6.3.3.1 Méthodes chimiques
Les méthodes chimiques comprennent l’inondation des polymères, l’inondation des tensioactifs (micellaires ou polymères et microémulsions) et les processus d’inondation alcaline. L’inondation de polymères (Polymer augmented waterflooding) est une infiltration d’eau dans laquelle des polymères organiques sont injectés avec de l’eau pour améliorer l’efficacité du balayage horizontal et vertical. Le procédé est conceptuellement simple et peu coûteux, et son utilisation commerciale augmente malgré une production de pétrole supplémentaire potentielle relativement faible. L’inondation de tensioactifs est complexe et nécessite des tests de laboratoire détaillés pour appuyer la conception du projet sur le terrain. Comme l’ont démontré les essais sur le terrain, il a un excellent potentiel pour améliorer la récupération de l’huile de faible viscosité à de viscosité modérée. L’inondation de tensioactifs est coûteuse et a été utilisée dans peu de projets à grande échelle. L’inondation alcaline n’a été utilisée que dans les réservoirs contenant des types spécifiques de pétrole brut à indice d’acide élevé.
L’inondation par microémulsion (inondation micellaire / émulsion) désigne un processus d’injection de fluide dans lequel une solution stable d’huile, d’eau et d’un ou plusieurs tensioactifs ainsi que des électrolytes de sels sont injectés dans la formation et déplacés par une solution tampon de mobilité (Reed et Healy, 1977; Dreher et Gogarty, 1979). L’injection d’eau déplace à son tour le tampon de mobilité. Selon l’environnement du réservoir, une pré-inondation peut ou non être utilisée. La microémulsion est la clé du processus. Le pétrole et l’eau sont déplacés en avant de la limace de microémulsion, et un banc de pétrole et d’eau stabilisé se développe. Le mécanisme de déplacement est le même dans les conditions de récupération secondaire et tertiaire. Dans le cas secondaire, l’eau est le fluide primaire produit jusqu’à ce que la banque de pétrole atteigne le puits.
L’infiltration d’eau conventionnelle peut souvent être améliorée par l’ajout de polymères (inondation de polymères) à l’eau d’injection pour améliorer le rapport de mobilité entre les fluides injectés et les fluides en place. La solution de polymère affecte les débits relatifs d’huile et d’eau et balaie une plus grande partie du réservoir que l’eau seule, entrant ainsi en contact avec une plus grande partie de l’huile et la déplaçant vers des puits de production. Les polymères actuellement utilisés sont produits à la fois synthétiquement (polyacrylamides) et biologiquement (polysaccharides). Les polymères peuvent également être réticulés in situ pour former des fluides très visqueux qui détourneront l’eau injectée ultérieurement dans différentes strates de réservoir.
L’inondation des polymères a sa plus grande utilité dans les réservoirs hétérogènes et ceux qui contiennent des huiles modérément visqueuses. Les réservoirs de pétrole présentant des ratios de mobilité de l’eau défavorables ont le potentiel d’augmenter la récupération du pétrole grâce à une meilleure efficacité de balayage horizontal. Les réservoirs hétérogènes peuvent réagir favorablement en raison de l’amélioration de l’efficacité du balayage vertical. Comme l’efficacité du déplacement microscopique n’est pas affectée, l’augmentation de la récupération au-dessus de l’eau sera probablement modeste et limitée dans la mesure où l’efficacité du balayage est améliorée, mais le coût différentiel est également modéré. Actuellement, l’inondation de polymères est utilisée dans un nombre important de projets commerciaux sur le terrain. Le procédé peut être utilisé pour récupérer des huiles de viscosité supérieure à celles pour lesquelles une inondation de tensioactif pourrait être envisagée.
L’inondation de tensioactifs est un processus à plusieurs limaces impliquant l’ajout de produits chimiques tensioactifs à l’eau. Ces produits chimiques réduisent les forces capillaires qui emprisonnent l’huile dans les pores de la roche. La limace de tensioactif déplace la majorité de l’huile du volume du réservoir mis en contact, formant un banc huile–eau qui s’écoule et se propage devant la limace de tensioactif. Les principaux facteurs qui influencent la conception de la limace tensioactive sont les propriétés interfaciales, la mobilité de la limace par rapport à la mobilité du banc d’huile–eau, la persistance de propriétés acceptables de la limace et l’intégrité de la limace dans le réservoir.
L’inondation alcaline ajoute des produits chimiques alcalins inorganiques, tels que l’hydroxyde de sodium, le carbonate de sodium ou l’orthosilicate de sodium, à l’eau pour améliorer la récupération du pétrole par un ou plusieurs des mécanismes suivants: réduction de la tension interfaciale, émulsification spontanée ou altération de la mouillabilité (Morrow, 1996). Ces mécanismes reposent sur la formation in situ de tensioactifs lors de la neutralisation des acides pétroliers dans le pétrole brut par les produits chimiques alcalins dans les fluides de déplacement. Bien que l’émulsification dans les procédés d’inondation alcaline diminue la mobilité du fluide d’injection dans une certaine mesure, l’émulsification seule peut ne pas fournir une efficacité de balayage adéquate. Parfois, le polymère est inclus comme produit chimique auxiliaire de contrôle de la mobilité dans un apport hydrique alcalin pour augmenter toute amélioration du rapport de mobilité due aux émulsions générées par des alcalins.
