La récupération assistée du pétrole
Formation du pétrole et des roches réservoirs aux temps géologiques
Au cours du temps, l’érosion des roches produit des sédiments qui s’accumulent dans les fonds marins tout en piégeant de la matière organique. Ces accumulations successives vont former des strates qui vont subir des contraintes de pression et de température croissantes au cours de leur enfoncement. A partir d’une pression et température seuils, la dégradation thermique des éléments organiques d’origine biologique appelés kérogène commence : le pétrole est synthétisé par craquage thermique. Cette réaction chimique conduit à un mélange complexe de molécules organiques telles que des paraffines (alcanes linéaires), des naphtènes (cycloalcanes), des molécules aromatiques, des acides naphténiques, des résines ou encore des asphaltènes (molécules organiques encore peu connues, de taille importante, généralement composées de plusieurs cycles aromatiques et de quelques hétéroatomes). Les atomes majoritairement présents sont le carbone et l’hydrogène mais le pétrole contient également des atomes de soufre, d’azote et d’oxygène.
Moins denses que l’eau, le pétrole et les gaz synthétisés quittent la roche mère et commencent un long processus de migration à travers des roches poreuses. Lorsqu’ils rencontrent une roche imperméable, dite roche couverture, la migration s’arrête, le pétrole et le gaz s’accumulent dans ce milieu confiné et forment un réservoir (Figure 1).
Une roche réservoir est donc une roche perméable et poreuse dont la mouillabilité dépend de la nature des minéraux qui la composent et de la nature de l’huile en place. Nous verrons par la suite l’importance de ces trois paramètres étudiés en pétrophysique, sur la production du pétrole.
Exploitation du réservoir : plusieurs étapes dans la production du pétrole
La production d’un réservoir se déroule en plusieurs étapes. La première étape de l’exploitation du réservoir est la récupération primaire : ce type de production est induit par des mécanismes naturels tels que l’expansion du ciel gazeux lors de la dépressurisation du réservoir ou encore la remontée de l’eau provenant d’un aquifère (Morrow 1991). Un autre mécanisme, à savoir la compaction de la roche due à la diminution de la pression au sein des pores, est pris en compte uniquement dans les cas de subsidence forte (enfoncement lent de la lithosphère qui, dans ce cas, est provoqué par l’extraction du pétrole). L’ensemble de ces mécanismes contribue au maintien de la pression au sein du réservoir pendant un certain temps de production. Cette première étape permet de produire entre 5 et 30 % de la quantité de pétrole initialement en place, le pourcentage dépendant de la nature du brut et du réservoir.
Ensuite, pour poursuivre l’exploitation du réservoir, avoir recours à une récupération dite améliorée ou secondaire est indispensable. Ce type de récupération consiste principalement à pallier la diminution de la pression au sein du réservoir due à la mise en production. Deux méthodes de récupération secondaire sont principalement employées : la réinjection du gaz produit en tête de puits appelé « gas flooding » et, la plus courante, l’injection d’eau, appelée « waterflooding ». Cette dernière méthode est privilégiée pour des raisons de coûts, malgré une efficacité moindre comparativement à celle obtenue par l’injection de gaz (Betzer 1950), (Willhite 1986), (Healy 1977). Elle consiste à injecter de très grandes quantités d’eau à la base du gisement afin de balayer le réservoir pour « pousser » le pétrole vers le puits de production. Cette méthode ne fonctionne qu’un temps puisque d’une part les forces capillaires conduisent à la rétention de quantités importantes de brut derrière le front d’écoulement et d’autre part, suivant les cas, l’eau peut être produite plus ou moins prématurément au niveau des puits producteurs. Suivant la mouillabilité de la roche réservoir (mouillable par l’eau ou par le pétrole brut), le pétrole brut (huile) piégé dans les interstices des pores peut avoir des configurations différentes ; après une durée de balayage à l’eau suffisamment longue, si la roche est mouillable à l’eau, l’huile va devenir discontinue au sein du réseau de pores et la production va s’arrêter, on considère alors que la mobilité de l’huile, sa vitesse de déplacement, est nulle (Healy 1977). Dans le cas contraire, l’huile résiduelle couvre les parois de la roche et, après la percolation de l’eau aux puits producteurs, la production peut continuer par l’écoulement des films d’huile et ce, tant que la production de pétrole reste économiquement viable (en effet, la mobilité de l’huile produite par film est lente). La quantité de pétrole brut moyenne, produite par récupération secondaire, correspond, en moyenne, pour des réservoirs gréseux, à environ 30-50 % de la quantité initialement en place.
