Depots-en-production-Rev-Bp.pdf
- 2. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •2
PRINCIPAUX DÉPÔTS FORMÉS EN PRODUCTION
PÉTROLIÈRE
CARBONATES
SULFATES
HALITE
SULFURES
OXYDES
NAPHTÉNATES
ASPHALTÈNES
PARAFFINES
Minéraux
Organiques
- 6. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •6
PROBLÈMES CAUSÉS PAR LES DÉPÔTS
Pertes de Charges
Bouchage de Conduites
Bouchages de Perforations
Problèmes de Blocage de Vannes …
Création d’ Emulsions / Mousse
Perte de Capacité des Séparateurs / Tanks.
Élimination des Dépôts après Nettoyage
- 8. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •8
PLAN DE LA PRÉSENTATION
Dépôts Minéraux
• Formation
• Philosophie de Traitement (Gestion des Risques)
• Sélection de l’inhibiteur – Fond de puits, Surface.
• Traitements / Monitoring
PARAFFINES
ASPHALTENES
NAPHTENATES
- 13. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •13
DÉFINITIONS
Solubilités dans l’eau distillée à 25°C
• NaCl (Halite) >300,000 mg/l
• CaSO4 (Gypse) 2,000 mg/l
• SrSO4 (Celestite) 114 mg/l
• CaCO3 (Calcite) 53 mg/l
• BaSO4 (Baryte) 2.3 mg/l
- 14. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •14
DÉFINITIONS
PRÉCIPITATION:
Formation de solides à partir de solution aqueuses lorsque
la limite de solubilité est dépassée en raison de changement
des conditions thermodynamiques dans le système, comme:
• Évaporation
• Changement de Température
• Chute de Pression, Dégazage
• Mélange ou Dilution avec une eau de composition différente
• Injection d’Additifs modifiant le pH
• Corrosion
- 15. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •15
DÉFINITIONS
PRODUIT DE SOLUBILITÉ
Ksp = [Na+][Cl-] (dépendant de T, P)
INDICE DE SOLUBILITÉ
SI = Log ([Na+][Cl-]/Ksp)
• Lorsque SI = 0 l’eau est en équilibre avec le minéral
• Lorsque SI> 0 l’eau est sursaturée
• Lorsque SI< 0 l’eau est sous-saturée.
- 17. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •17
EFFET D’IONS COMMUNS
Premier Becher
Second Becher
Mélange
Na
SO
Na )
( 2
4
Sr
SO
Sr )
( 2
4
2
1
4 ]
[
]
[ K
SO
Na Na
2
4 ]
[
]
[ K
SO
Sr Sr
Sr
Na SO
Sr
SO
Na )
(
)
( 2
4
2
2
4
Sr
Na
total SO
SO
SO ]
[
]
[
]
[ 2
4
2
4
2
4
'
2
2
4
2
'
1
2
4
]
[
]
[
]
[
]
[
K
SO
Sr
K
SO
Na
total
total
précipite
SrSO
de
peu
Un
K
K
If SrSO
sp 4
)
(
'
2
4
Produits Ioniques
Produit de
Solubilité
- 19. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •19
DÉFINITIONS
Dépôts (scale) :
• Amas adhérant formé sur une surface en contact
avec de l’eau – durs, imperméables.
Boues (sludge) :
• Amas de solides précipités qui peuvent se former
à un endroit et se déposer dans un autre où la
vitesse du courant est plus faible.
- 20. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •20
DÉPÔTS COMMUNS DES CHAMPS PÉTROLIERS
Carbonate de Calcium CaCO3
Sulfate de Baryum BaSO4
Sulfate de Strontium SrSO4
Sulfate de Calcium CaSO4, CaSO4.(H2O)2
Dépôts du Fer Fe2O3, FeS, FeCO3, Fe203,…
Chlorure de Sodium NaCl
- 22. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •22
CARBONATE DE CALCIUM
Les eaux de Réservoir sont généralement en équilibre avec
les minéraux constituant la roche du réservoir.
Le Carbonate de Calcium dépose la plupart du temps sous la
forme de Calcite, mais elle peut être associée avec de la
Sidérite (FeCO3), ou la Dolomite ((Ca,Mg) CO3)…
Toutes les eaux de réservoirs peuvent déposer du Carbonate
de Calcium.
