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Formation et récupération du pétrole
Le pétrole, source d’énergie primaire d’origine fossile, est l’un des piliers de l’économie industrielle contemporaine au vu de ses caractéristiques : source d’énergie dense, facilement stockable et transportable. Une partie de ses composés est également valorisée au travers de l’industrie pétrochimique, fournissant ainsi des matières premières clés pour tous les secteurs de la chimie (plasturgie, textile, pharmaceutique, etc.).
Formation du pétrole
Le pétrole est une huile naturelle utilisée comme source d’énergie. Il est issu de la décomposition de végétaux et d’animaux aquatiques ou terrestres et accumulés dans des bassins sédimentaires, au fond des océans, des lacs et des deltas. Cette formation s’échelonne sur des dizaines de millions d’années. Trois phases se succèdent :
• la phase d’accumulation de matières organiques dans les profondeurs lors de la sédimentation. Cette matière est issue d’êtres vivants (plancton, végétaux, animaux, etc.).
• la phase de maturation en hydrocarbures, moment où la matière se transforme avec l’augmentation de la pression et de la température au cours de l’enfouissement. Elle est d’abord transformée en kérogène. A haute température (supérieure à 60°C, ce qui correspond à un enfouissement d’environ 1500 à 2000 mètres), le kérogène subit une décomposition thermique, appelée craquage thermique, générant les hydrocarbures.
• la phase de migration et piégeage : les hydrocarbures migrent au travers des roches poreuses et perméables. S’ils rencontrent une roche imperméable, ils s’accumulent sous cette dernière et forment un gisement de pétrole. Dans le cas contraire, ils poursuivent leur migration jusqu’à la surface où ils s’oxydent ou subissent une biodégradation.
La naissance d’un gisement de pétrole (ou de gaz) résulte ainsi d’une conjonction favorable de facteurs géologiques. Cela influe sur la disparité des gisements dans le monde et la composition chimique des pétroles. Le pétrole résultant est composé d’un mélange variable d’hydrocarbures – molécules composées d’atomes de carbone et d’hydrogène – associés, en moindre quantité, à d’autres atomes comme le soufre, l’azote et l’oxygène. Certains de ses composants peuvent être gazeux, liquides et parfois solides selon la température et la pression. Les pétroles sont généralement classés selon leur origine et leurs caractéristiques physiques et chimiques (densité, viscosité, teneur en soufre, composition par familles chimiques (SARA), etc.). La densité du pétrole brut est généralement exprimée en degré API, conformément à une échelle mise au point par l’Institut américain du pétrole (American Petroleum Institute / API). Cette densité API permet de caractériser la qualité du pétrole : un pétrole est qualifié de léger si son degré API est supérieur à 31 tandis qu’il est qualifié de bitumineux si son degré API est inférieur à 10. Les pétroles ayant des degrés API compris entre 20 et 45 sont dits conventionnels et ceux ayant des degrés inferieurs à 20 sont dits lourds .
Comme les produits pétroliers sont très complexes, une des méthodes de différentiation des pétroles est basée sur la répartition des différentes familles chimiques qui les composent. Cette méthode est appelée l’analyse SARA pour référence à quatre familles chimiques différentes : les Saturés (S), les Aromatiques (A), les Résines (R) et les Asphaltènes (A). L’analyse SARA est faite par une succession d’extractions dans différents solvants. Les saturés sont composés des n alcanes, des iso-alcanes et des cycloalcanes (ou naphtènes). Dans les aromatiques on peut trouver le benzène ainsi que tous ses dérivés ayant un ou plusieurs noyaux benzéniques. Dans la famille des résines, on trouve des composés très polaires comprenant des longues chaines d’alcanes qui peuvent contenir des cycles, des hétérocycles et différents atomes tels que l’azote, l’oxygène, le soufre et même des métaux lourds (Ni, V). Finalement, la famille des asphaltènes contient des composés très polaires ayant des structures extrêmement complexes. Ces composés sont formés par l’accumulation de feuillets polyaromatiques condensés reliés par des chaines saturées et qui peuvent contenir, comme la famille des résines, des hétéroatomes .
