Methode de Production [PDF]

Zitiervorschau

UE LPEG INGENIERIE PETROLIERE Méthodes52 : Géophysiques d’exploration: Méthodes Electriques

PEG 521 : METHODE DE PRODUCTION DES

Niveau 3 Licence Pétrole et Gaz Semestre 5

UE LGPG 63 : APPLICATION ET PRATIQUE PEG 634 : EXPLOITATION DES GISEMENTS DE PETROLE DUREE: CM: 20h; TD: 8h; TP: 8h; TPE: 6h

M. KUETE NOUPA ROMEO OBJECTIFS GENERAUX

Ingénieur et chercheur en mines & pétrole IRGM / MINRESI

 Comprendre le processus de formation des gisements pétroliers et leurs caractéristiques ;

Expérience perenco,

 Comprendre Les différentes activées de l‘exploration pétrolière ;  Comprendre les méthodes de quantification des ressources pétrolières  Comprendre le processus de développement d’un champ pétrolier.  Comprendre les activités du Midtream au Cameroun OBJECTIFS SPECIFIQUES  Evaluer le potentiel des bassins sédimentaires à travers la reconstitution des paléoenvironnements propices à la genèse des hydrocarbures ; l’identification des systèmes pétroliers fonctionnels et des modèles type de gisements.  interp

ACTIVATION DES PUITS

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

EE: CM: 14h; TD: 5h; TP: 5h; TPE: 6h M. KUETE NOUPA ROMEO M. NOGHA NYEMB

OBJECTIFS GLOBAUX Au terme de cet EC, les futurs ingénieurs de travaux de pétrole et gaz devront être capable : 

Comprendre les notions de Gisements : Réserve : Facteur de récupération



De se familiariser avec l’environnement et les différents équipements de surface et ceux de fond d’un puits producteur



De comprendre le process de production des hydrocarbures



D’interpréter et expliquer les différents mécanismes de drainages naturel et assistés des hydrocarbures

Enfin de pouvoir bien expliquer les différentes méthodes de récupération des hydrocarbures

FICHE DE PROGRESSION SEQUENCES ACTIVATION DES PUITS

THEMES DEVELOPPES

DUREE

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SEQUENCE 1 :

Introduction générale PARTIE I : Généralités sur le Gisement, la réserve et le Facteur de récupération I. Gisement d’hydrocarbure II. La réserve et le facteur de récupération II.1 Définition et typologie de Réserve II.2 Le facteur de récupération

CM : 4h

PARTIE II : Généralités sur le puits producteur et la complétion I. Généralités sur le puits I.1 Objectif partiel I.2 Typologie et différents profils de puits I.3 Environnement et équipements d’un puits producteur I.3.1. Les équipements de fond

SEQUENCE 2 :



Casings (cuvelages) et colonnes de casing



Autres équipements du trou de forage

I.3.1. Les équipements de surface  La tête de puits (Wellhead )

CM : 4h TD : 3h

- Tête de casing (Casing Head) - Tête de tubing - Espaces annulaires L’arbre de Noël (Christmas Tree – Xmas Tree), constitué de differentes vannes

SEQUENCE 3 :

II. Généralités sur la complétion des puits avant la production - La complétion simple - La complétion sélective - La complétion double 

CM : 4h TP : 2h TPE : 6h

Représentation de la liaison couche trou (LCT)

PARTIE III : Méthodes de Récupération des Hydrocarbures I. Mécanismes de drainage naturel et récupération primaire II. Méthodes de récupération assistée - Généralités II.1 Récupération assistée (classique) II.1.1 Injection d'eau (water flooding)

ACTIVATION DES PUITS

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- Déplacement suivant un front continu - Déplacement radial II.1.2 Injection de gaz - Injection de gaz dans un gas-cap existant. - Injection de gaz directement dans l'huile. II.2 Recyclage du gaz dans un gisement de gaz à condensate III.

