CA3089966A1 - Method for recovering heavy and/or extra-heavy oils from a geological reservoir by sequential injection of steam and foam - Google Patents
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Abstract
La présente invention concerne un procédé pour la récupération assistée des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique par injection de vapeur et de mousse, au moyen d'au moins un puits producteur et d'un puits injecteur forés dans ledit réservoir selon des trajectoires sensiblement horizontales et parallèles entre elles. Le procédé selon l'invention comprend au moins les étapes séquentielles suivantes : A) On réalise une première injection de vapeur dans le puits injecteur ; B) On arrête l'injection de vapeur et on réalise une injection d'une solution aqueuse comportant au moins un agent moussant dans le puits injecteur ; C) On arrête l'injection de la solution aqueuse comportant l'agent moussant et on réalise une deuxième injection de vapeur dans le puits injecteur.The present invention relates to a process for the enhanced recovery of heavy and / or extra-heavy oils from a geological reservoir by injection of steam and foam, by means of at least one producing well and one injection well drilled in said well. tank along paths that are substantially horizontal and parallel to each other. The method according to the invention comprises at least the following sequential steps: A) A first injection of steam is carried out into the injection well; B) The injection of steam is stopped and an injection of an aqueous solution comprising at least one foaming agent is carried out in the injection well; C) The injection of the aqueous solution comprising the foaming agent is stopped and a second injection of steam is carried out into the injection well.
Description
Description Titre : Procédé pour la récupération des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique par injection séquentielle de vapeur et de mousse Domaine technique La présente invention concerne le domaine de l'exploitation des gisements non conventionnels d'hydrocarbures de type huiles lourdes et/ou extra-lourdes.
Les huiles lourdes ("heavy oil" en anglais) et extra-lourdes ("extra-heavy oil" en anglais) sont des hydrocarbures dont les densités et viscosités sont très élevées, ce qui rend difficile voire impossible leur récupération par des moyens de production conventionnels. Par la suite, on parlera de manière générale et non limitative d'huiles lourdes pour désigner ce type d'hydrocarbures.
Une méthode de production non conventionnelle des huiles lourdes consiste à
injecter de la vapeur dans le réservoir géologique comprenant ces huiles lourdes.
L'injection de vapeur, par la hausse de température engendrée dans le réservoir, permet de réduire la viscosité des huiles lourdes.
Une méthode classique d'injection de vapeur dans un gisement d'huiles lourdes est le procédé de drainage gravitaire assisté par injection de vapeur d'eau, connu sous l'acronyme SAGD (pour "Steam-Assisted Gravity Drainage" en anglais). Un tel procédé est mis en oeuvre généralement au moyen d'au moins deux puits horizontaux forés l'un au-dessus de l'autre dans le réservoir d'huiles lourdes. Plus précisément, de la vapeur d'eau est injectée en équilibre thermodynamique avec sa phase liquide au travers du puits supérieur, dit puits injecteur, afin de chauffer l'huile lourde dans un volume du réservoir appelé
chambre de vapeur. Par effet gravitaire, l'huile lourde dont la viscosité a été ainsi réduite se déplace, principalement le long des bords de la chambre de vapeur, jusqu'au puits inférieur, dit puits producteur, pour son extraction jusqu'à la surface du réservoir.
Les procédés SAGD présentent toutefois l'inconvénient de nécessiter des consommations d'eau et d'énergie très importantes afin de générer la vapeur.
De plus, le développement irrégulier de la chambre de vapeur, dû aux hétérogénéités du réservoir, dégrade l'efficacité du transfert de chaleur vers l'huile lourde, tout comme le contact entre la chambre de vapeur et les couches surplombant le réservoir, qui accentue les pertes de chaleur du procédé.
On connait également le procédé connu sous l'acronyme FA-SAGD (pour "Foam Assisted-Steam-Assisted Gravity Drainage" en anglais, ou "drainage gravitaire assisté par injection de vapeur d'eau et par injection de mousse" en français) qui consiste à injecter une Date Reçue/Date Received 2020-08-13 Description Title: Process for the recovery of heavy and / or extra-heavy oils of a geological reservoir by sequential injection of steam and foam Technical area The present invention relates to the field of the exploitation of deposits not conventional heavy and / or extra-heavy oil type hydrocarbons.
Heavy oil ("heavy oil" in English) and extra-heavy ("extra-heavy oil "in English) are hydrocarbons whose densities and viscosities are very high, which makes difficult or even impossible their recovery by means of production conventional. By hereinafter, we will speak in a general and nonlimiting manner of heavy oils to designate this type of hydrocarbons.
An unconventional method of producing heavy oils is to inject steam in the geological reservoir comprising these heavy oils.
Injection of steam, by the rise in temperature generated in the tank, makes it possible to reduce the viscosity of heavy oils.
A classic method of injecting steam into a heavy oil deposit is the method of gravity drainage assisted by the injection of water vapor, known under the acronym SAGD (for "Steam-Assisted Gravity Drainage" in English). One such process is implemented usually by means of at least two horizontal wells drilled one above the other in the heavy oil tank. More precisely, water vapor is injected in thermodynamic equilibrium with its liquid phase through the upper well, said well injector, in order to heat the heavy oil in a volume of the tank called room of steam. By gravity effect, the heavy oil, the viscosity of which was thus reduced moves, mainly along the edges of the steam chamber, up to the well lower, said well producer, for its extraction to the surface of the reservoir.
However, SAGD processes have the drawback of requiring very high water and energy consumption in order to generate steam.
In addition, the irregular development of the vapor chamber, due to the heterogeneities of the tank, degrades the efficiency of heat transfer to heavy oil, just as the contact between the vapor chamber and the layers overhanging the tank, which accentuate the heat losses of the process.
We also know the process known by the acronym FA-SAGD (for "Foam Assisted-Steam-Assisted Gravity Drainage "in English, or" gravity drainage assisted by water vapor injection and foam injection "in French) which consists of injecting a Date Received / Date Received 2020-08-13
2 mousse de manière continue et simultanée à l'injection de vapeur (en réalité
une injection simultanée de vapeur et d'agent moussant). On parle aussi de procédé
d'injection de mousse-vapeur pour ce type de procédé. Plus précisément, ce type de procédé est mis en oeuvre au moyen au moins des deux puits injecteur et producteur d'un procédé classique de type SAGD, le puits injecteur servant, en plus de la vapeur, à injecter un agent moussant. Cet agent moussant, tel qu'un surfactant, dilué dans une solution aqueuse pour son injection, permet de former une mousse dans la chambre de vapeur. De manière générale, la présence de mousse permet un meilleur contrôle de la mobilité d'un gaz. Appliqué à un procédé
SAGD et donc à
un gaz de type vapeur, cela permet d'obtenir une chambre de vapeur plus régulière et une diminution du contact entre la chambre de vapeur et les couches surplombant le réservoir, ce qui favorise les transferts de chaleur entre la vapeur et l'huile lourde.
Technique antérieure Les documents suivants seront cités au cours de la description :
Butler, R.M., "SAGD Comes of AGE!", Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.
37, no. 7, pp. 9-12, July 1998.
Chen, Q., Gerritsen, M. G., & Kovscek, A. R. (2010, January 1). lmproving Steam-Assisted Gravity Drainage Using Mobility Control Foams: Foam Assisted-SAGD (FA-SAGD).
Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/129847-MS.
Saltuklaroglu M., Wright, G.N., Conrad, P.R., Mclntyre, J.R. and Manchester, G.J., Mobil's SAGD Experience at Celtic, Saskatchewan, Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2000. - 4 : Vol. 39. - pp. 45-51 On connait le document (Chen et al. 2010) qui présente des résultats d'une simulation numérique d'un procédé d'injection continue et simultanée de mousse-vapeur. Ce document décrit notamment les effets de la ségrégation gravitaire dans le cas de ce type de procédés.
En effet, sous l'effet du drainage gravitaire, la colonne de mousse s'assèche à son sommet alors que le liquide s'accumule au bas, en s'écoulant à travers les films de la mousse.
Autrement dit, à cause de la gravité, la vapeur est sèche dans la partie supérieure de la chambre de vapeur, alors que dans la partie inférieure de la chambre de vapeur, la vapeur est humide (c'est-à-dire que la qualité de la vapeur est faible) car l'eau liquide redescend naturellement et s'accumule. De manière générale, la qualité de la vapeur est un paramètre caractérisant la proportion d'eau à l'état vapeur par rapport à l'eau à l'état liquide. Ainsi, à
Date Reçue/Date Received 2020-08-13 2 foams continuously and simultaneously with the injection of steam (in reality an injection simultaneous steam and foaming agent). We also talk about process foam injection steam for this type of process. More precisely, this type of process is put implemented at means at least of the two injector and producer wells of a conventional process SAGD type, the injection well serving, in addition to the steam, to inject an agent foaming. This agent foaming agent, such as a surfactant, diluted in an aqueous solution for its injection, allows form a foam in the steam chamber. In general, the presence foam allows better control of the mobility of a gas. Applied to a process SAGD and therefore to a vapor-type gas, this makes it possible to obtain a more regular and a reduced contact between the vapor chamber and the layers overhanging the tank, this which promotes heat transfer between steam and heavy oil.
Prior art The following documents will be cited during the description:
Butler, RM, "SAGD Comes of AGE!", Journal of Canadian Petroleum Technology, flight.
37, no. 7, pp. 9-12, July 1998.
Chen, Q., Gerritsen, MG, & Kovscek, AR (2010, January 1). lmproving Steam-Assisted Gravity Drainage Using Mobility Control Foams: Foam Assisted-SAGD (FA-SAGD).
Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118 / 129847-MS.
Saltuklaroglu M., Wright, GN, Conrad, PR, Mclntyre, JR and Manchester, GJ, Mobil's SAGD Experience at Celtic, Saskatchewan, Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2000. - 4: Vol. 39. - pp. 45-51 We know the document (Chen et al. 2010) which presents the results of a simulation digitalization of a continuous and simultaneous injection process of foam vapor. This document describes in particular the effects of gravity segregation in the case of this type of process.
