FR2495218A1 - Procede pour l'exploitation de gisements de petrole au moyen d'anhydride carbonique et/ou d'un milieu contenant de l'anhydride carbonique et/ou d'un autre milieu gazeux et par injection d'eau - Google Patents
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Abstract
L'invention concerne un procédé pour l'exploitation de gisements de pétrole au moyen d'anhydride carbonique et/ou de milieux contenant de l'anhydride carbonique et/ou d'autres milieux gazeux et par injection d'eau. Avant injection du gaz, on injecte un fluide moussant synthétique en vue d'augmenter le facteur volumétrique d'injection de la réserve pétrolifère, on injecte ensuite du gaz pour mobiliser l'huile en injectant simultanément des agents mouillants, puis comme étape finale on injecte de l'eau et/ou de l'eau contenant de l'anhydride carbonique après l'injection de gaz. Application à l'exploitation des gisements de pétrole.
Description
La présente invention concerne un procédé d'exploitation du pétrole utilisable pour augmenter le facteur volumétrique d'injection dans des reserves non homogenes, tandis que dans des reserves homogènes ou non homogènes, qui sont déjà huileuses initialement ou deviennent huileuses par l'adsorption de constituants actifs de poids moléculaire élevé (ci-après : asphaltènes et résines) se séparant de l'huile en raison de la dissolution de gaz après l'injection du gaz, le procédé a pour résultat l'accroissement simultané du facteur volumétrique d'injection et du facteur microscopique d'extraction, permettant ainsi d'augmenter l'efficacité de l'exploitation.
On connaît plusieurs variantes des procèdes d'extraction du pétrole par l'anhydride carbonique dans lesquelles, pour augmenter l'extraction du pétrole, on injecte dans les réserves pétrolières, notamment les roches réservoir contenant du pétrole
a) de l'eau contenant de l'anhydride carbonique,
b) un bouchon d'anhydride carbonique liquéfié et de l'eau contenant de l'anhydride carbonique ou de l'eau,
c) de l'anhydride carbonique gazeux, ou un boucnon de gaz contenant de l'anhydride carbonique, et de l'eau ou de l'eau contenant de l'anhydride carbonique.
a) de l'eau contenant de l'anhydride carbonique,
b) un bouchon d'anhydride carbonique liquéfié et de l'eau contenant de l'anhydride carbonique ou de l'eau,
c) de l'anhydride carbonique gazeux, ou un boucnon de gaz contenant de l'anhydride carbonique, et de l'eau ou de l'eau contenant de l'anhydride carbonique.
Quand on injecte l'anhydride carbonique avec de l'eau, le C02 comme ingrédient actif assurant l'ex- traction d'huile en excès peut être introduit dans la roche réservoir dans une proportion limitée par la so lubilité du C02 dans l'eau, en conséquence l'injection d'une très grande quantité d'eau contenant du C02 peut devenir nécessaire pour que l'on obtienne un effet satisfaisant. Cela limite sérieusement les possibilités d'application.
Le C02 liquide peut être utilisé seulement dans les reserves dans lesquelles la température de la couche est inférieure à la température critique de C02 (31,50C), ce qui limite extr8mement les possibilités d'application.
L'injection du C02 gazeux ou de gaz naturel contenant du C02, d'un gaz contenant du C02 obtenu comme sous-produit industriel ou d'autres milieux gazeux peut conduire à de très bons résultats dans le cas d'une pression et d'une température appropriées de la couche, résultats qui sont évidents dans les exemples des applications domestiques et étrangères.
Le brevet hongrois nO 167 349 et le brevet autrichien nO 331 746 sont cités comme exemples pour les diverses applications de C02 et d'autres milieux gazeux, brevets selon lesquels on utilise C02 ou des gaz naturels contenant du C 2 pour des procédés d'exploitation secondaire. Le brevet hongrois nO 167 783 recommande?'injection de divers gaz comme milieux nonmouillants, suivie de l'injection d'eau.
L'utilisation industrielle générale extensive de ces procedes est gênée par le fait que l'efficacité de surface de l'injection de gaz est faible; de plus, durant son injection dans les réserves, le gaz se fraie un passage à travers la couche perméable en raison de l'absence d'homogenéité des réserves, réduisant ainsi également l'efficacité verticale de l'injection. La viscosité du C02 ou des autres gaz est faible par rapport à celle de l'huile dans la réserve, ou leur mobilite est grande.En raison du bas facteur volumétrique d'injection, le C02 ou le az contenant du CO, passe seulement dans une faille proportion de l'espace de la réserve saturée d'huile, ce qui a pour résultat aue l'extraction huile en excès causee par C02 ou par les autres gaz est assurée seulement dans ce volume limité. Ainsi, en dépit du fait que le facteur microscopique d'extraction est elevé - comme dans certains cas les conditions de l'extraction avec mélange partiel ou total sont indiquées - l'extractIon finale de l'huile de la réserve n1 atteint pas la valeur caracteristique de ce procéde d'exploitation.
Il est connu que la dissolution de l'anhydride carbonique et des autres gaz dans l'huile a pour nncon- vénient de réduire la solubilité des asphaltènes et des résines dissous dans l'huile, dont l'absorption accrue détériore les caractéristiques d'ecoulement de l'huile en transformant la roche, la rendant plus oléifère, et en obturant les rétrécissements des pores, dans une mesure qui dépend des propriétés des fluides, de la quantité du C02 ou des autres gaz injectés, de la composition de la matière et de la structure poreuse des zones de la réserve.
