FR2907838A1 - Methode pour ameliorer la production et la qualite d'hydrocarbure dans un puits au moyen d'une emulsion. - Google Patents

Abstract

L'invention concerne une méthode d'amélioration de la transportabilité et de la qualité des bruts lourds in situ dans laquelle :- l'on forme une émulsion directement dans le puits en dispersant de l'eau issue de la production et/ou injectée depuis la surface dans le brut ;- l'on chauffe ladite émulsion grâce à des moyens de chauffage situés dans une zone de chauffage dans le drain afin de vaporiser au moins une partie de l'eau ;- l'on effectue une réaction d'upgrading du brut par conversion dans ou en aval de ladite zone de chauffage.

Description

1 Domaine de l'invention La présente invention concerne le domaine de

l'exploitation de gisements d'hydrocarbures, en particulier ceux qui contiennent des hydrocarbures dont la viscosité est supérieure à 0,1 Pa.s, à la température du réservoir. Ces hydrocarbures particuliers sont généralement classés dans les "bruts lourds" ou "huiles lourdes".

La croissance de la demande énergétique mondiale associée à une diminution des ressources de bruts conventionnels conduit les compagnies pétrolières à exploiter des gisements de bruts lourds. L'exploitation de ces bruts lourds constitue un nouvel enjeu stratégique puisque les ressources prouvées se chiffrent à environ 4700 milliards de barils, soit une quantité analogue à celle du pétrole conventionnel restant aujourd'hui en place.

D'autre part, une grande partie des gisements de bruts lourds dans le monde se situe dans des régions différentes de celles où sont exploitées les principales réserves de brut léger. On entend par degré API la densité API du brut à 15.5 C, déterminée par la méthode standard ASTM D6822 de l'American Standard Testing and Materials.

20 La valorisation des bruts lourds (densité < 20 API) et extra lourds (densité < 10 API) est devenu un axe stratégique pour les pétroliers pour faire face à la demande mondiale croissante en produits pétroliers. En effet, les réserves de ces bruts sont du même ordre de grandeur que celles des bruts conventionnels (densité > 20 API). Néanmoins, les 25 caractéristiques de ces bruts (présence de molécules lourdes de type résines et asphaltènes (jusqu'à 50%), peu ou pas de distillats < 350 C, présence de métaux lourds et d'hétéroatomes en fortes concentrations) les rendent difficiles à exploiter et posent de nombreux problèmes industriels au niveau du réservoir, des puits, du transport en surface et du raffinage.

30 2907838 Art antérieur On connaît des procédés qui permettent la production de brut lourd en injectant dans les réservoirs des fluides destinés à rendre plus mobiles les hydrocarbures, par 5 solvatation, ou qui utilisent la fluidification par la température (par exemple US 2005/0269091A1) comme par exemple les procédés bien connus d'injection de vapeur d'eau dans le réservoir comme les procédés dits Kuff & Puff ou SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage).

10 Une technique d'upgrading du brut en surface, après la sortie du puits, appelée Aquaconversion est proposée par PDVSA (décrite dans les brevets US5885441 et US5688395). La technique comprend la mise en oeuvre d'une réaction catalytique au moyen d'un système catalytique constitué d'une émulsion eau dans huile contenant un 15 métal alcalin (spécifiquement K) et un second métal du groupe VIII (spécifiquement Ni). Dans ce procédé, le premier métal, présent sous la forme d'un sel naphténique à l'interface des gouttes d'eau jouerait le rôle de surfactant , tandis que le métal du groupe VIII dissout dans les gouttelettes d'eau jouerait le rôle de catalyseur. Le chauffage de l'émulsion à des températures entre 350 et 500 C génère un upgrading de l'huile. Les conditions opératoires sont généralement les suivantes : chauffage aux températures typiques pour l'hydroconversion (généralement de l'ordre de 400-450 C), pression comprise entre 1 et 40 bars, 15 à 30% d'eau, VVH comprise entre 0.001 h-1 à 3.5 h-1. Cependant, tous ces procédés présentent des inconvénients de coûts ou de 25 complexité opérationnelle et ne résolvent pas le problème de l'amélioration de la transportabilité des bruts lourds. La présente invention se fonde sur le principe d'effectuer une conversion chimique 30 de l'hydrocarbure lourd dans le puits ("upgrading" in situ) de façon à rendre le brut plus facilement déplaçable dans des conditions acceptables. L'upgrading permet l'augmentation des proportions des fractions essences, gazoles et distillats sous vide au détriment de la fraction résidu sous vide (point d'ébullition généralement supérieur à 540 C). L'intérêt de 2 2907838 3 l'upgrading in situ des bruts lourds est d'améliorer en fond de puits la récupération, la transportabilité et la qualité des bruts lourds par réduction notamment de la viscosité, du degré API et de la teneur en impuretés.

