Soutenance mémoire
Les différents types de récupération du pétrole brut
Les réservoirs pétroliers sont des roches poreuses et perméables (telles que les grès argileux ou encore les roches calcaires ou dolomitiques) dans lesquelles sont piégés des hydrocarbures sous forme gazeux et/ou liquides. Les réservoirs sont en général composés de trois couches distinctes, disposées selon leur masse volumique: du gaz dans la partie supérieure, de l’huile au milieu et de l’eau dans la partie basse (Conan, 2007). Lors de l’exploitation d’un gisement pétrolier, on distingue en générale trois phases de récupération : la récupération primaire, la récupération secondaire et la récupération tertiaire. Les étapes de récupération primaire et secondaire correspondent à des méthodes de récupération conventionnelles, tandis que la récupération tertiaire comprend l’ensemble des procédés dits de récupération améliorée ou Enhanced Oil Recovery (EOR).
La récupération primaire : Elle correspond au début de l’exploitation du puits, lorsqu’il est en surpression et permet de récupérer environ 5% de l’huile initialement présente dans le réservoir et les puits produisent majoritairement du gaz et de l’huile.
La récupération secondaire : Elle correspond à l’injection de l’eau ou de gaz, dans le puits afin de maintenir le débit de production au cours de l’exploitation, la perte de pression dans le réservoir peut être compensée par l’injection d’eau dans la couche aquifère via un autre puits et permet de récupérer la part d’huile mobilisable. On atteint ainsi un taux de récupération d’environ 30%.
La récupération tertiaire : Elle correspond à des procédés thermiques, ou chimiques comme l’injection de solutions aqueuses complexes (tensio-actifs, alcalins et polymères), permettant de mobiliser une partie de l’huile résiduelle immiscible, piégée dans le réservoir par les forces capillaires, notamment dans les plus petits pores auxquels l’eau n’a pas eu accès. L’objectif est ainsi, d’améliorer la façon dont l’huile est poussée pour augmenter le taux de récupération. Par ailleurs, les procédés de récupération améliorée permettent d’obtenir une récupération additionnelle de 5 à 20%. Cependant, les solutions employées en récupération tertiaire impliquant des coûts élevés, la mise en œuvre des procédés de récupération améliorée est fonction des caractéristiques du réservoir et de l’équilibre technico-économique du gisement en production. Les taux de récupération moyens obtenus dans chaque étape sont fortement dépendants des caractéristiques du réservoir et du pétrole qu’on cherche à récupérer. On différencie ainsi les huiles conventionnelles dont la viscosité est inférieure à 100 mPa*s, les huiles lourdes dont la viscosité est comprise entre 100 mPa*s et 10000 mPa*s, et les huiles extra-lourdes dont la viscosité est supérieure à 10000 mPa*s. D’une manière générale, plus l’huile est visqueuse, plus le taux de récupération obtenu avec les techniques conventionnelles est faible.
Etude expérimentale sur des écoulements liquide-liquide en conduite horizontale
Il est difficile d’empêcher la présence d’eau dans les puits d’extraction et les conduites de production, surtout dans la phase de récupération secondaire. Cette présence d’eau peut alors engendrer la corrosion prématurée des conduites, ainsi que la formation de dépôts salins ou d’hydrates cristallins, qui altèrent la production et peuvent dans certains cas la stopper. En outre, l’écoulement simultané d’une nouvelle phase non miscible modifie la distribution des phases et donne lieu à différentes configurations d’écoulement en fonction de la vitesse, de la fraction volumique et des propriétés chimiques des phases en présence, en particulier, les transferts pariétaux de l’écoulement et par conséquent la perte de charge. La présence d’eau en grande quantité dans les puits de pétrole en fin de vie et les techniques de récupération assistée du pétrole par injection d’eau, ont conduit donc à étudier les écoulements liquide-liquide eau-huile dans des pipelines afin d’améliorer les outils dédiés à l’optimisation de la production et au dimensionnement des unités de production (« flow assurance») (Pouplin 2009 et Conan 2007). Cette étude s’inscrit dans le contexte des écoulements diphasiques en conduites horizontales, pour lesquelles la différence entre les masses volumiques des fluides joue un rôle majeur dans la distribution spatiale des phases. Les portions de lignes horizontales sont de plus en plus présentes dans le développement des forages dirigés (puits fortement inclinés, voire même horizontaux sur plusieurs kilomètres de long, permettant l’accès à des zones dites sensibles et augmentant la récupération d’huile dans certains gisements (figure 5)) et des champs marginaux, que l’on rattache à des unités flottantes éloignées de plusieurs dizaines de kilomètres (figure 6).
Fluides newtonien et non newtonien
Les fluides peuvent se classer en deux familles relativement par leur viscosité. La viscosité est une de leur caractéristique physico-chimique qui sera définie dans la suite de ce mémoire et qui définit le frottement interne des fluides. Les fluides peuvent être classés en deux grandes familles : La famille des fluides newtoniens et celle des fluides non newtoniens (Hamouda, 2008) :
Les fluides newtoniens ont une viscosité constante ou qui ne peut varier qu’en fonction de la température. . Ces fluides ont un coefficient de viscosité indépendant du gradient de vitesse. C’est le cas des gaz, de l’eau, des vapeurs, des liquides purs de faible masse molaire,… Ces fluides présentent une relation linéaire entre contrainte et déformation.
