FR2992327A1 - Procede de production de gaz naturel a partir de la destabilisation thermique d'hydrates de gaz - Google Patents

Abstract

L'invention porte sur un procédé de production de gaz naturel (480) à partir de la déstabilisation thermique d'hydrates de gaz présents dans le sous-sol. Selon ce procédé, on prélève la chaleur contenue dans une première zone souterraine (440) pour réchauffer un fluide (470) à une température supérieure ou égale à la température de déstabilisation des hydrates de gaz présents dans une deuxième zone souterraine (400), et on déstabilise les hydrates de gaz pour libérer le gaz en injectant le fluide à la base de la deuxième zone souterraine. Le fluide injecté correspond par exemple aux eaux (490) de production d'une plateforme pétrolière. L'invention porte également sur une installation pour la mise en oeuvre d'un tel procédé.

Description

Le domaine de l'invention est celui de l'industrie pétrolière et gazière, et plus particulièrement celui de la production d'énergie fossile issue du sous-sol. L'invention concerne notamment un procédé de production de gaz naturel par déstabilisation d'hydrates de gaz présents dans le sous-sol, par exemple dans les bassins sédimentaires sous-marins. La recherche de nouvelles sources d'énergie fossile à exploiter constitue un enjeu stratégique majeur pour l'industrie pétrolière. Dans ce contexte, il est envisagé d'exploiter des gisements d'hydrocarbures qui ne l'étaient pas auparavant en raison des coûts de production importants, et dont l'exploitation est aujourd'hui susceptible d'être rentable. La production de pétrole à partir de l'extraction de sables bitumineux en est un exemple. Dans le domaine de la production de gaz naturel, le gaz biogénique issu de la transformation biologique de la matière organique, et accumulé dans des sédiments peu profonds, est par exemple considéré comme une nouvelle réserve potentielle d'énergie fossile.

