EP1046780B1 - Procédé de récupération assistée d'hydrocarbures par injection combinée d'une phase aqueuse et de gaz au moins partiellement miscible à l'eau - Google Patents

Procédé de récupération assistée d'hydrocarbures par injection combinée d'une phase aqueuse et de gaz au moins partiellement miscible à l'eau Download PDF

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EP1046780B1
EP1046780B1 EP00400945A EP00400945A EP1046780B1 EP 1046780 B1 EP1046780 B1 EP 1046780B1 EP 00400945 A EP00400945 A EP 00400945A EP 00400945 A EP00400945 A EP 00400945A EP 1046780 B1 EP1046780 B1 EP 1046780B1
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EP
European Patent Office
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gas
fact
well
injection
aqueous phase
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Expired - Lifetime
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EP00400945A
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German (de)
English (en)
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EP1046780A1 (fr
Inventor
Nicole Doerler
Gérard Renard
Alexandre Rojey
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IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water

Definitions

  • the present invention relates to a method of assisted hydrocarbon recovery by combined injection of water and gas in a deposit.
  • the method according to the invention finds applications in particular to improve the movement of petroleum fluids to producing wells and thus increase the recovery rate of recoverable fluids, oil and gas, initially in place in the rock mass.
  • Recovery is called primary when petroleum fluids are produced under the sole action of the energy present in situ. This energy can result from the expansion of pressurized fluids in the deposit: expansion of the gas-saturated or non-saturated oil, expansion of a gas cap above the oil deposit, or a body of water active. During this phase, if the pressure in the deposit drops below the bubble point of the oil, the gaseous phase from the oil will help to increase the recovery rate. Recovery by natural drainage rarely exceeds 20% of fluids initially in place for light oils and is often below this value for heavy oil deposits.
  • Secondary recovery methods are used to avoid excessive pressure drop in the deposit.
  • the principle of these methods consists in bringing to the deposit an external energy.
  • fluids are injected into the deposit by one or more injection wells in order to move the recoverable petroleum fluids (hereinafter referred to as "oil") to production wells.
  • Oil is frequently used as a displacement fluid.
  • its effectiveness is limited. A large part of the oil remains in place because its viscosity is greater than that of water.
  • the oil remains trapped in the pore shrinkage of the formation due to the large difference in interfacial tension between it and the water.
  • the rock mass is frequently heterogeneous. In this context, the injected water will take the paths of greater permeabilities to reach the producing wells, leaving large unbrushed oil masses. These phenomena induce a significant loss of recovery.
  • Pressurized gas can also be injected into a reservoir for secondary recovery purposes, the gas has the well-known property of displacing significant amounts of oil. However, if the formation is heterogeneous, since the gas is much less viscous than the oil and the water in place, it will cross the rock mass by borrowing only some most permeable channels and will arrive quickly at the producing wells without having the expected displacement effect.
  • patent FR 2,735,524 of the applicant there is also known an improved method of adding to at least one of the water plugs injected alternately an agent decreasing the interfacial tension between water and gas. Under the effect of this agent, alcohol, for example, the oil can not spread over the water film covering the rock mass. The oil remains in the form of droplets that slow down the movement of the gas.
  • patent FR 2 764 632 of the applicant there is also known a method comprising the alternating injection of gas plugs and water plugs in which at least one of the water plugs is added gas under pressure both soluble in water and in oil. The production stage involves the relaxation of the pressure in the deposit, so as to generate gas bubbles that will drive hydrocarbons from the pores of the rock mass.
  • tertiary recovery is to improve this recovery rate, when residual oil saturation is reached.
  • This name is grouped the injection into the tank of miscible gas, microemulsion, or steam or combustion in situ.
  • the method for the assisted recovery of a petroleum fluid produced by a reservoir aims, by a combined injection of an aqueous phase and of gas coming from an external source or, as far as possible, at least in part from acid gases from the effluents from the deposit itself, to increase the recovery rate of hydrocarbons.
  • the method comprises the continuous injection by an injection well of a sweeping fluid consisting of an aqueous phase containing gas at least partially miscible in water and in the petroleum fluid, with a permanent control at the wellhead. injection, the ratio of flow rates of this aqueous phase and gas forming the sweep fluid so that, at the bottom of the injection well, the gas is in saturation or supersaturation state.
  • the sweeping fluid may be formed either at the bottom of the well with separate conveyance of the constituents to the injection zone, or at the wellhead.
  • a means disposed in the injection well may be used to create a pressure drop such as a valve or conduit restriction and thereby increase the dissolution rate of the gas in the water.
  • a packing placed in the injection well to intimately mix the gas and the aqueous phase of the sweep fluid also increases the pressure drop and the dissolution rate.
  • a multiphase pump of rotodynamic type is used, for example to compress the gas, pressurize the aqueous phase and form an intimate mixture between this aqueous phase and pressurized gas before injecting it into the well. 'injection.
  • the gas in the flushing fluid contains at least one acid gas such as carbon dioxide and / or hydrogen sulfide and optionally, in varying proportions, other gases: methane, nitrogen, etc.
  • acid gas such as carbon dioxide and / or hydrogen sulfide
  • gases can be taken from the effluents from a deposit, an operation carried out by a treatment unit adapted to separate them from other gases that can be recovered elsewhere, or from chemical units or thermal units burning lignite, coal, oil, natural gas etc.
  • the aqueous phase used to form the sweeping fluid may be, for example, water from an underground deposit (for example a groundwater table or a brine produced during the exploitation of a deposit) or any other readily available water ( sea water).
  • an underground deposit for example a groundwater table or a brine produced during the exploitation of a deposit
  • any other readily available water sea water
  • a surfactant additive is added to the aqueous phase to promote the dispersion of the gas and / or one or more additives to increase the solubility of the gas in the sweeping fluid.
  • the sweeping fluid is injected for example into one or more high offset wells, horizontal or of complex geometry located for example at the base of the deposit and the petroleum fluid is produced for example by one or several deflected wells or complex geometry can be located at the roof of the deposit.
  • the process can be implemented from the beginning of the exploitation of the deposit.
  • the aqueous phase injected preferentially at the periphery of the producing zone, sweeps the porous medium containing the hydrocarbons at recover.
  • carbon dioxide much more soluble in oil than in injected water, passes from the sweep fluid to the petroleum fluid causing its swelling and decreasing its viscosity.
  • the invention also relates to a system for assisted recovery of a petroleum fluid extracted from a reservoir, by continuous injection into the reservoir of a flushing fluid consisting of an aqueous phase with added gas at least partially miscible in the aqueous phase and in the petroleum fluid, which comprises a conditioning assembly of the sweeping fluid and a permanent control unit of the conditioning assembly adapted to control the ratio of the flow rates of this aqueous phase and of the gas forming the bottom flushing fluid. wells, so that the gas is in saturation or supersaturation.
