Contribution à l'étude rhéologique et hydrodynamique du système fluide injecté/roche réservoir / pétrole et /ou gaz pour la récupération optimisée des ressources énergétiques

الموضوعات

علوم تطبيقية وتكنولوجية

الملخص

Cette présente thèse entre dans la stratégie de récupération améliorée du pétrole (RAP) par voie chimique. Le but est de développer un fluide complexe Alkaline-Surfactant-Polymer (ASP) performant dans les conditions de réservoir (salinité, température) en vue d’une application pilote. L’aspect technique tel que la faisabilité et la viabilité économique de l’opération est prise en considération. La formulation et l’optimisation du fluide ASP ont été définies par des études de i) compatibilité des agents chimiques avec les conditions du réservoir, ii) comportement de phase des systèmes complexes avec l’huile, iii) étude de la dynamique de la tension interfaciale entre le fluide complexe et l’huile, iv) rhéologie des fluides complexes, v) évaluation des performances des fluides complexes ASP par des tests de déplacement de l’huile résiduelle (Core-Flood). Le développement des fluides ASP a été réalisé à travers un protocole expérimental incluant dans un premier lieu un criblage des agents chimiques par des tests de compatibilité dans les conditions du réservoir. La compatibilité des surfactants de type non-ioniques poly-éthoxyles a été effectuée par des mesures de leurs points de trouble (PT) en fonction de la concentration du carbonate de sodium (0,1 - 2,0 %). Les tensioactifs considères comme compatibles sont ceux dont la température de leurs points de trouble est supérieure à 51 ‹C (température du réservoir cible) sur toute la gamme de concentration de Na2CO3 prise en considération. Dans un premier lieu, ces mesures de point de trouble ont permis de démontrer l’importance de la structure moléculaire (degré d’éthoxylation et longueur de la chaîne alkyle) sur la compatibilité des surfactants et d’éliminer ceux dans le PT est inférieur a 51 ‹ C. L’effet de la structure moléculaire sur le point de trouble et par conséquent sur la compatibilité a été principalement interprété en termes de solubilité des surfactants en phase aqueuse. D’autre part, nous avons mis en évidence la variation linéaire (inversement proportionnelle) du point de trouble des surfactants non-ioniques en fonction de la concentration de Na2CO3. Cette variation a été attribuée aux effets salting-out des ions de Na+ et CO32- en solution aqueuse. La formulation et l’optimisation des fluides ASP ont été définies par des tests de comportement de phase par balayage des concentrations des agents chimiques a différentes fractions d’huile (WOR), permettant par la même occasion de développer des diagrammes d’activités. Les mesures de la dynamique de la tension inter-faciale entre le fluide complexe et le brut ont permis de mettre en évidence les interactions favorisant un synergisme ou un antagonisme entre les agents chimiques ainsi que l’effet de la nature et la structure moléculaire des surfactants. A ratios bien définis ; les surfactants synthétiques sélectionnés ont démontré un excellent synergisme avec les surfactants carboxyliques générés in-situ par le brut en contact de solution alcaline. Ce synergisme, attribue principalement aux interactions intramoléculaires et intermoléculaires entre les surfactants synthétique et naturel (soap), s’est traduit par une réduction exceptionnelle de la tension interfaciale (TIF) de l’ordre de 10-3 mN/m. Dépendamment de la concentration, le polymère peut contribuer à la réduction de la TIF en présence de surfactant et d’agent alcalin. Des courbes d’écoulement de solutions polymériques ont été développées à différente concentrations de polymère mettant en évidence le caractère non-newtonien et viscoélastique des fluides complexes ASP. La concentration du polymère de type polyacrylamide partiellement hydrolyse (PAPH) a été ajustée pour atteindre une viscosité v du fluide ASP cible a 100 cp, suffisante pour un déplacement efficace du brut. L’effet de la concentration du surfactant ainsi que de Na2CO3 sure la viscosité de la solution de polymère (PAPH) ont été pris en considération dans les travaux de cette thèse. Les performances des fluides complexes formules ont été validées par des tests de déplacement du brut (core flood). Un taux de récupération de 50 - 60 % a été observe lors de l’injection d fun volume de 0,3 VP des fluide ASP formules suivi de 0,7 VP de polymère (Polymer drive) sur des roche de Berea (. 200 mD). Des taux de récupération supérieurs a 95% ont été observes sur des roches du type Bentheimer (. 3000 mD) pour des concentrations d’agents chimiques relativement faibles c = 0,9 % (c = 0,3%*0,3 VP), ce qui garantit la viabilité économique de l’opération et reflète une excellente stratégie de formulation de fluide complexe. D’autre part, cette thèse apporte une interprétation et des discussions détaillées des résultats en plus d'un état d'art complet.

