L’utilisation des polymères pour la récupération du pétrole

Les travaux de thèse présentés ici portent sur la synthèse et la caractérisation de polymères hydrosolubles, associatifs et échangeables pour la récupération assistée du pétrole. Après les étapes de récupération dites « conventionnelles », on estime que seulement 30 à 40% du pétrole présent à l’intérieur d’un réservoir est extrait. Par conséquent, plus de 60% restent bloqués à l’intérieur, sans que la surpression naturelle ni l’injection d’eau et/ou de gaz ne permettent de les récupérer.

Augmenter ce taux de récupération constitue un enjeu majeur pour TOTAL, et en particulier sa branche Exploration & Production. En effet, alors que la demande mondiale en pétrole augmente de quelque 1 à 1,5% par an, la production d’huile conventionnelle décroît d’environ 5% annuellement. Il est donc nécessaire de trouver de nouvelles voies d’exploration, et le développement des technologies E.O.R. constituent aujourd’hui la stratégie la plus prometteuse pour atteindre cet objectif. Parmi cellesci, l’injection de polymères concentre une part importante des recherches dans ce domaine et s’avère particulièrement bien adaptée à l’ensemble des projets explorés par TOTAL. Cette technique consiste à réduire la mobilité du fluide d’extraction en ajustant sa viscosité avec celle de l’huile, afin d’obtenir un meilleur balayage à l’intérieur du puits. Une augmentation du taux de récupération jusqu’à 20% par rapport à la quantité de pétrole initialement en place peut alors être envisagée.

Toutefois, les conditions rencontrées lors des opérations d’injection sont souvent sévères, qu’il s’agisse des forts taux de cisaillement induits par l’injection, des températures (entre 50 et 140°C) ou des salinités variées (entre 0,4 et 250 g/L). Dans ces conditions, les longues chaînes des polymères actuellement utilisés tendent à se casser de manière irréversible. Le fluide d’extraction, une fois à l’intérieur du puits, perd alors une grande partie de ses propriétés viscosifiantes.

L’utilisation des polymeres pour la recuperation du petrole

Les différentes étapes de la vie d’un champ pétrolifère

La formation du pétrole
Également appelé « huile » ou « pétrole brut », le pétrole est un combustible fossile dont la formation remonte à plusieurs millions d’années et résulte de la décomposition de matières organiques dans certaines roches appelées « roches mères ». Suite à l’accumulation de nouveaux sédiments, ces roches vont s’enfouir et le pétrole va remonter vers des roches poreuses, appelées « roches réservoirs ». Si ces dernières ne sont pas surmontées d’une roche imperméable (« roche couverture»), le pétrole peut alors remonter jusqu’à la surface pour former des suintements de pétrole (Figure 1.1). À l’inverse, dans le cas où des roches couvertures bloquent la migration du pétrole, ce dernier se retrouve bloqué dans des « pièges à pétrole » dont les origines sont diverses : les pièges structuraux, tels que les failles ou les plissements, proviennent de mouvements terrestres, tandis que les pièges stratigraphiques sont des couches sédimentaires n’ayant pas subi de déformation, comme les dômes de sel par exemple.

L’exploitation d’un champ de pétrole

Après la réalisation d’études sismiques destinées à localiser les réservoirs de pétrole, ces derniers sont forés : un tuyau d’acier est inséré dans un trou préalablement formé à partir d’une plate-forme pétrolière. La récupération du pétrole présent dans les réservoirs peut alors démarrer.

La récupération du pétrole est un procédé complexe qui se déroule en plusieurs étapes. La première d’entre elles est la « récupération primaire ». Cela correspond au moment où la pression à l’intérieur du puits est suffisante pour faire remonter le pétrole à la surface. Ainsi, par simple agencement de vannes reliées à un système de canalisation, le pétrole extrait peut être récupéré pour stockage ou traitement ultérieur (Figure 1.2). A l’issue de cette première étape, entre 5 et 15% du pétrole présent dans le gisement est récupéré.

C’est alors qu’intervient la seconde étape, dite « récupération secondaire ». Cette dernière consiste à injecter des fluides (eau et/ou gaz) de façon à maintenir la pression au sein du réservoir et ainsi « pousser » l’huile vers la surface (Figure 1.3). On estime alors que l’on récupère en moyenne 30% de pétrole supplémentaire.

Cela signifie qu’après ces deux étapes, plus de 60% du pétrole est toujours bloqué à l’intérieur du réservoir. C’est pour améliorer ce taux de récupération que la «récupération tertiaire », plus connue sous le nom de « récupération assistée du pétrole », est alors mise en œuvre.