Indeed, under the effect of gravity drainage, the foam column dries up at its peak as the liquid collects at the bottom, flowing through the films of the foam.
In other words, due to gravity, the steam is dry in the part upper of the steam chamber, while in the lower part of the steam chamber steam, steam is wet (i.e. the vapor quality is poor) because liquid water come down naturally and accumulates. In general, the quality of the steam is a parameter characterizing the proportion of water in the vapor state relative to the water in the liquid. So at Date Received / Date Received 2020-08-13
3 cause de la ségrégation gravitaire, la qualité de la vapeur augmente lorsqu'on se déplace vers le haut du réservoir.
De plus, un procédé d'injection continue et simultanée de mousse-vapeur va également favoriser la production en surface rapide du surfactant injecté, car celui-ci est transporté dans la phase aqueuse, laquelle, comme décrit ci-dessus, va s'accumuler vers le bas de la chambre de vapeur aux alentours des puits producteurs.
De ce fait, les procédés de FA-SAGD classiques, consistant en une co-injection continue d'agent moussant et de vapeur, ont une rentabilité limité.
On connait aussi le brevet d'invention FR 2918102 B1 (WO 2009/016280) qui concerne un procédé d'injection continue et simultanée de vapeur et d'un agent de diversion, et dans lequel l'injection de l'agent de diversion, qui peut être du surfactant dans le but de produire de la mousse, est réalisée dans un autre puits que l'un des deux puits injecteur et producteur classiques d'un procédé SAGD. Selon ce procédé, ce puits additionnel est placé
dans la partie supérieure de la chambre de vapeur, ce qui permet de dévier la vapeur injectée des zones où
l'huile lourde a déjà été produite, et ainsi de limiter la quantité de vapeur injectée. Toutefois, ce procédé présente l'inconvénient de fortement augmenter les coûts liés à
l'exploitation des huiles lourdes d'un réservoir, en raison de la nécessité de forer un troisième puits.
La présente invention vise à pallier ces inconvénients en proposant une alternative aux procédés de FA-SAGD connus de l'art antérieur. Plus précisément, le procédé
selon l'invention consiste à injecter un agent moussant dans un réservoir d'huiles lourdes et/ou extra-lourdes de manière séquentielle avec une injection de vapeur, et non pas de manière simultanée. Par ailleurs, selon l'invention, l'injection d'agent moussant est réalisée dans le même puits injecteur que celui utilisé pour l'injection de la vapeur, et non dans un puits distinct. Cette séquence d'injections de vapeur puis d'agent moussant, qui peut être avantageusement pilotée par des mesures in situ, permet d'améliorer le rendement de l'exploitation des huiles lourdes et/ou extra-lourdes du réservoir géologique étudié. De plus, le procédé selon l'invention ne nécessite pas de forages supplémentaires par rapport à un procédé SAGD classique. Ce procédé peut être mis en place au début de l'exploitation des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique, ou bien en cours d'une exploitation débutée par un procédé SAGD
classique.
Résumé de l'invention La présente invention concerne un procédé pour la récupération assistée des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique par injection de vapeur et de mousse, Date Reçue/Date Received 2020-08-13 3 due to gravity segregation, the quality of the steam increases when moves to the top of the tank.
In addition, a continuous and simultaneous injection process of foam-vapor will also promote the rapid surface production of the injected surfactant, because it is transported in the aqueous phase, which, as described above, will accumulate towards the bottom from the room of steam around producing wells.
Therefore, the conventional FA-SAGD methods, consisting of a co-injection keep on going foaming agent and steam, have limited profitability.
We also know the invention patent FR 2918102 B1 (WO 2009/016280) which concerned a process for the continuous and simultaneous injection of steam and a diversion, and in which the injection of the diversion agent, which may be surfactant in the goal of producing the foam, is carried out in a different well than one of the two injector wells and producer classics of a SAGD process. According to this method, this additional well is placed in the game upper steam chamber, which allows the injected steam to be deflected areas where heavy oil has already been produced, and thus limit the amount of steam injected. However, this method has the drawback of greatly increasing the costs associated with exploitation of heavy oils from a tank, due to the need to drill a third well.
The present invention aims to overcome these drawbacks by proposing a alternative to FA-SAGD methods known from the prior art. More precisely, the process according to the invention consists of injecting a foaming agent into a reservoir of heavy oils and / or extra heavy sequentially with an injection of steam, and not simultaneous. By elsewhere, according to the invention, the injection of foaming agent is carried out in the same injection well than that used for the injection of steam, and not in a well separate. This sequence injections of steam followed by foaming agent, which can advantageously be driven by in situ measurements, improves the efficiency of oil exploitation heavy and / or extra-heavy of the geological reservoir studied. In addition, the method according to the invention does not require no additional drilling compared to a conventional SAGD process. This process can be put in place at the start of the operation of heavy and / or extra-heavy tank geological, or in the course of an operation started by a SAGD process classic.
Summary of the invention The present invention relates to a method for the enhanced recovery of oils heavy and / or extra-heavy of a geological reservoir by steam injection and foam, Date Received / Date Received 2020-08-13
4 au moyen d'au moins un puits producteur et d'un puits injecteur forés dans ledit réservoir selon des trajectoires sensiblement horizontales et parallèles entre elles, ladite trajectoire dudit puits producteur correspondant sensiblement à une translation verticale vers des profondeurs plus élevées de ladite trajectoire dudit puits injecteur.
Selon l'invention, on récupère au moins une partie desdites huiles lourdes dudit réservoir par ledit puits producteur pendant au moins les étapes séquentielles suivantes :
A) On réalise une première injection de vapeur dans ledit puits injecteur ;
B) On arrête ladite injection de vapeur et on réalise une injection d'une solution aqueuse comportant au moins un agent moussant dans ledit puits injecteur ;
C) On arrête ladite injection de ladite solution aqueuse comportant ledit agent moussant et on réalise une deuxième injection de vapeur dans ledit puits injecteur.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut réitérer au moins une fois les étapes B) et C).
Selon une mise en oeuvre de l'invention, ledit agent moussant peut être un surfactant.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, ledit agent moussant peut comprendre au moins :
- au moins un premier tensioactif anionique qui est un sulfonate d'alpha-olefine en C12 à
C28; et - au moins un deuxième tensioactif anionique qui est un alkyl benzène sulfonate, où le groupe alkyle comporte plus de 12 atomes de carbone ; et - de préférence au moins un troisième tensioactif qui est un alkyl glyceryl ether sulfonate ou un alkyl ether carboxylate.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut déterminer une durée desdites première et/ou deuxième injections de vapeur en fonction d'une évolution dans le temps d'un rapport entre un volume cumulé de ladite vapeur injectée dans ledit réservoir et un volume cumulé de ladite partie desdites huiles récupérées dudit réservoir.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut mesurer au cours du temps ledit volume cumulé de ladite vapeur injectée dans ledit réservoir et ledit volume cumulé
de ladite partie desdites huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées dudit réservoir.
Date Reçue/Date Received 2020-08-13 4 by means of at least one producing well and one injection well drilled in said reservoir according to paths that are substantially horizontal and parallel to each other, said trajectory of said well producer corresponding substantially to a vertical translation towards more depths elevated of said trajectory of said injection well.
According to the invention, at least part of said heavy oils is recovered of said reservoir by said producing well during at least the sequential steps following:
A) A first injection of steam is carried out into said injection well;
B) Said injection of steam is stopped and an injection of a aqueous solution comprising at least one foaming agent in said injection well;
C) said injection of said aqueous solution comprising said foaming agent and a second injection of steam is carried out into said injection well.
According to one implementation of the invention, it is possible to reiterate at least once Steps B) and C).
According to one implementation of the invention, said foaming agent can be a surfactant.
According to one implementation of the invention, said foaming agent can comprise at less:
- at least a first anionic surfactant which is an alpha- sulfonate olefine in C12 to C28; and - at least one second anionic surfactant which is an alkyl benzene sulfonate, where the alkyl group has more than 12 carbon atoms; and - preferably at least a third surfactant which is an alkyl glyceryl ether sulfonate or an alkyl ether carboxylate.
According to one implementation of the invention, it is possible to determine a duration of said first and / or second injections of steam as a function of a change over time of a report between a cumulative volume of said vapor injected into said tank and a cumulative volume of said part of said oils recovered from said reservoir.
According to one implementation of the invention, it is possible to measure over time said volume cumulative of said vapor injected into said tank and said cumulative volume of said part said heavy and / or extra-heavy oils recovered from said reservoir.
Date Received / Date Received 2020-08-13
5 Alternativement, on peut simuler de manière numérique ledit volume cumulé de ladite vapeur injectée dans ledit réservoir et ledit volume cumulé de ladite partie desdites huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées dudit réservoir au cours du temps.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut déterminer ladite durée de ladite première et/ou de ladite deuxième injection de vapeur en analysant une courbe représentative de l'évolution dans le temps dudit rapport cumulé pour détecter un instant pour lequel ladite courbe présente un minimum local.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut détecter ledit instant pour lequel ladite courbe représentative de ladite évolution au cours du temps dudit rapport cumulé présente un minimum local de la manière suivante : on détermine une dérivée première de ladite courbe et on recherche un changement de signe de ladite dérivée première, puis on détermine une dérivée seconde de ladite courbe à l'instant dudit changement de signe de ladite dérivée première, et on vérifie que le signe de ladite dérivée seconde audit instant de changement de signe de ladite dérivée première est positif.
D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux Figures annexées et décrites ci-après.
Liste des figures [Fig 1]
La figure 1 présente les variations du facteur de réduction de mobilité dans une section verticale d'un réservoir géologique à différentes instants d'un procédé FA-SAGD selon l'art antérieur.
[Fig 2]
[Fig 3]
Les figures 2 et 3 présentent les variations du facteur de réduction de mobilité dans une section verticale d'un réservoir géologique à différentes instants d'une mise en oeuvre du procédé selon l'invention.
[Fig 4]
La figure 4 présente l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile dans le cas d'un procédé SAGD selon l'art antérieur, dans le cas du procédé selon l'invention, et dans le cas du procédé selon l'invention mis en oeuvre selon sa variante principale.