SEQUENCE 4 :

Récupération améliorée ou tertiaire (EOR) III.1 Méthodes chimiques III.1.1 Utilisation de solutions de polymères dans l'eau III.1.2 Utilisation de tensio-actifs et de micro-émulsion - Méthodes miscibles - Utilisation de gaz carbonique III.2 Méthodes thermiques : huiles lourdes III.2.1 Injection de vapeur III.2.2 Combustion in situ

CM : 2h TP : 3h TD : 2h

Sources documentaires 1-Basic on petroleum engineering, René Cossé, institut français du pétrole, 2002. 2-Production engineering, 2000 3-Le Gisement. René Cossé, institut français du pétrole (IFP), 2000. 4-Fondamentaux sur la géologie pétrolière. IFP. 1999. 5-Hydrocarbon exploitation, Support de formation perenco 2014. 6-Seismic Data Interpretation and Evaluation for Hydrocarbon Exploration and Production. A Practitioner’s Guide. Niranjan C. Nanda (pringer) 2016. 7-Formation évaluation, institut français du pétrole (IFP)2008. 8-Basic of well-logging. Oberto Serra, 2000 9-Fundamentals of well-log interpretation. Oberto Serra 2002

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Table de matière FICHE DE PROGRESSION......................................................................................................2 INTRODUCTION......................................................................................................................7 PARTIE I : Généralités sur le gisement ; enveloppe de phase et l’analyse PVT.......................8 I.

Quelques notions............................................................................................................8

1.

Le gisement....................................................................................................................8

2.

Les Réserves..................................................................................................................8

3.

Les types de Réserves....................................................................................................9

4.

Le facteur de récupération.............................................................................................9 II.

L’enveloppe de phase, Analyse PVT et différents états d’HC....................................10

1.

Comportement dynamique des hydrocarbures.............................................................10

2.

Enveloppe/Diagramme de phase..................................................................................11

3.

Les différents états d’hydrocarbures............................................................................12 III.

Differents regimes d’écoulement des hydrocarbures...................................................14

IV.

La densité API..............................................................................................................15

PARTIE I : Généralités sur le puits et la complétion................................................................16 I.

Les différents types de puits........................................................................................16

II.

Les différents profils de puits......................................................................................17

III.

Environnement et équipements d’un puits producteur................................................17

1.

Les équipements de surface.........................................................................................18 Tête de casing (Casing Head)..................................................................................................................................19 Tête de tubing.........................................................................................................................................................20 Espaces annulaires..................................................................................................................................................20

2.

Les équipements de fond.............................................................................................21 IV.

GENERALITES SUR LA COMPLETION.................................................................23

1.

La completion simple...................................................................................................24

2.

La complétion sélective...............................................................................................25

3.

La complétion double..................................................................................................25 V.

Consolidation de la liaison couche trou (LCT)............................................................26 ACTIVATION DES PUITS

5

VI.

METHODES DE RECUPERATION DES HYDROCARBUES................................27

1.

Mécanismes de drainage naturel et récupération primaire..........................................27

2.

Méthodes de récupération assistée par injection dans le réservoir..............................29

3.

Récupération améliorée ou tertiaire (EOR).................................................................32

INTRODUCTION

ACTIVATION DES PUITS

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Après les différentes phases de l’exploration, de nouvelles évaluations au cours du temps déterminent la rentabilité du gisement, le nombre et le type de forages nécessaires. La récupération commence ensuite soit par déplétion naturelle, soit en mettant en jeu des techniques de récupération assistée. La phase de production, plus précisément d’extraction du pétrole, nécessite des techniques complexes à savoir : le maillage du réservoir par de multiples puits, le maintien de la pression du réservoir (par activation, injection d’eau et/ou de gaz,) la séparation pétrole/gaz en surface et l’expédition vers les marchés.

Le trou foré

(borehole) est consolidé à l’intérieur par un tubage inamovible (indestructible, sûr), doublé d’un tube de production, qui peut être changé en cas d'encrassement ou de corrosion. L’exploration et la production ont prioritairement été effectuées à terre par facilité d’accès. Depuis les dernières décennies, les développements s’orientent aussi vers l’offshore (forage en mer) impliquant des techniques plus complexes dans des eaux plus profondes.

Figure 1 de l’exploration à la production

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PARTIE I : Généralités sur le gisement ; enveloppe de phase et l’analyse PVT I.