5 Le terme "upgrading" est utilisé ici pour désigner un procédé réactionnel (catalytique ou non) dans lequel les hydrocarbures lourds sont convertis au moins en partie en des produits hydrocarbonés de point d'ébullition inférieur avec une éventuelle diminution simultanée de la concentration de soufre, azote et composés métalliques présents dans le brut. L'upgrading est réalisé par la viscoréduction du brut, la diminution 10 du degré API et la réduction des impuretés par mise en jeu de plusieurs procédés, tels que notamment craquage, désulfuration, démétallation (nickel et vanadium principalement), précipitation des asphaltènes, déazotation., réduction du Carbon Conradson. Dans la description qui suit, on entendra par "conversion" du brut l'ensemble des réactions chimiques concourant à l'upgrading du brut lourd dans la méthode selon 1:5 l'invention. On se placera dans le sens des circulations des fluides produits (du fond du puits vers la surface) pour définir les termes "amont" et "aval" relatifs à une localisation dans le puits.

20 Objet de l'invention La présente invention propose de réaliser un upgrading partiel du brut lors de la production de brut lourd directement dans le puits par des réactions thermochimiques catalysées ou non sur une émulsion eau/bruts lourds chauffée contenant ou non un système catalytique. L'intérêt de former une émulsion réside dans la grande surface d'interface créée par la formation de gouttelettes qui permet de potentialiser les réactions chimiques de conversion du brut lourd. L'objectif est d'obtenir un brut de meilleure qualité (augmentation du degré API) et plus facilement transportable.

2907838 Description de l'invention Résumé de l'invention 5 L'invention concerne une méthode d'amélioration de la transportabilité et de la qualité des bruts lourds in situ dans laquelle : - l'on forme une émulsion directement dans le puits en dispersant de l'eau issue de la production et/ou injectée depuis la surface dans le brut ; 10 - l'on chauffe ladite émulsion grâce à des moyens de chauffage situés dans une zone de chauffage dans le drain afin de vaporiser au moins une partie de l'eau ; - l'on effectue une réaction d'upgrading du brut par conversion dans ou en aval de ladite zone de chauffage.

15 Avantageusement l'émulsion est du type eau dans huile. De préférence, la réaction d'upgrading est catalysée. Le catalyseur peut être dispersé dans la phase aqueuse (sous forme d'émulsion ou 20 dissous). Le catalyseur peut être un catalyseur organosoluble. Dans un mode de réalisation, le catalyseur est un catalyseur permettant d'améliorer le transfert d'hydrogène de l'eau vers le brut (catalyseur de water gas shift).

25 De préférence, le catalyseur est alors choisi dans le groupe formé par : catalyseurs à base de fer de type (Fe3O4)/Cr (massique) catalyseurs à base de cuivre ou de zinc sur alumine, sels d'alcalins (Cs, K, Li, Na..) et d'alcalino-terreux (Mg, Ca, Sr, Ba). Dans un autre mode de réalisation, le catalyseur est un catalyseur d'hydrotraitement 30 permettant d'améliorer la conversion du brut. Le catalyseur est alors de préférence à base d'au moins un métal choisi dans le groupe formé par les éléments du groupe VIB et du groupe VIII de la Classification périodique des éléments.

