrement important dans les régions chaudes, notamment au Moyen-Orient, où les couches supérieures du sous-sol peuvent être à une température relativement élevée, par exemple de l'ordre de 500C. Selon l'invention, il est préférable que la température d'injection dans le réservoir R, c'est à dire la température du fluide dans la partie C du puits, soit au moins égale à 100C, de préférence supérieure à 200C. Ainsi, on évite tout risque de formation de glace ou d'hydrates, qui pourraient colmater les pores du réservoir R et empêcher l'injection du fluide dans ce réservoir. Par ailleurs, l'injection du fluide dans le réservoir R à une température supérieure à 100C, de préférence 200C, présente l'avantage que la viscosité du fluide est relativement faible. Ainsi, l'introduction et la diffusion du fluide dans le réservoir R sont plus aisées. On peut déterminer les conditions d'isolation thermique du puits de manière à ce que la température du fluide en fond de puits soit supérieure à 100C, de préférence supérieure à 200C. On peut déterminer ces conditions d'isolation thermique en tenant compte notamment des échanges de chaleur entre le fluide et le terrain environnant le puits, et du débit du fluide. Cependant, au-delà de 600C, la densité du dioxyde de carbone liquide décroît fortement et provoque une diminution du poids de la colonne de fluide malgré l'augmentation de pression. Si le poids de la colonne hydrostatique devient insuffisant, il risque d'apparaître des phénomènes de refoulement de fluide au niveau du réservoir. Donc, de préférence, dans le puits, la température du fluide injecté reste inférieure à 6O0C. On peut déterminer les conditions d'isolation du puits de manière à ce que la température du fluide en circulation dans le puits soit inférieure à 600C. On peut déterminer les conditions d'isolation en tenant compte notamment des échanges de chaleur entre le fluide et le terrain environnant le puits, et du débit du fluide.
La figure 2 représente les conditions thermodynamiques auxquelles est soumis un fluide constitué de CO2 lors de l'injection dans un réservoir, selon l'invention. Le CO2 est injecté dans conditions figurées par le point 21, c'est à dire à 40 bars et -100C. Il circule dans la partie A du puits jusqu'à une profondeur de 800 mètres en atteignant les conditions représentées par le point 22, c'est à dire 110 bars et 00C. Ensuite, le fluide circule dans la partie B du puits jusqu'à atteindre le réservoir R situé à la profondeur de 1500 m, à 180 bars et 300C , conditions représentées par le point 23 du diagramme. Dans le milieu poreux R, la température et la pression du fluide rejoignent progressivement les conditions du réservoir, c'est à dire 150 bars et 700C représentées par le point 24. Dans les conditions thermodynamiques illustrées par la figure 2, on observe que la veine fluide est maintenue dans un état monophasique sur toute la hauteur du puits, en passant d'un état liquide à un état supercritique, permettant d'éviter toute remontée de phase vapeur.
II est également possible de régler les problèmes liés au démarrage et à l'arrêt de l'injection. En période de démarrage, il faut pouvoir atteindre en tête de puits une pression qui est beaucoup plus élevée que lorsque le puits est rempli d'un fluide en phase liquide et dense. Le dispositif d'injection peut donc être équipé d'une pompe d'injection permettant d'injecter à une pression plus élevée, mais dont le débit peut être beaucoup plus faible que le débit en régime permanent. Ainsi, en référence au schéma de la figure 1, au cours de la phase de démarrage, le liquide peut être pompé par le conduit 10 à l'aide de la pompe P2 et il est ensuite injecté par le conduit 11, à une pression compatible avec la pression en tête de puits au cours de la phase de démarrage. La pompe P2 permet d'injecter à une pression plus élevée que la pompe Pl, mais le débit de la pompe P2 peut être beaucoup plus faible que le débit de la pompe Pl. Par ailleurs à l'arrêt, ou lorsque le débit de fluide injecté devient très faible, l'isolation thermique peut devenir insuffisante pour empêcher une vaporisation partielle du liquide injecté. On peut dans ce cas prévoir deux options. Une première option, en cas d'arrêt prolongé, consiste à actionner une vanne de fermeture en tête de puits. On laisse dans ce cas la pression remonter en tête de puits. L'augmentation de pression permet de maintenir le fluide en phase monophasique dense ou supercritique malgré l'élévation de température. Une deuxième option, en cas d'arrêt de courte durée, consiste, pour maintenir les conditions en tête de puits, à recueillir la phase vapeur, à la refroidir pour la liquéfier et à la recycler vers la tête de puits au moyen de la pompe d'injection. A l'arrêt, deux procédures différentes peuvent être considérées. En référence au schéma de la figure 1, une première procédure, en cas d'arrêt prolongé, consiste à fermer la vanne Vl. Dans ce cas, on laisse la température remonter au sein de la veine fluide contenue dans le tubage 3. Ainsi, la vaporisation d'une partie du fluide provoque une augmentation de pression dans le volume clos du tubage 3. Le redémarrage implique d'utiliser la pompe P2 qui permet d'atteindre des niveaux de pression plus élevés que la pompe Pl. Une deuxième procédure consiste au cours de la phase d'arrêt, à recueillir la vapeur formée par le conduit 12, à la condenser en la refroidissant par la machine à froid MF et à la recycler vers la pompe Pl par le conduit 13. Le fluide pompé par la pompe Pl est injecté dans le puits.