L'effet déxavorable mentionné apparaît encore plus quand le gaz utilisé se dissout mieux dans l'huile que le gaz saturant inlr;ial, surtout quand l'effet nuisible se produit dans les couches d'assez faible perméa- bilité, c'est-à-dire dans lesquelles la saturation en huile est encore très forte après l'injection. La transformation oléifere due à la dissolution de COa dans l'huile - comme cela est bien connu - réduit l'efficacité de l'extraction par l'eau et rend défavorable lief- fet d'accroissement de l'extraction de l'huile par la saturation par un gaz libre.
L'effet ci-dessus est prédominant dans le cas où tous ces milieux gazeux, qui durant la dissolution dans l'huile rendentdnstable la solubilité des asphal rênes et des résines, augmlentent la sorption et transforment ainsi la réserve en la rendant huileuse.
L'injection du 002 ou d'un gaz contenant du COa dans des cas où la réserve comporte un important ciel gazeux contenant de l'anhydride carbonique peut rendre douteuse la possibilité de mise en oeuvre du procédé, en raison des coûts supplémentaires pour l'n- tilisation causés par la pollution possible du ciel gazeux par C02.
L'invention a pour but d'éliminer les problèmes mentionnés ci-dessus, assurant ainsi un rendement volumétrique élevé pour le C02 ou les autres gaz et pour l'eau les suivant, et de plus une protection du ciel gazeux contenant des hydrocarbures ainsi qu'un facteur microscopioue d'extraction élevé.
L'invention concerne un procédé pour l'ex- ploitation de ;gisements de pétrole au moyen d'anhiy- dride carbonique et/ou de milieux contenant de l'anhydride carbonique et/ou d'autres milieux gazeux et pat injection d'eau, selon lequel avant l'injection du gaz, comme première étape du procédé, un fluide moussant synthétique, de preférence une solution aqueuse de matières tensio-actives moussantes, est injecté dans la couche commodément par les puits d'injection en vue d'augmenter le facteur volumétrique d'injection de la réserve, dans un cas donné pour empocher la pollution du ciel gazeux par l'anhydride carbonique le fluide moussant est introduit sous le ciel gazeux, sur sa surface limite, cela est suivi de la formation d'une zone de mousse avec l'injection de gaz nécessaire pour la formation de mousse, ensuite on injecte un gaz pour la mobilisation de l'huile d'une manière telle que simul tanément avec l'injection de gaz on injecte dans la couche des agents mouillants appropriés, par exemple la solution aqueuse de matières tensio-actives synthétiques, et le caractère mouillé par l'huile de la roche réservoir causé par l'adsorption des asphaltènes, des résines ou d'autres constituants actifs sur la paroi de la roche, qui devient instable du fait de la dissolution de gaz dans l'huile, est empêché, ou la roche mouillée par l'huile est transformée en une roche mouillée par l'eau, la tension superficielle entre les fluides est reduite et le facteur microscopique d'extraction de l'injection de gaz et celui de l'injection d'eau qui suit sont accrus, dans un cas donné l'agent mouillant du système de dispersion est injecté dans le réservoir pour l'accroissement simultané du rendement volumétrique et du facteur microscopique d'extraction, puis comme étape finale du procédé on injecte de l'eau et/ou de l'eau contenant de l'anhydride carbonique après l'injection de gaz.
Selon un mode de mise en oeuvre préféré du procédé, on utilise comme agents moussants des matières tensio-actives de type ionique ou non-ionique, commodément des produits du type saponine, comme par exemple des éthers d'alcoylphénol-polyéthylèneglycol, le dodécylsulfonate de sodium, un sulfonate sodique d'éther polyglycolique, des polyols de polypropylène-éthylèneoxyde, etc., en solution aqueuse à 0,05 - 5 , de préférence 0,5 - 3 %, de préférence une solution aqueuse à 1 - 5 % des mêmes matières, et/ou une solution aqueuse de mgme concentration de sulfonates de pétrole solubles dans l'huile, et/ou on ajoute des matières tenslo-actives auxiliaires à une concentration de 7 - 8 %, de préférence de 2 - 5 %, par exemple des alcools tertiaires, le procédé étant caractérisé en outre en ce qu'on introduit des électrolytes dans la couche, par exemple une solution de NaCl et/ou de KCl d'une concentration similaire à la teneur en sels de l'eau souterraine existante.
jour emp8cner selon l'invention une pollution du ciel gazeux par l'anhydride carbonique, on injecte un agent moussant à la limite entre le gaz et l'huile et un rideau de mousse est formé, et, en raison de l'é- couleme-nt spontané de gaz dans une direction quelconque, on effectue l'activation en injectant l'agent moussant dans la masse de gaz, ou en soutenant l'effet d'extraction du ciel gazeux, ou par injection de gaz après l'agent moussant, pour assurer l'immobilité de la limite entre le gaz et l'huile et/ou pour empêcher le passage à travers la limite gaz-huile et;ou pour augmenter l'effet d'extraction du ciel gazeux, un rideau de mousse est formé selon l'invention.