La récupération assistée du pétrole

L’objectif de cette dernière étape d’exploitation d’un champ de pétrole est d’augmenter le taux de récupération de 5 à 20%. Pour cela, trois techniques principales existent :

– L’injection thermique de vapeur d’eau :
Cette technique consiste à injecter de la vapeur d’eau dans le puits de façon à augmenter la température à l’intérieur de ce dernier pour réduire la viscosité, voire vaporiser une partie du pétrole et ainsi augmenter sa mobilité.

– L’injection de gaz miscibles :
Dans certaines conditions de pression et de température, des mélanges d’hydrocarbures légers ou du CO2 peuvent agir comme un solvant du pétrole et ainsi le rendre plus fluide et le faire gonfler pour faciliter son extraction. Il s’agit de la technique la plus couramment utilisée aujourd’hui.

– L’injection de produits chimiques :
Cette dernière technique regroupe deux méthodes principales : l’injection de tensio-actifs et l’injection de polymères. La première méthode consiste à réduire l’adhésion du pétrole sur la roche tandis que la seconde permet d’améliorer les propriétés rhéologiques de l’eau injectée et ainsi obtenir un meilleur balayage à l’intérieur du puits.

L’utilisation de l’une ou l’autre des techniques dépend principalement de la viscosité de l’huile à récupérer (Figure 1.4). Pour les huiles dites « conventionnelles » (0,1 < η < 1000 cP), les injections de gaz ou de produits chimiques seront privilégiées tandis que les méthodes thermiques seront employées pour les huiles « extra-lourdes » (η > 1000 cP).

L’injection de polymères

Principe
Lorsqu’elle est injectée en récupération secondaire, parce qu’elle a presque toujours une viscosité plus faible que l’huile, l’eau tend à emprunter des chemins de moindre résistance, balayant inefficacement l’intérieur du puits. Pour pallier à cela, il est donc nécessaire de réduire la mobilité de l’eau en augmentant sa viscosité. La solution réside dans l’ajout de chaînes de polymères hydrosolubles. Une fois mises en solution, ces dernières vont pouvoir se déplier et ainsi augmenter la viscosité de l’eau.

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Table des matières

Introduction générale
Chapitre I : Revue bibliographique
1. Introduction
2. L’utilisation des polymères pour la récupération du pétrole
2.1 Les différentes étapes de la vie d’un champ pétrolifère
2.2 La récupération assistée du pétrole
2.3 L’injection de polymères
3. Les polymères associatifs
3.1 Polymères associatifs basés sur les interactions hydrophobes
3.2 Polymères associatifs basés sur les interactions ioniques
4. Polymères associatifs basés sur la chimie covalente réversible et dynamique
4.1 Introduction
4.2 Chimie covalente réversible
4.3 Chimie covalente dynamique
5. La liaison imine
5.1 Synthèse d’imines
5.2 Réactions d’échange sur les imines
6. Conclusion
7. Références
Chapitre II : Synthèse et caractérisation des polymères associatifs
1. Introduction
2. Synthèse des monomères et d’un benzaldéhyde aromatique
2.1 Synthèse du monomère Amine (N-(2-aminoethyl)acrylamide)
2.2 Synthèse du monomère Aldéhyde (N-(3-formylphenyl)acrylamide)
2.3 Synthèse du benzaldéhyde hydrosoluble (4-(2,3-dihydroxypropoxy)benzaldéhyde)
3. Synthèse des polymères
3.1 Polymérisation en milieu aqueux
3.2 Polymérisation en milieu organique
4. Partie expérimentale
4.1 Matériel et Méthodes
4.2 Synthèse des monomères Amine et Aldéhyde et d’un benzaldéhyde hydrosoluble
4.3 Synthèse des polymères en milieu aqueux
4.4 Synthèse des polymères en milieu organique
5. Conclusion
6. Références
Chapitre III : Étude thermodynamique de l’association
1. Introduction
2. Présentation de la méthode
3. Influence des paramètres structuraux et du rapport molaire
3.1 Influence du rapport molaire amine/aldéhyde
3.2 Influence du taux de charge
3.3 Influence du taux de fonction
4. Influence des paramètres liés à l’application
4.1 Influence du pH
4.2 Influence de la salinité
4.3 Influence de la température
5. Conclusion
6. Références
Chapitre IV : Étude rhéologique des formulations aqueuses de polymères
1. Introduction
2. Mise en place des expériences
2.1 Préparation des mélanges
2.2 Mesure rhéologique des mélanges
3. Importance de l’ajout de Na2CO3
4. Influence de la concentration en polymères
5. Effets des paramètres structuraux
5.1 Effet du taux de charge et de la fonctionnalité
5.2 Effet de la masse molaire
6. Effets des paramètres liés à l’application
6.1 Effet du pH
6.2 Effet de la salinité
6.3 Effet de la température
7. Ajout d’une molécule compétitrice
7.1 Ajout dans la solution de polyamines
7.2 Ajout dans le gel préformé
8. Conclusion
9. Références
Conclusion générale