  • the system comprises state sensors arranged in the injection zone for measuring thermodynamic parameters and connected to the control unit.
  • the recovery process which is the subject of the present invention comprises four steps:
  • non-upgraded gases such as CO 2 carbon dioxide or hydrogen sulfide are preferably used.
  • SH 2 preferably readily available non-upgraded gases such as CO 2 carbon dioxide or hydrogen sulfide are preferably used.
  • the carbon dioxide mixed with the aqueous phase reacts according to the equilibrium reaction: CO 2 + H 2 O ⁇ H 2 CO 3 giving carbonic acid.
  • the solubility of carbon dioxide in water depends on the salinity of the water, the temperature and the pressure.
  • the dissolution rate of CO 2 increases with the pressure and decreases with temperature.
  • the effect of pressure is preponderant.
  • the dissolution rate of the carbon dioxide at the bottom of an injection well is greater than the rate of dissolution at the surface, despite the temperature increase due to the geothermal gradient.
  • the solubility of the H 2 S will be about 8.3% by weight (83 kg H 2 S are dissolved in 1 m 3 of water).
  • the acid gases from oil production mainly contain carbon dioxide, it is the solubility of this gas that will be limiting when the mixture will be dissolved in an aqueous fluid.
  • flushing fluid is injected such that at the bottom of the well, in the injection zone, the solution injected water is at least saturated and preferably supersaturated with gas.
  • the volumes of acid gases and water that can be reinjected into the deposit can be available in a ratio much higher than the ratio of solubility of the acid gas in water. This ratio may change during the course of the operation or according to the constraints of production.
  • the increase in pressure at the bottom of the injection well is partially compensated by an increase in the temperature linked to the geothermal gradient. However, the effect of the pressure is generally greater, especially since the injected fluid does not reach the conditions of thermal equilibrium.
  • an injection system that can be disposed entirely on the surface or also include elements at the bottom of the well is used.
  • the sweeping fluid is produced by a packaging unit PA and its constituents, brought separately into the injection zone at the bottom of the well.
  • the gas is compressed by a compressor 1 and injected by an injection tube 2 to the bottom of the injection well IW, while the water from a pump 3 is injected into the annular space 4 between the casing and the injection tube 1.
  • the mixing between the two phases takes place under the seal 5 to the right of the injection zone.
  • the injection pressures of the compressor 1 and the pump 3 are determined by a control device 6.
  • the injection of gas requiring a high pressure at the wellhead it is preferred to perform the mixture on the surface before injecting it.
  • This simultaneous injection makes it possible to increase the weight of the liquid column in the injection well, and to reduce substantially the necessary gas pressure.
  • the mixture produced at the well head be highly supersaturated with acid gases and be particularly homogeneous, the gas being dispersed in the liquid phase.
  • FIG. 2 a conventional compression and pumping device known to those skilled in the art, for the injection of the sweep fluid under a saturation or supersaturation condition downhole.
  • the acid gases are compressed in a compressor 1 in successive steps and cooled between two compression sections.
  • the water is pressurized by a pump 3 at a pressure equal to that applied by the compressor 1.
  • the gas and the liquid are then introduced into a static or dynamic mixer 7 having a sufficient efficiency to allow the total dispersion of the gas in the liquid. Downstream of the mixer 7, the mixture can be compressed by an additional pump 8 to allow either the dissolution of an additional amount of gas or the injection of the flushing fluid into the well IW.
  • the acid gases, heated during the compression may for example be cooled by means of heat exchangers (not shown) before their introduction into the mixer 7 so as to promote their dissolution.
  • a rotodynamic type multiphase pump can advantageously replace a conventional reinjection chain and fulfill the three functions of compressing the gas, pressurizing the liquid phase and mixing intimately the two phases.
  • a rotodynamic multiphase pump suitable for this type of application is described in patents FR 2,665,224 (US 5,375,976) to the applicant or FR 2,771,024 to the applicant. By design, this type of pump can inject into a well a two-phase mixture composed of saturated carbonated water and an excess of gaseous carbon dioxide without cavitation problem.
  • a packing is also placed in the injection well IW to improve the mixing of the constituents while inducing an additional pressure drop.
  • a packing is also placed in the injection well IW to improve the mixing of the constituents while inducing an additional pressure drop.
  • it is used in the one and the another case of state sensors (not shown) down to the well bottom, in the injection zone, for measuring various thermodynamic parameters: pressures, temperatures, etc., and connected to the control device 6.
  • a transmission system adapted to transmit on the surface signals from permanent sensors permanently installed in wells for monitoring a deposit, and in particular state sensors making it possible to know, for example, the temperatures and pressures at the bottom of the well, is described in particular in the patent US 5,363,094 of the applicant.
  • the control device 6 adjusts the flow rates and their ratio in this case according to the conditions prevailing in situ.
  • the system is adapted to form a saturated or supersaturated mixture, at least in part, by controlled recombination of effluents pumped out of the deposit by one or more production wells of the PW deposit.
  • effluents include generally a liquid phase consisting of water and oil, and a gaseous phase.
  • the effluents therefore pass into a water-oil-gas separator S1.
  • the gaseous phase possibly supplemented by external inputs, passes through a separator S2 for separating the otherwise recoverable gases for other applications, acid gases that we want to recycle.
  • the water issuing from the separator S1 is then recombined with the acid gases recovered in a controlled mixing device M, so as to form the saturated or supersaturated mixture under the conditions prevailing at the bottom of the well.
  • the pressure necessary to inject the fluid into the porous mass is lower than the CO 2 liquefaction pressure, a liquid phase and a gaseous phase will be present in the injection well.
  • the user must ensure that the dispersion of the gas is maximum and that the gas plugs circulating in the injection well are driven by the liquid column at the bottom of the well, in other words that the liquid velocity is greater than the rate of rise of the gaseous plugs to avoid segregation in the injection well.
  • the pressure necessary to inject the fluid into the porous mass is greater than the CO 2 liquefaction pressure.
  • the liquefied gas will be intimately mixed with the water and an emulsion formed of fine droplets of liquefied gas in the water will then be injected.
  • a small proportion of surfactant promoting the dispersion of the gas bubbles is added to the aqueous phase.
  • the concentration of these additives in water can vary from 10 to 30% by weight.
  • the injection wells can be vertical or horizontal wells. Generally, if the tank is thin, it may be advantageous to implement the injection of carbonated water in wells of high offset or in horizontal wells.