Date Reçue/Date Received 2020-08-13 5 Alternatively, one can digitally simulate said cumulative volume of said steam injected into said reservoir and said cumulative volume of said part said oils heavy and / or extra-heavy recovered from said tank over time.
According to one implementation of the invention, it is possible to determine said duration of said first and / or said second injection of steam by analyzing a curve representative of the evolution over time of said cumulative report to detect an instant for which said curve has a local minimum.
According to one implementation of the invention, said instant can be detected for which said curve representative of said change over time of said ratio cumulative presents a local minimum as follows: we determine a first derivative of said curve and we look for a change of sign of said first derivative, then we determines a second derivative of said curve at the instant of said change in sign of said derivative first, and it is verified that the sign of said second derivative at said instant change of sign of said first derivative is positive.
Other characteristics and advantages of the method according to the invention, will appear at the reading of the following description of non-limiting examples of embodiments, referring to Figures appended and described below.
List of Figures [Fig 1]
Figure 1 shows the variations of the mobility reduction factor in a section vertical of a geological reservoir at different times of an FA- process SAGD according to art prior.
[Fig 2]
[Fig 3]
Figures 2 and 3 show the variations in the reduction factor of mobility in a vertical section of a geological reservoir at different times of a setting implementation of method according to the invention.
[Fig 4]
Figure 4 shows the evolution over time of the vapor to oil ratio in the case of a SAGD method according to the prior art, in the case of the method according to the invention, and in the case of the method according to the invention implemented according to its main variant.
Date Received / Date Received 2020-08-13
6 Description des modes de réalisation De façon générale, l'un des objets de l'invention concerne un procédé pour la récupération assistée des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique par injection de vapeur et de mousse, au moyen d'au moins un puits producteur et d'un puits injecteur forés dans le réservoir géologique étudié. En particulier, le procédé selon l'invention repose sur une injection séquentielle de vapeur et d'agent moussant, et non pas sur une injection simultanée de vapeur et d'agent moussant.
Par "huiles lourdes", on entend des composés hydrocarbonés dont la densité est comprise entre 22.3 à 10 API et la viscosité est comprise entre 100 cp et 10000 cp.
Par "huiles extra-lourdes" on entend des composés hydrocarbonés dont la densité est inférieure 10 API et la viscosité est comprise entre 100 cp à 10000 cp.
Par "vapeur", on entend une vapeur formée essentiellement à partir d'eau mais qui peut également contenir d'autres éléments dans la phase gazeuse tels que du diazote ou des hydrocarbures gazeux.
Par "mousse", on entend un produit résultant du mélange intime d'un gaz, en l'espèce principalement de la vapeur d'eau, et d'une solution d'un additif tensio-actif (tel qu'un surfactant) appelé également "agent moussant" par la suite.
De manière classique dans le domaine de la récupération assistée des hydrocarbures d'un réservoir géologique, un puits injecteur est un puits par lequel on injecte des produits (eau, polymère, surfactant, vapeur, etc) pour réduire à son maximum la quantité
d'hydrocarbures piégés dans la porosité du réservoir. De manière classique, un puits producteur est un puits par lequel on récupère les hydrocarbures chassés de la porosité du réservoir.
Selon l'invention, les puits injecteur et producteur sont forés dans le réservoir selon des trajectoires sensiblement horizontales et parallèles entre elles, la trajectoire du puits producteur correspondant sensiblement à une translation verticale vers des profondeurs plus élevées de la trajectoire du puits injecteur. Il s'agit d'une configuration des puits injecteur et producteur mise en oeuvre de manière classique pour la récupération d'huiles lourdes et/ou extra-lourdes dans un réservoir géologique. On pourra se référer par exemple au brevet US
6257334 B1 ou au document (Butler, 1998) qui décrivent ce type de configuration.
Le procédé selon l'invention est mis en oeuvre selon au moins les étapes suivantes :
1) Première injection de vapeur Date Reçue/Date Received 2020-08-13 6 Description of the embodiments In general, one of the objects of the invention relates to a method for assisted recovery of heavy and / or extra-heavy oils from a tank geological by injection of steam and foam, by means of at least one producing well and from a well injector drilled in the geological reservoir studied. In particular, the method according to the invention is based on a sequential injection of steam and foaming agent, and not not on one simultaneous injection of steam and foaming agent.
The term “heavy oils” is understood to mean hydrocarbon compounds whose density is between 22.3 to 10 API and the viscosity is between 100 cp and 10,000 cp.
By "extra-heavy oils" is meant hydrocarbon compounds whose density is below API 10 and the viscosity is between 100 cp to 10,000 cp.
By "vapor" is meant a vapor formed essentially from water but that can also contain other elements in the gas phase such as nitrogen or some gaseous hydrocarbons.
The term “foam” is understood to mean a product resulting from the intimate mixture of a gas, in the species mainly water vapor, and a solution of a surfactant additive (such as a surfactant) also called "foaming agent" hereinafter.
Conventionally in the field of assisted recovery of hydrocarbons of a geological reservoir, an injection well is a well through which we inject products (water, polymer, surfactant, steam, etc.) to minimize the amount of hydrocarbons trapped in the porosity of the reservoir. Conventionally, a well producer is a well through which the hydrocarbons expelled from the porosity of tank.
According to the invention, the injector and producer wells are drilled in the tank according to trajectories substantially horizontal and parallel to each other, the well trajectory producer corresponding substantially to a vertical translation towards more depths of the trajectory of the injection well. This is a configuration injection wells and producer used in a conventional manner for the recovery of oils heavy and / or extra heavy in a geological reservoir. We can refer for example to US patent 6257334 B1 or to the document (Butler, 1998) which describes this type of configuration.
The method according to the invention is implemented according to at least the steps following:
1) First injection of steam Date Received / Date Received 2020-08-13
7 2) Injection d'une solution aqueuse comportant un agent moussant 3) Deuxième injection de vapeur Selon une variante principale du procédé selon l'invention, on peut réitérer au moins une fois les étapes 2) et 3).
Les étapes du procédé selon l'invention sont décrites ci-après. Selon l'invention, ces étapes sont appliquées séquentiellement.
1) Première injection de vapeur Au cours de cette première étape, on réalise une première injection de vapeur dans le réservoir géologique étudié, par le puits injecteur, et on récupère au moins une partie de l'huile lourde et/ou extra-lourdes du réservoir géologique par le puits producteur.
Il s'agit ici d'une étape classique de récupération assistée des huiles lourdes ou extra-lourdes d'un réservoir par une injection de vapeur dans le réservoir géologique étudié. Cette étape peut être mise en oeuvre par toute variante d'un procédé de type SAGD connu de l'art antérieur. On pourra se référer au brevet US 6257334 B1 ou au document (Butler, 1998) qui décrivent des exemples de mise en oeuvre de procédés de type SAGD.
De manière classique, la phase gaz est essentiellement formée d'une vapeur d'eau mais elle peut aussi contenir du diazote pour les besoins du procédé FA-SAGD ou des hydrocarbures gazeux.
De manière classique, la vapeur d'eau est injectée en équilibre thermodynamique avec sa phase liquide. Selon une mise en oeuvre de l'invention, la qualité massique de la vapeur injectée est comprise entre 10% et 70% et vaut préférentiellement 60%. La qualité massique de la vapeur s'exprime selon le rapport entre masse de la vapeur et masse totale d'eau. De manière générale, la qualité de la vapeur est un paramètre qui qualifie la proportion d'eau à
l'état vapeur et d'eau à l'état liquide.
De manière classique, la vapeur est injectée à une pression supérieure à la pression hydrostatique du réservoir étudié, sans toutefois dépasser la pression de fracturation. La température de la vapeur à l'injection est alors conditionnée par la pression d'injection (équilibre thermodynamique).
La récupération d'une partie de l'huile lourde et/ou extra-lourde au niveau du puits producteur pendant cette première injection est réalisée aux moyens des infrastructures de production classiques mises en oeuvre dans des procédés SAGD.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, la durée de cette première étape d'injection de vapeur peut être déterminée en fonction d'une évolution dans le temps d'un rapport entre un volume Date Reçue/Date Received 2020-08-13 7 2) Injection of an aqueous solution comprising a foaming agent 3) Second injection of steam According to a main variant of the method according to the invention, it is possible to reiterate at least one times steps 2) and 3).
The steps of the process according to the invention are described below. According to the invention, these steps are applied sequentially.
1) First injection of steam During this first step, a first injection of steam is carried out in the tank geological study, by the injection well, and we recover at least a part heavy oil and / or extra-heavy from the geological reservoir by the producing well.
This is a classic step in the assisted recovery of oils.
heavy or extra heavy of a reservoir by injecting steam into the geological reservoir studied. This step can be implemented by any variant of a method of SAGD type known from art prior. Reference may be made to US patent 6257334 B1 or to document (Butler, 1998) who describe examples of implementation of SAGD type processes.
Conventionally, the gas phase is essentially formed of a vapor of water but she may also contain nitrogen for the purposes of the FA-SAGD process or hydrocarbons gaseous.
Conventionally, the water vapor is injected in equilibrium thermodynamics with its liquid phase. According to one implementation of the invention, the mass quality of steam injected is between 10% and 70% and is preferably 60%. The mass quality of the vapor is expressed according to the ratio between the mass of the vapor and the mass total water. Of In general, the quality of the steam is a parameter that qualifies the proportion of water to the vapor state and water in the liquid state.
Conventionally, the steam is injected at a pressure greater than the pressure hydrostatic tank of the studied tank, without however exceeding the pressure of fracking. The injection steam temperature is then conditioned by the pressure injection (thermodynamic equilibrium).
The recovery of part of the heavy and / or extra-heavy oil at the level of the producer well during this first injection is carried out using infrastructure of production conventional implemented in SAGD processes.
According to one implementation of the invention, the duration of this first step steam injection can be determined according to the evolution over time of a report between a volume Date Received / Date Received 2020-08-13
8 cumulé de la vapeur injectée dans le réservoir et un volume cumulé de la partie des huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées du réservoir.