Quelques notions 1. Le gisement

Un gisement est une formation constituée d'une (ou plusieurs) roche(s) réservoir(s) contenant des hydrocarbures à l'état monophasique (huile et/ou gaz) ou diphasique (huile et gaz), de l'eau, et pouvant être en communication avec une formation aquifère parfois très étendue, le tout surmonté d'une roche couverture étanche faisant piège La pression des fluides dans le gisement va dépendre de plusieurs facteurs, entre autres :  La profondeur du gisement  La manière dont le gisement a été formée  Le type de formations en dessus et autour du gisement

Figure 2 : Coupe type du gisement 2. Les Réserves

On appelle réserves, les volumes d’hydrocarbures récupérables que l’on estime pouvoir produire.

ACTIVATION DES PUITS

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C’est la fraction du STOIIP récupérable 3. Les types de Réserves

RESERVES PROUVÉES : quantités d’hydrocarbures récupérables avec une certitude raisonnable dans des conditions économiques et technologiques actuelles RESERVES PROBABLES : quantités additionnelles d’hydrocarbures que les informations Géologiques et techniques du réservoir permettent d’envisager de récupérer RESERVES POSSIBLES : estimation de quantités additionnelles d’hydrocarbures portant sur des gisements aujourd’hui inconnus ainsi que le pétrole non conventionnel 4. Le facteur de récupération

Suivant le type de gisement et de fluides, le taux de récupération pourra ne pas dépasser quelques pourcents des quantités en place (30% en moyenne pour le pétrole, peut atteindre ou dépasser 80% dans le cas des gaz)

Il dépend de plusieurs paramètres entre autres :

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II.

-

Le nombre de puits

-

Le type et la localisation des puits

-

Le mécanisme de production

-

Des caractéristiques de la roche et des fluides contenus

-

La conjoncture économique

L’enveloppe de phase, Analyse PVT et différents états d’HC 1. Comportement dynamique des hydrocarbures

Les Fluides dans un réservoir pétrolier constituent un mélange complexe de molécules d’hydrocarbures, de composition qui dépend de la roche source, du dégrée de maturation etc… Le changement de phase apparaît quand le complexe se déplace du réservoir (fortes P&T) vers les conditions de séparation (faible P&T).

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5. Enveloppe/Diagramme de phase

Le diagramme de phase spécifie l’état (liquide/gaz/mixte) dans lequel est l’hydrocarbure en fonction des conditions de pression et de température du milieu où il se trouve (réservoir, fond du puits, surface). Cette enveloppe de phase est organisée comme suit :  Au-dessus et à gauche du point critique, l'effluent est monophasique liquide,  A droite du point critique au-dessus dedans la partie supérieure du diagramme, il n’y a que du gaz sous ses trois formes.  Dans l’enveloppe en dessous, il y a un mélange di-phasique de liquide et de gaz. Le cricondentherme est le point de température maximale de l'enveloppe diphasique. Le cricondenbar est le point de pression maximale de l'enveloppe diphasique. Courbe de bulle est la partie de la courbe enveloppe de phase pour laquelle T TC, qui représente les conditions dans lesquelles la première goutte d’huile apparaît dans la phase gazeuse. L'origine de la description précise du fluide effluent est l'analyse PVT (Pression Volume Température) fournie par le laboratoire d'après un échantillon pris au fond du puits.

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6. Les différents états d’hydrocarbures On rencontre en générale cinq (05) etats d’hydrocarbures en function des conditions de temperature et de pression

a- Le black oil ou huile sous-saturée

b- Le volatil oil ou huile saturée

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c- Le gaz à condensat

d- Le wet gas ou gaz humide

e- Le dry gas ou gaz sec

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III.

Differents regimes d’écoulement des hydrocarbures

The different flow behaviors are usually classified in terms of rate of change of pressure with respect to time. Steady state: During steady-state flow, the pressure does not change with time. This is observed for example when a constant pressure effect, such as resulting from a gas cap or some types of water drive, ensures a pressure maintenance in the producing formation.

Pseudo steady state: The pseudo steady state regime characterizes a closed system response. With a constant rate production, the drop of pressure becomes constant for each unit of time.

Transient state: Transient responses are observed before constant pressure or closed boundary effects are reached. The pressure variation with time is a function of the well geometry and the reservoir properties, such as permeability and heterogeneity.

