FR2925570A1 - Procede de combustion in situ dans un gisement d'hydrocarbures - Google Patents
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Abstract
L'invention concerne un procédé d'extraction d'hydrocarbures dans un gisement souterrain comprenant:- l'injection de gaz oxydant dans une partie supérieure du gisement et la combustion in situ d'une fraction des hydrocarbures ;- la propagation de la combustion de la partie supérieure vers une partie inférieure du gisement ;- la récupération d'hydrocarbures au moyen de puits de production présentant une partie verticale et une partie horizontale, la partie horizontale étant située dans la partie inférieure du gisement ;dans lequel la partie inférieure du gisement est située au-dessus d'un aquifère.
Description
PROCEDE DE COMBUSTION IN SITU DANS UN GISEMENT D'HYDROCARBURES DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention concerne un procédé de combustion in situ dans un gisement d'hydrocarbures, notamment de pétrole.
ARRIERE-PLAN TECHNIQUE La viscosité importante des hydrocarbures présents dans certains gisements (huiles lourdes) pose des problèmes d'extraction considérables. Dans de tels cas, il est généralement nécessaire de diminuer la viscosité (fluidifier) des huiles lourdes de manière à les rendre plus mobiles et donc à pouvoir les extraire. Une première technique possible de fluidification des huiles lourdes, dite de SAGD (drainage gravitaire assisté par la vapeur), consiste à injecter de la vapeur dans le gisement. La vapeur se condense et cède de la chaleur aux hydrocarbures environnants, qui sont ainsi rendus moins visqueux et plus mobiles. Les hydrocarbures ainsi mobilisés s'écoulent par gravité jusqu'à des puits de production situés en dessous des zones d'injection de vapeur. Toutefois, ce procédé SAGD est limité car les puits doivent être très rapprochés les uns des autres et car le procédé est excessivement sensible à la présence de strates schisteuses. Une technique alternative de fluidification des huiles lourdes est celle de la combustion in situ, selon laquelle un oxydant, généralement de l'air, est injecté dans le gisement par des puits d'injection, et une combustion est initiée au sein du gisement. Des fronts de combustion se
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développent à partir des puits d'injection d'air et en direction des puits de production. La chaleur libérée par la combustion réduit la viscosité des hydrocarbures, qui sont poussés en avant des fronts de combustion vers les puits de production. Le document US 5211230 présente une variante de la technique de combustion in situ, dans laquelle chaque puits de production comprend un bras s'étendant horizontalement dans une partie inférieure du gisement, tandis que les points d'initiation de la combustion (puits d'injection d'oxydant) sont situés dans une partie supérieure du gisement. Ainsi, le front de combustion progresse en se déplaçant vers le bas, et les hydrocarbures progressivement mobilisés sont entraînés vers les bras horizontaux des puits de production par gravité. Des puits de ventilation verticaux sont également prévus, pour évacuer l'oxygène en excès et les gaz de combustion. La concentration en oxygène est mesurée dans les puits de production horizontaux. Si la concentration en oxygène dépasse une valeur prédéterminée, l'injection d'oxygène dans les puits d'injection est suspendue, et l'oxygène en excès et les gaz de combustion sont évacués par les puits de ventilation verticaux. En effet, pour des raisons de sécurité, il n'est pas souhaitable d'avoir une concentration en oxygène élevée au niveau des puits de production. Le document US 5626191 décrit un type particulier de combustion in situ, appelé procédé THAI . Dans ce procédé on utilise des puits dotés d'un bras horizontal. Un front de combustion est créé à partir d'une rangée de puits d'injection. Ce front se propage en gardant une orientation essentiellement verticale. La fluidification des hydrocarbures progresse ainsi selon la direction des bras horizontaux des puits de production situés dans la rangée adjacente, depuis l'extrémité vers le coude. Lorsque la zone fluidifiée atteint le coude, les puits de production sont transformés en puits d'injection (pour cela la partie horizontale est colmatée) et un nouveau front de combustion
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vertical est créé à partir de la nouvelle rangée de puits d'injection. Le document US 2006/0207762 décrit un perfectionnement du procédé THAI, dans lequel on injecte de la vapeur, de l'eau ou un gaz non oxydant tel que le CO2 au niveau des puits de production. Ceci permet d'augmenter le rendement tout en évitant l'entrée d'oxygène dans les puits de production, ce qui comporte des risques importants d'explosion.