La Formation de Dépôts dépend des variations des
conditions de température et de pression.
- 23. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •23
CARBONATE DE CALCIUM
EFFET DE LA PRESSION
La solubilité du Carbonate de Calcium augmente quand la
pression partielle de CO2 augmente.
Une baisse de pression (dégazage) peut entraîner la
précipitation de Carbonate de Calcium.
EFFET DE LA TEMPÉRATURE
La Solubilité du Carbonate de Calcium diminue quand la
Température augmente.(la plupart des autres sels sont plus
solubles à chaud)
- 24. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •24
CARBONATE DE CALCIUM
Où se dépose-t-il ?
Fours
Echangeurs de Température
Tubings de Production
Perforations
Duses
Flowlines & manifoldes
Pompes
- 27. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •27
CARBONATE DE CALCIUM
EFFET DES IONS PRÉSENTS
La solubilité du Carbonate de Calcium est supérieure dans
des eaux contenant des ions non communs (Chlorure,
Sodium, Magnésium ou Potassium).
Les ions communs (Ca2+, CO3
=) abaissent la solubilité,
Une dilution par de l’eau douce peut provoquer la
précipitation du Carbonate de Calcium.
- 28. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •28
CARBONATE DE CALCIUM
Ligne 3” d’un dessaleur
bouchée suite à la
dilution de l’eau de
production par de l’eau
douce. (6 mois) (Congo B.)
3’’ diamètre
original
- 29. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •29
CARBONATE DE CALCIUM
Traitements curatifs
Mécanique
• Grattage
Chimique
• Acide Chlorhydrique inhibé
• Acide Sulfamique (pour l'inox)
• Acide Acétique
• Acide Formique
• Agents complexants ou Chélatants (EDTA)
- 32. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •32
SULFATE DE BARYUM
Moins commun que CaCO3 ou CaSO4
Très difficile à éliminer - Problème majeur.
Le Sulfate de Baryum est surtout un problème au niveau des
puits producteurs en cas de maintien de pression par
injection d’eau ;
Ba2+ + SO4
2- BaSO4
» Ba2+ dans l’eau de formation
» SO4
2- dans l’eau d’injection (ex: eau de mer)
Le Sulfate de Baryum précipite très souvent avec le
Strontium, mais aussi avec des éléments radioactifs comme
le Radium.
- 33. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •33
DÉPÔTS NATURELS RADIOACTIFS
La Radioactivité est due au 226Ra et au 228Ra associé par
coprécipitation et non pas au Baryum.
Ces dépôts sont désignés sous l’acronyme NORM « Naturally
Occuring Radioactive Material »
En France et en Norvège, les dépôts sont considérés comme
radioactifs quand celle-ci dépasse 10 Becquerels par
gramme en terme de Radium.
En Mer du Nord, la radioactivité naturelle est plus basse que
celle rencontrée dans le Golfe de Guinée mais reste
supérieure à la valeur acceptable. (15 to 30 Becquerels/g).
- 34. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •34
SULFATE DE BARYUM
EFFET DE LA TEMPÉRATURE
Solubilité 2.3 mg/l à 25°C dans l’eau distillée
La Solubilité augmente avec la température
Une baisse de température provoque le dépôt
EFFET DE LA PRESSION
La Solubilité du BaSO4 est supérieure à haute pression.
BaSO4 précipite quand la pression chute (e.g.:remontée
dans le tubing de production, duse …).
- 35. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •35
SULFATE DE BARYUM
EFFET D’IONS COMMUNS
Les ions communs (Ba, SO4) abaissent la solubilité (Mélange
d’eaux incompatibles)
EFFET D’IONS NON COMMUNS
Les ions non communs – notamment NaCl augmentent la
solubilité
• Solubilité dans l’eau distillée 2,3 mg/l
• Solubilité dans l’eau salée à 10 g/L NaCl 30 mg/l
- 36. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •36
SULFATE DE BARYUM
MOYENS DE LUTTE
Mécanique
• Gauge cutters
• Marteau piqueur
Chimique (Ne pas s'attendre à des miracles)
• "Crown Esters"
• Complexants (EDTA à pH élevé)
- 38. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •38
AUTRES SULFATES
SULFATE DE STRONTIUM (Célestite)
Un peu plus soluble, mais de propriétés très similaires au
Sulfate de Baryum
Très difficile à nettoyer
ANHYDRITE (CaSO4)
HEMIEDRITE (CaSO4 H2O)
S'éliminent difficilement avec de l'EDTA en milieu alcalin ou
des crown esters.