La mise en oeuvre efficace du procédé selon l'invention est décrite en détail selon les principes fondamentaux suivants
a) Un bouchon d'eau contenant un agent moussant (commodément une matière tensio-active synthétique) est injecté dans la réserve d'huile non homogène avant l'injection du C02 ou de l'autre gaz. Le bouchon moussant s'écoulera dans les couches voisines en fonction de la résistance à la filtration de la couche pétrolifère. Il en résulte que les zones perméables sont saturées de l'agent moussant plus efficacement que les zones de structure poreuse moins favorable, mais d'une saturation en huile supérieure à la moyenne.
a) Un bouchon d'eau contenant un agent moussant (commodément une matière tensio-active synthétique) est injecté dans la réserve d'huile non homogène avant l'injection du C02 ou de l'autre gaz. Le bouchon moussant s'écoulera dans les couches voisines en fonction de la résistance à la filtration de la couche pétrolifère. Il en résulte que les zones perméables sont saturées de l'agent moussant plus efficacement que les zones de structure poreuse moins favorable, mais d'une saturation en huile supérieure à la moyenne.
L'injection de l'agent moussant est suivie de l'injection d'un bouchon de dimensions appropriées de C02 ou d'un autre gaz.
Le courant de gaz cause une formation de mousse dans la couche et la pousse vers les puits de production d'huile, conduisant a une réduction importante de la perméabilité aux gaz, en particulier dans les zones de bonne perméabilité.
La quantité Injectée du C02 ou de l'autre gaz est seulement telle qu'elle assure la formation de la zone de mous, et ainsi c'est seulement une certaine proportion de la quantité totale de C 2 ou de l'autre gaz, et elle est déterminée par la qualité de l'agent moussant et par la qualité des fluides et des roches du réservoir. Elle peut être déterminée sur un modèle physique par des essais de laboratoire. Dans ce cas, le profil de l'injection de gaz est reglé comme suit
- L'etendue de la zone de mousse est plus grande dans les couches très perméables, ainsi sa résistance à l'écoulement sera aussi plus grande que la résistance à la filtration de C02 ou de l'autre gaz dans les couches de moindre perméabilité.
- L'etendue de la zone de mousse est plus grande dans les couches très perméables, ainsi sa résistance à l'écoulement sera aussi plus grande que la résistance à la filtration de C02 ou de l'autre gaz dans les couches de moindre perméabilité.
- Là où la vitesse d'écoulement est grande, la résistance de filtration contre le transport augmente, avec comme résultat que le front de filtration cherche à s'équilibrer dans les zones de forte ou faible perméabilité, la formation de langue visqueuse diminue en partie durant le cours de l'injection de gaz et en partie durant l'injection d'eau après l'injection de gaz, et ainsi une injectiQn volumétrique efficace est assurée.
b) Si une quantité considérable de ciel d'hydrocarbures gazeux à protéger se trouve au-dessus de la limite gaz-huile, alors on injecte un agent moussant approprié (solution aqueuse de matières tensio-actives) de façon à causer laformation du "rideau de mousse", qui sert à séparer la couche contenant l'huile du ciel de gaz.
Le milieu séparateur est en lui-même une possibilité potentielle pour empêcher que le gaz ne se fraie un passage à travers le milieu, parce qu'il réduit ou empêche l'écoulement de la mousse et degaz.
Toutefois, il est recommandé de former le rideau de mousse avant l'injection du C02 dans l'espace de la réserve à exploiter, de manière à empêcher un déplacement progressif du-lent courant de gaz ou de la limite gaz-huile.
Dans ce cas, on forme de préférence le rideau de mousse en injectant l'agent moussant dans la masse de gaz au-dessus de la limite gaz-huile, ou on injecte une couche de gaz dans la limite gaz-huile après injection de l'agent moussant. Comme la viscosité apparente de la mousse augmente avec une réduction de la vitesse d'écoulement, même dans le cas d'une très petite vitesse d'écoulement on peut obtenir une séparation efficace à l'aide du rideau de mousse.
Si l'effet d'extraction doit être utilisé durant le stade d'exploitation primaire, alors la formation du rideau de mousse peut être assurée avec la solution moussante disposée sur la limite gaz-huile grecs au courant de gaz formé avec l'extraction de la masse d'huile.
De cette manière, on empoche l'irruption prématurée de gaz dans les puits d'exploitation de l'huile.
Le rideau de mousse disposé sur la limite gazhuile permet l'utilisation d'une injection d'anhydride carbonique également dans les puits proches de la limite gaz-huile sans risque de pollution importante du ciel gazeux.
L'amélioration du facteur microscopique d'extraction dans les reserves homogènes et non homogènes s'effectue comme suit
c) L'homogéneisation mécanique par fluide de la zone exploitée de la reserve est suivie de l'injec- tion de l'agent mouillant choisi de manière appropriée par formation du rideau de mousse ou de la couche de mousse (la compatibilité des agents moussant et mouil lant entre eux et avec les fluides du réservoir, la roche, C02 et les autres gaz est determinée par des essais de laboratoire). L'agent mouillant peut être une matière tenslo-active non-ionique ou ionique, ou un mélange approprié de telles matières, ou une combinaison avec d'autres matières auxiliaires favorisant le mouillage, par exemple l'alcool isopropylique.
c) L'homogéneisation mécanique par fluide de la zone exploitée de la reserve est suivie de l'injec- tion de l'agent mouillant choisi de manière appropriée par formation du rideau de mousse ou de la couche de mousse (la compatibilité des agents moussant et mouil lant entre eux et avec les fluides du réservoir, la roche, C02 et les autres gaz est determinée par des essais de laboratoire). L'agent mouillant peut être une matière tenslo-active non-ionique ou ionique, ou un mélange approprié de telles matières, ou une combinaison avec d'autres matières auxiliaires favorisant le mouillage, par exemple l'alcool isopropylique.