Récupération du pétrole
La localisation des réservoirs pétroliers est effectuée par des géologues et des géophysiciens qui vont rechercher des hétérogénéités géologiques à l’aide de camionsvibreurs. Ces derniers produisent des ondes sismiques et des détecteurs spécifiques détectent les ondes renvoyées. Grâce au principe de la réflexion sismique permettant d’analyser les ondes renvoyées, la probabilité de présence de pétrole est estimée. Des navires-sismiques, qui produisent des ondes sismiques grâce à des canons à air ou à eau, sont utilisés pour identifier les gisements sous marins sur le même principe que pour les gisements terrestres. Une fois qu’un gisement est découvert, un forage doit être mis en place pour estimer la quantité d’hydrocarbures contenue dans le réservoir de pétrole et statuer sur la rentabilité de son exploitation. En cas de conclusion favorable, la récupération du pétrole commence. Cette récupération se fait en trois étapes, avec des taux de récupération différents en fonction des caractéristiques des réservoirs (nature d’huile, perméabilité, nature des roches…). Les trois étapes sont les suivantes :
a) Récupération primaire
b) Récupération secondaire
c) Récupération tertiaire (éventuellement)
Récupération primaire
La récupération primaire a lieu lorsque la pression au sein du réservoir est suffisante pour faire remonter le pétrole jusqu’à la tête du puits. Cela est induit par l’expansion des gaz présents dans le réservoir ou bien par la remontée de l’eau provenant d’un aquifère. Dans ce cas, le réservoir est dit « éruptif » et la récupération du pétrole est estimée entre 5 et 25 %vol de la quantité initialement en place, ce pourcentage dépendant notamment de la perméabilité de la roche et de la viscosité du pétrole et donc de sa capacité à pouvoir s’écouler jusqu’à la surface.
Récupération secondaire
Lorsque la pression devient trop faible pour assurer la remontée du pétrole, il est indispensable de recourir à une récupération dite « assistée ». La première récupération « assistée » est la « récupération secondaire ». Cette récupération consiste en l’injection de gaz (généralement le gaz produit) ou d’eau afin de pallier la diminution de la pression au sein du réservoir. L’injection d’eau, appelée « waterflooding » , consiste à injecter de très grandes quantités d’eau à la base du gisement afin de balayer le réservoir pour déplacer le pétrole vers le puits de production (Figure 3).
Au bout d’un certain temps, les forces capillaires vont induire la rétention de quantités importantes de pétrole brut derrière le front d’écoulement. C’est pourquoi, seulement environ 20 % de la quantité restante après la récupération primaire peut être récupéré via cette méthode.
Récupération tertiaire
Après la récupération secondaire, 55 à 75 % du pétrole restent dans la roche réservoir9,10. Il est estimé que près de 2 × 10¹² barils de pétrole conventionnel et 5 × 10¹² barils de pétrole lourd resteront dans les réservoirs du monde entier lorsque les méthodes de récupération traditionnelles auront été épuisées . Pour pallier cela, des méthodes avancées de récupération peuvent être mises en place afin de récupérer le maximum de pétrole possible. Cette récupération est appelée en anglais « Enhanced Oil Recovery (EOR) ». L’objectif attendu de récupération d’huile par l’EOR varie considérablement selon le type d’hydrocarbures : par exemple, pour un réservoir contenant des hydrocarbures légers et ayant une saturation en huile de 85 %vol. et une saturation en eau de 15 %vol., la quantité d’huile restant à récupérer correspond à environ 45 %vol. de la quantité d’huile initialement présente dans le réservoir . Pour un réservoir contenant des hydrocarbures bitumineux et ayant les mêmes caractéristiques que le réservoir précédent, des quantités d’huile négligeables sont produites en récupération primaire et secondaire, ce qui conduit à une quantité potentiellement récupérable par l’EOR de 100 %vol .