De manière générale, le rapport entre volume cumulé de vapeur injectée et volume cumulé
d'huile récupérée est connu sous le terme "Steam-Oil ratio" ou encore l'acronyme SOR, pour "rapport vapeur sur huile" en français. Il s'agit d'un paramètre utilisé de manière classique dans le domaine pour qualifier le rendement d'une récupération assistée d'hydrocarbures par injection de vapeur car il permet de mesurer l'efficacité de la vapeur injectée en termes de production d'huile. Ainsi, plus le SOR est faible, plus on produit d'huile pour une quantité de vapeur injectée donnée, et donc plus le procédé est efficace. Par la suite et à des fins de simplification, on utilisera le terme "rapport vapeur sur huile" pour parler du rapport entre volume cumulé de vapeur injectée et volume cumulé d'huile lourde et/ou extra-lourde récupérée.
Selon un premier mode de réalisation de l'invention, le rapport vapeur sur huile peut être formé
à partir de la mesure au cours du temps du volume cumulé de la vapeur injectée dans le réservoir (mesuré par exemple en volume équivalent d'eau froide) et de la mesure du volume cumulé de la partie des huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées du réservoir. Ces mesures peuvent être par exemple réalisées en conditions de surface.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut mesurer le volume cumulé de vapeur injectée au moyen d'un débitmètre.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut mesurer le volume cumulé de l'huile lourde et/ou extra-lourde récupérée au moyen d'un débitmètre.
Avantageusement mais de manière non limitative, les mesures du volume cumulé
de vapeur injectée et du volume cumulé de l'huile récupérée peuvent être réalisées de manière simultanée, par exemple selon des intervalles de temps prédéfinis qui peuvent être réguliers ou non. Selon une mise en oeuvre de l'invention, les mesures du volume cumulé
de vapeur injectée et du volume cumulé de l'huile récupérée peuvent être réalisées tous les jours, de préférence toutes les heures, et très préférentiellement de manière continue.
Selon une mise en oeuvre selon laquelle les mesures du volume cumulé de vapeur injectée et du volume cumulé de l'huile récupérée ne sont pas réalisées de manière simultanée et/ou bien sont réalisées selon des intervalles de temps trop espacés (par exemple toutes les semaines) ou trop irréguliers, on utilise des méthodes de ré-échantillonnage pour se ramener à des mesures qui auraient été réalisées simultanément et/ou selon une séquence d'instants prédéfinis, définie par exemple par des intervalles de temps réguliers. On peut alors déterminer les valeurs du rapport vapeur sur huile pour cette séquence d'instants prédéfinis en faisant le rapport entre le volume cumulé de vapeur injectée et le volume cumulé de l'huile récupérée ré-échantillonnés pour cette séquence d'instants prédéfinis. On parle par la suite Date Reçue/Date Received 2020-08-13 8 cumulative steam injected into the tank and a cumulative volume of the part of oils heavy and / or extra-heavy recovered from the tank.
In general, the ratio between the cumulative volume of injected steam and cumulative volume of recovered oil is known under the term "Steam-Oil ratio" or the acronym SOR, for "steam on oil report" in French. This is a used parameter of classic way in the domain to qualify the performance of an assisted recovery of hydrocarbons by steam injection because it allows the efficiency of the steam to be measured injected in terms of oil production. Thus, the lower the ORS, the more oil is produced.
for a quantity of given injected steam, and therefore the more efficient the process. Subsequently and for the purpose of simplification, we will use the term "vapor to oil ratio" to talk about of the relationship between cumulative volume of injected steam and cumulative volume of heavy and / or extra-heavy recovered.
According to a first embodiment of the invention, the vapor to oil can be formed from the measurement over time of the cumulative volume of injected steam in the tank (measured for example in equivalent volume of cold water) and the volume measurement cumulative portion of heavy and / or extra-heavy oils recovered from tank. These measurements can for example be carried out under surface conditions.
According to one implementation of the invention, it is possible to measure the cumulative volume of injected steam by means of a flowmeter.
According to one implementation of the invention, it is possible to measure the cumulative volume of heavy oil and / or extra-heavy recovered by means of a flowmeter.
Advantageously but in a nonlimiting manner, the measurements of the cumulative volume steam injected and the cumulative volume of the recovered oil can be achieved from way simultaneous, for example according to predefined time intervals which may be regular or not. According to one implementation of the invention, the measurements of the cumulative volume steam injected and the cumulative volume of the recovered oil can all be achieved the days of preferably every hour, and very preferably continuously.
According to an implementation according to which the measurements of the cumulative volume of vapor injected and of the cumulative volume of the recovered oil are not carried out in a simultaneous and / or are carried out at too long intervals of time (for example all the weeks) or too irregular, resampling methods are used to determine the bring back to measurements that would have been carried out simultaneously and / or in a sequence moments predefined, defined for example by regular time intervals. We can then determine the values of the vapor to oil ratio for this sequence of predefined moments by making the ratio between the cumulative volume of injected steam and the volume cumulative oil recovered resampled for this sequence of predefined times. We speak afterwards Date Received / Date Received 2020-08-13
9 de mesures du rapport vapeur sur huile même dans le cas où les valeurs de ce rapport résultent d'un ré-échantillonnage.
Selon un deuxième mode de réalisation de l'invention décrit ci-dessus, le rapport vapeur sur huile peut être formé à partir de la simulation numérique au cours du temps du volume cumulé
de la vapeur injectée dans le réservoir et la mesure du volume cumulé de la partie des huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées du réservoir. Selon une mise en oeuvre de cette variante, une telle simulation numérique peut être réalisée au moyen d'un simulateur d'écoulement et d'un modèle d'écoulement représentatif du réservoir géologique étudié, le simulateur d'écoulement étant apte à simuler les écoulements induits au moins par une injection de vapeur dans un puits injecteur tel que selon l'invention, et d'estimer le volume d'huile produit à un puits producteur tel que selon l'invention. Un exemple d'un tel simulateur est le logiciel PUMAFLOW (IFP Energies nouvelles, France). Au moyen d'une telle simulation numérique, on peut ainsi estimer une évolution dans le temps d'un rapport cumulé entre volume cumulé de vapeur injectée et volume cumulé d'huile récupérée. Cette variante peut être avantageusement mise en oeuvre pour dimensionner en amont l'exploitation des huiles lourdes et/ou extra-lourdes du réservoir géologique étudié, et notamment pour avoir une première estimation de la durée de la première phase d'injection de vapeur.
Avantageusement, cette deuxième variante de l'invention peut être combinée avec la première variante de l'invention décrite ci-dessous, de manière à affiner la durée d'injection de la vapeur estimée numériquement en fonction de mesures réalisées in situ pendant l'injection de vapeur de l'étape 1.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut déterminer la durée de cette première étape d'injection de vapeur, ou autrement dit, on peut arrêter l'injection de vapeur dans le réservoir via le puits injecteur, lorsque le rapport vapeur sur huile montre que l'injection de vapeur perd de son efficacité. Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut arrêter au plus tard l'injection de vapeur dans le réservoir via le puits injecteur lorsque le rapport instantané vapeur sur huile est supérieur ou égal à 5, ce qui est généralement considéré comme la limite de rentabilité
d'un procédé SAGD.
Selon une autre mise en oeuvre de l'invention, on peut déterminer la durée de cette première étape d'injection de vapeur, ou autrement dit, on peut arrêter l'injection de vapeur dans le réservoir via le puits injecteur, lorsque la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile, après avoir décru, a tendance à remonter vers des plus fortes valeurs du rapport vapeur sur huile, et/ou a tendance à décroitre de plus en plus lentement, par exemple avec un taux de décroissance divisé par 10 sur un mois.
Date Reçue/Date Received 2020-08-13 9 measurements of the vapor-to-oil ratio even in the case where the values of this report result from resampling.
According to a second embodiment of the invention described above, the steam report on oil can be formed from numerical simulation over the time of the cumulative volume of the steam injected into the tank and the measurement of the cumulative volume of the part of oils heavy and / or extra-heavy recovered from the tank. According to an implementation of this variant, such a numerical simulation can be carried out by means of a simulator flow and a flow model representative of the geological reservoir studied, the flow simulator being able to simulate at least induced flows by one injection of steam into an injection well as according to the invention, and estimate the volume of oil produced at a producing well such as according to the invention. An example of such a simulator is the PUMAFLOW software (IFP Energies nouvelles, France). By means of a such simulation digital, we can thus estimate an evolution over time of a report cumulative between cumulative volume of injected steam and cumulative volume of recovered oil. This variant can be advantageously implemented to size the operation upstream oils heavy and / or extra-heavy of the geological reservoir studied, and in particular for have a first estimate of the duration of the first vapor injection phase.
Advantageously, this second variant of the invention can be combined with the first variant of the invention described below, so as to refine the injection duration of estimated vapor numerically according to measurements made in situ during the injection of steam from step 1.
According to one implementation of the invention, it is possible to determine the duration of this first stage steam injection, or in other words, you can stop the steam injection in the tank via the injection well, when the steam to oil ratio shows that steam injection loses of its effectiveness. According to one implementation of the invention, it is possible to stop at later the injection of steam in the tank via the injection well when the ratio instant steam on oil is greater than or equal to 5, which is generally considered to be the limit profitability of a SAGD process.
According to another implementation of the invention, it is possible to determine the duration of this first steam injection step, or in other words, it is possible to stop the injection of steam in the reservoir via the injection well, when the curve representative of evolution over time of the steam to oil ratio, after having decreased, tends to rise towards stronger values of the vapor to oil ratio, and / or tends to decrease more and more slower, for example with a rate of decrease divided by 10 over a month.