L'invention est illustrée par l'exemple numérique présenté ci-après. On souhaite injecter un million de tonnes par an de dioxyde de carbone pur dans un réservoir R situé à une profondeur de 2000 mètres. Le puits qui permet d'accéder au réservoir a un diamètre intérieur d'environ 20 cm. Le dioxyde de carbone est injecté en tête de puits T sous forme liquide à environ -25°C et sous une pression de l'ordre de 30 bars. La température moyenne de la formation sur les 800 premiers mètres de la partie A du puits est de l'ordre de 600C. Si la partie A du puits n'est pas thermiquement isolée, les échanges thermiques entre le fluide et les terrains environnant le puits risque de provoquer une vaporisation du fluide à une profondeur de 100 mètres. Si la partie A du puits est munie d'un revêtement présentant une faible conductivité thermique de l'ordre de 0,5W/m°K (par exemple une mousse syntactique en polypropylène), l'augmentation de température à la profondeur de 800 mètres est inférieure à 1O0C. Par conséquent, le risque de vaporisation du CO2 n'existe pas compte tenu de l'augmentation de pression liée à la colonne hydrostatique de CO2.

Claims

REVENDICATIONS
1) Méthode d'injection d'un fluide comportant des composés acides dans un réservoir souterrain (R) accessible par un puits (A,B,C), le fluide étant injecté sous forme liquide en tête de puits (T) et séquestré dans le réservoir (R), dans laquelle on effectue les étapes suivantes : a) on sélectionne un réservoir (R) à une profondeur donnée et on détermine la pression d'injection du fluide en tête de puits (T), de manière à ce que le fluide entre dans le réservoir (R) à une pression supérieure au cricondenbar du fluide, b) on détermine les conditions d'isolation thermique du puits (A,B,C) et la température d'injection du fluide en tête de puits (T) de manière à ce que la température du fluide à la paroi du puits reste inférieure à la température de bulle du fluide, tant que la pression du fluide est inférieure au cricondenbar du fluide.
2) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle on prend en compte la densité du fluide, la température des terrains environnants le puits, l'isolation thermique du puits et le débit du fluide injecté.
3) Méthode selon l'une des revendications 1 et 2, dans laquelle, à l'étape b), on détermine les conditions d'isolation en déterminant au moins une longueur de puits thermiquement isolée et en choisissant un matériau d'isolation thermique.
4) Méthode selon l'une des revendications 1 à 3, dans laquelle on effectue l'étape : c) on détermine les conditions d'isolation thermique du puits de manière à ce que le fluide entre dans le réservoir (R) à une température supérieure à 100C.
5) Méthode selon l'une des revendications 1 à 4, dans laquelle on effectue l'étape : d) on détermine les conditions d'isolation thermique du puits de manière à ce que le fluide entre dans le réservoir (R) à une température inférieure à 6O0C.
6) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle, en cas d'arrêt de l'injection du fluide, on ferme le volume intérieur du puits.
7) Méthode selon l'une des revendications 1 à 5, dans laquelle, en cas d'arrêt de l'injection du fluide, on recueille en tête de puits la vapeur de fluide formée dans le puits, on condense par refroidissement la vapeur et on réinjecte le condensât dans le puits.
8) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le fluide comporte au moins l'un des composés acides suivants : CO2 et H2S.
9) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le réservoir souterrain (R) est choisi parmi les réservoirs suivants : un gisement pétrolier ou gazier, un aquifère salin étanche, et une mine de charbon.
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