Usually, well test interpretation focuses on the transient pressure response. Near wellbore conditions are seen first and later, when the drainage area expands, the pressure response is characteristic of the reservoir properties until boundary effects are seen at late time (then the flow regime changes to pseudo steady or steady state). In the following, several characteristic examples of well behavior are introduced, for illustration of typical well test responses.

Rs − the solution (or dissolved) gas oil ratio. Bo − the oil formation volume factor. Bg − The gas formation volume factor.

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Above Pb

Below Pb

Figure 6: Rs, Bo, Bg and Pb

IV.

La densité API La densité API est une échelle permettant d’exprimer la densité du pétrole brut,

en degrés API (° API), calculée à partir de la densité, par la formule suivante :

Densité API = Plus un brut est léger, plus sa densité est faible, plus sa densité API est élevée. La plupart des bruts extraits ont des densités API comprises entre 20° (très lourd) et 60° (très léger). L'indice API des bitumes, qui nécessitent divers procédés (chaleur, injection de vapeur ou ajout d’un diluant) pour être extraits, se situent généralement en dessous de 15°. Cette formule fut créée par l'American Petroleum Institute (API) et le National Institute of Standards and Technology (NIST). À titre de comparaison, l'eau, dont la densité est de 1, a une densité API de 10° API.

ACTIVATION DES PUITS

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PARTIE I : Généralités sur le puits et la complétion Objectif principal Le but de ce cours est de permettre une meilleure compréhension du puits, élément primordial du système de production. Un puits sert à mettre en liaison le fond à la surface. Il permet, principalement, de ramener l’effluent (mélange d’hydrocarbures et d’eau) du gisement aux installations de surface dans lesquelles il sera traité ultérieurement pour répondre aux spécifications commerciales. Lorsque l’effluent arrive en surface, il contient des éléments indésirables (eau, sel, sable, gaz nocifs, etc.) qu’il faut retirer avant de pouvoir le vendre. Les installations de surface vont servir à « nettoyer » cet effluent et à séparer les hydrocarbures liquides des hydrocarbures gazeux.

I.

Les différents types de puits

On distingue de façon générale les puits d’exploration et les puits de développement comprenant :  Les puits d’exploration sont constitués de puits d’exploration ou puits de découverte et des puits de délinéation ou puits témoins  Les puits de développements sont constitués des puits de production, des puits d’injection etc. Les puits producteurs : ils véhiculent l’effluent du fond à la surface Les puits producteurs peuvent être éruptifs ou non Les puits injecteurs : ils véhiculent l’effluent de la surface vers le fond Les puits témoins : ils permettent le contrôle de certains paramètres du réservoir

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V.

Les différents profils de puits Une grande majorité de puits sont forés verticalement, mais certaines

contraintes (ex : réservoirs minces, fracturés, etc..) imposent des profils différents

Figure 6 : different profils d’un puits Une fois la géométrie de profil du puits décidée, des études seront faites pour définir le type d’équipements que l’on implantera dans le puits.

VI.

Environnement et équipements d’un puits producteur Un puits se décompose en deux sous-ensembles élémentaires que sont :  Les équipements FOND (cuvelages (casings), complétion)  Les équipements SURFACE (wellhead, christmas tree)

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1. Les équipements de surface

Les équipements de surface au-dessus des vannes maîtresses sont appelés arbre de Noël (Christmas Tree – Xmas Tree) et les équipements en dessous des vannes maîtresses font partie de la tête de puits (Well Head). Le fluide venant du fond passe dans la tête de puits traverse les vannes maîtresses ainsi que le T de l’arbre de Noël. Là il est dirigé à travers une vanne latérale et une vanne réglable vers un réseau de

collecte. dans la partie supérieure de l’arbre, on retrouve un manomètre qui indique la pression dans le tubing. Figure 8: Tête de puits et arbre de Noël

a- La tête de puits (Wellhead) La tête de puits est composée de : Deux têtes de casing Une tête de tubing La tête de casing inférieure repose sur la colonne de surface et soutient le casing technique. La tête de casing supérieur soutient la colonne de production et assure l’étanchéité entre les deux colonnes. Le fluide qui entre dans l’espace entre la colonne de production et la colonne technique peut être retiré à l’aide de la vanne qui se trouve sur la tête de casing supérieur.