- 39. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •39
AUTRES SULFATES
GYPSE (CaSO4 (H20)2)
S'élimine avec un convertisseur de Gypse qui transforme ce
sulfate en Carbonate. Ce dernier est dissout par acidification
à HCl (inhibé).
- 40. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •40
DEPÔTS DE CORROSION
NOM FORMULE CHIMIQUE
Carbonate de Fer FeCO3
Sulfure de Fer FeS
Hydroxide Ferreux Fe(OH)2
Hydroxide Ferrique Fe(OH)3
Oxide Ferrique Fe2O3
Prévention : Inhibiteur de corrosion, peinture
Nettoyage à l’acide (inhibé).
- 42. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •42
AUTRES DÉPÔTS
CHLORURE DE SODIUM (Halite)
Relativement rare en production pétrolière car très soluble.
Plus fréquent en production de gaz (ponts de sel), mais
affecte aussi les producteurs d’huile si le BSW est faible.
Précipitation causée par:
• Stripage de l’eau par le gaz de Gas-lift
• Refroidissement (~2.28 kg/m3/10°C)
• Baisse de pression (~1.32 kg/m3/100 bar)
- 44. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •44
CHLORURE DE SODIUM
Inhibition
• Dilution à l'eau (avec bactéricide)
• Squeeze d'améliorant de solubilité de la Halite
Traitement Curatif
• Eau douce ou de mer (avec bactéricide)
• Eau et améliorant de solubilité
- 45. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •45
LOCALISATION DES DÉPÔTS EN PRODUCTION
Réservoir
Puits
SSSV
Duse
Séparateur
Eau
Gaz
Pompe d’expédition
Déshuilage
Four
Echangeur
Manifold
production Huile
- 46. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •46
PROBLÈMES CAUSÉS PAR LES DÉPÔTS EN
PRODUCTION
Dépôt minéral
Colmatage du Réservoir (au voisinage du trou)
Bouchage de Perforations, Cimentation de Gravel Pack
Dysfonctionnement SSSV, Duses, Vannes
Blocage des sliding sleeves
Bouchage des tubings de production (ponts de dépôts)
Bouchage au dessus des vannes de Gas-lift
Colmatage d’échangeurs de température, fours,
Usure des pompes
Corrosion sous dépôt
etc …
- 47. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •47
PROBLÈMES CAUSÉS EN PRODUCTION
Particules en suspension (boues)
Eaux de rejet huileuses , turbidité (sulfures de fer)
Colmatage de Formation (injection),
Accumulation dans les capacités
- 48. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •48
DÉPÔTS DANS LES PROCESS D’INJECTION D’EAU DE MER
Tour de stripage
Filtre fin
Pompe HP
Pompe
de gavage
Filtre grossier
Bac tampon
Chlore
Air
comprimé Gaz de
stripage
Puits
injecteurs
- 49. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •49
PROBLÈMES POSÉS EN INJECTION D’EAU
Le Carbonate de calcium précipite par :
Élévation de pH de l’eau par l’addition de Chlore
(Hypochlorite de Sodium)
Dégazage de l’eau par l’air comprimé du lavage des filtres
Élévation de la température en fond de puits (seulement au
début de l’injection)
- 52. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •52
ÉVALUATION DES RISQUES DE DÉPÔT
Se fournir l’analyse chimique des eaux la plus exacte
possible.
Estimer où va se former le dépôt (réservoir/tubing de
production/process) et l’importance du problème
(programmes de prédiction ) présent et futur.