  • the aqueous phase can be injected at the base of the reservoir to be drained by means of one or more horizontal wells and the liquid hydrocarbon phase can be withdrawn from the roof of the tank by means of one or more horizontal wells. For thick tanks the injection and production wells will be vertical, and the hydrocarbon sweep in place will be parallel to the reservoir boundaries. Wells of more complex geometry can be used without departing from the scope of the present invention.
  • the recovery principle according to the invention makes it possible to supply the deposit with additional energy.
  • the benefits of simultaneous injection of water and acid gases are numerous.
  • Carbonated water solubilizes the soluble carbonates present in the rock, calcite and dolomite, forming soluble bicarbonates according to the reactions: Ca CO 3 + H 2 CO 3 ⁇ Ca (HCO 3 ) 2 Mg CO 3 + H 2 CO 3 ⁇ Mg (HCO 3 ) 2
  • This partial dissolution of the carbonates causes an increase in the permeability of the porous medium, whether it is a sandstone, in which the dissolution will attack the cements and calcium deposits frequently present around the quartz grains, or a formation limestone in which the porous connection will be improved.
  • the permeability gain resulting from the dissolution of the carbonates can be significant, as is well known in the art.
  • the viscosity of the water increases when the CO 2 dissolves there.
  • the volume of this carbonated water increases by 2 to 7% depending on the concentration of dissolved gas and its density decreases slightly.
  • the overall effect of decreasing the density contrast between water and oil reduces the risks of segregation by gravity.
  • the water / oil mobility ratio is improved by decreasing the oil / water viscosity ratio.
  • Carbon dioxide is much less soluble in water than in oil fields. This solubility is a function of the pressure, the temperature and characteristics of the oil. Under certain conditions, carbon dioxide can be partially or completely miscible with hydrocarbons. When it is injected into the deposit in the form of carbonated water, the carbon dioxide will preferentially go from water to oil.
  • the dissolution of the carbon dioxide in the oil also causes a decrease in its viscosity. This decrease will be greater when the amount of CO 2 increases.
  • An oil having initially a high viscosity will be more sensitive to the phenomenon.
  • a density oil 12.2 API (0.99 g / cm 3 ) and having a viscosity of 900 mPa.s at ambient pressure and a temperature of 65 ° C will reduce its viscosity to 40 mPa.s under a pressure 150 bars of CO 2 .
  • a viscosity of an API density oil (0.93 g / cm 3 ) will drop from 6 to 0.5 mPa ⁇ s.
  • the swelling of the oil as the drop in its viscosity promotes an increase in the recovery of hydrocarbons initially in place in the deposit. They also help speed up the process of oil recovery.
  • the carbonated water is at least saturated with CO 2 when it is injected into the reservoir.
  • the pressure of the injected fluid will drop due to flow-related head losses.
  • gas will be released.
  • the nucleation of the carbon dioxide bubbles will preferably occur on contact with the rock and specifically in areas with a high concentration of rock / liquid interfaces. These zones correspond to low permeability massifs; magnification and migration of gas bubbles will drive oil trapped in the small diameter pores of the rock. This phenomenon significantly increases the rate of hydrocarbons mobilized during production.
  • the recovery process as described above finds an advantageous application during the production of deposit with a dual porosity system such as cracked deposits.
  • a simple representation of these deposits is a set of rock blocks of decimetric or metric size with pores of small diameters and saturated with oil, interconnected by a network of cracks offering a passage to the flow of the fluids of a few tens of micrometers on average.
  • Two types of cracked reservoirs can typically be distinguished: tanks with water-wettable rock, and intermediate wettable or oil wettable tanks (eg, some carbonate rock masses).
  • the exploitation of the deposit may include injection and depletion cycles. During the injection period, production will be stopped or decreased while the injection of carbonated water will be maintained, in order to raise the pressure in the reservoir beyond the bubble pressure of the water and thereby increase the concentration of available carbon dioxide. This injection period will be followed by a period of production and partial depletion of the deposit.
  • the hydrocarbons produced have increasing concentrations of acid gases. As we have seen above, these gases are advantageously separated from the gas that can be valorized elsewhere and reinjected into the deposit. If the gas treatment and refining units are close to producing wells, the gas and the oil will be separated by successive expansion in separation balloons S1, S2 (Fig.3) located near the production area. If the refinery unit of a heavy crude is removed from the production area, it is possible to transport under pressure the crude charged with its gas. The CO 2 which substantially reduces the viscosity of the heavy oil advantageously replaces a fluxing agent.
  • Comparative tests were conducted in the laboratory on oil-impregnated rock cores selected and adapted to represent a cracked reservoir. They have been placed in a containment cell associated with a pressurized fluid circulation system, of the same type for example as those described by patents FR 2,708,742 (US 5,679,885) or FR 2,731,073 (US 5,679,885) to the applicant. and subjected to various sweep tests by a gas phase under the gas saturation or supersaturation conditions set forth above. These tests have demonstrated the effectiveness of the process according to the present invention.

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Description

  • La présente invention concerne un procédé de récupération assistée d'hydrocarbures par injection combinée d'eau et de gaz dans un gisement.
  • Le procédé selon l'invention trouve des applications notamment pour améliorer le déplacement des fluides pétroliers vers les puits producteurs et de ce fait accroître le taux de récupération des fluides valorisables, huile et gaz, initialement en place dans le massif rocheux.
    • ART ANTERIEUR
  • Il existe de nombreux procédés de type dits primaire secondaire ou tertiaire pour récupérer des hydrocarbures dans des gisements, un exemple est décrit dans le brevet US-4 763 730.
  • La récupération est dite primaire quand les fluides pétroliers sont produits sous la seule action de l'énergie présente in situ. Cette énergie peut résulter de la détente des fluides sous pression dans le gisement : détente de l'huile saturée ou non en gaz, expansion d'un chapeau de gaz au-dessus du gisement d'huile, ou d'un plan d'eau actif. Au cours de cette phase, si la pression dans le gisement descend au-dessous du point de bulle de l'huile, la phase gazeuse issue de l'huile contribuera à augmenter le taux de récupération. La récupération par drainage naturel dépasse rarement 20% des fluides initialement en place pour des huiles légères et est souvent inférieure à cette valeur pour les gisements d'huiles lourdes.
  • Des méthodes de récupération secondaires sont utilisées pour éviter une baisse de pression trop importante dans le gisement. Le principe de ces méthodes consiste à apporter au gisement une énergie extérieure. Pour ce faire, des fluides sont injectés dans le gisement par un ou plusieurs puits injecteurs afin de déplacer les fluides pétroliers valorisables (ci-après désignés par " huile ") vers des puits de production. L'eau est fréquemment utilisée comme fluide de déplacement. Toutefois son efficacité est limitée. Une grande partie de l'huile reste en place du fait que notamment sa viscosité est supérieure à celle de l'eau. En outre, l'huile reste piégée dans les rétrécissements de pores de la formation en raison de la forte différence de tension interfaciale entre elle et l'eau. Enfin, le massif rocheux est fréquemment hétérogène. Dans ce contexte, l'eau injectée empruntera les chemins de plus grandes perméabilités pour atteindre les puits producteurs, en laissant de larges massifs d'huile non balayés. Ces phénomènes induisent une perte importante de récupération.