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La tête du tubing soutient la colonne de tubing et assure l’étanchéité de l’espace annulaire tubing – casing. Tête de casing (Casing Head) Une tête de casing est utilisée pour soutenir la colonne de production à partir de la surface. La tête du casing à une olive de suspension qui tient le support du casing. Le support de casing soutient la colonne de production. La tête du casing est visée ou soudé sur l’embout du casing de surface. Des têtes de casing sont aussi utilisées pour soutenir des colonnes intermédiaires. Certains forages sont par exemple équipés de trois colonnes de casing : Pour soutenir la colonne de production, une deuxième tête de casing est utilisée.

Figure 9 : Tête de casing

Tête de tubing

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A la surface du forage, une tête de tubing soutient la colonne de tubing. La tête de tubing est attachée à la tête supérieure du casing. Une olive de suspension dans la tête de tubing contient un support pour le tubing. Les fuites sont évitées à l’aide d’un jeu de joints.

Figure 10: Tête de tubing

Espaces annulaires

Chaque espace entre deux colonnes est appelée une espace annulaire. Un puits qui a un tubing a aussi une espace entre le tubing et la colonne de production. Cette espace est une espace annulaire. L’espace annulaire a des sorties sur les côtés de la tête du tubing. Il y a aussi des sorties sur les côtés des têtes de casing. Ceux-ci sont les sorties pour les espaces annulaires entre les colonnes de casing. Si un puits contient trois colonnes de casing, la sortie sur la tête de casing inférieure est la sortie de l’espace annulaire entre le casing de la colonne de surface et le casing de la colonne technique. Les sorties dans la tête de tubing sont équipées de manomètres qui mesurent la pression qui existe dans l’espace annulaire entre le tubing et le casing de production. f- L’arbre de Noël (Christmas Tree – Xmas Tree) C’est l’équipement d’un puits qui est utilisé pour contrôler le flow de l’effluent

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Un arbre de Noël est au moins composé des éléments suivants : 

Vanne maîtresse inférieure



Vanne maîtresse supérieure



Vanne de curage



Vanne latérale



Duse



Manomètre

Figure 11 : Xmas tree

7. Les équipements de fond a- Casings et colonnes de casing

Au fur et à mesure de l'avancement du forage on descend un certain nombre casings ayant pour rôle : 

Protéger le trou de forage contre l’effondrement et les fuites.



Protéger la nappe phréatique ou la mer



Prévenir l’instabilité du trou foré

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

Contenir la pression de formation



Permettre l’installation de la colonne de production (tubing string) dans le dernier casing/liner (casing/colonne perdue)

Pour assurer une protection étanche, le casing est complété par une cimentation qui consiste à injecter du ciment liquide sous pression, par la base du tubage, pour remplir l'espace entre les casings et le trou. Le casing est un tuyau d’acier d’un diamètre extérieur de moins de 4½ jusqu'à plus de 20. Les tuyaux de casing assemblés à l’aide des connections étanches sont appelé « colonne de casing » Les colonnes de casing sont utilisé pour protéger le trou de forage durant le forage. Il est possible de placer plusieurs colonnes de casing dans un trou de forage au courant des travaux de forage, mais le premier casing posé aura toujours le plus grand diamètre. Les travaux de forage continueront à l’intérieur de chaque casing qui est posé. Retenez les faits suivants concernant les colonnes de casing : 

La première colonne de casing qui est posé est la colonne de surface



La première colonne de casing installée est toujours la colonne la plus courte dans le trou de forage



La colonne de surface a le plus grand diamètre



La colonne de production a le plus petit diamètre de toutes les colonnes de casing dans un trou de forage



Si dans un trou de forage, il n’y a qu’une seule colonne de casing, cette colonne est appelée la colonne de production et elle sera cimenté jusqu’au réservoir.