Par introduction de l'agent mouillant dans la couche, on obtient les effets suivants
- L'agent mouillant empêche le C02 ou les autres gaz solubles dans l'huile de transformer le caractère mouillant en caractère huileux.
- L'agent mouillant empêche le C02 ou les autres gaz solubles dans l'huile de transformer le caractère mouillant en caractère huileux.
- L'ingrédient actif cause une désorption des asphaltènes et des résines adsorbés sous l'effet du C02 ou des autres gaz injectes éventuellement plus t8t, et rend la réserve plus mouillée par l'eau.
- Le caractère mouillé par l'huile initial est transformé en caractère mouillé par l'eau.
- Une faible tension superficielle limite est assurée dans la zone atteinte par l'injection.
- Le rendement volumétrique d'injection est accru par la mobilité contrtlée et par la modification de la mouillance.
Les exemples non limitatifs suivants montreront bien comment la présente invention peut être mise en oeuvre.
Exemple 1
Paramètres des modeles linéaires établis à partir d'une couche de sable pulvérisé pour la séquence d'un gisement donné L = 95 cm A = 5,3 cm = 0,40 t 0,01
Kge = 275 t 15 mD KW = 58 f 5 mD Swi = 0,31 ± 0,01 Ko(Swi) = 55,5 mD Vp = 200 # 5 cm3 Pr = 10 MPa Tr = 69 C Rs = 60 mm /m
Paramètres de huile exempte de gaz à 200 ::
Masse volumique = 0,8245 g/cm3
Viscosité = 3,94 cPo
On simule l'exploitation primaire dans le modèle de réservoir en reduisant la pression dans la couche à 3,5 MPa, quand le rendement en huile primaire atteint 26 + 1 % (S = 0,47 + 0,01, Sg = 0,21 + 0,01, R5 = 16 nm3/m3).
Paramètres des modeles linéaires établis à partir d'une couche de sable pulvérisé pour la séquence d'un gisement donné L = 95 cm A = 5,3 cm = 0,40 t 0,01
Kge = 275 t 15 mD KW = 58 f 5 mD Swi = 0,31 ± 0,01 Ko(Swi) = 55,5 mD Vp = 200 # 5 cm3 Pr = 10 MPa Tr = 69 C Rs = 60 mm /m
Paramètres de huile exempte de gaz à 200 ::
Masse volumique = 0,8245 g/cm3
Viscosité = 3,94 cPo
On simule l'exploitation primaire dans le modèle de réservoir en reduisant la pression dans la couche à 3,5 MPa, quand le rendement en huile primaire atteint 26 + 1 % (S = 0,47 + 0,01, Sg = 0,21 + 0,01, R5 = 16 nm3/m3).
Dans l'exemple, on suppose que le modèle est caractéristique du voisinage d'un puits d'injection, où la vitesse moyenne de filtration du type Darcy à l'injection-d'eau est de 2 m/jour, tandis qu'à l'injec- tion de gaz elle est de 10 m/jour (dans les conditions de la couche) durant les injections secondaire et primaire, respectivement.
Selon le principe oi-dessus, l'injection d'eau est effectuée comme procédé d'exploitation secondaire à une pression de base de 8- MPa (la pression dans la couche est accrue par l'eau à ce niveau antérieurement), quand l'extraction d'huile est portée à 61,4 % et la saturation en huile résiduelle devient de 5,38 fs.
Comme procédé d'exploitation tertiaire, on effectue une injection d'anhydride caabonique (teneur en C02 de 85 /o) et une injection d'eau à une pression de base de 10 MPa. Le développement du gradient de pression est présenté dans l'exemple avec et sans utilisation de l'agent moussant en présence d'huile dans le réservoir. (La saturation en huile est voisine de la valeur de la saturation en huile résiduelle). Comme le modèle correspond au puits d'injection - là où se trouve la zone de grandes vitesses - le but principal est de déterminer les variations de pression de l'in- jection cyclique.
La figure 7 illustre le développement du gra dient de pression en fonction du fluide injecté dans le cas de chaque cycle.
La courbe 1 illustre le cas où on injecte du gaz naturel d'une teneur en C02 de 81,5 tó (l'extraction de l'huile est portée à 63,4 %, tandis que la saturation en huile résiduelle devient de 0,2769 et la valeur de Rsc devient de 110). L'écoulement est du système à trois phases (l'injection de C02 à la saturation en huile résiduelle est à V = 70 m/jour).
La courbe 2 illustre le développement du gradient de pression de l'injection d'eau après l'anhydride carbonique. (L'extraction d'huile présente encore un accroissement important jusqu'à 74,25 % durant l'injec- tion d'eau, et la saturation en huile résiduelle tombe à 0,1982). L'écoulement est du système à trois phases.
(Injection d'eau V = 2 m/jour).
La courbe 3 illustre le développement du gradient de pression de l'injection d'anhydride carbonique gazeux dans le cycle suivant. L'extraction d'huile augmente encore jusqu'à 75,14 %, la saturation en huile résiduelle est de 0,1913. L'écoulement est presque du système à deux phases, la saturation en huile résiduelle pouvant être obtenue au moyen de l'anhydride carbonique est développée dans le système. (Vitesse de l'injection de gaz = 10 m/jour).
La courbe 4 illustre le développement du gradient de pression durant l'injection de l'agent moussant. L'agent moussant dans l'exemple est la solution aqueuse à 2 % du produit commercial Belsol B (mélange de matières tensio-actives non-ioniques et anioniques et d'autres additifs), contenant aussi a,5 NaCl.