Date Received / Date Received 2020-08-13
10 Selon une mise en oeuvre avantageuse de l'invention, on peut déterminer la durée de cette injection de vapeur, ou autrement dit, on peut arrêter l'injection de vapeur dans le réservoir via le puits injecteur lorsqu'on détecte un minimum local sur une courbe représentative de l'évolution au cours du temps du rapport vapeur sur huile. Avantageusement, la détection d'un minimum local de la courbe représentative de l'évolution au cours du temps du rapport vapeur sur huile peut être réalisée de manière régulière dans le temps, tout au long de l'exploitation des huiles du réservoir géologique.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut détecter un minimum local de la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile de la manière suivante :
a) on détermine une dérivée (première) de cette courbe : avantageusement pour une telle mise en oeuvre, on peut avoir recours préalablement à une étape de ré-échantillonnage telle que décrite ci-dessus lorsque les mesures ou estimations du volume cumulé de vapeur injectée et du volume cumulé de l'huile récupérée sont réalisées selon des intervalles de temps trop espacés et/ou irréguliers.
b) on recherche un instant pour lequel la dérivée de la courbe change de signe :
avantageusement, pour que cet instant soit retenu comme déterminant la fin de la première injection de vapeur selon l'invention, la dérivée doit être par ailleurs globalement de signe constant pendant une durée prédéterminée respectivement avant et après le changement de signe. Selon une mise en oeuvre de l'invention, la durée prédéterminée selon laquelle le signe de la dérivée reste constant peut être comprise entre 7 et 20 jours, et vaut préférentiellement 15 jours. Il s'agit ici d'éviter de détecter des changements de signe de la dérivée de la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile qui seraient induits par des erreurs de mesure.
c) on détermine ensuite la dérivée seconde de ladite courbe à l'instant du changement de signe de la dérivée première et on détermine son signe. Si le signe de la dérivée à l'instant du changement de signe de la dérivée première est positif, alors à l'instant du changement de signe de la dérivée première correspond bien à un minimum local de la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile. Sinon, cela signifie qu'il ne s'agit pas d'un minimum local, et les étapes a) à c) sont répétées ultérieurement, à un autre instant de l'exploitation des huiles du réservoir géologique étudié.
Selon une autre mise en oeuvre de l'invention, on peut détecter un minimum local de la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile de manière graphique.
L'homme du métier a parfaite connaissance de méthodes graphiques pour déterminer un minimum local sur une courbe.
Date Reçue/Date Received 2020-08-13 10 According to an advantageous implementation of the invention, it is possible to determine the duration of this steam injection, or in other words, you can stop the steam injection in the tank via the injection well when a local minimum is detected on a curve representative of the evolution over time of the vapor to oil ratio. Advantageously, the detection of a local minimum of the curve representative of the evolution over time of the steam report on oil can be carried out regularly over time, throughout of exploitation oils from the geological reservoir.
According to one implementation of the invention, it is possible to detect a local minimum of the curve representative of the evolution over time of the vapor to oil ratio of the following way :
a) we determine a derivative (first) of this curve: advantageously for such a implementation, it is possible to have recourse beforehand to a step of sampling such as described above when the measurements or estimates of the cumulative volume of steam injected and the cumulative volume of the recovered oil are carried out according to time intervals too far apart and / or irregular.
b) we search for an instant for which the derivative of the curve changes sign :
advantageously, so that this instant is retained as determining the end of the first one steam injection according to the invention, the derivative must also be overall sign constant for a predetermined time respectively before and after the change of sign. According to one implementation of the invention, the predetermined duration according to which sign of the derivative remains constant can be between 7 and 20 days, and is worth preferentially 15 days. This is to avoid detecting changes in the sign of the derivative of the curve representative of the evolution over time of the vapor to oil ratio which would be induced by measurement errors.
c) the second derivative of said curve is then determined at the instant of change of sign of the first derivative and we determine its sign. If the sign of the derivative at the instant of change of sign of the first derivative is positive, then at the time of change of sign of the first derivative corresponds well to a local minimum of the curve representative of the evolution over time of the vapor to oil ratio. Otherwise it means that it is not of a local minimum, and steps a) to c) are repeated subsequently, at a another moment of the exploitation of oils from the geological reservoir studied.
According to another implementation of the invention, it is possible to detect a minimum local of the curve representative of the evolution over time of the vapor to oil ratio of graphic way.
Those skilled in the art have perfect knowledge of graphic methods for determine a local minimum on a curve.
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11 Cette première étape du procédé selon l'invention a pour but de créer une chambre de vapeur et de produire une majorité de l'huile lourde contenue dans la portion du réservoir géologique étudié dans lequel la chambre de vapeur s'est formée, afin de faciliter la propagation de l'agent moussant qui sera ensuite injecté (cf. étape 2 décrite ci-dessous) pour former de la mousse dans la chambre de vapeur.
Par ailleurs, l'huile ayant tendance à détruire la mousse formée, la récupération d'une majorité
de l'huile lourde dans le réservoir étudié, avant l'injection de mousse, permet une meilleure stabilité de la mousse une fois créée.
La mise en oeuvre avantageuse de l'invention selon laquelle l'instant de l'arrêt de l'injection de vapeur est déterminé en détectant un minimum local de la courbe représentative du rapport huile sur vapeur permet d'optimiser le rendement du procédé de récupération assistée des huiles lourdes d'un réservoir, en déterminant l'instant particulier pour lequel l'injection de vapeur commence à perdre de son efficacité. Il est toutefois possible d'arrêter l'injection de vapeur à tout autre moment, par exemple en fonction d'une valeur du rapport cumulé vapeur sur huile, d'un taux de croissance dans le temps du rapport cumulé vapeur sur huile ou bien de tout autre critère permettant de caractériser que la chambre de vapeur est suffisamment développée dans le réservoir pour passer à l'injection d'un agent moussant selon l'étape 2 décrite ci-dessous.
2) Injection d'une solution aqueuse comportant un agent moussant Au cours de cette deuxième étape, on arrête l'injection de vapeur dans le puits injecteur et on injecte, à la place de la vapeur et dans le puits injecteur, une solution aqueuse comprenant un agent moussant. On parle de manière classique dans le domaine pétrolier de "bouchon d'injection", ou "slug" en anglais pour une injection d'une solution aqueuse comportant un agent moussant.
La concentration en agent moussant de la solution aqueuse injectée dans le puits injecteur est comprise de manière classique entre 2000 et 5000 ppm ou entre 2 et 5 g/L.
Selon la mise en oeuvre avantageuse de l'invention selon laquelle l'instant de l'arrêt de l'injection de vapeur est déterminé en détectant un minimum local de la courbe représentative du rapport huile sur vapeur, la deuxième étape du procédé selon l'invention débute avantageusement sans délai au moment où le minimum local de la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile est détecté.
De manière préférée, l'agent moussant injecté contient au moins un surfactant, tel qu'un AOS.
Les surfactants sont des agents moussants particulièrement efficaces. En présence d'un gaz (en l'espèce de la vapeur d'eau), le surfactant va engendrer une mousse.
Avantageusement, l'agent moussant peut comprendre :
Date Reçue/Date Received 2020-08-13 11 The purpose of this first step of the method according to the invention is to create a steam chamber and produce a majority of the heavy oil contained in the portion of geological reservoir studied in which the vapor chamber was formed, in order to facilitate the agent spread foaming agent which will then be injected (see step 2 described below) to form foam in the steam chamber.
Furthermore, since the oil tends to destroy the foam formed, the majority recovery heavy oil in the tank studied, before foam injection, allows better stability of the foam once created.
The advantageous implementation of the invention according to which the instant of stopping the injection of vapor is determined by detecting a local minimum of the representative curve of the report oil on steam optimizes the efficiency of the recovery process assisted by heavy oils from a tank, determining the particular moment for which the injection of steam begins to lose its effectiveness. However, it is possible to stop the injection of steam at any other time, e.g. based on a ratio value cumulative steam on oil, a rate of growth over time of the cumulative steam to oil or any other criterion making it possible to characterize that the vapor chamber is enough developed in the tank to pass to the injection of a foaming agent according to step 2 described below.
2) Injection of an aqueous solution comprising a foaming agent During this second step, the injection of steam into the injector well and we injects, instead of steam and into the injection well, a solution aqueous comprising a foaming agent. We speak in a conventional manner in the petroleum sector of "plug injection ", or" slug "in English for an injection of an aqueous solution comprising a foaming agent.
The concentration of foaming agent in the aqueous solution injected into the injector well is conventionally between 2000 and 5000 ppm or between 2 and 5 g / L.
According to the setting advantageous work of the invention according to which the instant of stopping steam injection is determined by detecting a local minimum of the curve representative of the ratio oil on steam, the second step of the process according to the invention advantageously begins without delay at the moment when the local minimum of the curve representative of the evolution in the time of steam to oil ratio is detected.
Preferably, the injected foaming agent contains at least one surfactant, such as an AOS.
Surfactants are particularly effective foaming agents. In presence of gas (in this case water vapor), the surfactant will create a foam.
Advantageously, the foaming agent can comprise:
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12 - au moins un premier tensioactif anionique qui est un sulfonate d'alpha-olefine (dit AOS) en C12 à C28, c'est-à-dire qui comprend entre 12 et 28 atomes de carbone ; et - au moins un deuxième tensioactif anionique qui est un alkyl benzène sulfonate (dit ABS), où le groupe alkyle comporte plus de 12 atomes de carbone, par exemple entre 12 et 24 ; et - de préférence au moins un troisième tensioactif qui est un alkyl glyceryl ether sulfonate (AGES) ou un alkyl ether carboxylate.
Préférentiellement, lorsque l'étape 2 est appliquée pour la première fois, la durée de l'injection d'agent moussant peut être comprise entre 25 jours et 35 jours, et vaut préférentiellement 30 jours. Une telle durée d'injection d'un bouchon d'agent moussant est classique dans le domaine pétrolier.
Selon la variante principale de l'invention selon laquelle les étapes 2 et 3 du procédé selon l'invention sont répétées dans le temps, la durée de l'injection d'agent moussant peut augmenter au fur et à mesure des réitérations des étapes 2 et 3. Par exemple, si l'agent moussant a été injecté pendant une durée d'injection comprise entre 25 jours et 35 jours, (préférentiellement 30 jours) lors de la première itération de l'étape 2, la durée d'injection de l'agent moussant peut être comprise entre 45 et 55 jours (et valoir préférentiellement 50 jours) lors de la deuxième injection d'agent moussant, entre 75 et 85 jours (et valoir préférentiellement 80 jours lors de la troisième injection d'agent moussant) etc. Cette augmentation de la durée d'injection de l'agent moussant en fonction du nombre d'injections d'agent moussant réalisées dans le réservoir géologique étudié permet à
l'agent moussant de se propager vers les bords de la chambre de vapeur, qui ne cesse de croître à
chaque injection de vapeur de la mise en oeuvre de la variante principale de l'invention.