De temps en temps, une colonne de guidage est posée avant la colonne de surface

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Figure 11 : équipements de fond

g- Autres équipements du trou de production Tube de production : La plupart des puits sont mise en production à travers un tubing de production qui se trouve à l’intérieur de la colonne de production Espace annulaire : Espace entre la paroi intérieure d'un puits ou des casings et la paroi extérieure des tubes de forage ou de la colonne de production. Bouchon annulaire (packer) : Garniture d’étanchéité pour éviter que le fluide monte dans l’espace annulaire

VII.

GENERALITES SUR LA COMPLETION Le mot complétion de par son origine (‘’to Complete’’) signifie achèvement, et

dans le cas échéant, achèvement du puits qui vient d’être foré. La complétion d’un puits de forage est l’ensemble des opérations de finitions du puits, permettant sa mise en service optimale, que ce soit en production, en injection ou en observation.

ACTIVATION DES PUITS

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En entreprise, les ingénieurs de complétion travaillent main dans la main avec les foreurs et les ingénieurs du gisement (géologues et géophysiciens). La qualité de la complétion augmente aussi la durée de vie d’un puits. BUT DE LA CONEPTION D’UN PUITS On parle de complétion multiple si un même puits collecte sélectivement à travers son tubage, des HC provenant de couches différentes. Elle permet également d’isoler des couches produisant de l’eau ou du gaz en excès et de contrôler les venues de sable des formations non consolidées. La complétion a aussi pour but d’assurer : 

La liaison de production entre le réservoir et la surface.



La production optimale par des équipements spécifiques (activation).



La sécurité en cas d’incident dans le puits ou en surface.

Une fois le puits foré, cuvelé (casings posés et cimentés) et la LCT consolidée ou pas, la complétion est réalisée. Suivant les caractéristiques du puits il en existe plusieurs sortes.

1. La completion simple

La complétion simple correspond à la mise en production d'un seul niveau et est composée principalement d'un tubing central et d'un packer de séparation.

ACTIVATION DES PUITS

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La complétion simple

8. La complétion sélective

Que ce soit en complétion sélective ou en complétion double, le rendement financier vis-à-vis de l'architecture puits est plus favorable que pour une complétion simple. Ceci est d'autant plus vrai que l'on s'oriente de plus en plus vers des forages en mer profonde et donc que l'on cherche à réduire le nombre de puits.

Figure 13 : La complétion sélective

9.

La complétion double

Dans ce type de complétion, le mélange des deux effluents est rendu impossible (incompatibilité compositionnelle), et c'est pourquoi ils sont produits séparément.

ACTIVATION DES PUITS

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L’inconvénient majeure de ce type de complétion est l'encombrement important des deux tubings (eux-mêmes de diamètres réduits), au sein du casing rendant alors difficile toute intervention ou activation en gas lift.

Figure 14 : La complétion double

La complétion sélective se différentie de la complétion double par un mélange dans le tubing des effluents provenant de deux zones de production différentes.

VIII.

Consolidation de la liaison couche trou (LCT)

Ainsi, suivant le type de roche réservoir, différents systèmes peuvent être mis en place. Une fois le cuvelage du puits réalisé, on consolidera la liaison couche trou si les formations géologiques ainsi que le type de réservoir rencontré le nécessitent. Cette liaison assure la transition de l’effluent entre la couche réservoir et le trou foré. Afin de prévenir de nombreux problèmes lors de la mise en production d'un puits, on peut intervenir sur la liaison couche trou.

ACTIVATION DES PUITS

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Figure 15 : Différentes liaisons couche trou sans et avec perforation

La caractéristique qui distingue un Liner (chemisage) d’une colonne de casing (cuvelage) ordinaire est qu'il ne commence pas au sommet du puits, mais à un point situé au fond du puits (généralement à une profondeur supérieure à 1000 m) On notera que dans tous les cas de figure, une attention particulière sera portée par le producteur lors des démarrages afin d'éviter de fortes variations de pression pouvant générer à terme une dégradation prématurée de la liaison couche trou.

IX.