Il existe une autre ressource d'hydrocarbures identifiée par les géologues et dont l'exploitation est à ce jour inexistante. Il s'agit du gaz piégé sous forme d'hydrates de gaz, principalement du méthane, dans les sédiments sous-marins ou dans des zones du sous-sol telles que le pergélisol des régions polaires, où l'on rencontre des conditions de température et de pression propices à leur formation. En particulier, les hydrates de méthane, dont la présence à l'échelle mondiale a été mise en évidence à partir de nombreuses données géophysiques, géochimiques et géologiques, constituent un réservoir de méthane potentiellement très important. Le gaz piégé dans les hydrates peut avoir une double origine. Il peut s'agir de gaz biogénique issu de l'activité microbienne dans les sédiments sous-marins, généralement situés à moins de 2500 mètres de profondeur sous l'eau. Les bactéries présentes dans le milieu poreux, et vivant dans l'eau circulant dans ce milieu, consomment une partie du carbone contenu dans les sédiments pour le transformer en gaz biogénique. Ce dernier est en particulier un mélange de dioxyde de carbone et de méthane dans les conditions de méthanogénèse, le dioxyde de carbone pouvant se dissoudre dans l'eau et la proportion de méthane dans la phase gaz devenir alors majoritaire. Ce gaz d'origine biogénique peut aussi contenir parfois du sulfure d'hydrogène H2S. Le gaz formant les hydrates de gaz peut également avoir une origine thermogénique. Lors de l'enfouissement, la matière organique contenue dans certains sédiments se transforme sous l'effet de l'augmentation de la pression, mais surtout de la température, pour donner des hydrocarbures liquides (à 90°C, soit à plus de 3 km d'enfouissement), puis gazeux (à 120°C, soit à plus de 5 km d'enfouissement). Cette transformation de la matière organique sous l'effet de l'augmentation de la température, formant alors du kérogène, est appelée craquage "thermogénique". Ce gaz est alors piégé sous forme d'hydrates lorsqu'il remonte vers la surface du plancher océanique ou de la croûte terrestre, et qu'il rencontre les conditions adéquates de pression et température. Les hydrates de gaz, aussi appelés clathrates de gaz, sont des composés solides à structure cristalline, qui se forment quand un gaz et de l'eau cristallisent ensemble à basse température et haute pression, les molécules d'eau formant une cage autour des molécules de gaz, qui se retrouvent ainsi emprisonnées. La figure 1 représente l'équilibre thermodynamique pression/température des hydrates de méthane, et illustre les conditions de température T et de profondeur P théoriques de leur formation/déstabilisation dans le sous-sol. La pression dépend directement de l'enfouissement, et généralement de la pression hydrostatique. Dans les bassins sédimentaires, qu'ils soient terrestres ou marins, les sédiments sont gorgés d'eau, généralement des saumures, et une pression hydrostatique se développe. En domaine continental, la pression hydrostatique est essentiellement due au poids de l'eau contenue dans les sédiments sus jacents, alors qu'en domaine marin, la pression hydrostatique est liée au poids de la colonne d'eau (bathymetrie) et au poids de l'eau contenue dans les sédiments sus jacents. La courbe a représente la courbe d'équilibre du méthane sous forme libre et sous forme d'hydrate. En théorie, les hydrates de méthane sont stables (zones B et D) à partir d'environ 100 mètres de profondeur à une température d'environ -15°C, et le restent lorsque la pression augmente avec la profondeur pour des températures inférieures à environ 10°C dans les 600 premiers mètres, puis pour des températures comprises entre 10°C et 26°C jusqu'à environ 5 000 m de profondeur. Dans la figure 1, les zones A et C correspondent aux conditions de température et de profondeur des sédiments pour lesquelles le méthane est sous forme libre. Les zones A et B se distinguent des zones C et D par la présence d'eau dans les sédiments sous forme de glace, contrairement aux zones C et D où l'eau est sous forme liquide. En pratique, les hydrates de gaz en contexte sous-marin, en particulier les hydrates de méthane, peuvent être présents dans des sédiments sous une hauteur d'eau d'au moins 300 mètres, et à des températures voisines de 0°C, par exemple 2°C ou 3°C. Ainsi, les hydrates de gaz peuvent se retrouver dans des sédiments au niveau du plancher océanique de tous les océans à partir d'environ 1000-1500 mètres de profondeur, là où l'eau est suffisamment froide, de l'ordre de quelques degrés Celsius, pour leur formation, et au niveau des talus continentaux à des profondeurs de quelques centaines de mètres. Dans les régions terrestres polaires, par exemple en Sibérie, en Alaska, en Arctique ou Antarctique, les hydrates de gaz peuvent se former moins profondément en raison de la présence de pergélisol où le sol est gelé sur plusieurs dizaines de mètres de profondeur. Les hydrates de gaz occupent le milieu poreux des sédiments en bouchant les pores et constituent ainsi une barrière de perméabilité. Dans une pile sédimentaire, la température augmente avec la profondeur sous l'influence du gradient géothermique. A une certaine profondeur, la température devient telle que les hydrates se décomposent pour former de l'eau et du méthane libre (zone C de la figure 1). La limite de stabilité de ces hydrates est très brusque et est identifiable sur des images issues de données sismiques par un réflecteur caractéristique appelé communément Bottom Simulating Reflector (BSR). La figure 2 illustre un tel réflecteur BSR 210, apparaissant dans une série sédimentaire sous le plancher océanique 200, et clairement identifiable par un fort contraste entre un faciès supérieur quasi transparent et correspondant à une zone riche en hydrates de gaz, et un faciès plus réflectif en profondeur. Une accumulation de gaz libre sous le BSR, qui peut être d'origine biogénique, thermogénique, ou un mélange des deux, existe dans de nombreux cas, du fait de la barrière de perméabilité que les hydrates induisent. A l'échelle planétaire, l'étendue des zones dans lesquelles de tels hydrates peuvent se former laisse envisager un potentiel de production considérable. Diverses estimations des quantités d'hydrates de gaz ont été avancées, notamment en milieu marin, divergeant de plusieurs ordres de grandeur. Selon des estimations récentes (Milkov A.V, Global estimates of hydrate-bound gas in marine sediments: how much is really out there?, Earth-Sci. Rev., vol. 66, n° 3-4, p. 183-197, 2004.), les réserves de méthane, rien qu'en milieu océanique, pourraient être comprises entre 1x1015m3 et 5x1015m3, représentant de 500 à 2500 Gt de carbone piégé dans les hydrates de méthane, soit, à titre comparatif, environ 2 à 10 fois plus que la quantité de carbone des ressources conventionnelles de gaz. Ces réserves sont donc mal connues, notamment parce qu'aucun procédé industriel économiquement rentable n'existe à l'heure actuelle, et que, par conséquent, il n'a pas été envisagé d'exploration à grande échelle pour l'exploitation des hydrates gaz. On connait trois techniques pour libérer le gaz à partir d'hydrates de méthane, qui, à ce jour, ont essentiellement fait l'objet de simulations numériques et d'expérimentations en laboratoire. Les figures 3A, 3B et 3C illustrent schématiquement ces techniques, qui visent toutes à produire du gaz à partir de la déstabilisation des hydrates de gaz engendrée par une modification des conditions thermodynamiques. Une première technique, illustrée à la figure 3A, consiste à déstabiliser les hydrates de gaz du sous-sol par dépressurisation d'une zone 310 au sein d'une zone sédimentaire 300 où se concentrent les hydrates de gaz. Ces derniers sont alors exposés à un environnement où la pression est plus faible, ce qui produit leur dissociation en eau et en méthane libre, comme le montre la flèche 1 de la figure 1. Le gaz, généralement accompagné d'eau, peut alors être extrait (flèche R sur la figure 3A) à l'aide de moyens conventionnels d'extraction de gaz. Cette technique se limite aux contextes géologiques dans lesquels une zone de gaz libre 320 existe sous le réservoir d'hydrates de gaz 300. Le gaz libre de la zone 320 est alors pompé via un puits 330, ce qui provoque une dépressurisation de la zone sus-jacente 310 où les hydrates se déstabilisent. Des simulations numériques et des essais de production basés sur cette technique ont été réalisés pour le site de Mallik au Canada, où un réservoir important d'hydrates de gaz présents dans le pergélisol a été identifié.