Toutefois, les procédés existants de combustion in situ ne sont pas complètement satisfaisants en ce qui concerne le contrôle de la température au sein du gisement, qui est un paramètre essentiel pour la sécurité de l'exploitation.
Il existe donc un réel besoin de parvenir à contrôler et à limiter plus efficacement la température au sein du gisement. Il existe par ailleurs toujours un besoin d'augmenter le rendement de la production.
RESUME DE L'INVENTION L'invention concerne en premier lieu un procédé d'extraction d'hydrocarbures dans un gisement souterrain comprenant . -l'injection de gaz oxydant dans une partie supérieure du gisement et la combustion in situ d'une fraction des hydrocarbures ; - la propagation de la combustion de la partie supérieure vers une partie inférieure du gisement ; - la récupération d'hydrocarbures au moyen de puits de production présentant une partie verticale et une partie horizontale, la partie horizontale étant située dans la partie inférieure du gisement ; dans lequel la partie inférieure du gisement est située au-dessus d'un aquifère.
Selon un mode de réalisation particulier, l'injection de gaz oxydant est effectuée au moyen de puits d'injection verticaux.
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Selon un mode de réalisation particulier, les gaz de combustion sont récupérés en partie au moyen des puits de production, de préférence exclusivement au moyen des puits de production.
Selon un mode de réalisation particulier, les puits de production sont disposés en rangées parallèles définissant une direction X et les parties horizontales des puits de production sont alignées selon une direction Y, Y étant perpendiculaire à X.
Selon un mode de réalisation particulier, chaque puits d'injection est situé : selon la direction X, entre deux puits de production successifs d'une même rangée ; et selon la direction Y, entre l'extrémité de la partie horizontale des deux puits de production successifs et la jonction entre la partie horizontale et la partie verticale des deux puits de production successifs. Selon un mode de réalisation particulier, la pression au niveau de la partie horizontale des puits de production est comprise entre 4400 et 4800 kPa. Selon un mode de réalisation particulier, le gaz oxydant est de l'air. Selon un mode de réalisation particulier, l'injection de gaz oxydant est effectuée en continu. Selon un mode de réalisation particulier, la combustion in situ est déclenchée par ignition, de préférence par ignition électrique. La présente invention permet de surmonter les inconvénients de l'état de la technique. Elle fournit plus particulièrement un procédé d'extraction d'hydrocarbures utilisant la combustion in situ plus sûr dans la mesure où la température au niveau des puits de production est mieux contrôlée que dans l'état de la technique.
Ceci est accompli grâce à la mise au point d'un procédé d'extraction dans lequel l'extraction a lieu au-dessus d'un aquifère.
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Traditionnellement, on évite de travailler à proximité d'un aquifère, pour éviter la venue d'eau dans les puits producteurs. Les présents inventeurs ont découvert de manière surprenante que la combustion in situ réalisée à proximité d'un aquifère permet de bénéficier de l'effet refroidissant de l'aquifère sans dégrader la production d'hydrocarbures. Selon certains modes de réalisation particuliers, l'invention présente également les caractéristiques avantageuses énumérées ci-dessous. - L'invention permet d'obtenir un rendement de production d'hydrocarbures qui, au bout de quelques années d'exploitation, devient supérieur à celui qui serait obtenu en l'absence d'aquifère. Ceci est surprenant car on s'attendrait plutôt à une production médiocre en raison de la contamination par l'eau de l'aquifère. - La température au niveau de la partie horizontale des puits de production reste de préférence inférieure à 250°C, plus particulièrement inférieure à 225°C, idéalement inférieure à 200°C. De préférence, ceci est accompli en l'absence de conduits d'évacuation spécifique pour les gaz ( vent wells ).