  • Un gaz sous pression peut également être injecté dans un gisement à des fins de récupération secondaire, le gaz a la propriété bien connue de déplacer des quantités non négligeables de pétrole. Toutefois, si la formation est hétérogène, le gaz étant beaucoup moins visqueux que l'huile et l'eau en place, il traversera le massif rocheux en n'empruntant que quelques chenaux les plus perméables et arrivera rapidement aux puits producteurs sans avoir l'effet de déplacement attendu.
  • Il est également connu de combiner des injections d'eau et de gaz suivant une méthode dite de WAG pour " Water Alternate Gas ". Selon cette méthode, l'eau et le gaz sont injectés successivement tant que les fluides pétroliers sont produits dans des conditions économiques. Le rôle des bouchons d'eau est de réduire la mobilité du gaz et accroître la zone balayée. De nombreuses améliorations de cette technique sont proposées : l'ajout de tensioactifs à l'eau afin de décroître la tension interfaciale eau - huile, l'ajout d'agent moussant dans l'eau : la mousse formée en présence du gaz réduira de façon significative la mobilité de ce dernier. Une telle méthode est par exemple décrite dans le brevet US N° 3,893,511. Par le brevet FR 2,735,524 du demandeur, on connaît également un procédé amélioré consistant à additionner à au moins un des bouchons d'eau injectés en alternance un agent diminuant la tension interfaciale entre l'eau et le gaz. Sous l'effet de cet agent, de l'alcool par exemple, l'huile ne peut s'étaler sur le film d'eau recouvrant le massif rocheux. L'huile reste sous forme de gouttelettes qui freinent le déplacement du gaz. Par le brevet FR 2 764 632 du demandeur, on connaît également un procédé comportant l'injection alternée de bouchons de gaz et de bouchons d'eau dans lequel au moins un des bouchons d'eau est additionné de gaz sous pression à la fois soluble dans l'eau et dans l'huile. L'étape de production comporte le relâchement de la pression régnant dans le gisement, de manière à générer des bulles de gaz qui vont chasser les hydrocarbures des pores du massif rocheux.
  • Ces techniques de récupération secondaire conduisent à des taux de récupération de 25 à 50% de l'huile initialement en place.
  • La récupération tertiaire a pour objectif d'améliorer ce taux de récupération, quand la saturation résiduelle en huile est atteinte. On regroupe sous cette appellation l'injection dans le réservoir de gaz miscible, de micro émulsion, ou de vapeur ou encore la combustion in situ.
  • La définition de ces techniques de récupération primaire, secondaire et tertiaire comme leur application chronologique lors de la mise en production d'un réservoir, datent de quelques années. On assiste actuellement à la mise en place de techniques de maintien de pression dès le début d'exploitation des réservoirs et d'injection de fluides antérieurement qualifiés de tertiaires avant un déclin prononcé de la pression initiale du réservoir.
  • Plus de 30 % des champs d'hydrocarbures mis en production contiennent des composés acides tels que CO2 et H2S. L'exploitation de ces champs nécessite la mise en place de procédés de traitement permettant de séparer les gaz valorisables des gaz acides. Le dioxyde de carbone issu de ces installations, est fréquemment rejeté à l'atmosphère, augmentant les perturbations climatiques et l'effet de serre. La gestion de l'hydrogène sulfuré est problématique de par la grande toxicité de ce gaz. Il sera généralement transformé en soufre solide par une chaîne Claus. Ce procédé demande un investissement élevé qui n'est pas rentabilisé à une époque où la production mondiale de soufre solide excède les besoins. La réinjection de ces gaz acides dans le gisement après solubilisation complète ou partielle dans une phase aqueuse, qui peut être tout ou partie de l'eau de production, de l'eau douce ou une saumure issue d'une nappe phréatique, de l'eau de mer ou autre, présente un double intérêt : se débarrasser des gaz acides à faible coût sans rejet atmosphérique polluant et accroître la productivité du réservoir.
    • DEFINITION DE L'INVENTION
  • Le procédé de récupération assistée d'un fluide pétrolier produit par un gisement selon l'invention vise, par une injection combinée d'une phase aqueuse et de gaz venant d'une source extérieure ou, dans la mesure du possible, au moins en partie de gaz acides provenant des effluents issus du gisement lui-même, à augmenter le taux de récupération des hydrocarbures.
  • Le procédé comporte l'injection continue par un puits d'injection d'un fluide de balayage constitué d'une phase aqueuse additionnée de gaz au moins partiellement miscible dans l'eau et dans le fluide pétrolier, avec un contrôle permanent en tête du puits d'injection, du rapport des débits de cette phase aqueuse et de gaz formant le fluide de balayage pour que, en fond du puits d'injection, le gaz y soit en état de saturation ou de sursaturation.
  • Le fluide de balayage peut être formé soit en fond de puits avec acheminement séparé des constituants jusqu'à la zone d'injection, soit en tête de puits.
  • On peut utiliser un moyen disposé dans le puits d'injection pour créer une perte de charge tel qu'une vanne ou une restriction de conduit et ainsi augmenter le taux de dissolution du gaz dans l'eau. Un garnissage placé dans le puits d'injection afin de mélanger intimement le gaz et la phase aqueuse du fluide de balayage, augmente également la perte de charge et le taux de dissolution.
  • Suivant un mode de mise en oeuvre, on utilise une pompe polyphasique de type rotodynamique par exemple pour comprimer le gaz, pressuriser la phase aqueuse et former un mélange intime entre cette phase aqueuse et de gaz sous pression avant de l'injecter dans le puits d'injection.
  • Pour bien s'assurer que le gaz est au moins en condition de saturation (et de préférence en sursaturation en fond de puits), on utilise de préférence des données produites de capteurs d'état en fond de puits (capteurs de pression, capteurs de température, etc., installés à demeure) pour contrôler que le gaz du fluide de balayage est au moins en état de complète saturation
  • Le gaz dans le fluide de balayage contient au moins un gaz acide tel que du dioxyde de carbone et / ou de l'hydrogène sulfuré et éventuellement, dans des proportions variables, d'autre gaz : du méthane, de l'azote, etc. Ces gaz peuvent être prélevés dans les effluents issus d'un gisement, opération réalisée par une unité de traitement adaptée à les séparer d'autres gaz valorisables par ailleurs ou bien provenir d'unités chimiques ou d'unités thermiques brûlant de la lignite, du charbon, du fioul, du gaz naturel etc.
