Etudes Comparatives de la mobilisation du pétrole résiduel dans un milieu poreux par injection d’eau

Constituant un élément fondamental dans plusieurs secteurs du monde, le pétrole, qui a été toujours convoité depuis des décennies est une roche liquide d’origine naturelle. Il est composé d’une multitude de composés organiques, qui sont des hydrocarbures piégés dans des formations géologiques particulières. C’est une ressource naturelle qui s’est formée pendant des millions d’années sous la terre (onshore) ou sous la mer (offshore) dans des profondeurs de milliers de kilomètres. Le pétrole et ses dérivés sont utilisés dans presque tous les secteurs du monde. Il constitue une ressource énergétique essentielle pour l’économie depuis la révolution industrielle. Finalement il est devenu un produit incontournable et irremplaçable voire sans conteste, le produit stratégique le plus important de l’histoire. Son extraction est fastidieuse et couteuse. Autrefois les outils technologiques dont on disposait ne permettaient de n’extraire que de zéro à 10 % pour un gisement d’huile monophasique, ou bien de cinq à 25% du pétrole disponible pour le gisement contenant de l’huile avec expansion des gaz dissouts [1] [2]. Il s’agit de la récupération primaire. Cette quantité est trop faible par rapport à la demande mondiale car 95 millions de barils de pétrole sont produits par jour. Lorsque cinq barils sont consommés, un seul baril est découvert [3] [4]. Avec le développement de la science et de la technologie, nous pouvons améliorer le taux de récupération du pétrole, c’est-à-dire d’extraire du réservoir une fraction plus importante du pétrole initialement présent. Afin de répondre aux besoins en pétrole, la production journalière va devoir s’intensifier avec l’usage de méthodes plus efficaces.

Cependant, l’extraction du pétrole est elle-même confrontée à de nombreuses problématiques, notamment la profondeur où il se trouve, le gisement qui atteint la fin de son cycle de production normal ou naturel, la diminution de la pression dans les gisements pétroliers, [5]. A cela s’ajoute une consommation journalière qui ne cesse d’accroitre. Ainsi pour augmenter les ressources pétrolières conventionnelles disponibles, des techniques de récupérations assistées ont été élaborées comme l’injection thermique de vapeurs d’eau, l’injection de gaz (CO2 ou N2) ou l’injection chimique. Parmi celles-ci nous ferons des « Etudes comparatives de la mobilisation du pétrole résiduel dans un milieu poreux par injection d’eau (Récupération secondaire) et de tensioactif (Récupération tertiaire) pour la récupération assistée (EOR : enhanced oil recovery) » qui permettent d’améliorer le taux de récupération du pétrole. L’optimisation des méthodes de récupération du pétrole représente un enjeu considérable.

C’est pour cela que notre équipe a mis au point un dispositif expérimental bidimensionnel permettant de faire s’écouler deux fluides (liquides ou gaz) dans un cylindre horizontal transparent disposé d’une pompe à injection d’eau dans notre enceinte cylindrique pour déplacer le pétrole et d’un capteur de pression différentielle pour enregistrer à intervalles de temps réguliers la géométrie des phases liquides dans le milieu, la différence de pression entre l’entrée et la sortie du milieu à l’aide d’un ordinateur d’acquisition équipé d’un logiciel bien adapté. Il permet aussi d’observer le déplacement d’un fluide par un autre, la distribution spatiale des concentrations de traceurs transportés par des fluides dans des milieux poreux. Ce dispositif offre aussi une nouvelle vision des processus de récupération assisté du pétrole, ouvrant des perspectives pour la modélisation prédictive de l’évolution temporelle et spatiale des concentrations et ses conséquences sur la réactivité des fluides.