Passer en revue les moyens de lutte à appliquer
(modifications du design des complétions, traitement par
squeeze ou injection d’inhibiteur de dépôt, réduction des
sulfates, etc…)
- 54. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •54
MODELES DE PRÉDICTION DES DEPÔTS
ESAP Exxon in House
OKSCALE Oklahoma University
SCALEUP Heriot-Watt University
SOLMINEQ.88 U.S. Geological Survey
ScaleSoftPitzer Rice University (Houston)
French Creek Programme commercial
Note: Nécessitent tous de très bonnes analyses d’eau
- 55. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •55
PREDICTION DES DEPÔTS
Évaluer la quantité de Dépôt qui se formera à chaque point
où des eaux se mélangent ou subissent des Variations de
Pression ou de Température
• Calculer le “Scaling Index”: la force motrice, le potentiel du
phénomène de dépôt.
• Calculer la Supersaturation: la quantité maximum de dépôt
attendue.
• Mesurer en laboratoire la Supersaturation à partir de mélanges
réels.
- 57. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •57
RISQUES ASSOCIÉS AVEC LES PRÉDICTIONS DE DÉPÔT
La Qualité des Analyses des eaux peut être douteuse
(bicarbonate, pH, CO2 ont évolué avant l’analyse).
Utilisation d’analyses d’eaux obsolètes.
Du dépôt peut déjà s’être formé avant l’analyse
(prédiction de dépôts en moindre quantité qu’en réalité)
Retard accumulé pendant la période d’investigation avant
de prendre les mesures correctives.
- 59. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •59
CHOIX DES TRAITEMENTS
Changer les conditions Physiques
• Modifier les mélanges de fluides, Température, Pression.
• Changements dans le process, modification des complétions,
etc ..
Solution Mécanique (vivre avec et nettoyer régulièrement)
• Grattage, marteau + burin, etc …
Injection chimique
• Inhibiteur de dépôt, acide, inhibiteur de corrosion.
- 60. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •60
INJECTION D’INHIBITEUR DE DÉPÔT
Pour être efficace, l’Inhibiteur de Dépôts doit être
présent AVANT que les conditions de précipitation
ne soient réunies
Le suivi de l’efficacité du traitement est obligatoire.
- 61. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •61
MISE EN OEUVRE
Traitement des installations de Surface
• Pompe doseuse et canne d’injection
Traitement en Fond de Puits
• Liner de fond
• Gas lift
• Squeeze
• Bâtons d’Inhibiteur solide
• Agents de soutènement de fracture imprégnés d’inhibiteur
- 62. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •62
•Injection au
niveau du
« Centralizer ».
•Injection au
refoulement de
la pompe
•Injection de fond avec
ESP
•Injection
avec recyclage
de production
TRAITEMENT DE FOND DEPUIS LA SURFACE
- 64. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •64
SUIVI DES TRAITEMENTS SURFACE
Pertes de Production, Énergie électrique dépensée par les
pompes de levage
Chasse aux P. Suivi des valeurs des pressions de part et
d’autre de l’endroit où les dépôts sont attendus.
Suivi des températures de chauffage ou de refroidissement
et de l’énergie de chauffage dépensée (fours et échangeurs
de température)
- 65. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •65
SUIVI DES TRAITEMENTS SURFACE
Coupons de dépôts, manchettes de dépôt
Radiographie / Ultrasons
pH, et analyses ioniques
Filtration des eaux (masse de solides en suspension, SEM)
- 67. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •67
Sélection de l’inhibiteur
ON PEUT CHOISIR :
Au pif.
En fonction du prix des produits disponibles
Expérience de cas similaires
Produit en stock
Conseil d’un vendeur
Sélection par des spécialistes
- 68. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •68
SÉLECTION DE L’INHIBITEUR
Les Inhibiteurs de dépôts sont spécifiques
La sélection doit absolument être basée sur:
• L’Analyse chimique de l’eau
• Le type de dépôt attendu
• La température de l’eau
• Le pH local
• Le type de traitement choisi (Surface ou squeeze)
• La compatibilité avec les autres chimiques utilisés
Confirmation du Choix par des tests en Laboratoire et/ou
un test industriel
- 69. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •69
SÉLECTION DE L’INHIBITEUR
TYPES GÉNÉRIQUES D’INHIBITEURS DE DÉPÔTS
• Phosphate Esters Organiques
• Phosphonates Organiques (DETPMP)
• Polyméres (PAA)
• Co-polymers (PPCA, VS-CO, PVS)
• Phosphates et Polyphosphates minéraux
Confirmation du choix par essais laboratoire ou/et semi
industriel.