BREVE DESCRIPTION DES FIGURES La Figure 1 est une représentation schématique d'une installation d'extraction d'hydrocarbures permettant de mettre en oeuvre le procédé selon l'invention, en vue de dessus. La Figure 2 est une représentation schématique d'une installation d'extraction d'hydrocarbures permettant de mettre en oeuvre le procédé selon l'invention, en coupe et perspective.
La Figure 3 représente la production cumulée de pétrole (ordonnée, en Sm-) en fonction de l'année d'exploitation (abscisse), et ce en présence d'aquifère (courbe 1) et en l'absence d'aquifère (courbe 2). Les
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données correspondent à la simulation numérique présentée dans l'exemple ci-dessous. La Figure 4 représente la température au niveau de la partie horizontale des puits de production (ordonnée, en °C) en fonction de l'année d'exploitation (abscisse), et ce en présence d'aquifère (courbe 1) et en l'absence d'aquifère (courbe 2). Les données correspondent à la simulation numérique présentée dans l'exemple ci-dessous.
DESCRIPTION DE MODES DE REALISATION DE L'INVENTION L'invention est maintenant décrite plus en détail et de façon non limitative dans la description qui suit.
Installation d'extraction d'hydrocarbures En faisant référence aux Figures 1 et 2, on décrit ici une installation d'extraction d'hydrocarbures permettant de mettre en oeuvre le procédé selon l'invention. L'installation d'extraction d'hydrocarbures est implantée dans un gisement souterrain 1 renfermant des hydrocarbures. Ce gisement souterrain 1 est situé au-dessus d'un aquifère 2. Par aquifère on entend une zone de roche saturée en eau, et en particulier une zone de roche où la saturation en eau est supérieure ou égale à 50 %.
Le gisement 1 contient de préférence des huiles lourdes. Par huiles lourdes on entend des huiles dont le grade API est inférieur à 25. Ces huiles sont caractérisées par une faible mobilité. Des puits de production 3a, 3b sont disposés dans le gisement 1, au-dessus de l'aquifère 2. Chaque puits de production 3a, 3b comprend une partie essentiellement verticale 4a, 4b et une partie essentiellement horizontale 5a, 5b. La partie essentiellement verticale 4a, 4b traverse la roche depuis la surface jusqu'à une partie inférieure du gisement 1, où sont disposées les parties inférieures 5a, 5b des puits de production. Les parties inférieures 5a, 5b des puits de production sont alignées selon leur plus grande dimension et définissent une direction Y. Les puits
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de production sont disposés en rangées parallèles, chaque rangée étant alignée selon une direction X perpendiculaire à Y. Les directions X, Y définissent le plan horizontal. Par ailleurs des puits d'injection de gaz oxydant 6 (notamment d'air) sont disposés dans le gisement 1. Ils s'étendent de la surface vers une partie supérieure du gisement 1. Autrement dit, les extrémités des puits d'injection de gaz oxydant 6 débouchent dans le gisement 1 à une moindre profondeur par rapport aux parties horizontales 5a, 5b des puits de production, qui sont situées dans une partie inférieure du gisement 1. Les puits d'injection 6 sont de préférence répartis en rangées parallèles selon la direction Y (voir par exemple la rangée représentée en Figure 1). De préférence, selon une projection horizontale, chaque rangée de puits d'injection est située selon la direction X entre les parties horizontales 5a, 5b de deux puits de production 3a, 3b successifs. Par ailleurs, selon la direction Y, les puits d'injection 6 se répartissent entre l'extrémité des parties horizontales 5a, 5b des puits de production et les jonctions entre les parties horizontales 5a, 5b et les parties verticales 4a, 4b des puits de production. L'utilisation d'une pluralité de puits d'injection dans une même rangée permet de mieux contrôler le déplacement du front de combustion. De préférence, l'installation ne comporte pas de puits de ventilation verticaux pour évacuer l'oxygène en excès et les gaz de combustion.