Les fluides non-newtoniens ou fluides complexes, ont la particularité d’avoir leur viscosité qui varie en fonction de la vitesse et des contraintes qu’ils subissent lorsque ceux-ci s’écoulent. La relation entre contrainte et déformation n’est pas linéaire. On trouve des exemples de ces fluides dans la nature, mais également dans la vie courante et dans l’industrie : sang, dentifrice, solutions d’injections utilisées dans les procédés de récupération améliorée du pétrole,…
Description et occurrence des écoulements diphasiques
Les écoulements diphasiques sont une discipline transversale. Ils procèdent de la mécanique des fluides à laquelle est liée la thermique ou parfois le transfert de matière. Dans la première situation, on nomme cette discipline la thermohydraulique (thermal-hydraulics). A l’origine, ces disciplines sont nées et ont été développées notamment pour le génie nucléaire et le génie chimique. Leur développement n’est pas à ce jour aussi avancé que la mécanique des fluides traditionnelle et en particulier, l’utilisation des outils de mécanique des fluides numérique reste très largement encore du domaine de la recherche (Lemonnier, 2006). Les écoulements diphasiques sont présents dans de multiples applications. Celles-ci concernent aussi bien les problèmes posés par le génie des procédés (agitation, mélange, séparation, flottation) que par la propulsion (injection, atomisation, cavitation) ou encore par les échanges océan-atmosphère (Bonometti, 2005). Pour décrire simplement l’état des connaissances, disons que l’on sait décrire, avec une précision suffisante pour les besoins pratiques, les écoulements et les transferts de chaleur en conduite et qu’une bonne partie des mécanismes, contrôlant certains écoulements dispersés à bulles ou à gouttelettes sont suffisamment bien connus, pour qu’il soit possible d’en déduire des modèles raisonnables. Pour donner une image simplifiée et faire un parallèle avec l’avancement de la mécanique des fluides, disons que les écoulements diphasiques en sont au stade de développement de l’hydraulique au début du siècle dernier. La difficulté principale de la modélisation provient de l’existence d’interfaces séparant chaque phase (http://herve.lemonnier.sci.free.fr/TPF/TPF.htm).
|
Table des matières
INTRODUCTION GENERALE
PARTIE I : SYNTHESE BIBLIOGRAPHIQUE
Chapitre 1. APPLICATIONS DES ECOULEMENTS DIPHASIQUES DANS L’INDUSTRIE PETROLIERE
1. Les différents types de récupération du pétrole brut
2. Etude expérimentale sur la séparation du fluide issu du puits pétrolier
3. Etude expérimentale sur des écoulements liquide-liquide en conduite horizontale
4. Etude expérimentale des écoulements diphasiques polymères/huile appliqués à la récupération du pétrole
Chapitre 2. GENERALITES SUR LES FLUIDES
5. Définition rhéologique d’un fluide
5.1 Fluides newtonien et non newtonien
5.2 Fluide parfait et Fluide réel
5.3 Fluides compressibles et incompressibles
6. Quelques paramètres physiques caractérisant les fluides
6.1 Masse volumique
6.2 Viscosité
6.3 Tension superficielle
Chapitre 3. GENERALITES SUR LES ECOULEMENTS
7. Description et occurrence des écoulements diphasiques
8. Caractéristiques des écoulements
8.1 Différents types d’écoulements
8.2 Différents types des forces dans un écoulement
9. Différentes configurations d’écoulements
9.1 Les écoulements stratifiés ou à phases séparées
9.2 L’écoulement annulaire
9.3 Les écoulements dispersés
9.4 Les écoulements intermittents
PARTIE II : MODELISATION D’UN ECOULEMENT DIPHASIQUE
Chapitre 4. LE MODELE PHYSIQUE
10. Les équations de Navier-Stokes incompressibles
10.1 Définition de la particule fluide
10.2 Conservation de la masse
10.3 Conservation de la quantité de mouvement
10.4 Hypothèses sur les fluides
11. Modèle final
Chapitre 5. LES METHODES DE SUIVI D’INTERFACE
12. Introduction
12.1 Critères de qualité
12.2 Les classes de méthodes
13. Les méthodes lagrangiennes
13.1 Marqueurs de volume
13.2 Marqueurs de front
13.3 Adaptation de maillage
14. Les méthodes eulériennes
14.1 Méthode VOF
14.2 Méthode Level-Set
15. Méthode de champ de phase
15.1 Historique
15.2 Généralités sur le champ de phase
16. Les conditions de saut pour une interface de type fluide/fluide
16.1 Concept d’interface
16.2 Conditions de saut à l’interface
16.3 Traitement des conditions de saut
17. Choix de la méthode
Chapitre 6. LA METHODE LEVEL-SET
18. La fonction Level-Set
18.1 Définition
18.2 Équation de transport
FANOMEZANTSOA Onjanirina Justin Yves Page
18.3 Propriétés
PARTIE III : RESULTATS ET DISCUSSIONS
Chapitre 7. RESULTATS DE LA SIMULATION NUMERIQUE DE LA COALESCENCE ET DE RUPTURE ENTRE LES GOUTTES
19. Description de la simulation
20. Résultats et interprétations
21. Conclusion partielle
Chapitre 8. RESULTATS DE LA SIMULATION NUMERIQUE DE LA DECANTATION D’UNE EMULSION
22. Description de la simulation
23. Résultats et interprétations
24. Conclusion partielle
Chapitre 9. MODELISATION DES ECOULEMENTS DIPHASIQUES HUILE/EAU
25. Description de la simulation
26. Hypothèses et Conditions aux limites
27. Modèle mathématiques
27.1 Equations de Navier Stokes
27.2 Méthode de Level-Set
28. Résultats et discussion
29. Conclusion partielle
CONCLUSION GENERALE
REFERENCES BIBLIOGRAPHIQUES
ANNEXES
Télécharger le rapport complet
