Récupération assistée du pétrole

L'injection de gaz ou l’injection de gaz miscible est actuellement la méthode la plus couramment utilisée dans la récupération du pétrole. L’injection miscible est un terme général pour les procédés d'injection qui introduisent des gaz miscibles dans le réservoir. Les procédés de déplacement à base de gaz miscibles maintiennent la pression et le réservoir d'huile améliore le déplacement du pétrole car la tension superficielle entre le pétrole et l'eau est réduite. Cela permet de supprimer les tensions à l'interface entre les deux fluides en interaction, permettant d’augmenter l'efficacité du déplacement de l’ensemble[10]. Les gaz utilisés sont le CO₂, le gaz naturel ou l'azote. Le fluide le plus couramment utilisé est le dioxyde de carbone car il réduit la viscosité du pétrole et est moins coûteux que le gaz de pétrole liquéfié[10]. Le déplacement du pétrole par injection de dioxyde de carbone s’appuie sur le comportement de la phase du mélange de ce gaz avec le pétrole brut, qui est fortement dépendante de la température du réservoir, de la pression et de la composition du pétrole brut.

La technique de l'injection de vapeur

Dans cette approche, différents procédés sont utilisés pour chauffer le pétrole brut dans la formation, pour réduire sa viscosité et/ou vaporiser une partie du pétrole et ainsi augmenter sa mobilité. L'augmentation de la température réduit la tension de surface. Le pétrole chauffé peut aussi être vaporisé/craqué puis se recondenser, formant un pétrole ayant une meilleure composition. Ces méthodes comprennent l'injection cyclique de vapeur, injection de vapeur et la combustion. Elles améliorent l'efficacité du balayage et le déplacement du pétrole. L'injection de vapeur est utilisée industriellement depuis les années 1960 dans les champs pétroliers californiens[11]. En 2011, les projets solaires thermiques d’amélioration de récupération de pétrole débutèrent en Californie et à Oman. Cette méthode est similaire aux méthodes thermiques de récupération assistée du pétrole, mais utilise des panneaux solaires pour produire de la vapeur.

Les injections de vapeur (voir croquis) sont un moyen d'introduire de la chaleur dans le réservoir par pompage de la vapeur dans le puits avec des moyens similaires à l'injection d'eau. Elles sont utilisées pour des pétroles très visqueux[12]. La vapeur se condense en eau chaude dans la zone en contact avec le pétrole. Le pétrole se dilate dans la zone avec l'eau chaude. Ainsi, la viscosité du pétrole chute et la perméabilité du réservoir augmente. Pour fonctionner le processus doit être cyclique. Ceci est la méthode la plus utilisée actuellement pour la récupération assistée du pétrole.

Site de récupération assistée du pétrole solaire

La récupération assistée du pétrole solaire consiste à injecter de la vapeur obtenue grâce à des concentrateurs solaires. Ils concentrent l'énergie du soleil pour chauffer l'eau et produire de la vapeur. La production de vapeur grâce à l'énergie solaire s’avère être une alternative viable à la production de vapeur obtenue par la combustion du gaz.

La combustion in situ fonctionne mieux lorsque la saturation en pétrole et la porosité sont élevées. La combustion produit de la chaleur dans le réservoir lui-même. L’injection en continu d'air ou d'un autre mélange gazeux à haute teneur en oxygène va maintenir le front de flamme. Comme le feu brûle, il se déplace à travers le réservoir vers les puits de production. La chaleur du feu réduit la viscosité du pétrole et aide à vaporiser l'eau du réservoir. La vapeur, l'eau chaude, les gaz de combustion et un certain nombre de solvants distillés agissent tous pour conduire le pétrole vers les puits de production[13].

Il existe trois méthodes de combustion: la combustion sèche vers l’avant, la combustion sèche inverse et la combustion dite humide. La combustion sèche vers l’avant utilise un initiateur pour mettre le feu au pétrole. Comme le feu progresse le pétrole poussé loin du feu, vers le puits de production. La combustion sèche inverse, l'injection de l'air et l'allumage se font à partir de directions opposées. Dans combustion humide, de l'eau est injectée juste derrière le front de flamme. Elle est transformée en vapeur par la roche chaude, éteignant ainsi le feu et répartissant la chaleur de manière plus uniforme.