4 2907838 5 On peut injecter de l'hydrogène complémentaire pour la réaction d'upgrading directement depuis la surface ou au moyen d'un composé donneur d'hydrogène. Il est possible d'utiliser un tensioactif afin de former l'émulsion.

5 De préférence, le tensioactif est un tensioactif catalytique. De manière avantageuse, on injecte un composé basique ou acide depuis la surface afin de régler le pH de l'émulsion.

10 De préférence, la proportion d'eau émulsionnée dans le brut est d'au moins 10% en fraction volumique. La granulométrie moyenne de l'émulsion est avantageusement inférieure à 1011m, et de manière plus préférée inférieure à 20 m. L'émulsion peut être formée par agitation au moyen de mélangeurs de fond. Description des figures La figure 1 représente une coupe transversale d'un puits de production mettant en oeuvre la 20 méthode selon l'invention. Description détaillée de l'invention La méthode selon l'invention comprend différentes étapes: 25 - Formation d'une émulsion en fond de drain et/ou dans le puits. Cette émulsion est formée dans le puits à partir du brut produit et d'eau, et éventuellement d'autres composants chimiques qui peuvent être injectés dans le puits, l'eau provenant du réservoir ou étant injectée depuis la surface par une conduite à l'intérieur du puits ou du drain. L'eau peut par exemple avoir été injectée par le même puits, sous forme liquide ou vapeur, dans une phase antérieure (procédé type Kuff and Puff) ou dans un autre puits comme dans le cas du procédé SAGD. 15 2907838 6 - Chauffage du brut émulsionné afin de vaporiser au moins en partie l'eau. - Réaction chimique de conversion du brut. :5 Formation et contrôle de l'émulsion De manière générale, un brut lourd contient des molécules tensio-actives naturelles, comme des acides gras type acides naphténiques, des résines ou des asphaltènes. A pH neutre, ces molécules tensio-actives ont généralement tendance à former des émulsions eau dans huile, excepté pour des rapports eau-huile ("water cut") importants dans certains cas.

10 En augmentant le pH, on ionise une partie de ces molécules amphiphiles et on peut alors former dans certains cas des émulsions huile dans eau. Un système de tensioactif(s) peut s'avérer nécessaire pour stabiliser cette émulsion, si les tensioactifs naturels contenus dans le brut ne sont pas suffisamment efficaces. Les tensioactifs pouvant être utilisés pour stabiliser l'émulsion sont bien connus de 1:5 l'homme du métier. La valeur HLB du tensio-actif ou du mélange de tensio-actifs pourra être choisie de manière à former avantageusement une émulsion huile dans eau ou eau dans huile. Parmi les tensioactifs on peut citer les tensioactifs anioniques classiques, tels que la 20 fonction anionique soit : - carboxylates : o savons des métaux alcalins, alkyl ou alkyléther carboxylates, o N-acylaminoacides, o N-acylglutamates, o N-acylpolypeptides, - sulfonates : o alkylbenzènesulfonates, o paraffinesulfonates, o alpha-oléfines sulfonates, o les pétroleumsulforiates, o les lignosulfonates, o les dérivés sulfosucciniques, 25 30 2907838 7 o polynaphtylméthanesulfonates, o alkyltaurides. sulfates : o alkylsulfates, 5 o alkyléthersulfates, phosphates : o les phosphates de monoalkyles, o les phosphates de dialkyles - phosphonates.

10 On peut également citer les tensioactifs cationiques : - les sels d'alkylamines, les sels d'ammonium quaternaire dont l'azote: o comporte une chaîne grasse, par exemple, les dérivés 15 d'alkyltriméthyl ou triéthyl ammonium, les dérivés d'alkyldiméthyl benzylammonium, o comporte deux chaînes grasses, o fait partie d'un hétérocycle, par exemple, les dérivés du pyridinium, d'imidazolinium, de quinolinium, de piperidinium, de morpholinium.