Le déplacement de fluide miscible (déplacement miscible) est un procédé de déplacement d’huile dans lequel un alcool, un hydrocarbure raffiné, un gaz de pétrole condensé, du dioxyde de carbone, du gaz naturel liquéfié ou même des gaz d’échappement sont injectés dans un réservoir d’huile, à des niveaux de pression tels que le gaz injecté ou l’alcool et l’huile de réservoir sont miscibles; le procédé peut inclure l’injection simultanée, alternative ou ultérieure d’eau.
Les procédures de déplacement miscible sont les mêmes dans chaque cas et impliquent l’injection d’une limace de solvant miscible avec l’huile du réservoir suivie d’une injection d’un liquide ou d’un gaz pour balayer tout solvant restant. Il faut reconnaître que la limace de solvant miscible s’enrichit en huile au fur et à mesure qu’elle traverse le réservoir et que sa composition change, réduisant ainsi l’action efficace de balayage. Cependant, des modifications de la composition du fluide peuvent également conduire à un dépôt de cire ainsi qu’à un dépôt de constituents asphaltènes. Par conséquent, la prudence est recommandée.
D’autres paramètres affectant le processus de déplacement miscible sont la longueur du réservoir, la vitesse d’injection, la porosité et la perméabilité de la matrice du réservoir, la taille et le rapport de mobilité des phases miscibles, les effets gravitationnels et les réactions chimiques. Les inondations miscibles utilisant du dioxyde de carbone, de l’azote ou des hydrocarbures comme solvants miscibles ont le plus grand potentiel de récupération améliorée des huiles à faible viscosité. Les inondations commerciales à base d’hydrocarbures miscibles sont exploitées depuis les années 1950, mais les inondations à grande échelle à base de dioxyde de carbone sont relativement récentes et devraient apporter la contribution la plus importante au rétablissement amélioré miscible à l’avenir.
Le dioxyde de carbone est capable de déplacer de nombreux pétroles bruts, permettant ainsi de récupérer la majeure partie du pétrole de la roche du réservoir qui est mise en contact (inondation miscible au dioxyde de carbone). Le dioxyde de carbone n’est pas initialement miscible avec l’huile. Cependant, lorsque le dioxyde de carbone entre en contact avec le pétrole brut in situ, il extrait une partie des constituants hydrocarbonés du pétrole brut dans le dioxyde de carbone et le dioxyde de carbone est également dissous dans le pétrole. La miscibilité est obtenue au front de déplacement lorsqu’il n’existe pas d’interfaces entre le mélange de dioxyde de carbone enrichi en hydrocarbures et l’huile enrichie en dioxyde de carbone. Ainsi, par un processus dynamique (à contacts multiples) impliquant un transfert de masse interphasique, le déplacement miscible surmonte les forces capillaires qui emprisonnent autrement l’huile dans les pores de la roche.
Dans certaines applications, en particulier dans les réservoirs de carbonate (calcaire, dolomie et chert / quartz à grain fin) où il est susceptible d’être utilisé le plus fréquemment, le dioxyde de carbone peut pénétrer prématurément dans les puits de production. Lorsque cela se produit, des mesures correctives utilisant des contrôles mécaniques dans les puits d’injection et de production peuvent être prises pour réduire la production de dioxyde de carbone. Cependant, une production substantielle de dioxyde de carbone est considérée comme normale. Généralement, ce dioxyde de carbone produit est réinjecté, souvent après traitement pour récupérer de précieux hydrocarbures légers.
Pour certains réservoirs, la miscibilité entre le dioxyde de carbone et l’huile ne peut pas être atteinte et dépend des propriétés de l’huile. Cependant, le dioxyde de carbone peut toujours être utilisé pour récupérer du pétrole supplémentaire. Le dioxyde de carbone gonfle les huiles brutes, augmentant ainsi le volume d’espace poreux occupé par l’huile et réduisant la quantité d’huile emprisonnée dans les pores. Il réduit également la viscosité de l’huile. Ces deux effets améliorent la mobilité de l’huile. Des inondations non miscibles au dioxyde de carbone ont été démontrées dans des projets pilotes et commerciaux, mais dans l’ensemble, elles devraient apporter une contribution relativement faible à l’EOR.
La solution GOR pour le pétrole brut gazéifié doit être mesurée de la manière normale et tracée comme GOR en volume par volume en fonction de la pression. Plus la solubilité du dioxyde de carbone dans l’huile est grande, plus l’augmentation de la solution GOR est importante. En fait, l’augmentation du GOR est généralement parallèle à l’augmentation du facteur de volume de formation d’huile due au gonflement. Il convient de noter que le gaz dans toute expérience GOR n’est pas du dioxyde de carbone mais contient des hydrocarbures qui se sont vaporisés à partir de la phase liquide. Par conséquent, que le GOR soit mesuré dans une cellule pression-volume-température ou à partir d’une expérience à tube mince, une analyse de composition doit être effectuée pour obtenir la composition du gaz ainsi que celle de la phase liquide d’équilibre. Si les valeurs mesurées réelles ne sont pas disponibles, la corrélation développée pour le pétrole brut contenant des gaz dissous peut être utilisée, mais ne donne que des valeurs approximatives au mieux. La densité des gaz purs étant fonction de la pression et de la température, pour le pétrole brut saturé de gaz, la densité dans la zone de mélange doit être spécifiée en fonction de la pression et de la composition de la zone de mélange.
