Quels outils mécaniques de complétion pour contrôler le reflux d'un agent de soutènement?
On recourt à la fracturation hydraulique pour accroître la production de pétrole et de gaz naturel. Cette technique consiste à creuser un puits dans la roche puis à y introduire un fluide par pompage à haute pression. Il s'ensuit une fissure, ou fracture, qui permet de prolonger le puits de quelques centaines de mètres. Pour éviter que la fracture ne se referme une fois le pompage terminé, le fluide contient un agent de soutènement. Il s'agit généralement d'un sable particulier qui s'amalgame à l'intérieur de la fracture, la maintenant ouverte. Le pétrole ou le gaz peuvent ainsi remonter à la surface du puits via cette ouverture. Toutefois, en cas de reflux à l'intérieur du puits, l'agent de soutènement est déplacé, ce qui n'est pas sans causer des problèmes: chute de la productivité due au rétrécissement de la fracture et risque d'endommagement du matériel. Les recherches actuelles portent donc sur les divers aspects du reflux. Les scientifiques ont étudié la stabilité de l'agent de soutènement en prenant en compte sa taille et la largeur des fractures. Ils ont testé des agents pré-enrobés afin de déterminer leur aptitude à réduire le phénomène de reflux. Les résultats ont indiqué qu'ils sont stables lorsque le rapport “largeur de la fracture/diamètre de l'agent de soutènement” est égal à 5/1. Les scientifiques ont également étudié un autre moyen de réduire ledit reflux. Ils ont utilisé une valve perforée dont il est possible d'obturer les perforations à l'aide d'un manchon. Son ouverture appropriée limite le phénomène. Cette valve est utilisable dans des puits horizontaux mais elle doit faire l'objet de tests supplémentaires. Les chercheurs se sont également intéressés aux méthodes de modélisation permettant de prévoir le reflux. Ils ont pour cela utilisé le logiciel Well Whiz. Il modélise des baisses de pression le long de la fracture en simulant des forces de résistance et il prévoit le reflux. Ils ont ainsi modélisé un puits et deux agents de soutènement de taille différente. Ces résultats de laboratoire ont permis d'utiliser la technique in situ. Un agent de soutènement pré-enrobé a été introduit lors de la fracturation d'un puits offshore au faible rendement. Sa taille était de 12/18 et la concentration retenue de 2 lb/ft2 (env. 0,97 g/cm2). La perte dudit agent au cours de l'opération s'est révélée minime puisque après la fracturation, sa concentration s'élevait à 1,8 lb/ft2 (env. 0,88 g/cm2). La production du puits a été contrôlée à l'aide d'un filtre de mesure. Aucun reflux n'a été enregistré alors que la productivité a augmenté de 3,5. Ces résultats sont autant d'incitations à employer des méthodes de fracturation plus efficaces pour extraire davantage de pétrole et de gaz.