20 On peut également citer les tensioactifs non ioniques qui peuvent être classés selon le mode de liaison entre la partie hydrophobe et la partie hydrophile de la molécule. Ce mode de liaison peut être un pont éther, un pont ester, un pont amide, ou autres : - dérivés non ioniques à pont éther, par exemple : 25 o alcools gras oxyéthylés o alkylphénols oxyéthylés o produits oxyéthylés-oxypropylés o éthers de glucose. 30 - agents de surface non ioniques à pont ester, par exemple : o esters de glycérol, o esters de polyéthylèneglycols, o esters de sorbitanne, 2907838 8 o esters de sucre. - non ioniques à liaisons amides : o diéthanolamides autres non ioniques : par exemple les amines grasses éthoxylées. On peut citer 5 également : les alkanolamides éthoxylées, les amines éthoxylées, ou les copolymères bloc d'oxyde d'éthylène ou de propylène. Les tensioactifs sont injectés directement depuis la surface, soit en phase organique pour être dissous dans le brut (tensioactifs organosolubles), soit en phase aqueuse (tensioactifs 10 hydrosolubles). Dans le cas où de l'eau est injectée depuis la surface, les tensioactifs hydrosolubles peuvent être injectés en même temps et par la même conduite. Ajustement du pH 15 Des composés chimiques basiques ou acides peuvent être injectés en fond de puits par une conduite identique ou différente de la conduite d'injection de l'eau afin de régler le pH de l'émulsion et favoriser le type d'émulsion souhaité (eau dans huile ou huile dans eau) et sa stabilité.

20 Agitation L'émulsion peut être avantageusement formée par agitation. Le cisaillement de la pompe peut être utilisé pour former l'émulsion en aval de la pompe et en amont de la zone de chauffage. Éventuellement des mélangeurs de fonds situés en 25 amont de la pompe (dans le sens de circulation des fluides produits) peuvent être utilisés pour former cette émulsion. Le rapport eau/huile doit être préférentiellement d'au moins 10% en fraction volumique.