  • La phase aqueuse utilisée pour former le fluide de balayage peut être par exemple de l'eau issue d'un gisement souterrain (une nappe phréatique par exemple ou une saumure produite durant l'exploitation d'un gisement) ou tout autre eau facilement disponible (eau de mer).
  • Suivant un autre mode de mise en oeuvre, on ajoute à la phase aqueuse un additif tensioactif pour y favoriser la dispersion du gaz et/ou un ou plusieurs additifs pour augmenter la solubilité du gaz dans le fluide de balayage.
  • Suivant un autre mode de mise en oeuvre, le fluide de balayage est injecté par exemple dans un ou plusieurs puits de fort déport, horizontaux ou de géométrie complexe localisé par exemple à la base du gisement et le fluide pétrolier est produit par exemple par un ou plusieurs puits déviés ou de géométrie complexe pouvant être localisé au toit du gisement.
  • Le procédé peut être mis en oeuvre dès le début de l'exploitation du gisement. La phase aqueuse injectée préférentiellement en périphérie de la zone productrice, balaie le milieu poreux contenant les hydrocarbures à récupérer. Dans les premiers temps de cette circulation, le dioxyde de carbone, beaucoup plus soluble dans l'huile que dans l'eau injectée, passe du fluide de balayage au fluide pétrolier provoquant son gonflement et diminuant sa viscosité. Ces deux phénomènes favorisent un accroissement de la récupération des hydrocarbures en place. Lorsque le fluide approche des puits de production, sa pression chute, sous l'effet conjugué des pertes de charges liées à l'écoulement et de la déplétion naturelle du gisement. Si la pression est inférieure à la pression de bulle de l'eau contenant le gaz solubilisé, des bulles de gaz vont se former par nucléation dans les pores du massif rocheux, en chassant l'huile qui s'y trouve vers les zones les plus perméables où elle sera balayée. Ce dernier phénomène non seulement accroît le taux de récupération global de l'huile en place mais diminue le temps nécessaire pour atteindre un taux de récupération donné.
  • L'invention concerne également un système de récupération assistée d'un fluide pétrolier extrait d'un gisement, par injection continue dans le gisement d'un fluide de balayage constitué d'une phase aqueuse additionnée de gaz au moins partiellement miscible dans la phase aqueuse et dans le fluide pétrolier, qui comporte un ensemble de conditionnement du fluide de balayage et une unité de contrôle permanent de l'ensemble de conditionnement adapté à contrôler le rapport des débits de cette phase aqueuse et de gaz formant le fluide de balayage parvenu en fond de puits, pour que le gaz y soit en état de saturation ou de sursaturation. De préférence, le système comporte des capteurs d'état disposés dans la zone d'injection pour mesurer des paramètres thermodynamiques et reliés à l'unité de contrôle.
  • D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de mise en oeuvre, en se référant aux dessins annexés où :
    • la Fig.1 montre un premier mode de mise en oeuvre du procédé où le fluide de balayage est formé en fond de puits dans la zone d'injection ;
    • la Fig.2 montre un deuxième mode de mise en oeuvre du procédé où le fluide de balayage est formé en surface ; et
    • la Fig.3 montre un mode de mise en oeuvre où le gaz dans le fluide de balayage, est constitué de fractions acides de gaz issus du sous-sol ou produits par des unités de traitement chimiques ou d'unités thermiques brûlant des matériaux divers.
    Description détaillée :
  • Le procédé de récupération faisant l'objet de la présente invention comprend quatre étapes :
    • 1. La préparation du fluide de balayage.
  • Bien que ceci ne soit pas limitatif, on utilise de préférence des gaz facilement disponibles non valorisés par ailleurs tels que le dioxyde de carbone CO2 ou le sulfure d'hydrogène. SH2.
  • Le dioxyde de carbone mélangé à la phase aqueuse (ci-après désignée par eau) réagit suivant la réaction équilibrée :

            CO 2 + H 2 O ↔ H 2 CO 3

    donnant de l'acide carbonique. La solubilité du dioxyde de carbone dans l'eau dépend de la salinité de l'eau, de la température et de la pression. Le taux de dissolution du CO2 augmente avec la pression et diminue avec la température. Dans le domaine de pression et température rencontré pour les applications d'injection, typiquement une pression variant de 7,5·106 Pa à 30·106 Pa (75 à 300 bars) et une température variant de 50 à 100°C, l'effet de la pression est prépondérant. En d'autres termes, le taux de dissolution du dioxyde de carbone au fond d'un puits d'injection est supérieur au taux de dissolution en surface et ce malgré l'augmentation de température due au gradient géothermal.
  • A des pressions inférieures à 10·106 Pa (100 bars), le CO2 se dissout moins dans l'eau salée que dans l'eau pure. A une pression supérieure, la salinité affecte beaucoup moins la solubilité du gaz. Dans l'eau pure, sous une pression de 150 bars (15Mpa) et pour une température de 70 °C, la solubilité du CO2 sera d'environ 4.5% poids (45 kg de CO2 sont dissous dans 1 m3 d'eau). La dissolution du gaz acide dans l'eau entraîne une augmentation de sa viscosité, ce qui améliore le rapport de mobilité eau / huile. Le taux de dissolution de l'hydrogène sulfuré dans l'eau est supérieur, approximativement d'un facteur 2, à celui du dioxyde de carbone, quelles que soient la température, la pression et la composition de la phase aqueuse. À titre d'exemple, sous une pression de 15·106 Pa (150 bars)et pour une température de 70°C, la solubilité de l'H2S sera d'environ 8.3% poids (83 kg de H2S sont dissous dans 1 m3 d'eau). Les gaz acides issus de la production pétrolière contiennent majoritairement du dioxyde de carbone, c'est la solubilité de ce gaz qui sera limitative quand le mélange sera dissous dans un fluide aqueux.
    • 2. Injection du fluide de balayage
  • Un point important qui rend le procédé selon l'invention particulièrement efficace dans le balayage d'un gisement, c'est que le fluide de balayage est injecté de telle sorte qu'en fond de puits, dans la zone d'injection, la solution d'eau injectée soit au moins saturée et de préférence sursaturée en gaz.
  • Les volumes de gaz acides et d'eau susceptibles d'être réinjectés dans le gisement peuvent être disponibles dans un ratio très supérieur au rapport de solubilité du gaz acide dans l'eau. Ce ratio peut évoluer au cours de l'exploitation ou au gré des contraintes de production. L'augmentation de la pression en fond de puits d'injection est partiellement compensée par une augmentation de la température liée au gradient géothermal. Toutefois, l'effet de la pression est généralement plus important, d'autant plus que le fluide injecté n'atteint pas en écoulement les conditions d'équilibre thermique.
