Effet de l’injection d’eau de production sur la perméabilité des réservoirs pétroliers non cimentés

Dans l’ingénierie pétrolière, les réserves désignent le volume de pétrole récupérable, à partir de champs de pétrole découverts, sur la base des contraintes économiques et techniques actuelles. Ce volume est estimé à partir de la quantité de pétrole présente dans des champs déjà connus, affectée d’un coefficient minorant dépendant de la capacité à extraire du sol ce pétrole. Ce coefficient dépend de chaque champ, il peut varier de 10 à 50 %, avec une moyenne mondiale de l’ordre de 35% en 2009 (Panorama, 2011). On peut noter que 60 % des réserves de pétrole et de gaz mondial se trouvent dans des réservoirs carbonatés, et que 90 % des puits producteurs de pétrole et de gaz sont forés dans des réservoirs siliclastiques. Actuellement, la plupart des découvertes ont été réalisées dans des formations sableuses non consolidées ou bien des grés faiblement consolidés et cimentés.

La majorité des réservoirs pétroliers présente une couche d’eau naturelle qui s’appelle « eau de formation » située entre les couches d’hydrocarbure. Pour accélérer et/ou maintenir la production, on injecte une quantité supplémentaire d’eau. Lors de la production, l’huile produite peut être associée avec de l’eau. Le liquide ainsi produit se présente donc sous la forme d’un mélange d’eau libre, émulsion d’huile/eau et huile. Il peut arriver que la quantité d’eau produite devienne jusqu’à 3 à 6 fois supérieure à celle de l’huile (Kevin et al., 2003). Les réglementations environnementales de plus en plus strictes encouragent le secteur pétrolier et gazier à réduire son empreinte environnementale et à mettre au point des solutions efficaces pour le traitement de l’eau en vue de sa réutilisation. Cette eau contient en général des matières qui sont défavorables à l’environnement. Il faut donc utiliser des équipements pour le traitement de l’eau produite qui sont très coûteux. De ce fait, la technique de réinjection d’eau produite (ou eau de production) dans les réservoirs s’est imposée et s’est développée. Cette technique, appelée PWRI (Produced Water Re-Injection ; Wong et al. 2010, Farajzadeh 2004, Al-Abduwani et al., 2003), a le grand avantage de maintenir la pression de réservoir et par conséquent le taux de production. Cependant, elle présente quelques inconvénients du fait que, malgré une filtration avant la réinjection, l’eau produite contient fréquemment des particules solides (diamètre de quelques microns) provenant de la formation géologique, l’huile résiduelle et le soluté d’autres produits chimiques. Par leur transport et leur dépôt, ces particules peuvent réduire considérablement les espaces poreux disponibles, dégrader la perméabilité du milieu et donc réduire l’efficacité d’injection et d’exploitation (Baghdikian et al. 1989 ; Li et al. 2008). De plus, dans le cas de la réinjection à débit imposé, la diminution de la perméabilité provoque une augmentation de la pression d’injection, parfois au-delà de la capacité des pompes. La connaissance des mécanismes du transport et du dépôt  des particules solides dans un milieu poreux et leurs conséquences en termes de diminution de la perméabilité sont donc très importants pour un meilleur contrôle des opérations de PWRI.

Eau de production et PWRI

La production des hydrocarbures est généralement accompagnée par une production d’eau qui vient de la formation et/ou de la quantité d’eau préalablement injectée dans la formation afin d’améliorer la productivité des hydrocarbures . Cette quantité d’eau augmente au fur et à mesure de la maturation du champ. Ces eaux sont souvent mélangées avec des émulsions d’huile et des particules solides venant de la formation. Il faut également ajouter que la réglementation des rejets de l’eau de production évolue vers des teneurs en huile et matières solides de plus en plus faibles. De ce fait, la réinjection de l’eau de production est la solution adoptée par les ingénieurs réservoir pour évacuer ces eaux et pour maintenir la pression de réservoir. Le traitement des eaux produites en vue de la réinjection est essentiel pour la récupération assistée du pétrole. Malgré le grand nombre de traitements, l’eau produite contient encore fréquemment des particules solides d’une taille de quelques microns avec une très faible concentration, de l’huile résiduelle, des solutés d’autres produits chimiques et des bactéries (Kreuger, 1986 cité par Ali Joumaa, 2007). Par leur transport et dépôt, ces produits peuvent réduire considérablement l’espace poreux disponible dans le réservoir, dégrader la perméabilité du milieu et donc réduire l’efficacité de l’injection .

Dans la littérature pétrolière, il est souvent admis que le rapport taille des particules / taille des pores est un paramètre clé qui prédit le colmatage de milieu. Si ce rapport est plus grand 1/3, la formation d’une structure formée par les particules bloquées à l’entrée du milieu appelée « cake externe » peut se produire ; si ce rapport est inférieur à 1/3 mais supérieur à 1/7, les particule vont envahir le milieu former un cake interne ; enfin, si ce rapport est plus  inférieur à 1/7, les particules peuvent pénétrer facilement dans le milieu sans causer de baisse significative de perméabilité (Barkman et Davidson 1972, Abrams 1977)  .