METHODES DE RECUPERATION DES HYDROCARBUES

Les réserves récupérables économiquement dépendent de plusieurs facteurs entre autres : la quantité d'hydrocarbures en place et leur répartition, mécanismes de drainage, cadence de production, les facteurs économiques…

1. Mécanismes de drainage naturel et récupération primaire

On les appelle ainsi les mécanismes intrinsèques qui, dans le gisement, provoquent lors de l'extraction le déplacement des fluides vers le fond du puits. On distingue entre autres :  L'expansion monophasique (dans le cas de gisements de gaz ou d'huile sous-saturée). Très importante pour les gaz, elle ne permet pour les huiles qu'une récupération de quelques pourcent (grande différence entre les compressibilités du gaz et de l'huile). 

L'expansion des gaz sortis de solution ou des gaz dissous (à pression inférieure à la pression de bulle), quand la pression du réservoir baisse, il y a

ACTIVATION DES PUITS

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désorption et expansion du gaz. Le GOR de production croissante rapidement, chaque volume d'huile coûte de plus en plus cher en énergie de gisement.  L'expansion de l'eau d'un aquifère lié au gisement. L’eau de la nappe prend la place de l’huile dans les pores de la roche réservoir. Ce mécanisme s’avère très efficace car la fable viscosité de l’eau favorise sa pénétration à travers les pores de la roche. Cette expansion limite la chute de pression d'un réservoir d'huile et draine celui-ci. Pour un gisement de gaz, ce phénomène peut par contre être nuisible, par piégeage de gaz haute pression derrière l'avancée de l'interface gaz-eau.  L'expansion d'un dôme de gaz (gas cap) surmontant l'huile (gisement d'huile saturée). Ici, la quantité d’huile produite est directement compensée par l’expansion du gaz accumulée dans la partie supérieur du réservoir. Malheureusement on risque de se retrouver confronté à un problème de venue de gaz suite à la formation d'un cône de gaz (gas coning) aux abords du puits  L'imbibition. L'huile matricielle peut être déplacée par l'eau, par suite de la mouillabilité préférentielle de la roche à l'eau, mais ce procédé est très lent (réservoir hétérogène).  Les forces de gravité. Elles provoquent notamment la ségrégation des fluides, surtout entre le gaz et l'huile 

La compressibilité des roches. Compte tenu de la faible compressibilité de l'huile ce mécanisme est relativement important pour de l'huile monophasique.

ACTIVATION DES PUITS

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Figure 15 : Mécanismes de drainage naturel et récupération primaire

10. Méthodes de récupération assistée par injection dans le réservoir

Généralités Dans la plupart des gisements d'huile, l'expansion des fluides en place ne permet la récupération que d'une faible partie de l'huile en place. Cela a conduit à rechercher des méthodes assurant un balayage optimal du gisement. Ces méthodes ont été qualifiées de récupération secondaire, car elles n'étaient initialement utilisées qu'après la récupération primaire (par drainage naturel). Actuellement, elles sont mises en œuvre bien avant que ne soit terminée la production par déplétion naturelle, et parfois même dès le début de la vie d'un gisement. Les plus anciennes consistent en l'injection d'un fluide naturel (eau ou gaz). Mais, après arrêt de l'exploitation dicté par des considérations économiques, il peut y avoir encore en place des quantités importantes d'hydrocarbures. Des techniques ont été développées en vue d'accroître l'efficacité du drainage et qualifiées de récupérations améliorées (déplacement miscible, par voie chimique et méthodes ACTIVATION DES PUITS

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thermiques). Nous traiterons successivement les méthodes de récupération assistée classiques par injection d’eau et de gaz dans les réservoirs des gisements d'huile et de gaz à condensat (récupération secondaire), puis les méthodes dites "améliorées" (ou tertiaires). Récupération assistée (classique) ou récupération secondaire a- Injection d'eau (water flooding)

Figure 16 : récupération secondaire par injection d’eau ou de gaz

Deux types de déplacement peuvent être distingués : -

Déplacement selon un front continu

C'est le cas des réservoirs de faible volume et à fort pendage, possédant à leur base un aquifère limité qui n'est pas séparé de la zone à huile par une barrière imperméable. Cet aquifère est alimenté par des puits d'injection : la montée de l'eau provoque un drainage vertical du réservoir

ACTIVATION DES PUITS

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Figure 17 : injection et déplacement suivant un front continue

-

Déplacement radial

C'est le cas pour des gisements plats de grande étendue. Le dispositif d'installation des puits le plus courant est la maille à 5 puits (five spot) ; chaque puits d'injection est placé au centre d'un carré dont quatre puits de production occupent les sommets. L'eau est injectée sur toute la hauteur du réservoir. La fraction du réservoir drainée dépend des caractéristiques du réservoir, de l'huile et des distances entre puits. Signalons en outre que, dans le cas d'un réservoir fissuré, la récupération dépend de la vitesse d'avancement du front d'eau, une faible vitesse permettant à l'imbibition d'agir.