Procédé d'extraction d'hydrocarbures Toujours en faisant référence aux Figures 1 et 2, on injecte un gaz oxydant, par exemple du dioxygène ou de l'air, dans les puits d'injection 6. On déclenche l'ignition dans les puits d'injection 6 afin de démarrer la combustion in situ. Tout moyen d'ignition connu dans l'état de la technique peut être utilisé ici, notamment l'ignition électrique ou l'ignition par injection de vapeur chaude.
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Par combustion in situ on entend la combustion partielle d'hydrocarbures dans un gisement souterrain d'hydrocarbures. Ainsi, un front de combustion 7 est créé, de surface quasi-horizontale. Ce front de combustion se déplace selon une direction essentiellement verticale, vers le bas, c'est-à-dire depuis la partie supérieure du gisement 1 vers la partie inférieure du gisement 1. La chaleur générée par la combustion in situ permet de mobiliser (fluidifier) les hydrocarbures, qui, par drainage gravitaire, sont entraînés vers le bas du gisement et sont récupérés au niveau des parties horizontales 5a, 5b des puits de production. De préférence le procédé est effectué en mode continu (injection continue de gaz oxydant et extraction continue d'hydrocarbures), à la différence de ce qui est réalisé dans US 5211230, où l'on procède par alternance de phases de pressurisation du gisement et de dépressurisation au moyen de conduits d'évacuation de gaz. De préférence, la pression au niveau de la partie horizontale des puits de production est maintenue dans une gamme de 4400 à 4800 kPa, ce qui permet un meilleur rendement de production de pétrole et une moindre quantité d'eau produite. La pression est de façon conventionnelle régulée grâce à une duse.
EXEMPLE L'exemple suivant illustre l'invention sans la limiter.
Simulation numérique d'un gisement d'hydrocarbures On modélise un gisement d'hydrocarbures à trois strates, c'est-à-dire en partant de la surface : une zone d'hydrocarbures mobiles (MOZ), une zone d'hydrocarbures immobiles (IMOZ) puis une zone aquifère (BWZ). On utilise pour cela le programme de simulation de gisements Sincor. La strate supérieure (MOZ) a une épaisseur de 30 m et contient des hydrocarbures (huiles lourdes) de viscosité 2150 mPas (à 46°C et 4700 kPa). La strate médiane (IMOZ)
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contient des hydrocarbures (huiles lourdes) de très grande viscosité, c'est-à-dire 92000 mPas dans les conditions du gisement. La strate inférieure (BWZ) a une épaisseur de 24 m et présente une saturation en eau de 100 %. Un aquifère infini est relié à la frontière inférieure de la strate BWZ. Les propriétés du gisement sont les suivantes : 15 -Dimensions du gisement : - Profondeur : - O0IP - Pression dans le gisement - Température dans le gisement - GOR - Densité du pétrole - Porosité -Perméabilité 200x150x65 m 390-455 m 3, 045x105 Sm3 4000 kPa (à 400 m) 46°C 10 Sm3/m3 1008 kg/m3 0,19 - 0,43 380 - 24000 mD - Rapport de perméabilité (K,/Kh) 0,2 - Strate MOZ • Epaisseur 30 m 20 • Viscosité du pétrole 2150 mPas ^ OOIP 2, 391x105 Sm3 • Saturation en pétrole - 80 % • Saturation en eau - 20 % - Strate IMOZ • Epaisseur 11 m • Viscosité du pétrole 92000 mPas • OOIP 6,55x104 Sm3 • Saturation en pétrole - 64 % • Saturation en eau - 36 % - Strate BWZ • Epaisseur 24 m ^ Saturation en pétrole - 0 % • Saturation en eau - 100 % • Eau initiale disponible infinie 35 Le terme OOIP ( original oil in place ) désigne l'accumulation d'hydrocarbures. Le terme GOR ( gas-oil ratio ) désigne le rapport initial entre le gaz et les huiles. 12: Brevets 27000 27071--071217-teste depot.doc- 17 décembre 2007 25 30 Procédé d'extraction d'hydrocarbures Le modèle numérique prévoit un puit d'injection d'air vertical implanté au centre du gisement (selon l'horizontale) et deux puits de production dont la partie utile est horizontale, situés de part et d'autre du puits d'injection d'air, selon l'implantation présentée dans la description ci-dessus. Les conditions d'opération sont les suivantes.