- 70. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •70
DISPOSITIF D’ESSAI D’INHIBITEUR SUR TUBE
CAPILLAIRE
•Mélange des eaux en
rapport donné
•Le colmatage se traduit par
une augmentation du P
•L’injection d’inhibiteur en
quantité suffisante se traduit
par une stabilisation du P
Peut travailler sous pression
- 74. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •76
SQUEEZE
DIFFERENTES PHASES D’UN SQUEEZE D’INHIBITEUR DE
DEPÔT CLASSIQUE
Spearhead
• Nettoyage des abords du trou par une solution diluée de surfactants
pour éviter les émulsion et laver la surface des pores de la roche
Solution de traitement
• Solution 5 à 30% d’inhibiteur de Dépôt contenant des surfactants et
éventuellement retardateur d’acide, polymère, acide
Overflush (Chasse)
• Eau d’injection pour pousser le plus loin possible la solution de
traitement
Fermeture du Puits (24h)
- 76. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •78
SQUEEZE
MECANISMES DE RETENTION
Adsorption
• L’inhibiteur reste adsorbé dans la roche par forces de Van der
Waals. Il se désorbe lentement dans l’eau.
Précipitation
• L’inhibiteur réagit avec le Calcium de l’aquifère et précipite. Le
sel de Calcium se dissout lentement dans l’eau.
• L’inhibiteur sous forme acide réagit avec la roche et se dissout
lentement dans l’eau.
- 78. •©
2011
-
IFP
Training
EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en production
•80
SUIVI DU TRAITEMENT :
Suivi du retour d’inhibiteur en fonction des concentrations
des différents ions ...
Suivi des compositions des eaux produites (Ba, Sr,Ca, SO4)
% d’eau de mer en fonction de la concentration en Chlorures
observée.
Passage de "gauge rings" dans les tubings de production
injection
formation
injection
n
échantillo
injection
eau
Cl
Cl
Cl
Cl
%
- 80. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •82
OPTIMISATION DU SQUEEZE PAR UTILISATION D’UN
MODELE
Volume de "l'Overflush”
Concentration de l’inhibiteur
Volume du Traitement
Temps de fermeture du puits
Vitesse de pompage
- 81. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •83
ÉTAPE SUIVANTE - OPTIMISATION
Réévaluer les risques de dépôts à mesure que la percée
d’eau de mer devient plus importante
Rentrer dans le modèle les données des retours d’inhibiteur
pour éventuelle modification du prochain squeeze.
Considérer d’autres options de placement de l’inhibiteur
pour le prochain traitement (vitesse d’injection, viscosité
des fluides, volume de l’overflush, retardateur)
- 82. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •84
SQUEEZE
PROBLÈME DES SQUEEZES CONVENTIONNELS
Redémarrage du puits impossible en raison d’une trop faible
pression de réservoir.
Perte de la continuité de l’huile
• Longue période de dégorgement
• Endommagement de la formation
Introduction d’eau dans des zones sensibles à l’eau
• gonflage des Argiles
• piégeage d’eau
• mobilisation des fines
Durée d’efficacité courte (mauvaise rétention de l’inhibiteur par
adsorption)
- 83. •©
2010
-
IFP
Training
•EP 70727_a_F_ppt_01 Dépôts en productionDiv. - Référence document •85
SQUEEZE
INDICATEURS CLÉ DE RÉUSSITE D’UN SQUEEZE D’INHIBITEUR DE
DÉPÔT
Opération effectuée en toute sécurité
Retour de moins de 40% de l’inhibiteur squeezé en 48 h.
Puits revenu aux conditions initiales de production (dégorgé)
en moins de 5 jours
Durée du retour d’inhibiteur supérieur à la concentration
minimum au moins égale à celle du squeeze précédent
(exprimée en bbls de production protégée)
Arrêt du déclin de production du puits