GENERALITES ET REVUES BIBLIOGRAPHIQUES 

Les écoulements diphasiques en milieu poreux sont des phénomènes complexes et qui font appels à plusieurs paramètres physiques comme la température, la pression, la porosité et la perméabilité du milieu poreux, les propriétés physiques des fluides comme la viscosité, la masse volumique, la nature du milieu poreux. Plusieurs chercheurs ont travaillé sur ce phénomène tel que Henry Darcy, Leverett, Muskat, Brinckman et Forcheimer etc, pour développer chacun des équations et modèles permettant de résoudre les problèmes sur les écoulements. Après la découverte des gisements pétroliers, nous avons remarqué que dans les réservoirs, se trouvent plusieurs phases fluides immiscibles. L’objectif de notre étude dans ce chapitre est de faire l’état de l’art sur la récupération du pétrole en milieu poreux .

Généralités sur le pétrole 

C’est au 19e siècle avec la révolution industrielle qu’on a commencé à utiliser le pétrole comme une source d’énergie. Il est l’une des énergies les plus importantes de ce siècle, et est utilisé dans tous les pays de la planète. L’exploitation de cette source d’énergie fossile est l’un des piliers de l’économie industrielle contemporaine. Le processus de formation du pétrole s’étend de 20 à 350 Millions d’années. Il s’est formé par la décomposition de résidus d’organismes vivants qui se sont transformés en matière organique puis en kérosène avant de devenir du pétrole. Il est piégé dans des formations géologiques particulières, dans des profondeurs de quelques milliers de mètres. Son accessibilité et ses diverses applications ont fait qu’il soit le produit le plus convoité du monde. Depuis sa découverte, d’innombrables techniques d’exploitations ne cessent d’être mises en place pour une meilleure mobilisation. Nous pouvons citer : la récupération primaire, ensuite secondaire puis tertiaire qui correspondent à des techniques de récupérations assistées. Ces dernières méthodes sont composées de plusieurs techniques dont le but est d’extraire le maximum de quantité de pétrole in situ.

La genèse du pétrole

Le milieu aquatique était peuplé de microorganismes qui en mourant se déposèrent, au fond des mers, des océans, des lacs et des deltas dans des bassins sédimentaires. Au fil des siècles, ce dépôt de matière organique s’accumule. Il se forme une grande masse qui s’enfonce et se mélange avec le sol pour former des boues. A partir d’une pression seuil et température de 120 degrés et d’une profondeur de 4000 mètres, la dégradation thermique des éléments organiques d’origine biologique appelés kérosène commence : le pétrole est synthétisé par craquage thermique.

Composition

Le pétrole est un combustible fossile composé de plusieurs hydrocarbures tels que les alcanes ou paraffines, les cyclo alcanes ou naphtènes et les composés aromatiques qui sont des composés organiques constitués d’un mélange d’hydrogène et en majorité de carbones. La composition varie d’un champ à l’autre mais comporte grossièrement 80 % de carbones, 11 % d’hydrogène et 1 % à 2 % de souffre, d’oxygène et d’azote. On y trouve aussi une multitude d’autres éléments tels que l’azote, le soufre, les métaux mais aussi parfois de l’eau salée ou bien des produits sulfuré-thiols. Après la récupération du pétrole brut, le raffinage et la transformation, les produits tels que le diesel, l’essence, l’huile à poêle, des produits chimiques ou encore combustible à fournaise sont finalement obtenus. En fonction de sa gravité ou sa densité API, le pétrole brut est classé en trois différentes catégories : il y a le léger, le moyen et le lourd.

Consommation

En 2014, la consommation journalière était de 92 086 000 barils par jour, soit 14 641 674 000 litres de pétrole par jour. Les estimations en 2017 ont montré que le pétrole constituait 32,5 % de l’énergie mondiale avec une consommation journalière mondiale de 95 millions de barils qui sont produits par jour, soit 15 105 000 000 litres  représente l’équivalent de 1.099,5 barils ou 174820,5 litres par seconde. Le baril, qui est l’unité de volume utilisée dans les milieux industriels et financiers, équivaut à environ 159 litres (158,987 litres exactement). Lorsque cinq barils sont consommés, un seul baril est découvert [3]. Comme la consommation est quatre fois plus élevée que la quantité découverte, pour combler ce vide les pensées se sont tournées vers des techniques permettant d’augmenter les ressources pétrolières conventionnelles disponibles et de développer des méthodes de récupération assistée du pétrole (EOR ou RAP).