L'ignition est effectuée par injection de vapeur de qualité 0,8 à 256°C pendant 6 mois, à raison de 80 Sm3 par jour. Après la phase d'ignition, on procède à l'injection d'air à un débit de 30000 Sm3 par jour pendant 19,5 ans. La pression au niveau de l'extrémité inférieure des puits d'injection est de 7000 kPa. Les puits de production fonctionnent avec une pression au niveau de l'extraction de 4500 kPa (on peut faire varier cette pression afin de fournir des comparaisons voir ci-dessous), un débit maximal de production de pétrole de 63,6 Sm3 par jour (400 barils par jour) et un débit maximal de production d'eau de 127,2 Sm3 par jour (800 barils par jour). La cinétique des réactions d'oxydation pour la combustion in situ a été modélisée à partir de 9 composés (eau, pétrole inerte, CH4, CO2, N2, 02, coke 1 et coke 2) et de 3 réactions chimiques : Pétrole inerte + 02 -coke 1 + chaleur Coke 1 + 02 H> CO + CO2 + eau + coke 2 + chaleur Coke 2 + 02 H> CO + CO2 + eau + chaleur Résultats En ce qui concerne la sécurité du procédé, il est nécessaire d'éviter une forte concentration d'oxygène dans le flux de production, afin d'empêcher toute explosion dans les puits de production et les installations de surface.
Les résultats de la simulation démontrent qu'il n'y a pas d'oxygène dans le flux de gaz produit. Ceci indique que le présent procédé est sûr.
R:` Brevets 27000 27071--071217-texte depot.do - 17 décembre 2007 Il
Le procédé permet de réaliser une extraction de pétrole dans la strate MOZ extrêmement efficace, avec une production cumulée d'environ 148400 et 171500 Sm3 au bout de 15 et 20 ans respectivement. Le facteur de récupération de pétrole est très élevé, à 62 % et 72 % au bout de 15 et 20 ans respectivement. En se fondant sur le volume cumulé d'air injecté dans le gisement et le volume cumulé de pétrole produit, le rapport air/pétrole est d'environ 1070 et 1245 Sm3/m3 pour 15 et 20 ans respectivement. La production d'eau cumulée est d'environ 202600 et 318200 m3 pour 15 et 20 ans, ce qui représente un rapport eau/pétrole de 1,37 et 1,86 respectivement. Les résultats complets de l'exploitation sont représentés dans le Tableau 1 ci-dessous.