Selon un premier mode de réalisation de l'invention décrit ci-dessus, on peut poursuivre, au cours de cette étape 2, la mesure du volume d'huile produite pendant l'injection de la solution aqueuse comprenant au moins un agent moussant pour déterminer une évolution au cours du temps du rapport vapeur sur huile.
Selon un deuxième mode de réalisation de l'invention décrit ci-dessus, on peut estimer de manière numérique une évolution au cours du temps du rapport vapeur sur huile, au moyen d'un simulateur d'écoulement et d'un modèle d'écoulement représentatif du réservoir géologique étudié, le simulateur d'écoulement étant en outre apte à simuler les écoulements induits par une injection d'une solution aqueuse comprenant un agent moussant dans un puits injecteur tel que selon l'invention, et d'estimer le volume d'huile produit à
un puits producteur tel que selon l'invention.
Date Reçue/Date Received 2020-08-13 12 - at least a first anionic surfactant which is an alpha- sulfonate olefine (said AOS) in C12 to C28, that is to say which comprises between 12 and 28 carbon atoms ; and - at least one second anionic surfactant which is an alkyl benzene sulfonate (said ABS), where the alkyl group has more than 12 carbon atoms, for example Between 12 and 24; and - preferably at least a third surfactant which is an alkyl glyceryl ether sulfonate (AGES) or an alkyl ether carboxylate.
Preferably, when step 2 is applied for the first time, the duration of injection foaming agent can be between 25 days and 35 days, and is worth preferably 30 days. Such a duration of injection of a foaming agent plug is conventional.
in the oil field.
According to the main variant of the invention according to which steps 2 and 3 of the process according to the invention are repeated over time, the duration of the injection of agent foaming can increase as you repeat steps 2 and 3. For example, if the agent foaming agent was injected for an injection period of 25 days and 35 days, (preferably 30 days) during the first iteration of step 2, the injection duration of the foaming agent can be between 45 and 55 days (and be worth preferably 50 days) during the second injection of foaming agent, between 75 and 85 days (and to be worth preferably 80 days during the third injection of foaming agent) etc. This increase in the injection time of the foaming agent depending on the number injections foaming agent carried out in the geological reservoir studied allows foaming agent spread to the edges of the vapor chamber, which continues to grow at each injection of steam for the implementation of the main variant of the invention.
According to a first embodiment of the invention described above, it is possible continue, at during this step 2, the measurement of the volume of oil produced during injection of the solution aqueous comprising at least one foaming agent to determine an evolution in during the steam to oil ratio time.
According to a second embodiment of the invention described above, it is possible estimate from numerically an evolution over time of the steam to oil ratio, thanks to a flow simulator and a flow model representative of the tank geological study, the flow simulator also being able to simulate the flows induced by injection of an aqueous solution comprising a foaming agent in a well injector as according to the invention, and estimate the volume of oil produced at a producing well as according to the invention.
Date Received / Date Received 2020-08-13
13 Ainsi, au cours de cette étape, une fois que la chambre de vapeur a été formée lors de l'étape 1, on arrête l'injection de vapeur et on commence l'injection d'eau sous forme liquide contenant au moins un agent moussant. Une partie de la vapeur précédemment injectée continue sa propagation vers le haut de la chambre de vapeur tandis qu'une autre partie se condense. La seule phase mobile dans les pores contenant l'agent moussant en cours d'injection est donc de l'eau sous forme liquide et il n'y a plus d'inconvénient lié à la ségrégation gravitaire. L'eau chargée en agent moussant peut donc se propager vers le haut du réservoir à
l'intérieur de la chambre de vapeur. La zone déjà produite peut ainsi être entièrement envahie par l'eau chargée en agent moussant. Notamment l'agent moussant peut venir au contact des bords de la chambre de vapeur.
3) Deuxième injection de vapeur Selon l'invention, à l'issue de l'étape 2, on arrête l'injection de la solution aqueuse comportant un agent moussant et on réalise une nouvelle injection de vapeur, au niveau du puits injecteur.
Cette nouvelle injection de vapeur peut être mise en oeuvre selon toute variante connue d'un procédé de SAGD, variante qui peut être identique ou non à celle utilisée pour la mise en oeuvre de l'étape 1 du procédé selon l'invention.
Cette nouvelle injection de vapeur, après l'injection de la solution aqueuse comprenant un agent moussant, a pour but de générer une mousse, en faisant entrer en contact la vapeur d'eau injectée au cours de cette étape avec l'agent moussant injecté lors de l'étape 2 décrite ci-dessus. Ainsi, cela permet de créer de la mousse dans l'ensemble de la chambre de vapeur : d'une part sous le puits injecteur où de l'eau contenant de l'agent moussant a coulé vers le puits producteur, et d'autre part vers le haut du réservoir jusqu'à la limite de la chambre de vapeur. La mobilité de la vapeur injectée lors de l'étape 3 est ainsi contrôlée par l'action de la mousse, en particulier dans la zone du réservoir en cours de production.
Ainsi, la séquence d'injections vapeur-agent moussant-vapeur selon l'invention permet d'améliorer, par rapport à une injection simultanée de vapeur et de mousse, la propagation de l'agent moussant dans la chambre de vapeur et ainsi d'obtenir une formation de mousse-vapeur sur l'ensemble de la chambre de vapeur. Il s'en suit un contrôle efficace de la mobilité
de la vapeur, ainsi que la possibilité de développer une chambre de vapeur plus régulière tout en limitant le contact entre la chambre de vapeur et les couches surplombant le réservoir, ce qui améliore l'efficacité des transferts de chaleur entre la vapeur et l'huile et diminue les pertes thermiques inhérentes aux procédés SAGD classiques.
La mise en oeuvre de l'invention selon laquelle la durée de toute étape d'injection de vapeur est déterminée à partir de la détection d'un minimum local sur une courbe représentative de l'évolution au cours du temps du rapport vapeur sur huile permet d'optimiser le rendement du Date Reçue/Date Received 2020-08-13 13 Thus, during this step, once the vapor chamber has been formed during the stage 1, we stop the injection of steam and we start the injection of water in the form liquid containing at least one foaming agent. Part of the steam previously injected continue his upward spread of the vapor chamber while another part is condenses. The single mobile phase in the pores containing the current foaming agent injection is therefore water in liquid form and there is no longer any inconvenience associated with gravity segregation. The water charged with foaming agent can therefore propagate to the top of the tank to inside the steam chamber. The area already produced can thus be completely invaded.
by water loaded with foaming agent. In particular the foaming agent can come into contact with edges of the steam chamber.
3) Second injection of steam According to the invention, at the end of step 2, the injection of the aqueous solution comprising a foaming agent and a new injection of steam is carried out, at the level of the injector well.
This new steam injection can be implemented according to any known variant of a SAGD process, a variant which may or may not be identical to that used for setting implementation of step 1 of the method according to the invention.
This new injection of steam, after the injection of the aqueous solution including a foaming agent, aims to generate a foam, by bringing into contact steam of water injected during this step with the foaming agent injected during step 2 described above. Thus, this allows to create foam in the whole of the steam chamber : on the one hand under the injection well where water containing foaming agent sank to the producing well, and on the other hand up the reservoir to the limit from the bedroom steam. The mobility of the steam injected during step 3 is thus controlled by the action of foam, especially in the area of the tank during production.
Thus, the sequence of steam-steam-foaming agent injections according to the invention allows to improve, compared to a simultaneous injection of steam and foam, the spread of the foaming agent in the steam chamber and thus obtain a formation of foam-steam over the entire steam chamber. It follows a control efficient mobility steam, as well as the possibility of developing a steam chamber more regular everything by limiting the contact between the vapor chamber and the overhanging layers the tank, this which improves the efficiency of heat transfer between steam and oil and reduce losses thermal inherent in conventional SAGD processes.
The implementation of the invention according to which the duration of any step steam injection is determined from the detection of a local minimum on a curve representative of the evolution over time of the steam to oil ratio makes it possible to optimize the performance of Date Received / Date Received 2020-08-13
14 procédé selon l'invention, en ce sens que les phases d'injection de vapeur sont arrêtées dès que leur rendement décroit. Le rendement de la récupération des huiles lourdes d'un réservoir géologique produit selon cette mise en oeuvre de l'invention est donc ainsi sensiblement augmenté, car la quantité de vapeur à injecter pour récupérer un volume donné
d'huile est ainsi contrôlé et diminué, ce qui conduit à un coût global de production réduit.
Variantes Avantageusement, à l'issue de l'étape 3, on peut réitèrer au moins une fois les étapes 2 et 3 du procédé selon l'invention. Très avantageusement, on peut réitèrer les étapes 2 et 3 du procédé selon l'invention tout au long de l'exploitation des huiles lourdes du réservoir géologique étudié. De cette manière, la propagation de l'agent moussant dans la chambre de vapeur est pilotée de manière optimale, pour former de la mousse dans l'ensemble de la chambre de vapeur pendant toute la durée d'exploitation des huiles lourdes du réservoir géologique étudié.
Le procédé selon l'invention peut être avantageusement mis en oeuvre sur un réservoir géologique pour lequel une récupération assistée des huiles lourdes par un procédé de SAGD
selon l'art antérieur est déjà en cours. Autrement dit, si une récupération assistée des huiles lourdes d'un réservoir géologique a été dans un premier temps réalisée par une simple injection de vapeur (ce qui correspond à l'étape 1 du procédé selon l'invention), on peut mettre en place à tout moment l'étape 2 du procédé selon l'invention, avantageusement en fonction de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile pendant la phase d'injection de vapeur.