L'injection de différents produits chimiques, habituellement des solutions diluées, a été utilisée pour faciliter la mobilité et réduire la tension superficielle. L'injection de solutions alcalines ou caustiques dans des réservoirs pétroliers, qui contiennent des acides organiques d'origine naturelle dans le pétrole, se traduira par la production de savon, qui peut abaisser la tension interfaciale suffisamment pour augmenter la production. L'injection d'une solution diluée d'un polymère soluble dans l'eau pour augmenter la viscosité de l'eau injectée peut augmenter la quantité de pétrole récupérée dans certaines formations. Des solutions diluées d'agents tensioactifs tels que des sulfonates de pétrole ou des biosurfactants (tensioactif d'origine biologique) tels que les rhamnolipides (en) peuvent être injectées pour abaisser la tension superficielle ou pression capillaire qui empêche les gouttelettes de pétrole de se déplacer à travers le réservoir. Des formulations spéciales de pétrole, d'eau et de tensioactif, en microémulsions, peuvent être particulièrement efficaces. L'application de ces méthodes est généralement limitée par le coût des produits chimiques, leur adsorption et la perte dans la roche contenant le pétrole. Dans tous ces procédés, les produits chimiques sont injectés dans plusieurs puits et la production se produit dans d'autres puits voisins.

L’injection de polymères consiste à mélanger des molécules de polymères à longue chaîne (comme le polyacrylamide ou le xanthane) avec l'eau injectée en vue d'accroître sa viscosité eau. Cette méthode permet d'améliorer le rendement du balayage vertical et horizontal et par conséquent d'améliorer le rapport de mobilité eau/pétrole.

Des agents tensioactifs peuvent être utilisés en association avec des polymères. Ils diminuent la tension superficielle entre le pétrole et l'eau. Cela réduit la saturation résiduelle en pétrole et améliore l'efficacité macroscopique du processus.

Les tensioactifs primaires ont habituellement des co-tensioactifs, des renforçateurs d'activité, et des co-solvants sont ajoutés pour améliorer la stabilité de la formulation.

L’injection de produits caustiques consiste en l'ajout d'hydroxyde de sodium (soude caustique) à l'eau injectée. Ces produits abaissent la tension de surface, inversant la mouillabilité de la roche, émulsifiant et mobilisant le pétrole, et aidant la récupération du pétrole de la roche.

L’injection de micro-organismes fait partie des méthodes de récupération assistée du pétrole grâce aux micro-organismes et est rarement utilisé en raison de son coût plus élevé et parce que ses développements ne sont pas unanimement acceptés. Ces micro-organismes digèrent partiellement les molécules hydrocarbonées longues, soit génèrent des biotensioactifs (tels des rhamnolipides), ou en émettant du dioxyde de carbone (qui agit alors comme décrit dans l'injection de gaz ci-dessus)[14].

Trois approches ont été utilisées pour réaliser l'injection microbienne. Dans la première approche, les cultures bactériennes mélangées avec une source d'alimentation (un hydrate de carbone tel que de la mélasse est couramment utilisé) sont injectées dans le gisement de pétrole. Dans la seconde approche, utilisée depuis 1985[15], des nutriments sont injectés dans le sol pour nourrir les organismes microbiens existants; ces nutriments augmentent la production par les bactéries des tensioactifs naturels qu'ils utilisent normalement pour métaboliser le pétrole brut souterrain[16]. Après que les nutriments injectés aient été consommés, les microbes se mettent en sommeil, leurs extérieurs devenant hydrophile, et ils migrent vers la zone de l'interface pétrole-eau, où ils créent des gouttelettes de pétrole à partir de masses de pétrole plus importantes, ce qui rend les gouttelettes plus susceptibles de migrer vers la tête du puits. Cette approche a été utilisée dans les champs pétrolifères près de Four Corners et dans le champ pétrolier de Beverly Hills à Beverly Hills, en Californie.

La troisième approche est utilisée pour résoudre le problème de la paraffine du pétrole brut, qui tend à précipiter lorsque le pétrole brut s’écoule à la surface, car la température de la surface de la Terre est considérablement plus froide que celles des gisements de pétrole (une chute de température de 9-10−14 °C pour 300 m de profondeur est habituelle).

Le dioxyde de carbone est particulièrement efficace dans les réservoirs d’une profondeur supérieure à 600 m, où le CO₂ sera dans un état supercritique. À haute pression avec des pétroles légers, le CO₂ est miscible avec le pétrole, avec pour résultat un gonflement du pétrole, et la réduction de sa viscosité, ainsi qu'une réduction de la tension superficielle avec la roche réservoir. Dans le cas des réservoirs à basse pression ou de pétrole lourds, le CO₂ forme un fluide non miscible, ou est seulement partiellement mélangé avec le pétrole. Une certaine dilatation du pétrole peut se produire, et la viscosité du pétrole peut être considérablement réduite[17].