D’une façon générale, les méthodes de récupération assistée du pétrole sont divisées en deux grandes familles : les méthodes thermiques et les méthodes non thermiques. Les méthodes thermiques consistent à introduire de la chaleur dans les gisements par différentes techniques, telles que l’injection de vapeur ou la combustion in situ, afin d’améliorer le déplacement du pétrole en diminuant sa viscosité. Ces méthodes thermiques sont les plus avancées parmi les méthodes d’EOR parce qu’elles ont été testées depuis les années 50 et la technologie utilisée est bien développée . Ces méthodes sont utilisées pour la récupération des pétroles lourds et bitumineux. Les méthodes non thermiques sont utilisées pour l’extraction des pétroles légers (<100 cP, soit 100 mPa.s) et certains pétroles modérément visqueux (< 2000 cP, soit 2000 mPa.s) . Les deux principales sous-classes des méthodes non thermiques sont les méthodes d’injection d’un fluide miscible et les méthodes chimiques (Figure 5).
Les méthodes d’injection d’un fluide miscible consistent en l’injection d’un gaz ou d’un fluide, miscible avec l’huile du réservoir soit au premier contact, soit après plusieurs contacts. Une zone de transition étroite (zone de mélange) se développe entre le fluide de déplacement et l’huile du réservoir, induisant un déplacement de type piston. La zone de mélange et le profil du solvant avancent avec la propagation du flux de fluide injecté. Un exemple de cette méthode est l’injection de CO2 supercritique qui permet la solvatation et la diminution de la viscosité du pétrole brut facilitant ainsi sa mobilisation .
Les méthodes chimiques consistent à injecter une formulation afin de faciliter la circulation de l’huile à travers la roche et la mobiliser vers les puits producteurs. Cette formulation peut contenir des polymères (P) (tels que des polyacrylamides partiellement hydrolysés) qui jouent le rôle d’un viscosifiant et/ou des tensioactifs (S), qui abaissent la tension interfaciale entre le fluide injecté et l’huile et/ou parfois des alcalins (A). Lorsque l’on combine ces trois composants, on parle de procédés ASP (Alkaline, Surfactant, Polymer). D’autres méthodes de récupération sont étudiées, telles que la récupération par injection de microorganismes et la récupération par injection de mousses.
Pour optimiser ces méthodes EOR, la compréhension des mécanismes de mobilisation de l’huile résiduelle est indispensable. Cette mobilisation de l’huile résiduelle est influencée par deux facteurs majeurs : le nombre capillaire (Ca) et le rapport de mobilité (M) .
Une valeur de M > 1 est considérée comme défavorable car elle indique que le fluide de déplacement s’écoule plus facilement que le fluide déplacé (huile). Cela peut provoquer un contournement et une inhomogénéité du front balayé. Dans de telles conditions, et en l’absence d’instabilités visqueuses, une plus grande quantité de fluide de déplacement est nécessaire pour obtenir une récupération d’huile résiduelle donnée. L’effet du ratio de mobilité sur le déplacement de l’huile est illustré sur la Figure 6. L’efficacité de déplacement est augmentée lorsque M tend vers 1 et cette valeur est désignée comme un ratio de mobilité « favorable ».
EOR chimique par voie tensioactive (ou récupération tertiaire par voie chimique tensioactive)
Dans le cadre de ces travaux de thèse, on s’intéresse à la récupération tertiaire par voie chimique tensioactive, qui fait l’objet de nombreux travaux de recherche et développement au sein d’IFPEN dans le cadre des activités de l’Alliance EOR . Plus précisément, ces travaux sont dédiés à la caractérisation en ligne des effluents des expérimentations faites au laboratoire (dites « coreflood ») afin d’optimiser les formulations EOR. Pour cela, nous détaillerons par la suite les formulations EOR et les expérimentations faites pour évaluer les performances de ces dernières.
Dans une formulation EOR chimique, les tensioactifs (TA) ont pour rôle principal d’abaisser la tension interfaciale entre la formulation et le brut. Les tensioactifs sont des molécules amphiphiles grâce à leur « tête » hydrophile et leur « queue » hydrophobe .
