Soutenance mémoire
Qu’est-ce que la récupération assistée du pétrole ?
La récupération primaire fait référence au volume d’hydrocarbure produit uniquement par des mécanismes naturels et se termine quand ces derniers ne sont plus capables à eux seuls de maintenir des taux de production rentables. Parmi ces mécanismes naturels : expansion du ciel gazeux, la remontée de l’eau provenant d’un aquifère mais aussi la compaction de la roche qui résulte de la diminution de la pression dans les pores . Tous ces mécanismes forcent le déplacement de l’huile vers les puits de production. Si la pression dans le réservoir n’est pas suffisante pour produire l’huile, des pompes peuvent être utilisées (« Artificial Lift »).
La récupération primaire atteint ses limites quand la pression dans le réservoir devient très basse. Le taux de récupération lors de cette étape varie entre 5% et 40% [11] . Ce taux dépend des caractéristiques du réservoir et des fluides présents. Pour augmenter la production, une énergie doit être introduite dans le réservoir via des puits d’injections afin de pousser le pétrole vers les puits de production. En pratique, de l’eau est injectée dans l’aquifère (waterflooding) ou du gaz dans la zone gaz « gas cap » ce qui permet l’extension de ces zones permettant ainsi de pousser le pétrole. Cette deuxième étape de production est appelée « Récupération secondaire ». Cette étape atteint ses limites quand la production n’est plus rentable. La récupération est estimée à environ 20% supplémentaires par rapport à la récupération primaire. Ainsi, après la récupération primaire et secondaire, 2/3 du pétrole reste encore piégé dans le réservoir. De ce fait, des techniques ont été développées dans le but d’augmenter les quantités de pétrole produites, ces techniques sont appelées « Techniques de récupération assistée du pétrole ou tertiaires », et permettent d’atteindre des taux de récupération d’environ 60% [11].
Techniques de récupération assistée du pétrole
Devant une demande en pétrole qui ne cesse de croitre, la récupération assistée du pétrole jouera un rôle de plus en plusimportant pour augmenter les quantités d’huiles extraites. En effet, l’enjeu est très important puisque une augmentation de 1% du taux de récupération conduit à l’exploitation de 6 milliards de tonnes de pétrole supplémentaire, soit l’équivalent de 2 années de production [12]. Il existe trois grandes catégories de récupération tertiaire [13]: thermique, miscible et chimique.
Méthodes thermiques
Ces méthodes sont généralement utilisées dans le cas des huiles lourdes [14] en augmentant la température du réservoir. Selon le mode de production de l’énergie, deux méthodes peuvent être distinguées : la première consiste à produire de l’énergie en surface (injecter des fluides chauds dans le réservoir), et la deuxième consiste à créer de l’énergie directement dans le réservoir (« Combustion in situ »).
Injection de fluides miscibles
Afin d’améliorer la récupération du pétrole, le choix des fluides d’injection est très important. En effet, il vient naturellement à l’esprit de ne pas utiliser un fluide quelconque, mais un fluide qui serait miscible avec le pétrole. L’une des techniques les plus utilisées pour les déplacements miscibles est l’injection du gaz particulièrement le CO2 qui est miscible à l’huile.
Injection de produits chimiques
Ces techniques consistent à injecter des produits chimiques dans les réservoirs pétroliers afin de réduire la tension interfaciale entre l’eau et l’huile dans le cas des tensioactifs [15,16] où d’améliorer le balayage macroscopique dans le cas des polymères. On peut citer aussi les techniques de récupération microbiologiques qui consistent à injecter des microorganismes dans le réservoir pétrolier. Ces microorganismes réagissent avec les fluides se trouvant dans les réservoirs afin de générer soit des polymères soit des tensioactifs [14]. Une fois que le polymère et/ou le tensioactif est produit dans le réservoir, la technique de récupération du pétrole est similaire à la récupération par voie chimique.
D’autres méthodes tertiaires commencent à voir le jour, on peut citer notamment l’injection de gels ou encore de mousses [17,18].
Qu’est ce qui contrôle la récupération d’huile ?
L’efficacité d’un procédé de récupération d’huile peut être défini par le volume d’huile en contact et déplacé par une formulation dans un réservoir donné. L’efficacité E est définie comme le produit de deux termes : l’efficacité de déplacement macroscopique EV et l’efficacité microscopique ED.
𝐸 = 𝐸𝑉 ∗ 𝐸𝐷 (1)
Efficacité de déplacement macroscopique
L’efficacité de déplacement macroscopique EV concerne la mobilisation d’huile à l’échelle du réservoir. Elle dépend des caractéristiques de ce dernier (géologie, hétérogénéités …) et des propriétés des fluides injectés (Viscosité, densité). EV dépend du volume d’huile balayé dans un réservoir par une formulation donnée horizontalement mais aussi verticalement . Ainsi, pour une meilleure récupération d’huile, il est important d’avoir une valeur de Ev maximale. Pour ce faire, il faut maintenir un ratio de mobilité favorable entre le fluide déplaçant (formulation) et le fluide déplacé (huile) par l’addition de polymère pour viscosifier les eaux d’injections.