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faac4728-b914-4dc3-b0b7-fc08119208d2

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0

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الرسائل العلمية

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رسائل دكتوراة

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pdf text

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2234934_1.pdf

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ألقاب المؤلفين

[{"name_ar":"Amel Hadj-Ziane","title_ar":"اشراف","title_en":"Supervision"},{"name_ar":"Mohamed El Moundher Hadji ","title_ar":"اعداد","title_en":"Preparation"},{"name_ar":"Mohamed Aoudia","title_ar":"اشراف","title_en":"Supervision"}]

اللغة

French

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Contribution à l'étude rhéologique et hydrodynamique du système fluide injecté/roche réservoir / pétrole et /ou gaz pour la récupération optimisée des ressources énergétiques

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ترجمة الملخص

This thesis relies on chemical enhanced oil recovery (CEOR) strategy. The aim of this study is to develop an optimum alkaline-surfactant-polymer (ASP) formulation in reservoir conditions (salinity and temperature) for field scale application (case study). The technical-economical aspect has been taken into account to guarantee the feasibility of the process. The ASP formulation has been achieved through a rigorous experimental protocol including; i)compatibility of the chemicals with reservoir conditions, ii)phase behavior of the ASP-Oil systems, iii)dynamic interfacial tension behavior for A/oil, AS/oil and ASP/oil systems, iv)a rheological study of ASP fluids, v)core flood tests in order to evaluate the efficiency of ASP formulated in displacing the residual oil. Chemical screening has been carried out by means of compatibility tests including solubility diagrams and cloud points measurements in reservoir conditions (salinity and temperature).The compatibility of the poly-ethoxylated surfactant is consisting on the cloud point measurement (Cp) at differentNa2CO3concentrations(0.1 wt%-2.0 wt.%). The nonionic surfactants displaying a cloud point above the reservoir temperature (51°C) in the Na2CO3concentration range varying from 0.1up to 2.0 wt.% are considered as compatible and selected for further experiments. The cloud points measurements brought out the importance of the surfactant molecular structures (ethoxylation degree, alkyl chain length) on their compatibility with reservoir conditions and to exclude those ones with a cloud points below 51°C. The effect of surfactant structure on the cloud points is interpreted in terms of their solubility in aqueous phase. On the other hand, these measurements display inverse linear relationship of the cloud point with Na2CO3concentrations, such effect is attributed to the salting-out effect of Na+and CO3-ions in aqueous phase. Phase behavior has been conducted in order to define optimum chemical concentrations and generate activity diagrams at different WOR (WOR: water to oil ratio). The effect of molecular structure on the dynamic interfacial tension has been conducted. A strong synergistic effect for lowering the dynamic interfacial tension (~10-3mN/m) was observed between the synthetic surfactant and the natural carboxylic surfactant at optimum Na2CO3concentration. This synergism was attributed in part to the intermolecular and intramolecular ion-dipole interactions between the soap molecules and the synthetic surfactant as well as to some shielding effect. Depending on its concentration, the presence of polymer can either decrease or increase the dynamic interfacial tension. The ASP solutions display a non-Newtonian rheological and viscoelastic behavior, the viscosity of 100cp was targeted for oil displacement. Core Flood experiments were carried out to assess the efficiency of the alkaline-surfactant-polymer optimized formulation. A total residual oil recovery of 50-60%isobserved by injecting 0.3PV of ASP followed by 0.7PV of polymer drive in the Berea sandstone rock. On the other hand, a recovery of more than 95% of original oil in place was recovered in Bentheimer sandstone rock. These high recoveries reflect the excellent chemical EOR formulation strategy adopted in our studies.

كلمات الباحثين

Hydrodynamique Etude rhéologique Ressources énergétique

إشراف وإعداد

الإشراف

Amel Hadj-Ziane, Mohamed Aoudia

الإعداد

Mohamed El Moundher Hadji

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