  • Pour que cette condition de saturation ou de sursaturation en fond de puits soit respectée en permanence, on va'donc utiliser un système d'injection qui peut être disposé tout entier en surface ou bien comporter aussi des éléments en fond de puits.
  • Suivant le mode de mise en oeuvre schématisé à la Fig.1, le fluide de balayage est produit par un ensemble de conditionnement PA et ses constituants, amenés séparément dans la zone d'injection en fond de puits. Le gaz est comprimé par un compresseur 1 et injecté par un tube d'injection 2 jusqu'au fond du puits d'injection IW, alors que l'eau issue d'une pompe 3, est injectée dans l'espace annulaire 4 entre le cuvelage et le tube d'injection 1. Le mélange entre les deux phases s'effectue sous la garniture d'étanchéité 5 au droit de la zone d'injection. Les pressions d'injection du compresseur 1 et de la pompe 3 sont déterminées par un dispositif de contrôle 6.
  • Suivant un mode de réalisation préféré, l'injection de gaz requérant une forte pression en tête de puits, on préfère réaliser le mélange en surface avant de l'injecter. Cette injection simultanée permet d'accroître le poids de la colonne liquide dans le puits d'injection, et de réduire sensiblement la pression de gaz nécessaire. Pour obtenir la condition requise de saturation et de préférence de sursaturation en fond de puits, il faut que le mélange réalisé en tête de puits soit fortement sursaturé en gaz acides et particulièrement homogène, le gaz étant dispersé dans la phase liquide.
  • On peut utiliser à cet effet (Fig.2) un dispositif de compression et pompage conventionnel connu des spécialistes, pour l'injection du fluide de balayage en condition de saturation ou sursaturation en fond de puits. Dans ce cas, les gaz acides sont comprimés dans un compresseur 1 par étapes successives et refroidis entre deux sections de compression. En parallèle, l'eau est pressurisée par une pompe 3 à une pression égale à celle appliquée par le compresseur 1. Le gaz et le liquide sont ensuite introduits dans un mélangeur statique ou dynamique 7 ayant une efficacité suffisante pour permettre la dispersion totale du gaz dans le liquide. En aval du mélangeur 7, le mélange peut être comprimé par une pompe supplémentaire 8 pour permettre, soit la dissolution d'une quantité supplémentaire de gaz, soit l'injection du fluide de balayage dans le puits IW. Les gaz acides, chauffés au cours de la compression, peuvent par exemple être refroidis, au moyen d'échangeurs de chaleur (non représentés) avant leur introduction dans le mélangeur 7 de façon à favoriser leur dissolution.
  • Une pompe polyphasique de type rotodynamique peut avantageusement remplacer une chaîne conventionnelle de réinjection et remplir les trois fonctions : comprimer le gaz, pressuriser la phase liquide et mélanger intimement les deux phases. Une pompe polyphasique rotodynamique convenant pour ce type d'application, est décrite dans les brevets FR 2 665 224 (US 5 375 976) du demandeur ou FR 2 771 024 du demandeur. De par sa conception, ce type de pompe peuvent injecter dans un puits un mélange diphasique composé d'eau carbonatée saturée et d'un excès de dioxyde de carbone gazeux sans problème de cavitation.
  • Il est également possible d'introduire une perte de charge supplémentaire dans la conduite d'injection sous forme d'une vanne de laminage ou d'une restriction du conduit d'injection. Suivant un mode particulier de mise en oeuvre, on place également un garnissage dans le puits d'injection IW pour d'améliorer le mélange des constituants tout en induisant une perte de charge supplémentaire.De préférence, on utilise dans l'un et l'autre cas des capteurs d'état (non représentés) descendus jusqu'en fond de puits, dans la zone d'injection, pour mesurer différents paramètres thermodynamiques : pressions, températures etc., et reliés au dispositif de contrôle 6. Un système de transmission adapté à transmettre en surface des signaux issus de capteurs permanents installés à demeure dans des puits pour surveiller un gisement, et notamment de capteurs d'état permettant de connaître par exemple les températures et pressions régnant en fond de puits, est décrit notamment dans le brevet US 5,363,094 du demandeur. Le dispositif de contrôle 6 ajuste les débits et leur ratio dans ce cas en fonction des conditions régnant in situ.
  • Suivant le mode de mise en oeuvre schématisé à la Fig.3, le système est adapté à former un mélange saturé ou sursaturé au moins en partie à par recombinaison contrôlée d'effluents pompés hors du gisement par un ou plusieurs puits de production du gisement PW. Ces effluents comprennent généralement une phase liquide constituée d'eau et d'huile, et une phase gazeuse. Les effluents passent donc dans un séparateur eau-huile-gaz S1. La phase gazeuse, éventuellement complétée par des apports extérieurs, traverse un séparateur S2 destiné à séparer les gaz récupérables par ailleurs pour d'autres applications, des gaz acides que l'on veut recycler. L'eau issue du séparateur S1, est ensuite recombinée avec les gaz acides récupérés dans un dispositif M de mélange contrôlé, de manière à former le mélange saturé ou sursaturé dans les conditions régnant en fond de puits.
  • Si la pression nécessaire pour injecter le fluide dans le massif poreux est inférieure à la pression de liquéfaction du CO2, une phase liquide et une phase gazeuse seront présentes dans le puits d'injection. L'utilisateur doit veiller à ce que la dispersion du gaz soit maximale et que les bouchons de gaz circulant dans le puits d'injection soient entraînés par la colonne liquide en fond de puits, en d'autres termes que la vitesse liquide soit supérieure à la vitesse de remontée des bouchons gazeux afin d'éviter la ségrégation dans le puits d'injection.
  • Il est également possible que la pression nécessaire pour injecter le fluide dans le massif poreux, soit supérieure à la pression de liquéfaction du CO2. Le gaz liquéfié sera intimement mélangé à l'eau et une émulsion formée de fines gouttelettes de gaz liquéfié dans l'eau sera alors injectée.