Dans ces applications, entre la moitié et les deux tiers du CO₂ injecté ressort avec le pétrole produit et est généralement réinjecté dans le réservoir pour minimiser les coûts d'exploitation. Le reste est piégé dans le réservoir de pétrole par divers mécanismes. Le dioxyde de carbone, en tant que solvant, a l'avantage d'être plus économique que d'autres liquides miscibles similaire tels que le propane et le butane[18].

La technologie du plasma pulsé est la technique la plus récente utilisée aux États-Unis à partir de 2013[9]. La technologie est originaire de la fédération de Russie, et plus précisément de l'université d'État des mines de Saint-Pétersbourg avec le financement et l'aide du Skolkovo. L'équipe de développement en Russie et les équipes de déploiement à travers la Russie, l'Europe et maintenant les États-Unis expérimentèrent cette technologie dans les puits verticaux, avec près de 90 % des puits montrant des résultats positifs. La technologie du plasma pulsé est absolument propre et sûre. Elle ne nuit pas à la colonne cimentée et à l'équipement souterrain. Cette technologie de puits de pétrole[19] est protégée par plusieurs brevets internationaux.

La méthode de récupération assistée du pétrole par du plasma pulsé utilise des émissions à basse énergie pour créer le même effet que de nombreuses autres technologies peuvent produire, mais sans leur impact écologique. Dans presque tous les cas, le volume d'eau extrait avec le pétrole est effectivement réduit au lieu d’être augmenté. Les clients et utilisateurs actuels de cette nouvelle technologie comprennent ConocoPhillips, ONGC, Gazprom, Rosneft et Lukoil.

Elle est basée sur la même technologie que le propulseur à plasma pulsé russe qui a été utilisé sur deux vaisseaux spatiaux. Elle est en cours de perfectionnement pour être utilisée dans les puits horizontaux.

En 2014, Le projet de rénovation de la centrale au charbon de Boundary Dam de la SaskPower prévoit la capture et stockage du carbone. L'usine permettra de capturer un million de tonnes de CO₂ par an, qu'elle vendra à Cenovus pour la récupération assistée de pétrole dans son champ pétrolifère de Weyburn[23]. Il est prévu d’injecter 18 millions de tonnes de CO₂ et de récupérer 130 millions de barils (21 000 000 m³) de pétrole, de prolonger la durée de vie du champ de pétrole de 25 ans.(Brown 2001)[24]

Il est prévu de stocker plus de 26 millions de tonnes nettes de CO₂ à Weyburn, et 8,5 autres millions de tonnes nettes stockées dans le cadre du projet de stockage du dioxyde de carbone de Weyburn-Midale, permettant une réduction nette du CO₂ atmosphérique par le stockage de CO₂ dans le champ pétrolifère. Ceci représente l'équivalent du retrait de près de 7 millions de voitures de la route pendant un an[25]. Depuis l'injection de CO₂ a commencé à la fin de 2000, le projet de récupération assisté au CO₂ a été effectué en grande partie comme prévu. Actuellement, 1 600 m³/j (10 063 barils/j) de pétrole supplémentaires sont produits par le champ de pétrole.

La centrale thermique de Kemper de Mississippi Power, ou projet Kemper, est une usine première en son genre aux États-Unis et devrait être en fonctionnement en 2015[26]. La filiale Southern Company a travaillé avec le département américain de l'énergie et d'autres partenaires pour développer des méthodes plus propres, plus fiables et moins coûteuses, pour produire de l'électricité avec du charbon qui peuvent soutenir également la récupération assistée du pétrole. Pour le projet Kemper, plutôt que de brûler du charbon directement pour faire de l'électricité, la technologie de gazéification décompose le charbon en composants chimiques, élimine les impuretés avant qu'il ne soit brûlé, évite certaines émissions, et récupère les gaz qui résultent de cette décomposition chimique pour alimenter l’usine à cycle combiné à gazéification intégrée. Cette centrale et d'autres similaires sont plus efficaces et donc plus propres que les centrales à charbon traditionnelles[22]. En outre, l'emplacement unique du projet Kemper, et la proximité de réserves de pétrole, en font un candidat idéal pour une meilleure récupération du pétrole[27].