Dans ce cas, l'extraction d'huile ne change pas et l'écoulement est du système à deux phases. Le gradient de pression augmente par rapport à l'injection d'eau telle que représentée par la courbe 2, et en raison de la formation de mousse produite par l'agent moussant lors de l'extraction du gaz, le caractère du gradient de pression est changé (Valeur de la vitesse d'injection = 2 m/jour).
La courbe 5 illustre le gradient de pression développé durant l'injection du gaz naturel contenant du C02 après l'injection de l'agent moussant. La comparaison des courbes 2 et 5 montre clairement que la formation de mousse est produite dans le modèle après l'injection de 0,5 Vp de gaz naturel contenant du C02, ce qui se manifeste par l'augmentation importante du gradient de pression. Comme résultat du gradient de pression accru et de l'effet de la mousse, 11 extraction d'huile recommence après l'injection d'environ 7 Vp de gaz. (Le rendement final en huile atteint -76,8 %, la vitesse d'injection de 002 est de 10 m/jour).
La courbe 6 de la figure I illustre le gradient de pression de l'lnJection d'eau après l'injection de mousse. il est évident que sous l'effet de la mousse la résistance à l'injection d'eau s'est considérablement accrue et la dépression durant l'injection d'eau présente une tendance à diminuer continuellement (la mousse se désintègre). Vitesse de l'injection d'eau = 2 m/jour.
b'après les graphiques de dépression présentés sur la figure 1, il est évident que sous l'effet de la mousse dans la couche,la résistance à l'injection de gaz et à l'injection d'eau augmente d'un facteur de plusieurs unité s.
Si l'agent moussant est injecté dans le réservoir très non-homogène, alors l'agent moussant inonde tout d'abord la zone de forte perméabilité.
Sous l'effet du gaz naturel contenant du C02 qui suit l'agent moussant, la mousse se développe d'abord dans la zone de haute perméabilité, et ainsi la résistance de la couche augmente dans cette zone, tandis que dans les zones de la couche qui restent exemptes de mousse la résistance ne varie pas. Ainsi, l'épaisseur de la couche atteinte par I'injectlon de gaz naturel contenant du C02 augmente.
La résistance caractéristique à l'injection d'eau après l'injection d'anhydride carbonique se développe dans la couche très perméable conformément à la courbe 6, tandis que les couches de médiocre perméabilité sont caractérisées plutôt par la courbe 2, et ainsi on obtient la possibilité d'injection dans les couches d'une perméabilité differente.
Exemple 2
Le procédé d'exploitation primaire (extraction 3,5 MPa) est mis en oeuvre dans les conditions et avec les paramètres du modèle decrits dans l'exemple 1.
Le procédé d'exploitation primaire (extraction 3,5 MPa) est mis en oeuvre dans les conditions et avec les paramètres du modèle decrits dans l'exemple 1.
En supposant que le modèle représente mainte- nant un élément du reservoir dans lequel les paramètres moyens d'écoulement caractéristiques du reservoir sont prédominants, par exemple la vitesse de filtration du type Darcy du gaz et de l'eau est ae 0,375 m/jour et la quantité des milieux d'extraction injectés s'applique à 1 'espace poreux total du réservoir.
L'injection d'eau est effectuée comme procédé d'exploitation secondaire à une pression de 8 MPa (pression dans la couche portee préalablement avec de liteau à ce niveau), quand l1extraction.d'huile atteint 60 t 0,5 % (valeur déterminée d'après plusieurs essais d'extraction).
Comme procédé d'exploitation tertiaire, un bouchon de gaz mélangés contenant 81,5 % de C02 est injecté dans le modele à une pression de 10 MPa, cela étant suivi d'une injection d'eau.
Préalablement, on a déterminé au moyen de plusieurs essais que le volume optimal du bouchon de
C02 est de 0,2 fois le volume des pores, et que dans ces conditions l'extraction de l'huile peut-être portée à 72 t 0,5 %. Cela veut dire que sous l'effet de l'injection de C02 on extrait 12 % d'huile en plus, soit 30 % de l'huile restant après l'injection d'eau.
C02 est de 0,2 fois le volume des pores, et que dans ces conditions l'extraction de l'huile peut-être portée à 72 t 0,5 %. Cela veut dire que sous l'effet de l'injection de C02 on extrait 12 % d'huile en plus, soit 30 % de l'huile restant après l'injection d'eau.
Quand un volume d'agent mouillant (qui est la solution aqueuse de 5 % de sulfonate de pétrole et 4 * d'alcool isopropylique dans l'exemple) égal à 0,05 fois le volume des pores est injecté dans le modèle après l'injection secondaire, cela étant suivi de l'in- jection d'eau, alors l'extraction de l'huile n'augmente pas de plus de 1 %.
Si l'agent mouillant ci-dessus à raison de 0,05 fois le volume des pores est injecté dans le modèle avant l'injection mentionnée plus haut du gaz naturel contenant du C02 effectuée à raison de 0,2 fois le volume des pores, alors comme résultat de l'injec- tion d'eau après les deux bouchions, l'extraction de l'huile est portée à 84 + 0,5 %, ce qui represente 24 ,6 d'huile en plus par rapport à l'injection d'eau, et l'huile ainsi extraite représente 60 c, de l'huile qui restait après l'injection d'eau.