Une deuxième méthode consiste en l'injection d'inhibiteurs dans le réservoir d'hydrates de gaz, qui provoque un déplacement de la courbe naturelle d'équilibre du méthane sous forme libre et sous forme d'hydrates, permettant la dissociation des hydrates de gaz (flèche 3 de la figure 1). La figure 3B illustre cette deuxième technique, où la déstabilisation des hydrates de gaz dans une zone 310 du réservoir d'hydrates de gaz 300 se fait par l'injection In d'un inhibiteur chimique. Le gaz libéré peut ainsi être récupéré, par exemple par pompage via un puits de production distinct du puits d'injection de l'inhibiteur. Des essais expérimentaux basés sur cette technique, en particulier basés sur l'injection de méthanol dans le sous-sol, ont été réalisés en Russie dans les années 1960. Cette technique est très couteuse à mettre en oeuvre, principalement en raison du coût des produits chimiques utilisés en tant qu'inhibiteurs. Une troisième technique, également illustrée à la figure 3B, consiste à déstabiliser des hydrates dans une zone 310 du réservoir d'hydrates de gaz 300 par stimulation thermique des hydrates de gaz, par exemple par l'injection d'eau chaude ou de vapeur d'eau (flèche In de la figure 3B), ou par d'autres moyens indirects de type sonique (micro-ondes) ou électrique. La déstabilisation des hydrates par un réchauffement de ceux-ci est indiqué sur la figure 1 par la flèche 2. Cette méthode a principalement fait l'objet de tests en laboratoire et de modélisations numériques. Cette méthode nécessite un apport d'énergie important pour déstabiliser thermiquement les hydrates, ce qui impacte sensiblement le bilan énergétique global du procédé, et par conséquent le coût économique de cette solution. Cette méthode est d'autant plus couteuse qu'une partie de la chaleur apportée pour déstabiliser les hydrates de gaz est perdue dans les formations voisines du réservoir d'hydrates de gaz, et que la transmission de la chaleur dans les sédiments hôtes des hydrates de gaz, liée à la porosité des sédiments, n'est pas nécessairement optimale. Des tests réalisés sur site au Canada ont montrés que seules des productions très faibles sont possibles, et que l'intérêt commercial de cette méthode est très limité.

Toutes ces techniques restent aujourd'hui principalement exploratoires, et n'ont pas encore été mises en oeuvre à l'échelle industrielle pour la production de gaz. Leur coût élevé et/ou leurs limites d'application à des environnements spécifiques, ainsi que, dans certains cas, la faible production escomptée, constituent des obstacles importants à l'exploitation rentable du gaz stocké sous forme d'hydrates de gaz dans le sous-sol. La présente invention a pour objectif de fournir un procédé de production de gaz naturel à partir de la déstabilisation d'hydrates de gaz, qui surmonte, au moins en partie, les inconvénients des méthodes mentionnées ci-dessus. 10 De façon générale, l'invention vise à fournir un procédé de production de gaz naturel à partir de la déstabilisation d'hydrates de gaz, qui puisse être mis en oeuvre à l'échelle industrielle pour une production de gaz rentable. L'invention vise notamment à optimiser le bilan énergétique d'un procédé de production de gaz naturel basé sur la déstabilisation thermique d'hydrates de gaz du sous-sol, et donc à réduire les dépenses financières 15 associées à l'apport d'énergie requise pour la déstabilisation thermique des hydrates de gaz. L'invention vise également à fournir un procédé de production de gaz naturel à partir de la déstabilisation d'hydrates de gaz pouvant être mis en oeuvre dans des contextes géologiques variés, et notamment s'appliquer à l'exploitation d'un large spectre de réservoirs d'hydrates de gaz en contexte marin ou terrestre. 20 Un autre objectif de l'invention consiste à accroître la rentabilité d'une unité de production d'hydrocarbures conventionnelle de type plateforme pétrolière ou installation on-shore de production de pétrole ou de gaz. Pour atteindre au moins l'un des objectifs susvisés, parmi d'autres, la présente invention propose, selon un premier aspect, un procédé de production de gaz naturel, dans 25 lequel: - on prélève la chaleur contenue dans une première zone souterraine pour réchauffer un fluide à une température supérieure ou égale à la température permettant de déstabiliser des hydrates de gaz présents dans une deuxième zone souterraine, - on déstabilise les hydrates de gaz pour libérer le gaz naturel en injectant le fluide à la base 30 de la deuxième zone souterraine. Selon un mode de réalisation de l'invention, le fluide injecté à la base de la deuxième zone souterraine provient de la première zone souterraine.

Alternativement, on prélève la chaleur d'eaux provenant de la première zone souterraine en faisant circuler ces eaux dans au moins un échangeur de chaleur pour réchauffer le fluide avant son injection à la base de la deuxième zone souterraine. Selon un mode de réalisation de l'invention, la chaleur pour réchauffer le fluide est prélevée lors de l'exploitation de la première zone souterraine. De manière préférée, la chaleur pour réchauffer le fluide provient des eaux de production produites lors de la production d'hydrocarbures présents dans la première zone souterraine. Les eaux de production sont de préférence produites par une plateforme pétrolière off- 10 shore. Selon un mode de réalisation de l'invention, on injecte le fluide au plus proche d'une zone de limite de stabilité des hydrates de gaz. Selon un mode de réalisation de l'invention, on récupère les hydrocarbures libérés par la déstabilisation des hydrates de gaz par l'intermédiaire d'un puits, l'injection et la 15 récupération étant réalisées de manière alternée par l'intermédiaire du puits, ou de manière simultanée par l'intermédiaire d'un puits d'injection et d'un puits de production. Selon un autre aspect, l'invention porte sur une installation de production de gaz naturel adaptée à être reliée à une installation d'exploitation d'une première zone souterraine, et comprenant: 20 - des moyens de transport d'eaux provenant de l'installation d'exploitation de la première zone souterraine jusqu'à l'installation de production; - une unité d'injection des eaux à la base d'une deuxième zone souterraine contenant des hydrates de gaz; - une unité de récupération du gaz naturel issu de la déstabilisation des hydrates de 25 gaz par l'injection des eaux. Selon un mode de réalisation de l'invention, l'installation comprend en outre au moins un échangeur de chaleur entre les eaux et un fluide, ce fluide étant injecté par l'unité d'injection à la place des eaux. Selon un mode de réalisation de l'invention, l'installation est adaptée à être reliée à une 30 installation de production d'hydrocarbures présents dans une première zone souterraine.