  • De préférence, on ajoute à la phase aqueuse une faible proportion d'agent tensioactif favorisant la dispersion des bulles de gaz. Pour réduire l'excès de gaz par rapport aux conditions de saturation prévalant en surface, il est intéressant d'augmenter la solubilité du dioxyde de carbone dans l'eau en ajoutant dans cette dernière des additifs favorisant sa dissolution tels que du monoéthanol amine, de la diéthanol amine, de l'ammoniac, du carbonate de sodium, du carbonate de potassium, de l'hydroxyde de sodium ou de potassium, des phosphates de potassium, de la diamino-isopropanol, du méthyl diéthanol amine, du tri-éthanol amine et autres bases faibles. La concentration de ces additifs dans l'eau peut varier de 10 à 30 % en poids. On vérifie qu'un agent de solubilité tel que le mono-éthanol amine ajouté à de l'eau dans la proportion de 15% en poids, augmente par exemple d'un facteur 7 la solubilité du CO2 dans l'eau. Les puits d'injection peuvent être des puits verticaux ou horizontaux. En règle générale, si le réservoir est peu épais, il peut être avantageux de mettre en oeuvre l'injection d'eau carbonatée dans des puits de fort déport ou dans des puits horizontaux. La phase aqueuse peut être injectée à la base du réservoir à drainer au moyen d'un ou de plusieurs puits horizontaux et la phase hydrocarbure liquide peut être soutirée au toit du réservoir au moyen d'un ou plusieurs puits horizontaux. Pour des réservoirs de forte épaisseur les puits d'injection et de production seront verticaux, et le balayage des hydrocarbures en place sera parallèle aux limites du réservoir. Des puits de géométrie plus complexe peuvent être utilisés sans sortir du cadre de la présente invention.
    • 3. Balayage du réservoir
  • Le principe de récupération selon l'invention permet de fournir au gisement une énergie supplémentaire. Les bénéfices de l'injection simultanée d'eau et de gaz acides sont nombreux.
  • L'eau carbonatée solubilise les carbonates solubles présents dans la roche, calcite et dolomite, en formant des bicarbonates solubles selon les réactions :

            Ca CO 3 + H 2 CO 3 ↔ Ca (HCO 3 ) 2

            Mg CO 3 + H 2 CO 3 ↔ Mg (HCO 3 ) 2
  • Cette dissolution partielle des carbonates provoque une augmentation de la perméabilité du milieu poreux, qu'il s'agisse d'un grès, dans lequel la dissolution va attaquer les ciments et dépôts calciques fréquemment présents autour des grains de quartz, ou d'une formation calcaire dans laquelle la connexion poreuse sera améliorée. Le gain de perméabilité résultant de la dissolution des carbonates peut être notable, comme il est bien connu des spécialistes.
  • Il est également connu que l'eau carbonatée prévient le gonflement des argiles fréquemment présentes dans les réservoirs pétroliers. Cet effet est particulièrement sensible pour les argiles dont l'ion de base est le sodium. La dissolution du calcium a aussi une influence sur la stabilisation des argiles à ions sodium par le remplacement du sodium par le calcium qui donne des argiles plus stables résistant à l'écoulement sans se déliter et colmater le milieu poreux.
  • La viscosité de l'eau augmente lorsque le CO2 s'y dissout. Le volume de cette eau carbonatée augmente de 2 à 7% selon la concentration de gaz dissous et sa masse volumique diminue légèrement. L'effet global de la diminution du contraste de masse volumique entre l'eau et l'huile réduit les risques de ségrégation par gravité. En même temps, le rapport de mobilité eau / huile est amélioré par la diminution du rapport des viscosités huile / eau. Ces faits contribuent à améliorer sensiblement l'efficacité du balaye de l'huile par l'eau.
  • Le dioxyde de carbone est beaucoup moins soluble dans l'eau que dans les huiles de gisement. Cette solubilité est fonction de la pression, la température et les caractéristiques de l'huile. Sous certaines conditions, le dioxyde de carbone peut être partiellement ou totalement miscible avec les hydrocarbures. Lorsqu'il est injecté dans le gisement sous forme d'eau carbonatée, le dioxyde de carbone va passer préférentiellement de l'eau à l'huile.
  • La dissolution du dioxyde de carbone dans l'huile provoque un accroissement important de son volume. Pour un même taux de dissolution du dioxyde de carbone, ce phénomène sera plus sensible pour les huiles légères que pour les huiles lourdes.
  • La dissolution du dioxyde de carbone dans l'huile provoque également une diminution de sa viscosité. Cette diminution sera plus importante quand la quantité de CO2 augmentera. Une huile ayant initialement une forte viscosité sera plus sensible au phénomène. A titre d'exemple, une huile de densité 12.2 API (0.99 g/cm3) et ayant une viscosité de 900 mPa.s à pression ambiante et une température de 65°C verra sa viscosité diminuer à 40 mPa.s sous une pression de 150 bars de CO2. Dans des conditions identiques une viscosité d'une huile de densité 20 API (0.93 g/cm3), chutera de 6 à 0.5 mPa.s.
  • Le gonflement de l'huile comme la baisse de sa viscosité, favorise un accroissement de la récupération des hydrocarbures initialement en place dans le gisement. Ils permettent également d'accélérer le processus de récupération des hydrocarbures.
  • L'eau carbonatée est au moins saturée en CO2 lors de son injection dans le réservoir. Dans le milieu poreux, la pression du fluide injecté va chuter à cause des pertes de charge liées à l'écoulement. Quand la pression sera inférieure à la pression de bulle de l'eau contenant le gaz solubilisé, du gaz sera libéré. La nucléation des bulles de dioxyde de carbone va se produire de préférence au contact de la roche et spécifiquement dans les zones présentant une forte concentration d'interfaces roche / liquides. Ces zones correspondent aux massifs de faible perméabilité ; le grossissement et la migration des bulles de gaz vont chasser l'huile se trouvant piégée dans les pores de faible diamètre de la roche. Ce phénomène augmente sensiblement le taux des hydrocarbures mobilisés lors de la production.
  • Le procédé de récupération tel qu'il est décrit ci-dessus, trouve une application avantageuse lors de la mise en production de gisement présentant un double système de porosité tel que les gisements fissurés. Une représentation simple de ces gisements est un ensemble de blocs de roche de taille décimétriques ou métriques présentant des pores de faibles diamètres et saturés en huile, reliés entre eux par un réseau de fissures offrant un passage à l'écoulement des fluides de quelques dizaines de micromètres en moyenne.
  • On peut typiquement distinguer deux types de réservoirs fissurés : les réservoirs dont la roche est mouillable à l'eau, et les réservoirs de mouillabilité intermédiaire ou mouillable à l'huile (par exemple certains massifs rocheux carbonatés).
  • Lorsque ces réservoirs sont soumis à une injection d'eau dans le cadre de la récupération améliorée des effluents pétroliers, l'eau va préférentiellement envahir les fissures. L'eau aura ensuite tendance à imbiber les blocs de faible perméabilité en en chassant l'huile piégée dans les pores vers le réseau de fissures. Si le réservoir est mouillable à l'eau, l'imbibition se fera sous l'effet des forces capillaires et de la gravité. Si le réservoir est mouillable à l'huile, seule la gravité favorisera le phénomène d'imbibition.