30 Plus ce rapport est faible, plus la surface développée par l'émulsion devra être grande et donc la taille des gouttelettes petite. En effet on sait que la surface développée par unité de volume varie en première approximation comme l'inverse du rayon. 2907838 9 - Chauffage La réaction de conversion est d'autant plus efficace que la température de l'émulsion sera importante. Un chauffage du puits permet d'atteindre une température à laquelle la vitesse de réaction est suffisante. Ce chauffage peut-être réalisé par exemple à l'aide de résistance 5 électrique, de brûleurs, de moyens d'induction, de moyens de mise en oeuvre de l'effet Joule ou de moyens de mise en oeuvre de L'effet skin. Ce chauffage peut aussi être réalisé au niveau du drain de production. Une unité de chauffage fournit au brut une quantité de chaleur suffisante pour que 10 la réaction de conversion puisse opérer. La gamme de température préférentielle est supérieure à 250 C, et préférentiellement supérieure à 350 C, entre 350 et 400 C. Plusieurs systèmes de chauffage peuvent être employés selon la configuration du puits : / système de chauffage électrique (résistance chauffante, induction, micro-onde, plasma, ...), 1.5 / système de chauffage par combustion avec l'utilisation de brûleurs en fond de puits. Afin que les réactions chimiques entre l'hydrocarbure et le donneur d'hydrogène soient d'une intensité suffisante, il est nécessaire que le brut émulsionné pénètre dans la zone de réaction à une température comprise entre 250 C et 400 C. Dans ces conditions, le 20 système de chauffage doit fournir entre 400 kW et 700 kW, ce qui est de l'ordre de grandeur des puissances que sont capables de générer les systèmes de chauffage cités ci-dessus. Selon la figure 1, le chauffage (5) est disposé autour d'une extension de tubing de 25 façon à chauffer l'hydrocarbure par conduction avec la paroi du tubing. Dans le cas de chauffage électrique, un câble de transport électrique (6) remonte dans l'annulaire jusqu'en surface. Le brut qui s'écoule du drain, en amont de la zone de réaction peut avoir la 30 température adéquate à l'obtention de la réaction de conversion, en conséquence de la technique de production employée, notamment, si on développe de la combustion in situ, ou un schéma de production de type SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) ou 2907838 10 similaire. Même dans ce cas, un chauffage complémentaire, par exemple électrique peut être nécessaire en appoint de température en amont de la zone de réaction. Dans une autre variante (non représentée), des éléments de chauffage sont disposés 5 dans le drain même, au droit de la formation productrice d'hydrocarbure, de façon à conjointement chauffer le brut pour l'obtention en aval de la réaction de conversion chimique et améliorer le drainage en augmentant la température dans la formation productrice. 10 - Réaction de conversion chimique : Le donneur d'hydrogène dans la réaction de conversion de la méthode selon l'invention est au moins en partie constitué par l'eau. La génération d'une surface de contact 15 importante par l'émulsification, permet d'utiliser l'eau comme donneur d'hydrogène et d'éviter le problème de l'atteinte de pressions partielles d'hydrogène importante. De manière avantageuse, il est possible d'injecter de l'hydrogène complémentaire pour la réaction de conversion. L'hydrogène est injecté dans le puits, notamment selon les 20 deux méthodes préférées et équivalentes suivantes : l'hydrogène pur, ou dilué dans un gaz inerte, est directement injecté dans le puits, l'hydrogène provient d'une molécule appelée "donneur d'hydrogène" (par exemple la tétraline), également injectée dans le puits. L'hydrogène peut être injecté à une température élevée, ou à une température correspondant aux conditions de stockage en surface, (en prenant en compte les changements thermiques pendant le transport dans le puits).

30 La pression sera celle existante dans le puits ou le drain, qui dépend entre autre de la profondeur et du gradient géothermique. En cas d'application d'une technique de pompage, la pression en aval de la pompe peut être supérieure à la pression en amont de la pompe en se plaçant dans le sens de circulation des fluides produits.

25 2907838 11 Le temps de réaction dépend des conditions d'écoulement dans le puits et le drain et éventuellement de la taille de la zone chauffée ainsi que du système catalytique éventuel utilisé. Une adéquation entre la température du fluide, le temps de séjour en température (lié à la taille de la zone chauffée et la vitesse d'écoulement du fluide), la concentration et le type de catalyseur peut être à optimiser. La réaction de conversion du brut peut être catalysée, principalement au moyen de deux mécanismes distincts ou complémentaires : - potentialisation du transfert d'hydrogène de l'eau vers le brut, notamment au moyen de catalyseurs du type watergasshift, - augmentation de la cinétique de conversion du brut, notamment au moyen de catalyseurs d'hydrotraitement conventionnellement utilisés en raffinage.

20 Le système catalytique éventuel comprend au moins un catalyseur ou précurseur de catalyseur hydrosoluble ou organosoluble, qui est injecté dans le drain et/ou dans le puits. Dans le cas préféré d'un catalyseur ou précurseur de catalyseur soluble dans l'eau, ledit catalyseur ou précurseur de catalyseur est avantageusement dispersé sous forme d'émulsion 2.5 catalytique. Un premier groupe de catalyseurs utilisables dans la méthode selon l'invention est constitué par tous les catalyseurs connus de l'homme du métier pour aider à produire l'hydrogène à partir de l'eau ; par exernple selon la réaction CO+H2O-> CO2 + H2 30 (réaction de water gas shift). Ces catalyseurs peuvent être notamment les catalyseurs à base de fer de type (Fe3O4)/Cr (massique) travaillant à haute température vers 350 C/400 C, 5 10 15 2907838 12 actifs sous forme oxyde, ou les catalyseurs à base de cuivre ou de zinc sur alumine travaillant à des températures plus faibles de l'ordre de 200 à 300 C. Des sels d'alcalins (Cs, K, Li, Na..) et d'alcalino-terreux (Mg, Ca, Sr, Ba) peuvent également être avantageusement utilisés pour favoriser les réactions de water gas shift.