Selon un autre mode de réalisation de l'invention, l'unité d'injection comprend un réseau de puits horizontaux. D'autres objets et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description qui suit d'exemples de réalisations particuliers de l'invention, donnés à titre d'exemples non limitatifs, la description étant faite en référence aux figures annexées décrites ci-après. La figure 1 est un diagramme température/profondeur représentant les conditions théoriques de formation/dissociation des hydrates de méthane, et les différents mécanismes connus pour libérer du méthane à partir de la déstabilisation d'hydrates de méthane. La figure 2 est une image issue de données de sismique-réflexion illustrant la présence d'un réflecteur sismique BSR dans des sédiments marins. Les figures 3A et 3B sont des schémas illustrant les techniques connues pour libérer du méthane à partir de la déstabilisation des hydrates de gaz.

La figure 4 illustre le procédé et l'installation de production de gaz selon l'invention. La partie (A) correspond à un schéma en coupe d'un exemple de mise en oeuvre du procédé selon l'invention en contexte marin, et la partie (B) est un diagramme température/profondeur correspondant à un extrait de la coupe (A), illustrant les conditions thermodynamiques de formation/déstabilisation des hydrates de gaz.

La figure 4 illustre le procédé selon l'invention mis en oeuvre en contexte marin, en particulier un procédé de production de gaz naturel à partir de la déstabilisation thermique d'hydrates de gaz situés dans des sédiments sous le plancher océanique, relié à une exploitation d'hydrocarbures par une plateforme pétrolière off-shore voisine. Pour une meilleure compréhension de l'invention, il sera notamment fait référence aux éléments numérotés de cette figure 4 pour illustrer les différents objets et caractéristiques de l'invention, pouvant être décrits de manière plus générale ci-après. Par "gaz naturel", on entend un combustible fossile composé d'un mélange d'hydrocarbures présent naturellement dans des roches poreuses et qui présente une forme gazeuse à pression et température atmosphériques. Le gaz naturel est principalement composé de méthane. Le procédé selon la présente invention permet de libérer le gaz piégé dans les hydrates de gaz présents au sein d'une zone souterraine 400, notamment le méthane contenu dans des hydrates de méthane, en injectant, à la base de cette zone souterraine 400, un fluide 470 ayant une température apte à déstabiliser les hydrates de gaz. Le fluide 470 acquière cette température grâce à la chaleur contenue dans une première zone souterraine 440.

Dans la présente description, les expressions "eaux chaudes" ou "fluide chaud" désignent des eaux ou un fluide ayant une température suffisante pour déstabiliser les hydrates de gaz du sous-sol. Connaissant un réservoir d'hydrates de gazdonné, l'homme du métier sait déterminer cette température sans difficultés, à partir de données telles qu'illustrées à la figure 1.

La deuxième zone souterraine 400, au sein de laquelle se concentrent les hydrates de gaz, est définie spatialement, dans sa partie inférieure, par une zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411. Cette zone de limite de stabilité 411 peut par exemple être identifiée par le réflecteur BSR visible sur des images obtenues par sismique-réflexion, tel que représenté à la figure 2. Cette zone de limite de stabilité 411 marque le passage entre une zone de sédiments sans hydrates de gaz 420, c'est-à-dire une zone où les conditions physico-chimiques, notamment les conditions de température et de pression, ne permettent pas la formation d'hydrates de gaz, et une zone, généralement moins profonde, qui contient des hydrates de gaz. Cette dernière correspond à la deuxième zone souterraine 400, qui constitue un réservoir d'hydrates de gaz. Cette deuxième zone souterraine 400 étant liée à un équilibre pression/température, son épaisseur est variable, et dépend des conditions externes. A titre d'exemple, pour une température de l'interface eau/sédiments et une bathymétrie (hauteur de la colonne d'eau) de 500 mètres, l'épaisseur de la zone pouvant contenir des hydrates est d'environ 115 mètres. Si la température de l'interface eau/sédiments est par exemple de 3°C et la bathymétrie de 2500 mètres, alors l'épaisseur de la zone contenant des hydrates sera de 550 mètres. En général, l'épaisseur de la deuxième zone souterraine 400 contenant les hydrates de gaz est de plusieurs centaines de mètres. L'injection d'un fluide chaud 470 à la base de la deuxième zone souterraine 400 provoque une augmentation de température de la roche avoisinante contenant les hydrates de gaz telle que les hydrates de gaz se dissocient. En référence à la figure 1, le mécanisme thermodynamique de dissociation des hydrates de gaz provoqué par une augmentation de la température, et sur lequel repose le procédé de la présente invention, est représenté par la flèche 2. Le fluide 470 injecté à la base de la deuxième zone souterraine 400 circule dans les sédiments situés à la profondeur d'injection et aux alentours, ce qui a pour effet de déplacer la zone de limite de stabilité 411 vers la surface. La chaleur apportée par le fluide 470 modifie en effet la température d'une zone 410, faisant initialement partie, c'est-à-dire avant toute injection de fluide, de la deuxième zone souterraine 400. Cela se traduit par une modification du profil de température p dans les sédiments de la zone initiale 400, dont l'intersection avec la courbe a, représentant l'équilibre hydrate/gaz du méthane, s'effectue à une profondeur plus faible (modification non représentée à la figure 4 partie (B)). Les hydrates de gaz situés dans cette zone 410 sont alors transformés en eau et en gaz libre. L'injection du fluide 470 peut se faire de part ou d'autre de la zone de limite de stabilité 411 des hydrates de gaz, c'est-à-dire que la profondeur d'injection du fluide 470 à la base de la deuxième zone souterraine 400 peut être supérieure ou inférieure à la profondeur de la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411.