Mécanismes physiques mis en jeu lors de transport et de dépôt des particules 

Les particules solides peuvent se déposer lors de leur déplacement dans le milieu poreux en provoquant un colmatage progressif du milieu et une diminution de sa perméabilité. Selon Remize (2006) on distingue trois types de colmatages  :
– Dépôt de particules en surface : les particules ayant une taille supérieure à celle des pores du milieu se déposent à la surface de celui-ci et forment une couche qui freine l’écoulement
– blocage des pores : les particules plus petites que les pores peuvent pénétrer et bloquer partiellement ou totalement ces pores. Ce phénomène dépend de la forme et de la taille relative des pores et des particules ainsi que des conditions hydrodynamiques.
– adsorption : Ce phénomène, qui se produit généralement avec les macromolécules (e.g des protéines) présentes dans le fluide, dépend de la nature du couple soluté/milieu, des conditions du milieu (températures, pH) et des conditions opératoires de filtration (concentration en soluté, vitesse de circulation).

La filtration est un procédé qui permet de retenir les particules présentes dans un fluide traversant un filtre composé par un milieu granulaire. L’efficacité du procédé dépend de plusieurs paramètres : le milieu poreux (la porosité, le diamètre des pores, la taille et la forme des grains), les particules présentes dans la suspension (la concentration, la taille, la forme et la densité), les caractéristiques du fluide d’écoulement (la viscosité et la densité) et les caractéristiques de l’écoulement (le débit et le nombre de Reynolds).

Les premières études sur le transport et le dépôt des particules ont été probablement réalisées par Iwasaki (1937), puis développées par plusieurs auteurs parmi lesquels on peut citer Maroudas et Eisenklam (1965), Yao et al. (1971), Tien et Payatakes (1979). La plupart des études ont été effectuées dans le domaine de l’ingénierie chimique et du traitement des eaux usées. Yao et al. (1971) ont développé la théorie de la filtration en se basant sur les résultats expérimentaux du transport unidimensionnel de sable dans une colonne remplie par des grains sphériques.

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Table des matières

INTRODUCTION GENERALE
CHAPITRE 1. ETUDE BIBLIOGRAPHIQUE
1.1 Introduction
1.2 Eau de production et PWRI
1.3 Mécanismes physiques mis en jeu lors du transport et du dépôt des particules
1.3.1 Transport des particules
1.3.2 Dépôt des particules
1.4 Modélisation du transport et du dépôt des particules solides
1.4.1 Approches de modélisation
1.4.2 Caractérisation des cales interne et externe formés pendant l’injection
1.5 Etudes expérimentales du transport/dépôt des particules dans un milieu poreux28
1.5.1 Effet de la taille des particules
1.5.2 Effet de la concentration en particules du fluide injecté
1.5.3 Effet du débit d’injection
1.6 Processus de décolmatage
1.6.1 Méthodes physiques et chimiques
1.6.2 Méthodes hydrodynamiques instationnaires
1.7 Conclusions
CHAPITRE 2. MATERIAUX ETUDIES ET TECHNIQUE EXPERIMENTALES
2.1 Introduction
2.2 Description des matériaux étudiés
2.3 Méthodes de caractérisation des matériaux testés
2.3.1 Granulométrie par tamisage à sec
2.3.2 Granulométre laser
2.3.3 Microscopie électronique à balayage (MEB)
2.3.4 Dispositif et procédure de mesure de la distribution de la taille d’accès aux
pores
2.3.5 Porosimétrie au mercure
2.4 Dispositifs et protocoles expérimentaux pour les essais d’injection en cellule, en
colonne et en chambre d’étalonnage
2.4.1 Dispositif d’injection en cellule
2.4.2 Dispositif d’injection en colonne
2.4.3 Procédure d’essai
2.4.4 Dispositif d’injection en chambre d’étalonnage
2.5 Conclusions
CHAPITRE 3 PRESENTATION ET ANALYSE DES RESULTATS EXPERIMENTAUX
3.1 Introduction
3.2 Programme expérimental
3.3 Présentation et analyse des résultats expérimentaux d’injection
3.3.1 Résultats typique d’un essai en colonne d’injection
3.3.2 Résultats typique d’un essai d’injection en cellule
3.3.2.1 Phase d’injection d’eau propre
3.3.2.2 Phase d’injection de la suspension
3.3.2.3 Phase d’injection d’eau propre après colmatage
3.3.2.4 Evolution de la perméabilité pendant les trois phases
3.3.2.5 Evolution de la distribution de la taille d’accès aux pores
3.3.3 Etude paramétrique
3.3.3.1 Effet de la concentration en particules du fluide injecté
3.3.3.2 Effet du débit d’injection
3.3.3.3 Effet de la taille des particules injectées
3.3.3.4 Effet de la taille d’accès aux pores
3.3.3.5 Influence de la rugosité de la surface des grains
3.3.3.6 Effet de la contrainte de confinement
3.3.4 Essai d’injection radiale en chambre d’étalonnage
3.3.4.1 Analyse des résultats de l’essai d’injection
3.3.4.2 Analyse du massif après essai
3.4 Conclusions
CHAPITRE 4 MODELISATION DU PHENOMENE DE COLMATAGE
4.1 Introduction
4.2 Modélisation de la filtration par le modèle de convection
4.2.1 Application du modèle sur les essais d’injection en cellule
4.2.2 Validation du modèle
4.3 Caractérisation du cake interne et/ou externe par le modèle d’Eylander
4.3.1 Cas d’un cake externe
4.3.2 Cas d’un cake interne
4.3.3 Résultats du modèle pour les deux cas (cakes interne et externe)
4.4 Développement d’un nouveau modèle de colmatage
4.4.1 Formulation du modèle
4.4.2 Analyse des essais d’injection en cellule
4.4.3 Validation du modèle
4.5 Conclusions
CONCLUSION GENERALE 

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