  • Quand de l'eau carbonatée est injectée dans le milieu fissuré, dans le cas d'un réservoir mouillable à l'eau, le déplacement de l'huile par imbibition dans des blocs de faible porosité est suivi par l'expansion du gaz carbonique quand la pression sera inférieure à la pression de bulle de l'eau carbonatée. Le développement de bulles de gaz piégées dans les massifs de faible perméabilité induit une récupération d'huile considérablement accrue.
  • Dans le cas d'un réservoir de faible mouillabilité intermédiaire à l'eau ou mouillable à l'huile, le phénomène d'imbibition par l'eau sera moins efficace, les forces capillaires n'étant pas favorables au déplacement de l'huile par l'eau. Le dioxyde de carbone libéré lors de la déplétion remplace très avantageusement l'eau et envahit les blocs matriciels.
  • L'exploitation du gisement peut comprendre des cycles d'injection et de déplétion. Pendant la période d'injection, la production sera arrêtée ou diminuée alors que l'injection d'eau carbonatée sera maintenue, afin de faire remonter la pression dans le réservoir au-delà de la pression de bulle de l'eau et de ce fait augmenter la concentration de dioxyde de carbone disponible. Cette période d'injection sera suivie d'une période de production et de déplétion partielle du gisement.
    • 4. Production
  • Au cours du temps les hydrocarbures produits présentent des concentrations croissantes de gaz acides. Comme on l'a vu plus haut, ces gaz sont avantageusement séparés du gaz valorisable par ailleurs et réinjectés dans le gisement. Si les unités de traitement de gaz et de raffinage sont proches des puits producteurs, le gaz et l'huile seront séparés par détentes successives dans des ballons séparateurs S1, S2 (Fig.3) localisés près de la zone de production. Si l'unité de raffinage d'un brut lourd est éloignée de la zone de production, il est possible de transporter sous pression le brut chargé de son gaz. Le CO2 qui diminue sensiblement la viscosité de l'huile lourde remplace avantageusement un agent fluxant.
  • Des essais comparatifs ont été menés en laboratoire sur des carottes de roche imprégnés d'huile choisies et adaptées pour représenter un réservoir fissuré. Elles ont été placées dans une cellule de confinement associés à un système de circulation de fluides sous pression, du même type par exemple que celles décrites par les brevets FR 2 708 742 (US 5,679,885) ou FR 2.731.073 (US 5,679,885) du demandeur et soumises à différents tests de balayage par une phase gazeuse dans les conditions de saturation ou de sursaturation en gaz énoncées plus haut. Ces essais ont permis de démontrer toute l'efficacité du procédé selon la présente invention.
  • A température égale, on a vérifié qu'une concentration croissante de CO2 dans l'eau carbonatée, induisait une forte augmentation de la récupération de l'huile en place. Cette augmentation est très sensible quand le fluide de balayage est sursaturé en gaz.

Claims (19)

  1. Procédé de récupération assistée d'un fluide pétrolier produit par un gisement, comportant l'injection continue dans le gisement, par un puits d'injection (IW), d'un fluide de balayage constitué d'eau additionnée de gaz au moins partiellement miscible dans une phase aqueuse et dans le fluide pétrolier, caractérisé en ce qu'il comporte un contrôle permanent en tête du puits d'injection, du rapport des débits de la phase aqueuse et de gaz formant le fluide de balayage pour que le gaz y soit en état de saturation ou de sursaturation au fond du puits d'injection.
  2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on forme le fluide de balayage par mélange en fond de puits du gaz avec la phase aqueuse.
  3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on forme le fluide de balayage par mélange en tête de puits du gaz avec la phase aqueuse.
  4. Procédé selon l'une des revendications 2 ou 3, caractérisé en ce que l'on utilise un moyen de contrôle disposé dans le puits pour augmenter le taux de dissolution du gaz dans la phase aqueuse.
  5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'il comporte l'utilisation d'un garnissage placé dans le puits d'injection afin de mélanger intimement le gaz et la phase aqueuse du fluide de balayage.
  6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu'il comporte l'utilisation d'une pompe polyphasique pour former un mélange intime entre la phase aqueuse et de gaz et l'injecter dans le puits d'injection.
  7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu'il comporte l'utilisation des données de capteurs d'état en fond de puits pour contrôler que le gaz du fluide de balayage est au moins en état de saturation.
  8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le gaz dans le fluide de balayage contient au moins un gaz acide tel que du dioxyde de carbone et / ou de l'hydrogène sulfuré.
  9. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte l'utilisation d'un dispositif de traitement adapté à extraire des effluents issus d'un gisement, au moins une partie du gaz dans le fluide de balayage.
  10. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'il comporte l'utilisation d'effluents gazeux issus d'unités chimiques ou thermiques pour former au moins une partie du gaz dans le fluide de balayage.
  11. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'on utilise de l'eau issue d'un gisement souterrain pour injectée peut être tout ou partie une phase aqueuse associée à la production d'hydrocarbures.
  12. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'on ajoute un additif tensioactif à la phase aqueuse pour y favoriser la dispersion du gaz.
  13. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'on ajoute à la phase aqueuse au moins un additif pour augmenter la solubilité du gaz dans le fluide de balayage.
  14. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'injection d'eau carbonatée est réalisée dans des puits de fort déport, horizontaux ou de géométrie complexe.
  15. Procédé selon la revendication 14, caractérisé en ce que l'injection du fluide de balayage est réalisée dans au moins un puits de fort déport, horizontal ou de géométrie complexe localisé à la base du gisement.
  16. Procédé selon l'une des revendications 1 à 14, caractérisé en ce que la récupération du fluide pétrolier est réalisée dans au moins un puits dévié ou de géométrie complexe.
  17. Procédé selon la revendication 16, caractérisé en ce que chaque puits dévié ou de géométrie complexe est localisé au toit du gisement.
  18. Système de récupération assistée d'un fluide pétrolier extrait d'un gisement, par injection continue dans le gisement d'un fluide de balayage constitué d'une phase aqueuse additionnée de gaz au moins partiellement miscible dans cette phase aqueuse et dans le fluide pétrolier, comportant un ensemble de conditionnement (PA) du fluide de balayage et une unité (6) de contrôle permanent de l'ensemble de conditionnement adapté à contrôler le rapport des débits de la phase aqueuse et de gaz formant le fluide de balayage parvenu en fond de puits, pour que le gaz y soit en état de saturation ou de sursaturation.
  19. Système de récupération assistée selon la revendication 18, caractérisé en ce qu'il comporte des capteurs d'état disposés dans la zone d'injection pour mesurer des paramètres thermodynamiques et reliés à l'unité de contrôle (6).
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