De manière préférée, l'injection du fluide 470 est réalisée sous la deuxième zone souterraine 400. De cette manière, l'injection et la diffusion du fluide chaud 470 dans le milieu poreux et perméable de la zone souterraine sous-jacente 420 est facilitée. Le fluide injecté 470 remonte vers la surface, provoquant le déplacement de la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411 sus-jacente, et le transfert de chaleur entre le fluide 470 et la deuxième zone souterraine 400 est optimisé. Avantageusement, on injecte le fluide 470 au plus proche de la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411. Le fluide 470 est par exemple injecté à une distance de quelques mètres à quelques dizaines de mètres, de préférence de quelques mètres à une dizaine de mètres, de la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411. De cette manière, on optimise le bilan énergétique du procédé grâce à un transfert de chaleur plus efficace entre le fluide chaud 470 injecté et la zone souterraine 410 où les hydrates de gaz sont dissociés par la chaleur absorbée. Selon un mode préféré de l'invention, l'injection du fluide 470 est réalisée de quelques mètres à quelques dizaines de mètres, de préférence de quelques mètres à une dizaine de mètres sous la deuxième zone souterraine 400. Selon l'invention, on prélève la chaleur contenue dans une première zone souterraine 440 pour réchauffer le fluide 470 à une température supérieure ou égale à la température permettant de déstabiliser les hydrates de gaz. Selon un mode de réalisation de l'invention, le fluide 470 provient de la première zone souterraine 440. Il correspond dans ce cas à des eaux 490 extraites de cette première zone souterraine 440. Selon un autre mode de réalisation, les eaux 490 extraites de la première zone souterraine 440 sont utilisées pour réchauffer le fluide 470 destiné à être injecté à la base de la deuxième zone souterraine 400. Dans ce cas, le fluide 470 est par exemple de l'eau de mer ou tout autre fluide, de préférence peu coûteux, susceptible d'être réchauffé par les eaux 490. On prélève la chaleur des eaux 490 en faisant circuler ces eaux dans au moins un échangeur de chaleur pour réchauffer le fluide 470 avant son injection à la base de la deuxième zone souterraine. Les eaux 490 sont chaudes du fait du gradient thermique du sous-sol. La chaleur des eaux 490 est utilisée dans le procédé selon l'invention pour la déstabilisation thermique des hydrates de gaz présents dans la deuxième zone souterraine 400. Au sein de la première zone souterraine 440, les eaux 490 sont à une température supérieure ou égale à la température permettant de déstabiliser les hydrates de gaz. La distance entre les deux zones souterraines, qui doit être entendue ici comme étant la plus courte distance horizontale entre les limites latérales de ces zones, peut être variable. La deuxième zone souterraine 400 est de préférence située à proximité de la première zone souterraine 440, par exemple dans un rayon inférieur à 20 km. Une proximité des deux zones permet de réduire la taille et le nombre des infrastructures, et de réduire les coûts de l'installation pour la mise en oeuvre du procédé. La distance entre les deux zones souterraines doit également être telle que la chaleur prélevée dans la première zone souterraine 440 et transférée jusqu'à la deuxième zone souterraine 400 doit permettre de réchauffer le fluide 470 à une température suffisante pour la déstabilisation des hydrates de gaz de la deuxième zone souterraine 400. De préférence, la première zone souterraine 440 est plus profonde que la deuxième zone souterraine 400. Alors que la deuxième zone souterraine 400 est de préférence située de quelques dizaines de mètres à quelques centaines de mètres sous la surface (fond sous-marin ou sol terrestre), la première zone souterraine 440 est située de préférence à plus de 1000 mètres de profondeur, plus préférentiellement encore à plus de 2000 mètres de profondeur, par exemple à plus de 3000 ou 4000 mètres de profondeur. De préférence, le fluide injecté 470 a une température comprise entre 30°C et 200°C, de préférence entre environ 60°C et 90°C. Cette température varie selon l'origine de la source de chaleur permettant de réchauffer le fluide 470, selon la distance entre la première et la deuxième zone souterraine, et selon l'efficacité des infrastructures de transport et de transfert de la chaleur, et des infrastructures d'injection du fluide 470. Dans le sous-sol, la température augmente avec la profondeur, et les fluides présents dans le sous-sol sont chauffés selon un gradient thermique variable en fonction des régions et du contexte géologique. Classiquement, le gradient géothermique sous le plancher océanique est de l'ordre de 20°C à 45°C par km. Ainsi, des eaux de production remontées lors de l'exploitation d'un gisement de pétrole en eaux profondes ("deep off-shore" en anglais), situé à 3000 mètres de profondeur, peuvent présenter une température de l'ordre de 60°C à 135°C. Ces eaux de production peuvent présenter une température allant jusqu'à 180-200°C dans . certains cas actuels d'exploitation. Des eaux de production de température plus élevée, par exemple jusqu'à 300°C, peuvent être utilisées dans le procédé selon l'invention. Selon l'invention, ces eaux de production peuvent former le fluide 470 à injecter ou peuvent servir à réchauffer le fluide 470 à injecter. Plus la température du fluide 470 est élevée, plus le réchauffement de la roche contenant les hydrates de gaz sera important, et plus la quantité gaz libéré, et par conséquent de gaz produit, sera grande.