5 Un deuxième groupe de catalyseurs utilisable dans la méthode selon l'invention comprend tous les catalyseurs classiques d'hydroraffinage connus de l'homme du métier, notamment sous forme de microparticules solides dispersés, connus pour l'hydroconversion en réacteur slurry. Ils sont obtenus à partir de composés organosolubles (typiquement naphténate de 10 fer, de cobalt, de nickel, de molybdène..) ou à partir de sels métalliques solubles en phase aqueuse. Les sels métalliques solubles en phase aqueuse de la présente invention comprennent au moins un précurseur métallique soluble du groupe VIB (colonne 6 de la nouvelle notation 15 de la table périodique des éléments) ou du groupe VIII ( colonnes 8, 9, 10 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments). A titre d'exemple ils peuvent être constitués par des sels de molybdène (heptamolybdate d'ammonium, acide phosphomolybdique...), des sels de fers, des sels de nickel ou d'un mélange de ces sels.

20 Ces sels métalliques chauffés en présence d'H2S seront transformés en microparticules solides, éventuellement mixtes, du sulfure correspondant, actives pour les réactions d'hydrogénation. Dans un mode très préféré, on utilise des tensioactifs plutôt organophiles présents à 25 l'interface eau/brut du type naphténates de Fer. La phase active préférée des catalyseurs classiques d'hydrogénation est généralement à base de sulfures mixtes constitués à la fois d'un sulfure d'un métal du groupe VIB (colonne 6 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments), de préférence le 30 molybdène ou le tungstène, ainsi que d'un sulfure d'un métal du groupe VIII (colonnes 8, 9 et 10 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments), de préférence le Ni ou le Co. Les métaux sont généralement à l'état oxyde et sulfurés pour être actifs en 2907838 13 hydrotraitement et/ou hydroconversion. Le rapport atomique entre l'élément du groupe VIII et l'élément du groupe VIB considéré comme optimal usuellement est compris entre 0,4 et 0,6 atome groupe VIII/atome groupe VIB. La phase active peut être en outre dopée par la présence d'au moins un élément dopant choisi parmi le phosphore, le bore, le 5 silicium et les halogènes (groupe VIIA ou colonne 17 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments). Les sources des éléments du groupe VIB (colonne 6 de la nouvelle notation de la 10 table périodique des éléments) qui peuvent être utilisées sont bien connues de l'homme du métier. Par exemple, parmi les sources de molybdène et de tungstène, on peut avantageusement utiliser les oxydes, les hydroxydes, les acides molybdiques et tungstiques et leurs sels en particulier les sels d'ammonium tels que le molybdate d'ammonium, l'heptamolybdate d'ammonium, le tungstate d'ammonium, les acides phosphomolybdique 15 et phosphotungstique et leurs sels, les acétylacétonates, les xanthates, les fluorures, les chlorures, les bromures, les iodures, les oxyfluorures, les oxychlorures, les oxybromures, les oxyiodures, les complexes carbonyles, les thiomolybdates, les carboxylates. On utilise de préférence les oxydes et les sels d'ammonium tels que le molybdate d'ammonium, l'heptamolybdate d'ammonium et le tungstate d'ammonium.