Tableau 1 - résultats de la simulation (1) OOIP (Sm3) 3, 045x105 OOIP (MOZ, Sm3) 2,391x105 Débit d'air (Sm3/jour) 30.000 Pression à l'extrémité inférieure 7.000 du puits injecteur (kPa) Pression dans la partie horizontale 4.500 des puits de production (kPa) Durée (années) 15 20 Air injecté cumulé (Sm3) 1, 59x108 2, 14x105 Pétrole produit cumulé (Sm3) 148419 171509 CO2 produit cumulé (Sm3) 2, 09x107 2, 82xl0' Récupération de pétrole (% OOIP, 62,1 71,8 MOZ) Rapport air/pétrole (Sm3/m3) 1069 1245 Emission de CO2 (kg/baril) 40 47 Eau produite cumulée (Sm3) 202627 318188 Rapport eau/pétrole (Sm3/m3) 1,37 1,86 Le contrôle de la pression au niveau de la partie 20 horizontale des puits de production a un impact important R: Brevets 2700027071--07121 7-texte_ depot.doc- 17 décembre 2007
sur la production d'eau et la proportion d'eau. Si cette pression est inférieure à 3000 kPa, on assiste à une entrée d'eau précoce dans les puits de production, ce qui aboutit à une proportion d'eau très élevée (supérieure à 90 %). Le débit de production d'eau et la proportion d'eau diminuent lorsque la pression augmente. Ainsi, le contrôle de la pression au niveau de la partie horizontale des puits de production fournit une solution pour éviter un débit d'eau et une proportion d'eau trop importants lors des opérations d'extraction. De même, la récupération de pétrole est influencée par la pression au niveau de la partie horizontale des puits de production. La récupération de pétrole dans la simulation augmente avec la pression passant de 54 % à 1690 kPa à 61 % à 4400 kPa (MOZ à 15 ans). Dans la gamme de pression 4400-4800 kPa, la récupération de pétrole est pratiquement constante, à environ 61 % et 70 % (MOZ) pour 15 et 20 ans d'exploitation respectivement. Toutefois, le facteur de récupération chute quand la pression dépasse 4800 kPa. Les résultats de cette comparaison sont rassemblés dans le Tableau 2 ci-dessous.
Tableau 2 - résultats de la simulation (2) en fonction de la pression au niveau de la partie horizontale des puits de production Pression (kPa) 1690 3000 4400 4500 4600 4700 4800 5000 Durée (années) 15 Prod. pétrole 127963 129923 145459148419 147016 146737 143986 124013 cumulée (Sm3) Prod. eau 1,03 1,02 2,71 2,03 1,43 8,72 4,24 2,74 cumulée (Sm') x10` xlOE x1C x10 x10` x10' x10` x104 Récupération 53,5 54,4 60,9 62,1 61,5 61,4 60,2 51,9 (1001?, MOZ) Rapport air/ 1241 1222 1091 1069 1079 1081 1101 1278 R: 13rc'ets 2 7000 2700027071--0712 1 7-texte_depot.doc- 17 décembre 2007 pétrole (Sm'/m3) Rapport eau/ 8,38 7,82 1,86 1,37 0,97 0,59 0,29 0,22 pétrole (Sm3/m3 ) Durée (années) 20 Prod. pétrole 141345 143816 169920 171509 169505 169045 164315 - cumulée (Sm3) Prod. eau 1,50 1,45 4,21 3,18 2,41 1,55 7,63 - cumulée (Sm3) x10' x10' X105 x10`' x10' x105 x109 Récupération 59,1 60,2 69,8 71,8 70,9 70,7 68,7 - (%OOIP, MOZ) Rapport air/ 1511 1485 1279 1245 1259 1262 1298 - pétrole (Sm3/m3) Rapport eau/ 10,64 10,11 2,52 1,86 1,42 0,92 0,46 - pétrole (Sm3/m3) Comparaison avec un modèle de gisement sans aquifère On reprend la même simulation que ci-dessus, en supprimant la strate BWZ (aquifère).
On constate que la présence de l'aquifère n'a pas d'effet sur l'injection d'air et la production de gaz. En raison de la présence de l'aquifère, une partie du pétrole fluidifié est drainée à la fois dans la strate IMOZ et dans la strate BWZ, si bien qu'initialement la production de pétrole est plus faible qu'en l'absence d'aquifère. Toutefois, au bout de 3 ans d'injection d'air, le débit de production de pétrole augmente rapidement et dépasse le débit de production de pétrole en l'absence d'aquifère au bout de 5 ans. Ce débit plus important en présence d'aquifère se maintient pendant tout le reste des opérations d'injection d'air. Par conséquent, la production cumulée de pétrole en présence d'un aquifère dépasse au bout d'un certain temps la production cumulée de pétrole en l'absence d'aquifère, comme cela est visible sur la Figure 3. Le débit de production d'eau est largement plus important en présence d'aquifère qu'en l'absence d'aquifère R: Brevets 27000 2707 1ù0?1217- texte depoi.doc- 17 décembre 200?