Le fluide injecté 470 comprend majoritairement de l'eau, qui peut être sous forme liquide ou sous forme de vapeur d'eau. Avantageusement, on prélève la chaleur pour réchauffer le fluide 470 lors de l'exploitation de la première zone souterraine 440, qui génère des eaux chaudes 490, extraites de cette première zone. Cela permet ainsi de valoriser la chaleur de ces eaux habituellement rejetées dans le milieu naturel après traitement, ou réinjectées dans la zone d'exploitation. Les eaux 490 produites lors de l'exploitation de la première zone souterraine peuvent être d'origine naturelle, c'est-à-dire correspondre à des eaux de formation naturellement présentes dans le sous-sol, par exemple contenues dans les pores des roches constituant la première zone souterraine 440, ou des eaux d'origine externe injectées lors du procédé l'exploitation de ladite première zone souterraine 440, comme c'est par exemple le cas dans des procédés de récupération assistée du pétrole ("Enhanced Oil Recovery" EOR en anglais) utilisant l'injection d'eau dans le réservoir pour augmenter la production de pétrole. Ainsi, selon une mise en oeuvre préférée de l'invention, la chaleur pour réchauffer le fluide 470 provient des eaux de production produites lors de la production d'hydrocarbures présents dans la première zone souterraine 440. Par "eaux de production", on entend l'eau qui est mélangée aux hydrocarbures (pétrole, gaz) extraits d'un gisement d'hydrocarbures. Il s'agit de l'eau piégée (ou injectée pour produire) dans la roche réservoir qui remonte à la surface avec le pétrole ou le gaz pendant la production. Ces eaux sont généralement produites en grande quantité. Classiquement, trois barils d'eau sont produits pour lbb de pétrole produit. Dans le cas d'une exploitation en mer, il s'agit en général d'une eau saline pouvant contenir des minéraux dissous, et par exemple contenir du calcium, du magnésium, et de la silice dissoute. Les eaux de production sont généralement rejetées dans le milieu naturel après un traitement visant à éliminer les hydrocarbures. Elles peuvent également être recyclées par réinjection dans le gisement dont elles sont issues. Les eaux de production peuvent provenir d'une plateforme pétrolière off-shore, tel que cela est illustré dans le schéma (A) de la figure 4. Dans ce cas, l'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures situé dans une première zone souterraine 440 produit des eaux de production 490 (flèches noires) remontées simultanément avec les hydrocarbures (flèches en pointillés) par un puits principal 450. Dans le cas de l'exploitation d'un gisement en eaux profondes, la hauteur d'eau 401 entre la plateforme où se trouve le puits 450 et le fond sous-marin peut dépasser 1000 mètres. La première zone souterraine 440 est par exemple située à plusieurs kilomètres sous le fond sous-marin FSM, par exemple à environ 4000 mètres de profondeur. Les fluides extraits, c'est-à-dire l'ensemble eaux de production/hydrocarbures présentent des températures d'environ 100°C à 150°C. Un séparateur 451 permet la séparation des eaux de production 490 et des hydrocarbures produits 460, ces derniers remontant à la surface du séparateur 451. Les eaux de productions 490, plus denses, sont récupérées dans la partie inférieure du séparateur. Elles sont acheminées par des moyens de transport (non représentés), par exemple des canalisations, jusqu'à l'installation de production 430 de gaz naturel 480 exploitant le gisement d'hydrates de gaz de la deuxième zone souterraine 400, située de préférence à proximité du puits principal 450. Les infrastructures de la plateforme pétrolière sont des installations classiques connues de l'homme du métier. Les eaux 490 sont ensuite injectées, par exemple à l'aide de compresseurs, directement dans le sous-sol, par l'intermédiaire d'une unité d'injection 431. Les eaux 490 sont de préférence traitées avant leur injection dans la deuxième zone souterraine 400, avantageusement avant leur transport vers l'installation de production 430 de gaz naturel 480. Il est connu de traiter les eaux de production lors de la production pétrolière en mer, à l'aide de dispositifs classiques présents sur les plateformes pétrolières. Ce traitement vise à éliminer au maximum les hydrocarbures dissous dans celles-ci, ainsi que les sédiments et particules fines pouvant être présents. De manière alternative, les eaux 490 provenant de la première zone souterraine 440 ne sont pas injectées directement dans le sous-sol, mais sont utilisées pour réchauffer le fluide 470 après leur passage dans au moins un échangeur de chaleur. Ce transfert de chaleur des eaux 490 au fluide 470, par le biais de l'utilisation d'échangeurs de chaleur, a pour avantage de permettre la récupération de la chaleur des eaux chaudes 490 pour la déstabilisation thermique des hydrates de gaz tout en évitant d'injecter des eaux issues de l'exploitation d'une première zone souterraine 440 pouvant contenir des polluants, tels que des hydrocarbures résiduels ou des particules fines pouvant endommager le puits d'injection en baissant la perméabilité en zone proche puits. Le fluide 470 est injecté à la base de la deuxième zone souterraine 400, séparée de la zone souterraine de sédiments ne contenant pas ou peu d'hydrates de gaz 420 par une zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411. Cette zone de limite de stabilité 411 est par exemple identifiable grâce à un réflecteur sismique de type BSR. La zone souterraine 420 contient de préférence du gaz libre, par exemple du méthane libre, qui se concentre sous la deuxième zone souterraine 400 constituant une barrière imperméable, du fait du remplissage des pores des sédiments de cette zone 400 par les hydrates de gaz.