Les résultats des exemples présentés prouvent que le facteur microscopiqted'extraction de l'huile par l'injection de C02 peut être notablement accru, du moment que préalablement l'agent mouillant approprié est injecté dans la couche. L'agent mouillant est adsorbé par la surface de ia roche, et ainsi l'adsorption des résines et des asphaltènes dans surface des pores est empêchée et l'extraction a lieu dans des conditions de mouillage avantageuses. Selon un autre effet du sulfonate de pétrole utilisé, la tension superficielle limite entre huile et l'eau est reduite et ainsi l'extraction de l'huile est améliorée.
L'extraction de l'huile lors de l'inUection d'eau tertiaire est représentée graphiquement sur la figure 2. be diagramme montre que sous l'effet de l'agent tensio-actif utilisé, comme montre par la courbe c, l'extraction de j'huile résiduelle est double de celle montrée par la courbe 1 correspondant au cas où on utilise seulement COa, avec en même temps un besoin main- dre d'eau d'extraction. un peut augmenter encore l'extraction en optimalisant la concentration et la quantité de la matière tensio-active.
Les exemples presentes sont seulement des cas individuels parmi le grand nombre de variantes possibles dans la mise en oeuvre du procéde selon l'invention, et ils ont été utilisés seulement pour montrer la résistance à lZecoulement des zones de la couche du réser voir hFérogène résultant de l'utilisation de l'agent moussant, ainsi que la façon d'augmenter la valeur du facteur microscopique d'injection par la combinaison de CO2 et de l'agent mouillant.
Exemple 3
Les paramètres des modèles réalisés à partir de sable de la couche carbonée pulvérisée, non-homogène, à deux zones, sont les suivants
L = 95 cm À = 2-5,3 cm2 #1 = 350,35 t 0,0u5 2 = 0,36 t 0,005
Regel = 105 t 10 mD Kge2 = 420 t 10 mD
Kwl = 72 t 12 mD KW2 = 225 t 25 mi) Swil 0,325 t 0,005 5wi2 = 0,360 t 0,005
Tr = 64 C Pr = 10 MPa Rs = 55 nm3/nm3
Paramètres de l'huile exempte de gaz à 200C ::
Masse volumique = 0,8457
Viscosité = 15,5 cPo
Le modèle à deux zones ci-dessus est mis en communication réciproque du c8té injection et du côté extraction et traité comme une unite hydrodynamique.
Les paramètres des modèles réalisés à partir de sable de la couche carbonée pulvérisée, non-homogène, à deux zones, sont les suivants
L = 95 cm À = 2-5,3 cm2 #1 = 350,35 t 0,0u5 2 = 0,36 t 0,005
Regel = 105 t 10 mD Kge2 = 420 t 10 mD
Kwl = 72 t 12 mD KW2 = 225 t 25 mi) Swil 0,325 t 0,005 5wi2 = 0,360 t 0,005
Tr = 64 C Pr = 10 MPa Rs = 55 nm3/nm3
Paramètres de l'huile exempte de gaz à 200C ::
Masse volumique = 0,8457
Viscosité = 15,5 cPo
Le modèle à deux zones ci-dessus est mis en communication réciproque du c8té injection et du côté extraction et traité comme une unite hydrodynamique.
On simule le mécanisme d'exploitation primaire en réduisant la pression sur la couche à a,5 MPa, quand l'extraction de l'huile est de a7,5 t 0,5 %.
uomme procédé d'exploitation secondaire, on porte la pression sur la réserve à 10 MPa au moyen de gaz contenant 81,5 % de U0a, puis le même gaz est injecté-à une pression de 10 MPa à raison de 0,15 fois le volume des pores et on effectue une injection d'eau à la même pression. L'extraction finale de l'huile est portée à 63,3 %.
Quand l'injection d'eau est precédée d'un système de dispersion du type "A" à raison de 0,05 fois le volume des pores, puis d'un système de dispersion du type "B" à raison de 0,05 fois le volume des pores, l'extraction finale de l'huile est portée à 82,2 ffiD.
La composition des systèmes de dispersion utilisés est la suivante : bystème de dispersion "A" :
15 * de sulfonate de pétrole léger
8 % de sulfate sodique d'éther alcoylpolyglycolique
5 % d'alcoylaminesulfate d'acide glycolique
6 % d'alcool isopropylique
60 % d'eau préparée pour injection
Système de dispersion tlBll
5 * de sulfonate de pétrole léger
8 % de sulfate sodique d'éther alcoyl-polyglycolique
5 * d'alcoylaminesulfate d'acide glycolique
5 0% d'alcool isopropylique
77 * d'eau préparée pour injection
Dans la composition ci-dessus, le sulfonate de pétrole léger est présent comme agent mouillant et agent réduisant la tension superficielle. Le sulfonate sodique d'éther alcoyl-polyglycolique empêche la précipitation de sulfonate de pétrole causée tout d'abord par les ions Usa++ solubles sous l'effet de G. C'est en même temps un agent mouillant, réduisant la formation d'émulsions, de sorte que l'effet de limitation de la mobilité produit par les systèmes dispersants dans la couche peut être réglé. Adsorbé sur les roches, il empêche la sorption du sulfate de pétrole.L'alcoylaminosulfate d'acide glycolique réduit l'effet nuisible des ions à charge double, tandis que l'alcool isopropylique augmente la solubilité dans l'eau du sulfonate de pétrole, il règle la mouillance et l'émulsionnement.