au bout de 7 ans d'injection d'air. Ceci est dû à un flux d'eau en provenance de l'aquifère. Ce flux d'eau a un effet de refroidissement interne, qui empêche d'atteindre une température excessive au niveau de la partie horizontale des puits de production. Ainsi, la température maximale au niveau de la partie horizontale des puits de production est plus faible en présence d'aquifère qu'en l'absence d'aquifère, comme cela est visible sur la Figure 4. Ceci permet de réduire les exigences 'en terme de systèmes d'isolation thermique ( packers ...) pour les puits de production. Les résultats de la simulation comparée avec ou sans aquifère sont résumés dans le Tableau 3 ci-dessous.
Tableau 3 - résultats de la simulation (2) en fonction de la présence ou de l'absence de l'aquifère (strate BWZ) Modèle Présence Absence d' aquifère d' aquifère 001P (Sm3) 3, 045X105 2, 391x105 001P (MOZ, Sm3) 2, 391x105 2, 391X105 Débit d'air (Sm3/jour) 30.000 Pression puits injection 7.000 (kPa) Pression puits de 4.500 production (kPa) Durée (années) 20 20 Air injecté cumulé (Sm3) 2,14x108 2,13x108 Pétrole produit cumulé 171509 160452 (Sm3) _ CO2 produit cumulé (Sm3) 2,82x10 2, 81x10 R: Brevels 27000 27071--071217-texte depot.doc- 17 décembre 2007 Récupération de pétrole 71,8 67,1 (%OOIP, MOZ) Rapport air/pétrole 1245 1327 (Sm3 /m3 ) Emission de CO2 47 50 (kg/baril) Température max. dans les 191 257 puits de production (°C) Eau produite cumulée 318188 45276 (Sm3 ) Rapport eau/pétrole 1,86 0,282 (Sm3 /m3 ) R: Rre'eis 27000 27071--0'1217-texte depot.doc- 17 décembre 2007
Claims (10)
1. Procédé d'extraction d'hydrocarbures dans un gisement souterrain comprenant : - l'injection de gaz oxydant dans une partie supérieure du gisement et la combustion in situ d'une fraction des hydrocarbures ; - la propagation de la combustion de la partie supérieure vers une partie inférieure du gisement ; - la récupération d'hydrocarbures au moyen de puits de production présentant une partie verticale et une partie horizontale, la partie horizontale étant située dans la partie inférieure du gisement ; dans lequel la partie inférieure du gisement est située au-dessus d'un aquifère. 20
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'injection de gaz oxydant est effectuée au moyen de puits d'injection verticaux.
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans 25 lequel les gaz de combustion sont récupérés en partie au moyen des puits de production, de préférence exclusivement au moyen des puits de production. 30
4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel les puits de production sont disposés en rangées parallèles définissant une direction X et les parties horizontales des puits de production sont alignées selon une direction Y, Y 35 étant perpendiculaire à X.
5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel chaque puits d'injection est situé : R: Brevets 27000 27071--071217-texte_depot.doc- 17 décembre 2007 15- selon la direction X, entre deux puits de production successifs d'une même rangée ; et - selon la direction Y, entre l'extrémité de la partie horizontale des deux puits de production successifs et la jonction entre la partie horizontale et la partie verticale des deux puits de production successifs.
6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, dans lequel la pression au niveau de la partie horizontale des puits de production est comprise entre 4400 et 4800 kPa.
7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6, 15 dans lequel le gaz oxydant est de l'air.
8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, dans lequel l'injection de gaz oxydant est effectuée en continu.
9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, dans lequel la combustion in situ est déclenchée par ignition, de préférence par ignition électrique.
10 20 25 R: Brevets 27000 27 071--07 12 17-texte dep t.doc- 17 décembre 2007
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