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Table des matières
Introduction
1 Chapitre 1 : de la problématique EOR à la stratégie et la méthodologie de la thèse
1.1 Formation et récupération du pétrole5
1.1.1 Formation du pétrole
1.1.2 Récupération du pétrole
1.1.3 EOR chimique par voie tensioactive (ou récupération tertiaire par voie chimique tensioactive)
1.2 Expérimentations coreflood
1.3 Méthodes de dosage actuellement utilisées pour les expérimentations EOR
1.3.1 Quantification du tensioactif
1.3.2 Quantification du volume d’huile récupéré
1.4 Problématique des expérimentations coreflood et stratégie proposée
1.4.1 Problématique des expérimentations coreflood
1.4.2 Stratégie proposée
1.5 Dilution, mélange, séparation et analyses : utilisation de l’outil microfluidique
1.5.1 Dilution et mélange
1.5.2 Méthode de séparation eau/huile à l’échelle microfluidique
1.5.3 Méthodes de dosage
1.6 Récapitulatif du premier chapitre
2 Chapitre 2 : Systèmes physico-chimiques, matériels microfluidiques et techniques d’analyse
2.1 Produits utilisés
2.2 Montages microfluidiques pour la séparation des effluents EOR
2.2.1 Pousse-seringues
2.2.2 Microsystème de type capillaires imbriqués
2.2.3 Dispositif de dilution et de mélange
2.2.4 Dispositif de séparation membranaire
2.2.5 Microscopes et caméras
2.3 Méthodes d’analyse
2.3.1 Quantification des tensioactifs
2.3.2 Quantification du volume d’huile récupérée
2.4 Scan de salinité : préparation, effet de la dilution et cinétique de transfert
2.4.1 Préparation des échantillons
2.4.2 Effet de la dilution et sa cinétique
2.5 Autres analyses physico-chimiques
2.5.1 Mesure angle de contact
2.5.2 Microscopie électronique à balayage
2.5.3 Dosage Karl-Fischer (KF)
2.6 Tableau récapitulatif des composants des montages expérimentaux et des conditions expérimentales
3 Chapitre 3 : Caractérisation du dispositif de séparation membranaire
3.1 Modélisation hydrodynamique du dispositif de séparation membranaire
3.1.1 Hypothèse de travail
3.1.2 Modèle hydrodynamique
3.2 Caractérisations de la membrane du dispositif de séparation membranaire
3.3 Caractérisation du dispositif de séparation avec une injection monophasique
3.3.1 Impact de la mouillabilité de la membrane
3.3.2 Influence du débit d’injection
3.3.3 Influence de l’ajout d’une résistance en sortie
3.3.4 Influence du fluide injecté
3.4 Caractérisation du dispositif de séparation avec un fluide diphasique (système modèle)
3.4.1 Influence du débit d’injection
3.4.2 Influence du ratio volumique eau/huile injecté
3.4.3 Influence de la tension interfaciale (IFT)
3.5 Caractérisation du dispositif de séparation avec une injection diphasique du système réel
3.6 Conclusion
4 Chapitre 4 : Séparation membranaire et quantification des tensioactifs au sein d’un système modèle
4.1 Séparation d’une émulsion réalisée à l’aide d’un système conduisant à une microémulsion de type Winsor I à l’état d’équilibre
4.1.1 Montage avec puce de dilution et de mélange contenant les chevrons
4.1.2 Montage avec puce de dilution et de mélange sans les chevrons
4.2 Séparation d’une émulsion réalisée à l’aide d’un système conduisant à une microémulsion de type Winsor III à l’état d’équilibre
4.3 Conclusion
5 Chapitre 5 : Séparation membranaire et quantification d’un système « réel » : jusqu’à l’application coreflood
5.1 Séparation d’une émulsion réalisée à l’aide d’un système conduisant à une microémulsion de type Winsor I à l’état d’équilibre
5.2 Application coreflood
5.2.1 Conditions expérimentales de l’expérimentation coreflood
5.2.2 Résultats de la séparation des effluents coreflood et de la quantification des tensioactifs
5.3 Conclusion
Conclusion
