Objectifs
Recherche des causes de perte de performance d’un puits de production géothermal.
Contexte
La modélisation s’est concentrée sur trois objectifs respectivement (i) modélisation des tests de production sur le puits GCAH-1, (ii) modélisation du transfert de chaleur du toit du réservoir géothermal à la tête du puits GCAH-1, et (iii) simulations prévisionnelles des transferts de masse et de chaleur et des champs de pressions et de températures après trente années d’exploitation du doublet GCAH-1 (P) x GCAH-2 (I).
La recherche des causes de cette baisse de productivité a fait l’objet (décembre 2013), d’essais de production (et d’une diagraphie différée d’inspection) qui concluent que :
– les propriétés du proche réservoir restent pratiquement inchangées de 1984 à 2014 au vu des résultats consignés dans le Tableau 1 récapitulatif des essais et des distributions comparées des niveaux producteurs caractérisés par débitmètries du découvert illustrées dans le spectre de la Figure 4,
– la seule anomalie constatée date du nettoyage des tubages producteurs et injecteurs conclu par un essai de production et des diagraphies différées de diamètrage post curage fin 2014, se résume à la formation de dépôts, d’épaisseur 0,5 mm, affectant une section de 300 m du tubage 7″ localisée à la phase de montée (build up) de la trajectoire déviée du puits, matérialisée dans la séquence diagraphique de la Figure 3.
Discussion
La modélisation s’est concentrée sur trois objectifs respectivement (i) modélisation des tests de production sur le puits GCAH-1, (ii) modélisation du transfert de chaleur du toit du réservoir géothermal à la tête du puits GCAH-1, et (iii) simulations prévisionnelles des transferts de masse et de chaleur et des champs de pressions et de températures après trente années d’exploitation du doublet GCAH-1 (P) x GCAH-2 (I).
Ajoutons (i) qu’aucune variation significative des caractéristiques physico-chimiques du fluide géothermal n’a pu être observée dans le cadre du suivi périodique de la boucle géothermale, et (ii) qu’à la reprise de l’exploitation (2010, et en 2014) le doublet récupère momentanément ses performances nominales avant de décliner progressivement, perpétuant sa tendance baissière caractérisée par un débit d’exploitation limité en conséquence à 190 m3/h.
La thèse du dépôt identifié dans la fraction supérieure du tubage 7″ comme seule explication à la baisse de productivité interpelle. Son impact réel pourra être apprécié en quantifiant la loi de perte de charge singulière (par friction visqueuse) des tubages en fonction du débit par mesure des pressions de fond (au sabot du tubage producteur 7″) qui, dans l’attente d’un capteur résident ad hoc, a été effectuée ultérieurement via le TAI préalablement rempli (après chasse lente de l’inhibiteur en place) par un fluide allégé (éthylène glycol).
La baisse de productivité, sans baisse corrélative des caractéristiques du puits et du proche réservoir (transmissivité, coefficient d’effet pariétal, distribution des niveaux producteurs), implique la présence, subodorée à une distance d’échelle hectométrique, d’une barrière de perméabilité, laquelle au demeurant n’affecte pas l’injectivité du puits, contredisant ainsi le concept fondateur du doublet géothermique basé sur une connectivité parfaite des puits.
L’existence d’une barrière de perméabilité présuppose une modification de la géométrie des pores et une diminution concomitante de la porosité, liée à la perméabilité par la relation Kozeny-Carman, du type k=ρ𝑔/𝜇 (∅3)/(𝑆² 𝐶 (1−∅2)) (où k=perméabilité intrinsèque, Ø=porosité, ρ =masse spécifique du fluide, g=accélération de la pesanteur et C=constante de Carman), dont l’origine peut être recherchée dans (i) un mécanisme de compaction induit par une baisse de pression élevée, (ii) un entraînement de particules solides en suspension sédimentant dans les pores en les colmatant pro parte par pontage des entrées/sorties, adsorption, remplissage des vides, attraction électrostatique/électrochimique sur les parois, ou (iii) un colmatage de nature thermochimique provoqué par la sursaturation/précipitation d’espèces cristallines sensibles (carbonates de Calcium-Calcite, Aragonite, de Fer-Sidérite, sulfures de Fer-Pyrite, Mackinawite, etc…).
La compaction peut être d’ores et déjà écartée, aucune manifestation n’étant apparue dans les zones les plus déprimées, soit au voisinage immédiat du puits (coefficient d’effet pariétal négatif, indicateur d’une perméabilité localement élevée).
L’entraînement de particules en suspension et leur sédimentation devait logiquement se traduire par une cinétique de colmatage au voisinage du puits injecteur, zone de gradients de pressions, donc de vitesses d’écoulement, élevés décroissant rapidement en aval. Or aucun phénomène de ce type n’a pu être observé, l’ouvrage conservant son injectivité et son intégrité durant ses quelque trente années de fonctionnement. En outre, aucune modification sensible des concentrations de particules en suspension n’est observée sur les puits du doublet dans le cadre du suivi réglementaire.
Reste le mécanisme originel thermochimique, qui ne peut être écarté à priori les phénomènes de sursaturation/précipitation mentionnés précédemment ayant pu intervenir durant les quelque sept années durant lesquelles le doublet a été exploité sans injection d’agents inhibiteurs de corrosion/dépôts en fond de puits. On peut par conséquent supputer qu’une eau non inhibée, vulnérable par conséquent à la cristallisation d’espèces minérales, colmatant partiellement les pores, aie pu provoquer la formation d’une barrière de faible perméabilité mobile, progressant à la vitesse d’écoulement du réservoir.
Une altération des perméabilités, quelle que soit son origine, devrait se traduire, en réponse à une baisse des pressions de production, par un accroissement concomitant des pressions d’injection conformément au concept de doublet géothermique, dont la connectivité, fait assez exceptionnel, est presque parfaitement réalisée sur le doublet GVLB, au vu du spectre de la Figure 5. Or cela n’est pas le cas, les pressions d’injection se stabilisant à 11 bar. On pourrait supposer que l’ouvrage injecteur compense l’impact d’une baisse de perméabilité à l’Est par un drainage accentué des fractions occidentales ; comment expliquer qu’une telle compensation ne se vérifie pas à l’Est du puits producteur siège de transmissivités plus élevées ?
De même façon, comment expliquer que l’impact du dépôt affectant les fractions supérieures du tubage producteur s’évanouisse, au moins partiellement, lors de la reprise de l’exploitation, après un arrêt prolongé, pour réapparaître progressivement en s’amplifiant, dans les mois qui suivent ?
Enfin, si la thèse du dépôt devait être retenue, quelle serait son origine ?
Autant de réponses plausibles qui posent autant de questions tout aussi plausibles, qui si elles stimulent le raisonnement se sont traduits par le forage d’un nouveau puits de production.
Conclusion.
Endommagement du proche réservoir ou du puits?
L’essai d’exploitation du TAI à des fins de mesure de la pression du réservoir en fond de puits via un fluide de remplissage allégé, matérialisé par la perte de charge naturelle du réservoir représentée dans la courbe de la Figure 7, permet de conclure à l’endommagement/encrassement de puits producteur GA1 comme seule et unique cause de la perte de productivité. Reste à déterminer les mécanismes thermochimiques à l’origine du processus d’endommagement.