Figure 18 : injection et déplacement radiale

ACTIVATION DES PUITS

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h- Injection de gaz Cette méthode peut parfois être envisagée concurremment à l'injection d'eau quand il y a, à proximité du gisement, une source de gaz†. Le drainage par le gaz est moins efficace que celui par l'eau ; en effet, le gaz ne mouille pas la roche et se déplace simultanément avec l'huile dès que sa saturation devient de l'ordre de 5 à 10 %. Cependant, les investissements sont moins importants que dans le cas d'une injection d'eau. En effet, le nombre de puits nécessaires est moindre par suite de la grande facilité de circulation du gaz. Il y a deux types de drainage possibles : -

Injection de gaz dans un gas-cap existant. Injection de gaz directement dans l'huile. Le gaz injecté a alors un mouvement radial.

En général, le gaz injecté n'est pas miscible avec l'huile. Il y a parfois miscibilité lorsque l'huile est légère et à haute pression. Dans ce dernier cas l'injection est plus efficace, car l'efficacité au niveau microscopique est nettement améliorée. i- Recyclage du gaz (dans un gisement de gaz à condensat) Il s'agit d'améliorer la récupération en condensat qui est un produit à haute valorisation. Du gaz sec est réinjecté dans le gisement, de façon à "maintenir" la pression et donc à éviter les pertes de gazoline, ou condensat, dans les pores. Cette gazoline apparaissant pour des pressions inférieures à la pression de rosée rétrograde. On réinjecte une partie (parfois la totalité) du gaz sec et ainsi la récupération en condensat sera nettement améliorée (> 60 %)

11. Récupération améliorée ou tertiaire (EOR)

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j- Méthodes chimiques  Utilisation de solutions de polymères dans l'eau Le but est d'améliorer l'efficacité de balayage en augmentant la viscosité de l'eau, ce qui a pour effet de donner un meilleur rapport de mobilité. La viscosité de l'eau peut ainsi être augmentée jusqu'à 50 fois.  Utilisation de tensio-actifs et de micro-émulsion Le but est d'améliorer l'efficacité du déplacement (microscopique) par réduction ou annulation de la tension interfaciale eau-hydrocarbures. On peut injecter un bouchon de tensio-actifs à forte concentration dans l'eau ou une micro-émulsion. La propriété essentielle d'une micro-émulsion est d'être miscible à la fois avec l'huile et avec l'eau (miscibilité totale). La récupération est ainsi nettement améliorée. Mais les coûts techniques sont très élevés.

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k- Méthodes miscibles  Utilisation de gaz carbonique Son action va diminuer les forces capillaires (il est plus ou moins miscible avec l'eau, le gaz ou l'huile en place). Elle va également diminuer la viscosité de l'huile et augmenter son volume de 10 à 20 %. On utilise le gaz carbonique soit en injection gazeuse, soit dissous dans l'eau injectée. Là encore les coûts sont très élevés. a) Méthodes thermiques : huiles lourdes  Injection de vapeur Contrairement aux polymères dans l’eau, cette méthode agit sur la viscosité de l'huile. L'injection de vapeur peut se faire en continu ou cycliquement. Dans ce dernier cas, qui est plutôt une méthode de stimulation, on commence par injecter de la vapeur, on laisse alors le puits fermé quelque temps, on le met en production et ainsi de suite plusieurs fois. Cette technique est assez développée à l'heure actuelle.  Combustion in situ Cette méthode est surtout applicable aux gisements d’huiles très visqueuses. Elle consiste à brûler une partie des hydrocarbures en place en injectant de l'air dans le gisement, de manière à diminuer la viscosité de l'huile résiduelle. Elle est peu utilisée actuellement

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