L'injection du fluide 470 est réalisé à la base de la deuxième zone souterraine 400 telle que décrite ci-avant, c'est-à-dire de part ou d'autre de la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411, et de préférence au plus proche de celle-ci. L'injection est par exemple réalisée sous la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411 tel que cela est représenté à la figure 4. Le fluide 470 injecté réchauffe les hydrates de gaz de la deuxième zone souterraine 400 située au-dessus de la zone d'injection, qui se dissocient et libèrent de l'eau et du gaz dans une zone de formation de gaz libre 410. Cette zone de formation de gaz libre 410 est crée par le déplacement vers la surface de la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411. Le gaz ainsi libéré peut alors être extrait du sous-sol par l'intermédiaire d'une unité de récupération 432 des hydrocarbures. De préférence, le gaz naturel produit 480 comprend du gaz issu de la déstabilisation des hydrates de gaz, et du gaz libre existant initialement sous la deuxième zone souterraine 400. Selon un mode de réalisation particulier de l'invention, on récupère le gaz naturel libéré par la déstabilisation des hydrates de gaz par l'intermédiaire d'un puits à la fois injecteur/producteur, l'injection du fluide 470 et la récupération des hydrocarbures se faisant de manière alternée par l'intermédiaire du même puits. Dans ce cas, l'unité d'injection 431 des eaux 470 et l'unité de récupération 432 du gaz naturel 480 de l'installation 430 constituent une même entité servant à la fois à l'injection des eaux 470 et à la récupération du gaz naturel, effectuées par exemple à l'aide d'un système de pompes.

Selon un autre mode de réalisation particulier de l'invention, l'injection du fluide 470 et la récupération du gaz naturel issu de la déstabilisation des hydrates de gaz peut être effectuée de manière simultanée par l'intermédiaire d'un puits d'injection et d'un puits de production distincts. Une technique de type doublet avec un puits injecteur et un puits producteur, bien connue dans le domaine de l'industrie pétrolière ou de la géothermie, peut être mise en oeuvre. Dans ce doublet, le puits injecteur sert à injecter le fluide chaud à la base de la zone souterraine contenant des hydrates 400. Le second puits, le puits de production, sert à récupérer l'eau et le gaz. Ce doublet présente l'avantage d'une injection et d'une récupération par pompage en continu dans un environnement dont la température ne va pas cesser de croître, ce qui améliore la productivité.

Selon un mode de réalisation particulier de l'invention, l'injection du fluide 470 et la récupération du gaz est effectuée par l'intermédiaire de plusieurs puits injecteur/producteur ou de plusieurs couples de puits distincts d'injection et de production, pour une production de gaz naturel plus importante. L'unité d'injection 431 du fluide 470 comprend une partie supérieure comprenant au moins un puits d'injection vertical pour acheminer le fluide 470 à la base de la zone souterraine 400, et connectée à une partie inférieure comprenant au moins un puits d'injection incliné, de préférence horizontal, pour la circulation du fluide 470 au niveau de la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411. L'unité de récupération 432 du gaz naturel 480 comprend une partie inférieure comprenant au moins un puits de production incliné, de préférence horizontal, pour la récupération du gaz situé sous la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411, connectée à une partie supérieure comprenant au moins un puits de production vertical pour transporter le gaz vers la surface. L'unité d'injection 431 comprend de préférence un réseau de puits horizontaux pour l'injection du fluide 470 à la base de la deuxième zone souterraine 400. De même, l'unité de récupération 432 du gaz naturel 480 comprend de préférence un réseau de puits horizontaux pour la récupération des hydrocarbures situés sous la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411. Les puits horizontaux sont particulièrement bien adaptés à l'exploitation du gaz issu de la déstabilisation des hydrates de gaz généralement localisés de manière diffuse dans le sous-sol. Les eaux de production peuvent également provenir d'une unité de production pétrolière on-shore, dans des zones polaires où le pergélisol rend possible la présence d'un gisement d'hydrates de gaz 400 à proximité du gisement d'hydrocarbures 440. Le procédé selon l'invention permet ainsi d'utiliser la source de chaleur abondante et bon marché constituée par les eaux de production provenant de l'exploitation d'un premier gisement d'hydrocarbures 440, de type plateforme pétrolière offshore ou production on-shore, pour permettre la production de gaz naturel à partir de la déstabilisation thermique d'hydrates de gaz situés dans un deuxième gisement à proximité 400, et pour augmenter à la fois la rentabilité du procédé de production de gaz et celle de l'exploitation d'hydrocarbures du premier gisement.

