Cet article aborde les différents mécanismes qui peuvent conduire à la formation de tartre de sulfure de fer en fond de puits, les techniques qui peuvent être utilisées pour prévenir sa formation et les méthodes pour l’éliminer. Le tartre de sulfure de fer est présent dans les puits de production de pétrole et de gaz, les puits d’injection et d’alimentation en eau. Divers mécanismes peuvent conduire à la formation de sulfure de fer. Cependant, tous ces mécanismes nécessitent des sources de sulfure d’hydrogène et de fer. Le sulfure d’hydrogène peut provenir de bactéries réductrices de sulfate, de la décomposition thermique du sulfate ou être introduit dans le puits lors d’opérations de remontée de gaz. Le fer peut être produit à partir de la formation, en particulier des réservoirs de grès, et il est également présent en fond de puits en raison de divers processus de corrosion. La combinaison de sulfure d’hydrogène et de fer entraîne la formation de diverses espèces de sulfure de fer. Le rapport entre le fer et le sulfure dans ces espèces dépend de la température, de la pression, du pH et de la concentration en sulfure d’hydrogène. Ce rapport joue un rôle clé dans la détermination de la meilleure méthode pour éliminer les écailles de sulfure de fer. L’acide chlorhydrique peut être utilisé pour dissoudre les espèces de sulfure de fer qui contiennent du fer et du soufre à un rapport molaire proche de l’unité. Les formules non acides peuvent être utilisées pour éliminer les écailles de sulfure de fer, cependant, leur capacité à dissoudre le sulfure de fer dépend du rapport molaire entre le fer et le sulfure. Pour prévenir la formation de sulfure de fer, les traitements de compression de la formation se sont avérés très efficaces. Cet article discute des différents mécanismes qui peuvent conduire à la formation de sulfure de fer, des méthodes chimiques et mécaniques pour l’éliminer et des traitements chimiques de squeeze pour prévenir sa formation et/ou son dépôt.
Résultats, Conclusions
Un travail de terrain intensif a été mené pour identifier le type de tartre de sulfure de fer présent, et les mécanismes qui conduisent à sa formation. Les espèces de sulfure de fer étaient présentes dans les puits de gaz, de pétrole et d’approvisionnement en eau. Les caractéristiques chimiques et physiques du tartre de sulfure de fer se sont avérées être une fonction de la température, de la pression, du pH et de l’âge du tartre. D’autres propriétés du tartre, la densité et l’épaisseur, varient en fonction de la profondeur et de l’âge du tartre. Divers traitements mécaniques et chimiques pour éliminer le tartre de sulfure de fer ont été examinés en détail. Les avantages et les inconvénients de chaque méthode ont été identifiés. La meilleure méthode pour traiter le tartre de sulfure de fer est d’éviter sa formation en premier lieu. Les traitements chimiques par écrasement se sont avérés efficaces à cet égard. Une fois que le tartre de sulfure de fer est formé, il est recommandé d’éliminer le tartre en utilisant des lavages acides avec des additifs appropriés. Les moyens mécaniques sont recommandés pour le vieux tartre de sulfure de fer, qui a une faible solubilité dans l’acide.
Domaine d’intérêt
Le tartre de sulfure de fer est présent dans les puits et les injecteurs de pétrole et de gaz acides qui sont contaminés par des bactéries réductrices de sulfate (SRB). Il augmente le taux de corrosion des tubulaires de fond de puits et affecte négativement les performances de divers puits. Il réduit l’efficacité de la séparation huile-eau dans divers GOSP. L’élimination du tartre de sulfure de fer est un processus complexe, en particulier dans des conditions de fond de puits. L’optimisation de ce processus nécessitera une compréhension complète des diverses interactions chimiques.
Les espèces de sulfure de fer sont connues pour causer des problèmes opérationnels dans l’industrie pétrolière. La présence de particules de sulfure de fer dans l’eau injectée peut entraîner une perte d’injectivité dans les injecteurs d’eau motrice1-3 et les puits d’évacuation d’eau.4 L’accumulation de sulfure de fer et de biomasse autour des crépines et des perforations de fond de puits peut entraîner une perte de productivité des puits d’approvisionnement en eau.5 L’accumulation de tartre de sulfure de fer dans le tubage peut créer des problèmes lors des travaux de câblage et réduire la productibilité du puits. 6-7 La présence de fines particules de sulfure de fer dans le pétrole brut produit peut causer de nombreux problèmes opérationnels dans les usines de séparation pétrole-gaz (GOSP). 8 Récemment, Nasr-El-Din et al.9 ont constaté que les dépôts de sulfure de fer dans les buses des mandrins de gaz réduisaient la productivité des puits d’approvisionnement en eau avec gas lift.