Selon une mise en oeuvre de l'invention, si on détecte que la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile a atteint un minimum local et/ou a tendance à remonter vers des plus fortes valeurs du rapport vapeur sur huile et/ou a tendance à décroitre de plus en plus lentement (par exemple avec un taux de décroissance divisé par 10 sur une durée d'un mois par exemple), on peut arrêter l'injection de vapeur du procédé
SAGD (qui correspond à l'étape 1 du procédé selon l'invention) et entamer l'injection de solution aqueuse comprenant au moins un agent moussant (étape 2 du procédé
selon l'invention), avant une nouvelle injection de vapeur (étape 3 du procédé selon l'invention).
Avantageusement, on peut réitèrer plusieurs fois les étapes 2 et 3 du procédé
selon l'invention.
Selon une mise en oeuvre de l'invention selon laquelle le procédé selon l'invention est mis en oeuvre dès le début de l'exploitation des huiles lourdes et/ou extra-lourdes du réservoir Date Reçue/Date Received 2020-08-13 14 method according to the invention, in that the steam injection phases are stopped as soon as that their yield decreases. The efficiency of heavy oil recovery a tank geological product according to this implementation of the invention is therefore noticeably increased, because the quantity of steam to be injected to recover a given volume of oil is thus controlled and reduced, which leads to an overall production cost reduced.
Variants Advantageously, at the end of step 3, it is possible to repeat at least once steps 2 and 3 of the method according to the invention. Very advantageously, we can reiterate the steps 2 and 3 of process according to the invention throughout the exploitation of the heavy oils of the tank geologically studied. In this way, the spread of the foaming agent in the room of steam is optimally controlled, to form foam in the the whole steam chamber throughout the operating life of the heavy oils in the tank geologically studied.
The method according to the invention can advantageously be implemented on a tank geological for which an assisted recovery of heavy oils by a SAGD process according to the prior art is already in progress. In other words, if a recovery assisted oils of a geological reservoir was first carried out by a simple steam injection (which corresponds to step 1 of the process according to invention), we can put in place at any time step 2 of the method according to the invention, advantageously in function of the evolution over time of the vapor to oil ratio during the phase steam injection.
According to one implementation of the invention, if it is detected that the curve representative of the evolution over time of the steam to oil ratio has reached a minimum local and / or a tendency to go up towards higher values of the vapor to oil ratio and / or tends to decrease more and more slowly (for example with a rate of decrease divided by 10 over a period of one month for example), the steam injection can be stopped of the process SAGD (which corresponds to step 1 of the process according to the invention) and start injection of aqueous solution comprising at least one foaming agent (step 2 of the process according to invention), before a new injection of steam (step 3 of the process according to invention).
Advantageously, steps 2 and 3 of the process can be repeated several times.
according to the invention.
According to an implementation of the invention according to which the method according to the invention is put in works from the start of the exploitation of heavy and / or extra-heavy oils from the tank Date Received / Date Received 2020-08-13
15 géologique étudié, on peut préchauffer le réservoir géologique selon tout procédé de préchauffage tel que décrit par exemple dans le document (Saltuklaroglu et al., 2000).
L'objectif de cette mise en oeuvre de l'invention est de réchauffer la zone du réservoir située entre les puits injecteur et producteur afin de faire chuter la viscosité de l'huile dans cette zone et de faciliter l'injection de vapeur et la production d'huile. Pour ce faire, on peut par exemple faire circuler de la vapeur dans chacun des puits des doublets injecteur-producteur. Cette étape est notamment recommandée avant la première injection de vapeur dans le réservoir (étape 1).
Exemples Les caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention apparaîtront plus clairement à la lecture de l'exemple d'application ci-après.
L'exemple d'application correspond à une récupération assistée des huiles lourdes d'un réservoir géologique typique de ceux situés en Athabasca (Canada) situé à 209 mètres de profondeur, d'épaisseur 18 mètres, et de dimensions 420 m dans la direction X
et 150 m dans la direction Y. Par ailleurs, les perméabilités horizontale et verticale sont de 10 mD et 3,5 mD
respectivement. Les puits injecteur et producteur ont une longueur de 420 m dans le réservoir, sont espacés de 6 m verticalement, et sont orientés horizontalement selon la direction X. La mousse injectée pour cet exemple d'application a une qualité de 70%, et est générée par un surfactant en tant qu'agent moussant.
Un modèle d'écoulement représentatif de ce réservoir a été construit en vue de simuler de manière numérique les écoulements dans ce réservoir.
La figure 1 présente les résultats d'une simulation numérique, réalisées au moyen du logiciel PUMAFLOW (IFP Energies nouvelles, France), d'une co-injection continue de vapeur et de mousse, ou autrement dit d'un procédé FA-SAGD selon l'art antérieur.
Plus précisément, la figure 1 présente les variations du facteur de réduction de mobilité R de la phase gazeuse engendrée par la présence de mousse dans une section verticale du réservoir (section verticale perpendiculaire à la direction X), après 8 mois (en haut) et après 15 geological study, we can preheat the geological reservoir according to any process of preheating as described for example in the document (Saltuklaroglu et al., 2000).
The objective of this implementation of the invention is to heat the area of the tank located between the injector and producer wells in order to reduce the viscosity of oil in this area and to facilitate steam injection and oil production. To do this, we can for example circulate steam in each of the wells of the injector doublets producer. This This step is particularly recommended before the first injection of steam into the tank (Step 1).
Examples The characteristics and advantages of the method according to the invention will appear more clearly from the following application example.
The application example corresponds to enhanced oil recovery heavy with a geological reservoir typical of those located in Athabasca (Canada) located at 209 meters of depth, thickness 18 meters, and dimensions 420 m in the X direction and 150 m in direction Y. In addition, the horizontal and vertical permeabilities are from 10 mD and 3.5 mD
respectively. The injector and producer wells have a length of 420 m in the tank, are spaced 6 m vertically, and are oriented horizontally according to the direction X. The foam injected for this application example has a quality of 70%, and is generated by a surfactant as a foaming agent.
A representative flow model of this reservoir was constructed with a view to simulate numerically the flows in this tank.
Figure 1 presents the results of a numerical simulation, carried out at way of PUMAFLOW software (IFP Energies nouvelles, France), a co-injection continuous steam and foam, or in other words an FA-SAGD process according to the prior art.
More precisely, Figure 1 shows the variations of the mobility reduction factor R of the gas phase generated by the presence of foam in a vertical section of the tank (section vertical perpendicular to the X direction), after 8 months (top) and after
16 mois (en bas) d'une injection simultanée de vapeur et de mousse. Ainsi, une valeur de 1 du facteur de réduction de mobilité R correspond à l'absence de mousse formée, tandis qu'une valeur supérieure à 1 indique que de la mousse est présente. On peut observer sur cette figure que la mousse ne se forme que dans une zone située entre les puits injecteur et producteur (dont les sections dans un plan perpendiculaire à la direction X sont représentés par des étoiles en figure 1, ainsi qu'en figures 2 et 3 ci-dessous). Si la présence de mousse dans la zone inter-puits peut bien avoir un effet bénéfique sur le steam breakthrough (percée de vapeur) en diminuant la production de vapeur, comme décrit dans le document (Chen et al., 2010), il n'en Date Reçue/Date Received 2020-08-13 reste pas moins que le phénomène de ségrégation gravitaire entre l'eau chargée en agent moussant et la vapeur injectées entraine la production quasi immédiate du surfactant injecté
et l'absence de formation de mousse dans la partie de la chambre de vapeur où
l'huile est en cours de production. Le procédé FA-SAGD selon l'art antérieur n'est donc pas fonctionnel dans le cas d'une co-injection continue d'eau en équilibre thermodynamique liquide-vapeur avec du surfactant injecté dans la phase eau liquide.
La figure 2 présente les résultats d'une simulation numériqueõ réalisées au moyen du logiciel PUMAFLOW (IFP Energies nouvelles, France), d'une injection alternée de vapeur et de mousse selon l'invention. Plus précisément, la figure 2 présente les variations du facteur de réduction de mobilité R de la phase gazeuse engendrée par la présence de mousse dans une section verticale du réservoir (section verticale perpendiculaire à la direction X), après 8 mois (en haut) et après 16 mois (en bas) de la mise en oeuvre du procédé, l'injection du bouchon de surfactant ayant eu lieu à 8 mois. Ainsi, la figure 2 en haut montre la chambre de vapeur qui se développe pendant la première injection de type SAGD (étape 1 du procédé
selon l'invention), qui crée une première chambre de vapeur, et la figure en bas montre l'état du réservoir pendant la seconde phase d'injection de vapeur (étape 3 du procédé selon l'invention), réalisée après l'injection d'un bouchon de surfactant (étape 2 du procédé selon l'invention). On peut ainsi observer que des valeurs fortes du facteur de réduction de mobilité
R sont obtenues jusqu'en haut du réservoir et sur les bords de la chambre à
l'issue du procédé
selon l'invention, ce qui enseigne que la mousse s'est bien formée dans l'ensemble de la chambre de vapeur. Cela témoigne de l'efficacité du procédé d'injection alternée vapeur-mousse du procédé selon l'invention.
La figure 3 montre l'évolution du facteur de réduction de mobilité R dans le réservoir dans le cas de la mise en oeuvre de l'invention telle que décrite pour la figure 2, après 20 mois (en haut) et après 28 mois (en bas) de la mise en oeuvre du procédé selon l'invention comprenant une seule injection de surfactant (réalisée après 8 mois). On peut constater sur cette figure que l'efficacité de l'injection alternée de surfactant diminue progressivement. En effet, on observe qu'il y a de plus en plus de vapeur qui n'est pas sous forme de mousse sur la partie supérieure de la chambre de vapeur, et que la zone affectée par la vapeur qui n'est pas sous forme de mousse tend à augmenter au cours du temps. Tout se passe comme si l'eau chargée en surfactant avait tendance à retomber. En effet, sous l'effet de la gravité la mousse s'assèche de haut en bas, l'eau s'écoulant vers le bas à travers les films de la mousse. Par ailleurs, on peut observer également que l'eau liquide chargée en surfactant est balayée par l'eau liquide en équilibre thermodynamique avec la vapeur injectée. Une telle observation peut être un indicateur selon lequel une réitération des étapes 2 et 3 du procédé
selon l'invention serait avantageuse.