15 * de sulfonate de pétrole léger
8 % de sulfate sodique d'éther alcoylpolyglycolique
5 % d'alcoylaminesulfate d'acide glycolique
6 % d'alcool isopropylique
60 % d'eau préparée pour injection
Système de dispersion tlBll
5 * de sulfonate de pétrole léger
8 % de sulfate sodique d'éther alcoyl-polyglycolique
5 * d'alcoylaminesulfate d'acide glycolique
5 0% d'alcool isopropylique
77 * d'eau préparée pour injection
Dans la composition ci-dessus, le sulfonate de pétrole léger est présent comme agent mouillant et agent réduisant la tension superficielle. Le sulfonate sodique d'éther alcoyl-polyglycolique empêche la précipitation de sulfonate de pétrole causée tout d'abord par les ions Usa++ solubles sous l'effet de G. C'est en même temps un agent mouillant, réduisant la formation d'émulsions, de sorte que l'effet de limitation de la mobilité produit par les systèmes dispersants dans la couche peut être réglé. Adsorbé sur les roches, il empêche la sorption du sulfate de pétrole.L'alcoylaminosulfate d'acide glycolique réduit l'effet nuisible des ions à charge double, tandis que l'alcool isopropylique augmente la solubilité dans l'eau du sulfonate de pétrole, il règle la mouillance et l'émulsionnement.
Le rôle principal du système dispersant du type "A", celui injecté tout d'abord-dans les couches de haute perméabilité et en contact avec les fluides de couche, est d'augmenter la résistance à la filtration par formation d'une émulsion de forte viscosité. Comme étape suivante, le système dispersant du type "B" peut être injecté dans les deux couches et son rôle est d'améliorer les conditions de mouillage altérées sous l'ef- fet de C02 et de réduire la tension superficielle secondaire entre les phases. De cette manière, des conditions favorables sont assurées pour l'injection d'eau qui suit les deux bouchons, de manière à augmenter le facteur volumétrique d'injection et l'extraction microscopique de l'huile.
Le developpement de l'extraction secondaire de l'huile et de la dépression dans les deux expériences, en fonction des quantités de liquide injectées, est représenté graphiquement sur la figure 3.
Les courbes 1 et 3 correspondent au cas où l'injection de C02 est suivie de l'injection d'eau. La courbe 1 représente l'extraction de l'huile et la courbe 3 la dépression. Les courbes 2 et 5 représentent les résultats expérimentaux quand l'injection de C02 est suivie des systèmes dispersants "A" et "B", puis de l'injection d'eau.
Comme montré par la courbe 4, la dépression après une injection totale d'un volume de pores présente un accroissement rapide, indiquant qu'une formation d'émulsion intense dans le noyau peut s'être produite par suite de la séparation par sorption des matières tensio-actives. D'après les expériences, cela peut causer la fermeture complète de la couche. Cette fermeture est empêchée par le sulfate sodique d'éther alcoylpolyglycolique ajouté à l'eau injectée.
Comme montré par la courbe 4, la dépression peut être rétablie à sa valeur initiale par l'addition de la matière ci-dessus.
Le procédé selon l'invention est applicable avec les variantes suivantes
- Les agents moussant et mouillant sont des matières tensio-actives identiques, qui ne diffèrent que leur concentration et par les additifs utilisés.
- Les agents moussant et mouillant sont des matières tensio-actives identiques, qui ne diffèrent que leur concentration et par les additifs utilisés.
- Les agents moussant et mouillant sont des matières tensio-actives de deux types différents qui contiennent des additifs différents.
- Utilisation-de l'agent moussant sans agent mouillant, spécialement dans le cas d'huiles d'une basse teneur en asphalte et en résines.
- Utilisation de l'agent mouillant sans agent moussant, spécialement dans le cas de réservoirs homogènes.
- Utilisation d'un agent mouillant indépendant dans des réservoirs hétérogènes comme pour augmenter le rendement volumétrique
a) par introduction de l'agent mouillant dans un système de dispersion de viscosité contrôlée avant l'injection de C02 ou d'un autre gaz;
b) en modifiant le système de manière qu'il soit mouillé par l'eau et qu'ainsi la perméabilité à l'eau de la zone inondée soit produite.
a) par introduction de l'agent mouillant dans un système de dispersion de viscosité contrôlée avant l'injection de C02 ou d'un autre gaz;
b) en modifiant le système de manière qu'il soit mouillé par l'eau et qu'ainsi la perméabilité à l'eau de la zone inondée soit produite.
Claims (4)
- - ERJS DICAT1ONS -7 - Un procédé pour l'exploitation de gise- ment s de pétrole au moyen d'anhydride carbonique et/ou de milieux contenant de l'anhydride carbonique et/ou d'autres milieux gazeux et par injection d'eau, caractérisé en ce qu'avant l'injection du gaz, comme première étape du procédé, un fluide moussant synthétique, de préférence une solution aqueuse de matières tensioactives moussantes, est injecté dans la couche commodément par les puits d'injection en vue d'augmenter le facteur volume trique d'injection de la reserve, dans un cas donné pour empêcher la pollution du ciel gazeux par l'anhydride carbonique, le fluide moussant est introduit sous le ciel gazeux, sur sa surface limite, cela est suivi de la formation d'une zone de mousse avec l'injection de gaz nécessaire pour la formation de mousse, ensuite on injecte du gaz pour la mobilisation de l'huile d'une manière telle que simultanément avec llinjection de gaz on injecte dans la couche des agents mouillants appropriés, par exemple la solution aqueuse de matières tensio-actives synthétiques, et le caractère mouillé par l'huile de la roche réservoir causé par l'adsorption des asphaltènes, des résines ou d'autres constituants actifs sur la paroi de la roche, qui devient instable du fait de la dissolution de gaz dans l'huile, est empêché, ou la roche mouillée-par l'huile est transformée en une roche mouillée par l'eau, la tension superficielle entre les fluides est réduite et le facteur microscopique d'extraction de l'injection de gaz et celui de L'injection qui suit sont accrus, dans un cas donné l'agent mouillant du système dispersant est injecté dans le reservoir pour l'accroissement simultané du rendement volumétrique et du facteur microscopique d'extraction, puis comme étape finale du procédé on injecte de l'eau et/ou de i'eau contenant de l'anhydride carbonique aires ~'indection de gaz.
