Le facteur de récupération d'un réservoir de pétrole sans aucun support technique n'est que de 10 %. Alors que la consommation de produits à base de pétrole comme le carburant, les lubrifiants et les plastiques augmente et qu'il devient plus difficile de découvrir de nouveaux champs pétroliers, les compagnies pétrolières envisagent fréquemment comment extraire plus de pétrole d'un réservoir tout en maintenant un processus économiquement raisonnable. Cet article discute des moyens d'améliorer la récupération du pétrole.
Récupération assistée du pétrole
Quelles sont les différentes étapes de la récupération du pétrole ?
Les différentes étapes de la récupération du pétrole sont appelées récupération primaire, secondaire et tertiaire. La récupération primaire d'huile est la première étape de la production d'hydrocarbures. Il utilise la différence de pression entre le réservoir et le puits et transporte le pétrole brut vers le puits et jusqu'à la surface. Seulement 10 % des hydrocarbures dans le réservoir sont produits en raison de cette baisse de pression. La récupération secondaire du pétrole utilisant de l'eau ou du gaz est la deuxième étape de la production d'hydrocarbures. La production secondaire est arrêtée lorsque l'eau ou le gaz est la principale substance dans le puits de production. La récupération primaire et secondaire donne ensemble un rendement de 15 % à 40 % des hydrocarbures dans le réservoir. La récupération tertiaire est également appelée « récupération améliorée de pétrole » (EOR) ou « récupération assistée de pétrole » (IOR).
Méthode de récupération secondaire du pétrole
L'injection d'eau/inondation d'eau est la méthode de récupération secondaire de pétrole la plus couramment utilisée en raison du fait que l'eau est peu coûteuse et efficace pour augmenter la production de pétrole d'un puits de production. L'inondation par l'eau est une méthode dans laquelle de l'eau est injectée dans le réservoir pour augmenter la pression dans le réservoir. Idéalement, la pression accrue pousse le pétrole brut vers le haut dans le puits de production et augmente la production du réservoir. L'efficacité d'un tel déplacement dépend de nombreux facteurs tels que la viscosité de l'huile, la différence de densité entre le fluide de déplacement et le fluide déplacé, et les caractéristiques des roches.
Récupération assistée du pétrole (EOR)
Il décrit diverses techniques qui augmentent la production de pétrole brut d'un champ pétrolier en augmentant la pression dans le réservoir, en déplaçant le pétrole brut et en améliorant l'écoulement du pétrole en modifiant les propriétés du fluide comme la densité (API gravity) et la viscosité. La meilleure technique EOR pour chaque champ pétrolier dépend de la température, de la pression et de la profondeur du réservoir ainsi que des propriétés du pétrole brut et de la capacité du brut à s'écouler à travers le réservoir.
Différentes méthodes de récupération améliorée du pétrole
Injection de gaz
L'injection de gaz utilise des gaz tels que le gaz naturel, l'azote ou le dioxyde de carbone (CO2). On l'appelle aussi « inondation miscible » car elle introduit des gaz miscibles dans le réservoir, qui se mélangent avec le pétrole et donnent une seule phase homogène. Ceci se mélange avec l'huile et donne une seule phase homogène. Le fluide principalement utilisé est le CO2, mais cela dépend de la disponibilité et des conditions du réservoir.
Injection thermique/vapeur
Cette approche utilise différentes techniques pour chauffer le pétrole brut et diminuer la viscosité et augmenter la mobilité en utilisant de la vapeur d'eau ou un inondation de vapeur. Les dernières innovations produisent de la vapeur en utilisant l'énergie solaire. Cette technique est utilisée dans les réservoirs de pétrole lourd et les sables bitumineux.
Injection chimique/inondation chimique
L'injection chimique est une méthode qui utilise des solutions chimiques spéciales ajoutées à l'eau pour augmenter la mobilité et diminuer la tension de surface du pétrole brut, et augmenter la viscosité de l'eau pour la rendre similaire à l'huile. Une distinction est faite entre ces méthodes
- Inondation de polymères
- inondation de dioxyde de carbone
- injection de gaz alterné à l'eau (WAG)
L'inondation par polymère – utilise des polymères solubles dans l'eau pour augmenter la viscosité de l'eau afin de faciliter le transport du brut Inondation au dioxyde de carbone – utilise le CO2 à l'état supercritique si le réservoir est plus profond que 2000 ft Injection de gaz alterné à l'eau (WAG) – utilise de l'eau en plus du CO2
Simulation de l'EOR dans le laboratoire
Les techniques EOR augmentent les coûts de chaque baril d'hydrocarbures extrait et donc l'efficacité économique de l'ensemble du processus doit être évaluée avant de décider d'implémenter une technique ou non. Afin de prouver lequel des différents processus de récupération améliorée du pétrole (EOR) stimulera la production de pétrole dans un réservoir spécifique et donnera par conséquent le facteur de récupération maximum et le plus de profit, il est nécessaire de simuler et de caractériser le réservoir en laboratoire. La simulation dans le laboratoire est réalisée par un appareil à tube mince. Ceci est un tube en acier inoxydable enroulé d'une certaine longueur, rempli d'un type spécifique de sable. Ce sable simule le noyau ou la roche du réservoir. La première étape de la simulation est que le sable est saturé de pétrole brut provenant du réservoir spécifique. La deuxième étape consiste à amener le tube mince emballé à la température respective similaire aux conditions du réservoir. Ensuite, le test est effectué à quatre à six pressions différentes en injectant le liquide ou le gaz respectif. Après chaque série, le volume des effluents et le rapport gaz/pétrole sont déterminés. La densité est mesurée en continu pendant chaque série. Cette densité est déterminée par un densimètre à haute pression et haute température, placé à l'extrémité du tube. Tout huile résiduelle produite pendant ce processus est également collectée et pesée. Ensuite, la bobine est déconnectée et pesée pour déterminer le poids de l'huile résiduelle restante à la fin du test. La pression de miscibilité minimale de l'huile du réservoir – c'est-à-dire la pression à laquelle il n'existe aucune interface entre les fluides – est calculée pour le liquide ou le gaz spécifique.
Densimètre haute température et haute pression
Le densimètre à haute température et haute pression mesure la densité en fonction du principe du tube en U oscillant dans des conditions en temps réel sous la pression du trou de forage et la température en profondeur. L'instrument est directement intégré dans l'appareil à tube mince et fournit des résultats de densité en temps réel à des débits de 10 L/h à 100 L/h. La pression maximale atteignable est de 1400 bar et la température maximale de 200 °C. À l'extrémité du tube mince une cellule de mesure de densité externe est placée pour mesurer la densité du fluide d'effluent et pour distinguer entre le pétrole brut et le fluide d'injection comme l'eau, la saumure, le CO2, et d'autres. Les données obtenues, telles que la diminution de la densité, les changements de densité et la gravité du gaz, sont utilisées pour la décision concernant laquelle des techniques EOR laissera la marge maximale et pour calculer l'équation d'état du pétrole brut pour modéliser le champ pétrolier avec une simulation informatique.