Date Reçue/Date Received 2020-08-13 16 months (bottom) simultaneous injection of steam and foam. Thus, a value of 1 of factor of reduction in mobility R corresponds to the absence of foam formed, while a value greater than 1 indicates that foam is present. We can observe on this figure that the foam only forms in an area between the injector wells and producer (including sections in a plane perpendicular to the X direction are shown by stars in figure 1, as well as in figures 2 and 3 below). If the presence of foam in the inter-well may well have a beneficial effect on the steam breakthrough (breakthrough steam) in reducing steam production, as described in the document (Chen et al., 2010), it does not Date Received / Date Received 2020-08-13 remains no less than the phenomenon of gravity segregation between the charged water as an agent foaming and the injected steam causes the almost immediate production of injected surfactant and the absence of foaming in the part of the steam chamber where the oil is in production course. The FA-SAGD method according to the prior art is therefore not functional in the case of a continuous co-injection of water in thermodynamic equilibrium liquid vapor with surfactant injected into the liquid water phase.
Figure 2 shows the results of a numerical simulationõ carried out at way of PUMAFLOW software (IFP Energies nouvelles, France), for alternating injection steam and of foam according to the invention. More precisely, figure 2 presents the factor variations reduction in mobility R of the gas phase caused by the presence of foam in a vertical section of the tank (vertical section perpendicular to the direction X), after 8 months (top) and after 16 months (bottom) of the implementation of the process, injection of surfactant cap having taken place at 8 months. Thus, figure 2 at the top show the room of vapor that develops during the first injection of the SAGD type (step 1 of the process according to the invention), which creates a first vapor chamber, and the figure in bottom shows status tank during the second vapor injection phase (step 3 of the process according to invention), carried out after the injection of a surfactant plug (step 2 of the process according to invention). We can thus observe that strong values of the factor of reduced mobility R are obtained up to the top of the tank and on the edges of the the outcome of the process according to the invention, which teaches that the foam has formed well in the whole steam chamber. This testifies to the efficiency of the injection process alternating steam foam of the process according to the invention.
Figure 3 shows the evolution of the mobility reduction factor R in the tank in the case of the implementation of the invention as described for FIG. 2, after 20 months (in top) and after 28 months (bottom) of the implementation of the method according to the invention comprising a single injection of surfactant (performed after 8 months). We can see on this figure that the efficiency of alternate injection of surfactant decreases gradually. In Indeed, we observe that there is more and more vapor which is not in the form foam on the upper part of the steam chamber, and that the area affected by the steam that is not in the form of foam tends to increase over time. Everything happens as if the water loaded with surfactant tended to fall back. Indeed, under the effect of gravity foam dries up from top to bottom, the water flowing down through the films of the foam. Furthermore, it can also be observed that the liquid water charged with surfactant is swept by liquid water in thermodynamic equilibrium with vapor injected. Such a observation can be an indicator that a repetition of steps 2 and 3 of the process according to the invention would be advantageous.
Date Received / Date Received 2020-08-13
17 La figure 4 compare l'évolution dans le temps T (en mois) du rapport vapeur sur huile cSOR
dans le cas d'un procédé SAGD classique (courbe Cl), dans le cas du procédé
selon l'invention mis en oeuvre avec une seule injection de surfactant (correspondant à la mise en oeuvre de l'invention telle que décrite pour les figures 2 et 3 ; courbe C2 ;
injection 11 réalisée au bout de 8 mois) et dans le cas du procédé selon l'invention mis en oeuvre avec deux injections de surfactant (injections 11 et 12 réalisées au bout de 8 et 20 mois respectivement) alternées avec une injection de vapeur (autrement dit, la courbe C3 est obtenue par une réitération des étapes 2 et 3 tel que décrit ci-dessus), dont (seule) la deuxième injection est pilotée par la détection d'un minimum local tel que décrit ci-dessus (courbe C3). On peut observer notamment que la deuxième injection de surfactant permet de stabiliser la courbe du rapport vapeur sur huile avant que celui-ci ne recommence à augmenter temporairement, puis à diminuer fortement à nouveau. Ceci est dû au fait qu'en pratique, l'observation de l'effet d'une injection de surfactant est retardée dans le temps par rapport à
l'instant de l'injection elle-même. En effet, le surfactant doit se propager jusqu'au bord de la chambre de vapeur, puis l'huile produite sous l'action de la mousse créée après l'injection de vapeur doit ensuite gagner le puits producteur avant qu'un impact sur l'évolution du rapport vapeur sur huile puisse être observé. Par ailleurs, on peut observer sur cette figure qu'au moins une injection de surfactant (courbes C2 et C3) permet d'améliorer le rendement par rapport à
injection de vapeur seule (courbe Cl), les valeurs du rapport vapeur sur huile étant plus faibles avec au moins une injection de surfactant. Enfin, on peut observer que la courbe C3 présente un rapport vapeur sur huile le plus faible au bout de 26 mois d'exploitation, ce qui démontre l'efficacité d'un procédé d'injection alternée de vapeur et de mousse selon la variante principale de l'invention.
.. Ainsi, de manière générale, le procédé d'injection de mousse-vapeur selon l'invention permet de favoriser la formation de la mousse aux endroits où l'huile est produite, c'est-à-dire sur les bords de la chambre de vapeur, ce qui permet d'avoir un rendement supérieur par rapport aux procédés d'injection de mousse-vapeur selon l'art antérieur.
Date Reçue/Date Received 2020-08-13 17 Figure 4 compares the evolution over time T (in months) of the vapor ratio on cSOR oil in the case of a conventional SAGD process (curve Cl), in the case of the process according to the invention implemented with a single injection of surfactant (corresponding to the setting work of the invention as described for Figures 2 and 3; curve C2;
injection 11 performed after 8 months) and in the case of the method according to the invention implemented with two surfactant injections (injections 11 and 12 performed after 8 and 20 months respectively) alternated with an injection of steam (in other words, the curve C3 is obtained by a reiteration of steps 2 and 3 as described above), of which (only) the second injection is controlled by the detection of a local minimum as described above (curve C3). We can observe in particular that the second injection of surfactant makes it possible to stabilize the curve of steam to oil ratio before it starts to increase again temporarily, then to decrease sharply again. This is due to the fact that in practice observation of the effect of a surfactant injection is delayed in time compared to the moment of injection herself. Indeed, the surfactant must propagate to the edge of the steam chamber, then the oil produced under the action of the foam created after the injection of steam must then win the producing well before an impact on the evolution of the report steam on oil can to be observed. Moreover, we can observe in this figure that at least one injection of surfactant (curves C2 and C3) improves the yield compared to injection of steam only (curve Cl), the values of the steam to oil ratio being more weak with au minus an injection of surfactant. Finally, we can observe that the curve C3 presents a lowest steam to oil ratio after 26 months of operation, this which demonstrates the effectiveness of an alternating steam and foam injection process depending on the main variant of the invention.
.. Thus, in general, the method of injecting steam foam according to the invention allows to promote the formation of foam in the places where the oil is produced, that is to say on edges of the steam chamber, which allows for higher efficiency compared to the foam-vapor injection methods according to the prior art.
Date Received / Date Received 2020-08-13
Claims (9)
A) On réalise une première injection de vapeur dans ledit puits injecteur ;
B) On arrête ladite injection de vapeur et on réalise une injection d'une solution aqueuse comportant au moins un agent moussant dans ledit puits injecteur ;
C) On arrête ladite injection de ladite solution aqueuse comportant ledit agent moussant et on réalise une deuxième injection de vapeur dans ledit puits injecteur. 1. Process for the enhanced recovery of heavy and / or extra-heavy with a geological reservoir by injection of steam and foam, by means of at least a producing well and an injection well drilled in said reservoir according to trajectories substantially horizontal and parallel to each other, said trajectory of said well producer corresponding substantially to a vertical translation towards depths higher of said trajectory of said injection well, characterized in that that we recover at least a portion of said heavy oils from said reservoir through said well producer during at least the following sequential steps:
A) A first injection of steam is carried out into said injection well;
B) Said injection of steam is stopped and an injection of a solution aqueous comprising at least one foaming agent in said injection well;
C) said injection of said aqueous solution comprising said agent foaming and a second injection of steam is carried out into said well injector.
times steps B) and C).
- au moins un premier tensioactif anionique qui est un sulfonate d'alpha-olefine en C12 à C28 ; et - au moins un deuxième tensioactif anionique qui est un alkyl benzène sulfonate, où le groupe alkyle comporte plus de 12 atomes de carbone ; et - de préférence au moins un troisième tensioactif qui est un alkyl glyceryl ether sulfonate ou un alkyl ether carboxylate. 4. Method according to one of the preceding claims, wherein said foaming agent includes at least:
- at least a first anionic surfactant which is an alpha- sulfonate olefine in C12 at C28; and - at least one second anionic surfactant which is an alkyl benzene sulfonate, where the alkyl group has more than 12 carbon atoms; and - preferably at least a third surfactant which is an alkyl glyceryl ether sulfonate or an alkyl ether carboxylate.
de ladite partie desdites huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées dudit réservoir. 6. The method of claim 5, wherein one measures during the time said volume cumulative of said vapor injected into said tank and said cumulative volume of said part of said heavy and / or extra-heavy oils recovered from said reservoir.
présente un minimum local de la manière suivante : on détermine une dérivée première de ladite courbe et on recherche un changement de signe de ladite dérivée première, puis on détermine une dérivée seconde de ladite courbe à l'instant dudit changement de signe de ladite dérivée première, et on vérifie que le signe de ladite dérivée seconde audit instant de changement de signe de ladite dérivée première est positif. 9. The method of claim 8, wherein said instant is detected.
for which said curve representative of said change over time of said ratio cumulative presents a local minimum in the following way: we determine a derivative first of said curve and a change in sign of said derivative is sought first, then a second derivative of said curve is determined at the instant of said change of sign of said first derivative, and it is verified that the sign of said derivative second at said instant of change of sign of said first derivative is positive.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1909331A FR3100046B1 (en) | 2019-08-22 | 2019-08-22 | Process for the recovery of heavy and / or extra-heavy oils from a geological reservoir by sequential injection of steam and foam |
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