- 2 - Un procedé selcn la revendi cati on I, ca- ractrisé en ce qu'on utilise comice agents moussants des matières tensio-actives iollicues ou non-ioniques,.comnodétrent des produits du type saponine, comea par exemple des éthers polyéthalène-Olycoliques d'alcoylphénol, du dodécylsulfonate de sodium, des polyols de polypropylène-éthylène-oxyde, etc., en solution aqueuse à C,05 - 5 %, de préférence C,5 - 3 %, tandis qu'on ajoute une solution aqueuse a' 0,l - ao %, de préférence à 1 - 5 SI des mêmes matières, et/ou une solution aqueuse de même concentration de sulfonates de pétrole solubles dans l'eau, et/ou des matières tensio-actives auxiliaires à une concentration de 1 - 8 go, de préference de 2 - 5 ,v, par exemple des alcools tertiaires, le procédé étant caractérisé en outre en ce qu'on introduit des électrolytes dans la couche, par exemple une solution de NaCl et/ou de KCl d'une concentration similaire à la teneur en sels de l'eau souterraine existante.
- 3 - Un procédé selon l'une des revendications 1 et 2, caractérisé en ce qu'on injecte un agent moussant à la limite entre le gaz et l'huile et on forme un rideau de mousse pour empêcher la pollution par l'anhydride carbonique du ciel gazeux et en raison de l'écoulement spontané du gaz dans une direction quelconque, on effectue l'activation de ce rideau de mousse en in jectant l'agent moussant dans la masse de gaz ou en soutenant l'effet d'extraction du ciel gazeux ou par injection de gaz après l'agent moussant.
- 4 - Un procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce qu'on forme un rideau de mousse pour assurer l'immobilité de la limite entre le gaz et l'huile et/ou pour empêcher le passage à travers la limite gaz-huile et/ou pour augmenter l'effet d'extraction du ciel gazeux.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8025312A FR2495218B1 (fr) | 1980-11-28 | 1980-11-28 | Procede pour l'exploitation de gisements de petrole au moyen d'anhydride carbonique et/ou d'un milieu contenant de l'anhydride carbonique et/ou d'un autre milieu gazeux et par injection d'eau |
Applications Claiming Priority (1)
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|---|---|---|---|
| FR8025312A FR2495218B1 (fr) | 1980-11-28 | 1980-11-28 | Procede pour l'exploitation de gisements de petrole au moyen d'anhydride carbonique et/ou d'un milieu contenant de l'anhydride carbonique et/ou d'un autre milieu gazeux et par injection d'eau |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2495218A1 true FR2495218A1 (fr) | 1982-06-04 |
| FR2495218B1 FR2495218B1 (fr) | 1987-03-20 |
Family
ID=9248465
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR8025312A Expired FR2495218B1 (fr) | 1980-11-28 | 1980-11-28 | Procede pour l'exploitation de gisements de petrole au moyen d'anhydride carbonique et/ou d'un milieu contenant de l'anhydride carbonique et/ou d'un autre milieu gazeux et par injection d'eau |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| FR (1) | FR2495218B1 (fr) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11668171B2 (en) | 2021-08-31 | 2023-06-06 | Saudi Arabian Oil Company | Methodology to increase oil production rates in gravity drainage CO2 gas injection processes |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR1225141A (fr) * | 1959-02-26 | 1960-06-29 | Oil Recovery Corp | Traitement des réserves souterraines d'hydrocarbures |
| US3196944A (en) * | 1961-12-11 | 1965-07-27 | Pure Oil Co | Miscible-displacement process |
| US3366175A (en) * | 1965-10-01 | 1968-01-30 | Continental Oil Co | Secondary recovery process in a gas cap reservoir |
| US3759325A (en) * | 1971-06-24 | 1973-09-18 | Marathon Oil Co | Foam for secondary and tertiary recovery |
-
1980
- 1980-11-28 FR FR8025312A patent/FR2495218B1/fr not_active Expired
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR1225141A (fr) * | 1959-02-26 | 1960-06-29 | Oil Recovery Corp | Traitement des réserves souterraines d'hydrocarbures |
| US3196944A (en) * | 1961-12-11 | 1965-07-27 | Pure Oil Co | Miscible-displacement process |
| US3366175A (en) * | 1965-10-01 | 1968-01-30 | Continental Oil Co | Secondary recovery process in a gas cap reservoir |
| US3759325A (en) * | 1971-06-24 | 1973-09-18 | Marathon Oil Co | Foam for secondary and tertiary recovery |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11668171B2 (en) | 2021-08-31 | 2023-06-06 | Saudi Arabian Oil Company | Methodology to increase oil production rates in gravity drainage CO2 gas injection processes |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR2495218B1 (fr) | 1987-03-20 |
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