20 Les sources des éléments du groupe VIII (colonnes 8, 9 et 10 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments) pouvant être utilisées sont connues et sont par exemple les nitrates, les sulfates, les phosphates, les halogénures, les carboxylates comme les acétates et les carbonates, les hydroxydes et les oxydes. La source de phosphore préférée est l'acide orthophosphorique, mais ses sels et 25 esters comme les phosphates alcalins, phosphates d'ammonium, les phosphates de gallium ou les phosphates d'alkyles conviennent également. Les acides phosphoreux, par exemple l'acide hypophosphoreux, l'acide phosphomolybdique et ses sels, l'acide phosphotungstique et ses sels peuvent également être avantageusement employés. Le phosphore peut par exemple être introduit sous la forme d'un mélange d'acide phosphorique et un composé 30 organique basique contenant de l'azote tels que l'ammoniaque, les amines primaires et secondaires, les amines cycliques, les composés de la famille de la pyridine et des quinoléines et les composés de la famille du pyrrole.

2907838 14 La source de bore peut être l'acide borique, de préférence l'acide orthoborique H3BO3, le biborate ou le pentaborate d'ammonium, l'oxyde de bore, les esters boriques. Le bore peut être introduit par exemple par une solution d'acide borique dans un mélange eau/alcool ou encore dans un mélange eau/éthanolamine. La méthode selon l'invention permet d'introduire le catalyseur ou le précurseur de catalyseur sous forme dispersée dans l'émulsion eau dans huile ou huile dans eau.

10 La mise en oeuvre d'une émulsion brut-eau permet de maximiser la surface de contact du brut avec l'eau. Plus l'émulsion sera de granulométrie fine, plus la surface sera importante. Dans le cas d'un catalyseur non organosoluble, présent en phase aqueuse, l'optimisation de la taille de l'émulsion permet en outre de maximiser la dispersion du catalyseur au sein du 15 brut et donc son efficacité. Dans un mode préféré de réalisation, l'émulsion optimale est du type eau dans huile, avec une dispersion maximale de l'eau (gouttelettes de petite taille, par exemple de taille inférieure à 20 m ). Au moment de l'évaporation de la phase aqueuse, se produit une précipitation des petites entités catalytiques (en rapport avec la taille des gouttelettes d'eau) ce qui assure une forte dispersion du système catalytique dans le brut.

20 Dans le cas où l'on souhaite catalyser la réaction de conversion du brut, il peut être avantageux d'utiliser des tensioactifs catalyseurs ou précurseurs de catalyseurs. Dans ce cas, le tensioactif peut jouer également le rôle de catalyseur en se plaçant à l'interface entre l'eau et le brut (par exemple naphténate de fer ou catalyseur organométallique tensioactif).

25 Le catalyseur peut être éventuellement avantageusement réutilisé en surface. La partie restant dans le brut peut être utilisée ultérieurement dans le schéma de raffinage et/ou recyclée après gazéification du coke, la partie passant éventuellement dans l'eau pouvant 30 être recyclée lors d'opérations de traitement des eaux.

5 2907838 15 Un schéma simplifié et non limitatif de la mise en oeuvre du procédé est décrit sur la figure 1. La figure 1 présente un exemple de puits de production d'hydrocarbure (1) mettant en oeuvre la méthode selon l'invention. Un système de chauffage (5) est disposé autour de la 5 colonne de production ; l'alimentation électrique de la colonne de production est faite par un câble électrique (6). Des tubes injecteurs (4) permettent de fournir de l'eau afin de former l'émulsion. Dans le cas où de l'eau est injectée depuis la surface, les tensioactifs hydrosolubles peuvent être injectés en même temps et par la même conduite. Des composés chimiques basiques ou acides peuvent être injectés en fond de puits par une 10 conduite (4) identique ou différente de la conduite d'injection de l'eau afin de régler le pH de l'émulsion et favoriser le type d'émulsion souhaité (eau dans huile ou huile dans eau) et sa stabilité. L'émulsion est formée entre le brut et l'eau par le cisaillement de la pompe, par les conditions de fond et éventuellement par agitation à l'aide de mélangeurs de fond (2). Le 15 brut ainsi qu'éventuellement de l'eau pénètrent donc dans le drain où se forme l'émulsion ; la remontée jusqu'à la surface du brut amélioré est assistée par une pompe (3). La méthode selon l'invention permet de réaliser une conversion du brut dans le puits potentialisée par la surface de contact importante générée par l'émulsion et par le système 20 catalytique éventuel. Par ailleurs, la mise en oeuvre de la méthode se fait de manière avantageuse puisqu'on utilise la pression du fond due au gradient géothermique et la température de la production, sans utiliser de réacteur supplémentaire. En outre, la méthode selon l'invention permet de maximiser la production en améliorant conjointement la qualité et la transportabilité du brut, ce qui représente un avantage certain par rapport à 25 l'upgrading de surface.