Types de polymères utilisés dans le cadre de l’EOR chimique
Dans le cadre de la récupération assistée du pétrole, deux familles de polymères sont utilisées : les biopolymères (polysaccharides) et les polymères de synthèse tels que les HPAM (Polyacrylamides partiellement hydrolysés). Tous ces polymères présentent une grande longueur de chaine (entre 3 et 35 millions de daltons). Dans le cas de cette thèse, seuls les HPAM seront utilisés.
Polyarcylamides
Les polyacrylamides et ses dérivés sont fabriqués à partir de la polymérisation des acrylamides seuls ou avec d’autres monomères afin d’apporter une charge positive ou négative à la macromolécule en fonction du réservoir. Les polymères anioniques sont les plus utilisés afin de limiter l’adsorption dans les réservoirs de type grès. Les acrylamides ne portent pas de charge, une charge est apportée en incorporant d’autres monomères tels que le sodium acrylate.
Choix de polymères pour l’EOR
Le choix d’un polymère dans le cadre de la récupération assistée du pétrole dépend de plusieurs paramètres notamment la température du réservoir, la perméabilité, la salinité des eaux d’injections, la présence ou pas d’ions divalents qui peuvent conduire à la précipitation du polymère. La connaissance de la perméabilité du réservoir permet d’adapter la longueur de la chaine du polymère. Cette dernière peut être contrôlée lors des différentes étapes de polymérisation et caractérisée par la masse moléculaire déterminée par une mesure de viscosité intrinsèque. Des mesures plus précises telle que la GPC (Gel Permeation Chromatoghraphy) peuvent être utilisées.
|
Table des matières
Chapitre I. Introduction
Chapitre II. Etude Bibliographique
II.1 Qu’est-ce que la récupération assistée du pétrole ?
II.2 Techniques de récupération assistée du pétrole
Méthodes thermiques
Injection de fluides miscibles
Injection de produits chimiques
II.3 Qu’est ce qui contrôle la récupération d’huile ?
Efficacité de déplacement macroscopique
Efficacité du déplacement microscopique
Récupération assistée du pétrole par injection d’alcalins (Alkaline flooding)
Récupération assistée du pétrole par injection d’alcalins-tensioactif-polymère (ASP flooding)
II.4 Compatibilité surfactant-polymère
Etude de la compatibilité surfactant-polymère en écoulement
Etude de la demixtion surfactant polymère en volume
Réduction de l’incompatibilité surfactant-polymère
L’effet de l’incompatibilité surfactant –polymère dans les procédés de production de pétrole
II.5 Compréhension des phénomènes de compatibilité surfactant-polymère
Modèle association
Modèle de séparation de phase
II.6 Modélisation du diagramme de phase gaz/solide
II.7 But de la thèse
Chapitre III. Caractérisation des formulations EOR
III.1 Matériels et méthodes
Techniques de mesure des propriétés interfaciales
Techniques de mesure de la transmission de lumière
Techniques de mesure de la taille des particules
Sommaire
Techniques de dosages des produits chimiques
Techniques de mesures de la viscosité des formulations
III.2 Description des formulations de surfactant
Concentration micellaire critique
Détermination de la salinité optimale S*
III.3 Caractérisation des formulations de surfactant
Système SDS- NaCl-n butanol
Système AOT-NaCl
Système SDBS-NaCl-isobutanol
Stabilité des systèmes avec des vésicules
Etude rhéologique des formulations de surfactants
Description des formulations surfactant-polymères
Influence de la composition de la formulation sur la stabilité des formulations SDBSpolymère
Etude rhéologique des formulations surfactant-polymère
III.4 Conclusions sur la caractérisation des formulations EOR
Chapitre IV. Injection des formulations EOR dans les milieux poreux
IV.1 Matériels et méthodes
Montage microfluidique
Montage Coreflood
Caractérisation des roches
IV.2 Injection des formulations EOR dans les milieux poreux
Injection des systèmes de SDS/ SDS+polymère
Injection des systèmes AOT/ AOT+ Polymère
Injection des systèmes SDBS/ SDBS-HPAM
IV.3 Conclusions sur l’injection des formulations EOR dans les milieux poreux
Chapitre V. Expériences de récupération d’huile
V.1 Matériels et méthodes
Protocole expérimental d’une expérience de récupération d’huile
Description de la technique RMN pour l’estimation d’huile
Dosage des tensioactifs
V.2 Expériences de récupération d’huile
Injection formulation SDBS 20g/L, NaCl 40g/L, isobutanol 6%v
Injection formulation SDBS 20g/L, NaCl 40g/L, isobutanol 6%v, HPAM
Injection de la formulation AOT 5g/L, NaCl 2.8g/L
V.3 Conclusions sur les expériences de récupération d’huile
Chapitre VI. Conclusions générales
Télécharger le rapport complet