Pour récupérer les 50 à 70 % restant, des méthodes de récupération assistée (« Enhanced Oil Recovery ») ou récupération tertiaire doivent être mise en place. Il existe trois grandes catégories de récupération tertiaire : la méthode thermique, l’EOR chimique et la miscibilité. La méthode thermique consiste, par exemple, à injecter de la vapeur afin de diminuer la viscosité du brut. L’injection de CO2 supercritique (méthode miscible) possède un double effet : la solvatation du pétrole brut facilitant sa mobilisation par une baisse de la viscosité, et la diminution de la tension interfaciale. Enfin, l’EOR chimique peut consister en l’application de divers procédés et types d’injections. Ainsi, il est possible d’injecter des viscosifiants (P) (polymères tels que des polyacrylamides partiellement hydrolysés) et/ou des tensioactifs (S) et/ou des alcalins (A). Lorsque l’on combine ces trois méthodes d’EOR chimique, on parle de procédés ASP (Alcalin, Surfactant, Polymère).
Représenter les écoulements en milieux poreux
La loi de Darcy
Filtrer du café ou essorer son linge sont des exemples familiers d’écoulement forcé d’un fluide dans un milieu poreux. Dans le cas d’un écoulement dans une roche naturelle, les natures d’écoulement sont similaires. La théorie pour étudier les écoulements fluides en milieu poreux se base sur les expériences d’Henry Darcy de 1856 où l’ingénieur étudia l’écoulement d’eau à travers des milieux poreux constitués de sable en vue du dimensionnement d’ouvrages d’alimentation en eau potable de la ville de Dijon (Darcy 1856).
Loi de Darcy diphasique
Dans le cas de l’écoulement de deux fluides non miscibles, des auteurs tels que Muskat (Muskat 1937), Buckley et Leverett (Buckley 1942) ont participé à la généralisation de la loi de Darcy. Cette démarche a été menée dans le cadre de la production pétrolière.
On découple donc l’équation de Darcy pour un fluide en deux équations pour chacun des fluides en faisant intervenir Kr, correspondant à la perméabilité relative du milieu poreux pour un fluide particulier.
L’utilisation de ces équations suppose plusieurs hypothèses restrictives :
– La continuité des deux fluides dans tout le milieu poreux
– Les écoulements fluides sont laminaires
– Les phénomènes capillaires sont dominant localement à l’échelle des pores par rapport aux contraintes visqueuses .
L’existence de seuils de saturations s’interprète par la notion de percolation en représentant un volume élémentaire du milieu poreux par un réseau de capillaires interconnecté. L’ensemble des pores sont interconnectés formant ainsi un réseau rempli entièrement par les fluides. A très faible saturation, les pores contenant le fluide ne forment plus de chemin continu à travers ce réseau, alors le fluide ne peut plus s’écouler (SW = 1 − Sor). Il existe une saturation critique ou seuil de percolation pour que les pores contenant ce fluide deviennent connectés.
Nous pouvons déjà noter que dans l’approche classique, le débit d’huile prédit pour de faible saturation en huile est nul. Il n’est pas possible dans ce cadre de produire l’huile résiduelle.