Table des matières

INTRODUCTION GENERALE
CHAPITRE I : GENERALITES ET REVUES BIBLIOGRAPHIQUES
I.1. INTRODUCTION
I.2. Généralités sur le pétrole
I.2.1. La genèse du pétrole
I.2.2. Composition
I.2.3. Consommation
I.3. Méthodes d’extraction du pétrole
I.3.1. Récupération primaire
I.3.2. Récupération secondaire
I.3.3. Récupération tertiaire
I.3.3.1. L’injection thermique de vapeur d’eau
I.3.3.2. L’injection de gaz
I.3.3.3. L’injection chimique
I.3.3.3.1. Tensioactifs
I.4. Les écoulements en milieu poreux et lois de Darcy
I.4.1. Milieu poreux
I.4.2. Écoulement monophasique
I.4.3. Écoulement diphasique
I.4.4. Les écoulements polyphasiques
I.5. La conductivité hydraulique et la perméabilité des milieux poreux
I.6. Loi de Darcy pour un écoulement monophasique et unidirectionnelle
I.7. Présentation de quelques modèles
I.7.1. Lois de filtration des fluides multiphasiques
I.7.1.1 Modèle de Leverett de fluides immiscibles
I.7.1.1.1. Notion de saturation
I.7.1.1.2. La pression capillaire
I.8.1.2. Modèle de Muskat
I.9. Relation entre les modèles
CONCLUSION
CHAPITRE II : LES MATERIELS ET METHODES EXPERIMENTAUX
INTRODUCTION
II.1. Présentation et description du dispositif
II.1.1. La Pompe
II.1.2. Le Cylindre
II.1.3. Le capteur de pression (Manomètre)
II.2. Etudes des paramétres physiques des sols utilisés
II.2.1. Echantillonnage et situation géographique
II.2.1.1. Étude des Sols
II.2.1.2. Principe de l’essai et mode opératoire
II.2.1.3. Le tamisage
II.2.1.4. La procédure
II.2.2. Determination de la masse volumique apparente du sable
II.2.2.1. Principe de la determination de la masse volumique
II.2.2.2. Méthode du moule
II.2.3. Détermination de la masse volumique spécifique du sable
II.2.3.1. Principe de la détermination de la masse volumique des particules solides au pycnomètre
II.2.3.2. Procédure d’essai au pycnomètre
II.3. Étude de la perméabilité
II.4. Protocole expérimentale de la récupération par injection d’eau
II.5. Protocole expérimentale de la récupération par injection de tensioactif
Conclusion
CHAPITRE III : RESULTATS ET DISCUSSIONS
Introduction
III.1. Analyse granulométrique des échantillons de sable par tamisage [NF P 94-056 : (décembre 1997)]
III.2. Mesure de densité
III.2.1. Masse volumique apparente (NF P 98-250-5)
III.2.2. Masse volumique spécifique : Méthode du pycnomètre (NF P 18-554)
III.3. Détermination de la perméabilité par la méthode d’essai à charge variable
III.4 Mode opératoire de la récupération par injection d’eau
III.4.1. Procédure expérimentale
III.4.2. Etudes de la varaiation de la pression en fonction du temps
III.4.2.1. Interpretation des courbes P=f(N ou ??) ) sans tensioactif pour E1
IV.4.2.2. Interpretation des courbes P=f(Nou ??) ) sans tensioactif pour E2
III.4.3. Volume de pétrole recuperé en fonction du temps sans tensioactif V=f(t)
III.4.3.1. Volume de pétrole recuperé en fonction du temps pour les deux echantillons
III.5. Mode opératoire de la récupération par injection de tensioactif
III.5.1. Etudes de la varaiation de la pression en fonction du temps
III.5.1.1. Interpretation des courbes P=f(Nou ??) avec tensioactif pour les deux échantillons
III.5.2. Volume de pétrole recuperé avec injection de tensioactif en fonction du temps V=f(t)
III.5.2.1. Remarque sur l’immiscibilité des fluides
III.6. Comparaison de deux échantillons identiques : Dans le cas avec et sans injection de tensioactif
Conclusion
CONCLUSION GENERALE

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