Claims (17)

Revendications

1. Méthode d'amélioration de la transportabilité et de la qualité des bruts lourds in situ caractérisée en ce que : - l'on forme une émulsion directement dans le puits en dispersant de l'eau issue de la production et/ou injectée depuis la surface dans le brut ; l'on chauffe ladite émulsion grâce à des moyens de chauffage situés dans une zone de chauffage dans le drain afin de vaporiser au moins une partie de l'eau ; - l'on effectue une réaction d'upgrading du brut par conversion dans ou en aval de ladite zone de chauffage.

2. Méthode selon la revendication 1 dans laquelle l'émulsion est du type eau dans huile.

3. Méthode selon l'une des revendications 1 ou 2 dans laquelle la réaction d'upgrading 15 est catalysée.

4. Méthode selon la revendication 3 dans laquelle le catalyseur est un catalyseur permettant d'améliorer le transfert d'hydrogène de l'eau vers le brut.

5. Méthode selon la revendication 4 dans laquelle le catalyseur est choisi dans le groupe formé par : catalyseurs à base de fer de type (Fe3O4)/Cr (massique) 20 catalyseurs à base de cuivre ou de zinc sur alumine, sels d'alcalins (Cs, K, Li, Na..) et d'alcalino-terreux (Mg, Ca, Sr, Ba).

6. Méthode selon la revendication :3 dans laquelle le catalyseur est un catalyseur d'hydrotraitement permettant d'améliorer la conversion du brut.

7. Méthode selon la revendication 6 dans laquelle le catalyseur est à base d'au moins 25 un métal choisi dans le groupe formé par les éléments du groupe VIB et du groupe VIII de la Classification périodique des éléments

8. Méthode selon l'une des revendications précédentes dans laquelle le catalyseur est dispersé dans la phase aqueuse.

9. Méthode selon l'une des revendications précédentes dans laquelle le catalyseur est 30 un catalyseur organosoluble. 17 2907838

10. Méthode selon l'une des revendications précédentes dans laquelle on injecte de l'hydrogène complémentaire pour la réaction d'upgrading directement depuis la surface ou au moyen d'un composé donneur d'hydrogène. 5

11. Méthode selon l'une des revendications précédentes dans laquelle on utilise un tensioactif afin de former l'émulsion.

12. Méthode selon la revendication 1l dans laquelle le tensioactif est un tensioactif catalytique.

13. Méthode selon l'une des revendications précédentes dans laquelle on injecte un 10 composé basique ou acide depuis la surface afin de régler le pH de l'émulsion.

14. Méthode selon l'une des revendications précédentes dans laquelle la proportion d'eau émulsionnée dans le brut est d'au moins 10% en fraction volumique.

15. Méthode selon l'une des revendications précédentes dans laquelle la granulométrie moyenne de l'émulsion est inférieure à 1011m.

16. Méthode selon l'une des revendications précédentes dans laquelle la granulométrie moyenne de l'émulsion est préférentiellement inférieure à 201_tm.

17. Méthode selon l'une des revendications précédentes dans laquelle l'émulsion est formée par agitation au moyen de mélangeurs de fond.