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Table des matières
Introduction
Chapitre 1 : Contexte et motivation
1.1 La récupération assistée du pétrole
1.1.1 Formation du pétrole et des roches réservoirs aux temps géologiques
1.1.2 Exploitation du réservoir : plusieurs étapes dans la production du pétrole
1.2 Représenter les écoulements en milieux poreux
1.2.1 La loi de Darcy
1.2.2 Loi de Darcy diphasique
1.2.3 Drainage et imbibition
1.3 Les forces en présence à l’échelle du pore
1.3.1 Nombre capillaire
1.3.2 Nombre de Reynolds
1.3.3 Nombre de Bond
1.3.4 Le rapport des viscosités
1.4 La pression capillaire en milieu poreux
1.4.1 Notion locale de pression capillaire
1.4.2 Les courbes de pression capillaires dans les milieux poreux
1.5 Application à l’EOR chimique tensioactif
1.5.1 Les types de tensioactifs
1.5.2 Caractéristiques des tensioactifs
1.5.3 Formulation des solutions tensioactives : étude des microémulsions
1.6 Répartition eau/huile en milieu poreux après l’injection d’eau
1.6.1 Les courbes de désaturation capillaire
1.6.2 Observations à l’échelle des pores
1.7 Mobilité de l’huile après dépiégeage
1.7.1 Déplacement de l’huile et du tensioactif dans un milieu poreux réel
1.7.2 Evolution du cadre de darcy diphasique en deçà de la saturation en huile résiduelle
1.8 Objectifs de la thèse
Chapitre 2 – Transport d’un tensioactif en milieu poreux naturel
2.1 Le phénomène de dispersion
2.1.1 Définition de la dispersion hydrodynamique
2.1.2 Dispersion dans un tube capillaire
2.2 Montage expérimental, fluides et échantillons
2.2.1 Montage expérimental
2.2.2 Fluides utilisés
2.2.3 Validation de la méthodologie expérimentale : dispersion de Taylor dans un tube capillaire
2.2.4 Discussion sur le choix des paramètres expérimentaux
2.2.5 Caractéristiques générales des échantillons de roche
2.3 Etude du transport d’un traceur passif en milieu poreux
2.3.1 Mesure de la dispersivité des échantillons de grès de Clashach
2.3.2 Modélisation du transport d’un traceur dans un milieu poreux
2.4 Etude du transport du SDBS en milieu poreux
2.4.1 Dispersion du SDBS en milieu poreux
2.4.2 Modélisation du transport du SDBS avec le modèle de Langmuir à l’équilibre
2.4.3 Modélisation du transport du SDBS avec le modèle de Langmuir cinétique
Chapitre 3 – Transport d’un tensioactif en milieu poreux naturel à saturation en huile résiduelle
3.1 Déplacement eau/huile en milieux poreux sans tensioactif
3.2 Mesure expérimentale des perméabilités relatives eau/huile en milieu poreux naturel en
conditions d’imbibition
3.3 Nombre capillaire critique de dépiégeage et courbes de désaturation capillaires
3.3.1 Nombre capillaire critique de dépiégeage
3.3.2 Courbe de désaturation capillaire
3.3.3 Mesures des CDC par centrifugation et RMN
3.3.4 Détermination des CDC à partir du montage CAL-X
3.3.5 Mise à Swi des échantillons par centrifugation puis mise à saturation en huile
résiduelle par imbibition spontanée
3.4 Dispersion du traceur passif à saturation en huile résiduelle
3.5 Transport du SDBS à saturation en huile résiduelle
Chapitre 4 – Etude du déplacement d’un mono-ganglion d’huile en milieu poreux modèle (micromodèle)
4.1 Conception et fabrication du micromodèle
4.1.1 Stratégie, matériaux et design du système microfluidique
4.1.2 La microfabrication
4.1.3 Caractérisation de la NOA81
4.1.4 Dispositif expérimental pour l’étude du transport de l’huile en micromodèle
4.1.5 Le traitement d’image
4.1.6 Protocoles d’injection
4.2 Observations qualitatives du déplacement d’un ganglion en micromodèle
4.2.1. Balayage à débit faible
4.2.2. Balayage à débit dépiègeant
4.2.3 Balayage à un débit de production
4.3 Etude quantitative des phénomènes observés en micromodèle
4.3.1. Huile résiduelle
4.3.2 Fragmentation du ganglion initial
4.3.3 Etude de la vitesse des gouttes mobiles
4.4 Modélisation du piégeage des gouttes d’huile
4.4.1 Mise en place d’un modèle à partir des observations expérimentales
4.4.2 Validation de la modélisation du piégeage de l’huile
Conclusion
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