L'exploitation de la première zone souterraine 440 ne se limite pas à la production d'hydrocarbures. Toute exploitation d'une zone du sous-sol permettant de produire des eaux chaudes, dont la température est susceptible de dissocier des hydrates de gaz, entre dans le cadre de la présente invention. Les eaux 490 peuvent par exemple être produites lors de l'exploitation d'une zone 440 dans laquelle on injecte du CO2 en vue de sa séquestration. Les eaux géothermales ainsi remontées lors de l'injection du CO2 dans le sous-sol peuvent avoir une capacité calorifique propre à dissocier les hydrates de gaz de la deuxième zone souterraine. Selon un mode de réalisation préféré de l'invention, le gaz naturel produit 480 comprend du méthane issu de la déstabilisation d'hydrates de méthane. Le gaz naturel produit 480 peut également comprendre d'autres gaz, par exemple de l'éthane ou du propane, en quantités plus faible que le méthane, notamment dans le cas où le gaz est d'origine thermogénique. L'invention porte également sur une installation de production 430 de gaz naturel 480, pour la mise en oeuvre du procédé de production de gaz naturel 480 décrit ci-avant. Selon la présente invention, l'installation de production 430 de gaz naturel 480, présent dans une deuxième zone souterraine 400 sous forme d'hydrates de gaz, est adaptée à être reliée à une installation d'exploitation d'une première zone souterraine 440. L'installation de production 430 de gaz naturel 480 comprend: - des moyens de transport d'eaux chaudes 490 provenant de l'installation d'exploitation de la première zone souterraine 440 jusqu'à l'installation de production 430 de gaz naturel; - une unité d'injection 431 des eaux chaudes 490 à la base d'une deuxième zone souterraine 400; - une unité de récupération 432 du gaz naturel issu de la déstabilisation des hydrates de gaz par l'injection des eaux 490. Selon un mode de réalisation particulier de l'invention, l'installation 430 comprend en outre au moins un échangeur de chaleur entre les eaux 490 et un fluide 470, ce dernier étant injecté à la base de la deuxième zone souterraine à la place des eaux 490. Selon un mode de réalisation particulier de l'invention, l'installation de production 430 de gaz naturel 480 peut être reliée à une installation de production d'hydrocarbures présents dans une première zone souterraine 440. Dans ce cas, les eaux 490 sont des eaux de production remontées à la surface lors de la production d'hydrocarbures. Selon un mode de réalisation particulier de l'invention, l'installation de production de gaz naturel comprend au moins un puits injecteur/producteur servant à la fois à l'injection des eaux 490 ou du fluide 470 dans le sous-sol et à la récupération du gaz naturel, qui sont réalisées de manière alternée. Alternativement, l'installation de production de gaz naturel comprend au moins un ensemble comprenant un puits d'injection et un puits de production distincts. De cette manière, l'injection des eaux 490 ou du fluide 470 et la récupération du gaz naturel issu de la déstabilisation des hydrates de gaz peut être effectuée de manière simultanée par le biais du fonctionnement simultané des deux puits. Une technique de type doublet avec un puits injecteur et un puits producteur, bien connue dans le domaine de l'industrie pétrolière ou de la géothermie, peut être mise en oeuvre.

Avantageusement, la profondeur du puits injecteur/producteur ou des puits d'injection et de production est inférieure à la profondeur du puits de production 450 de l'installation d'exploitation de la première zone souterraine 440, d'où proviennent les eaux 490. La profondeur du puits injecteur/producteur ou des puits d'injection et de production est par exemple comprise entre quelques dizaines et quelques centaines de mètres, et la profondeur du puits de production 450 de l'installation d'exploitation de la première zone souterraine 440 est supérieure à 1000 mètres, de préférence supérieure à 2000 mètres, par exemple supérieure à 3000 ou 4000 mètres. Selon un mode de réalisation de l'invention, l'installation de production de gaz naturel comprend plusieurs puits injecteur/producteur ou de plusieurs ensembles de puits d'injection et de production distincts, pour une production de gaz naturel plus importante. Selon un mode de réalisation préféré de l'invention, l'unité d'injection 431 comprend un réseau de puits horizontaux pour l'injection des eaux 490 ou du fluide 470 à la base de la deuxième zone souterraine 400. De même, l'unité de récupération 432 des hydrocarbures comprend de préférence un réseau de puits horizontaux pour la récupération du gaz naturel 480 situé sous la zone de limite de stabilité des hydrates de gaz 411. Les moyens de transport permettant d'acheminer les eaux 490 de la première zone souterraine 440 à la deuxième zone souterraine 400 doivent être suffisamment performants pour que les eaux 490 conservent une température apte à dissocier les hydrates de gaz de la deuxième zone souterraine 400.

Il est par ailleurs tout à fait envisageable, dans une variante de réalisation, d'utiliser une source de chaleur externe pour augmenter la température des eaux 490 ou du fluide 470, afin d'ajuster celle-ci aux besoins du procédé, par exemple dans le cas où il serait nécessaire de compenser une déperdition de chaleur trop importante lors du transport des eaux 490 depuis la plateforme pétrolière jusqu'au site d'injection dans la deuxième zone souterraine 400. Il est entendu que cette source de chaleur, par exemple solaire, n'interviendrait qu'à titre subsidiaire pour complémenter l'énergie initiale contenue dans les eaux chaudes 490, sans impacter significativement le bilan énergétique et économique du procédé, de sorte que celui-ci reste rentable.

Claims (12)

1. REVENDICATIONS1. Procédé de production de gaz naturel (480), dans lequel: - on prélève la chaleur contenue dans une première zone souterraine (440) pour réchauffer un fluide (470) à une température supérieure ou égale à la température permettant de déstabiliser des hydrates de gaz présents dans une deuxième zone souterraine (400), - on déstabilise lesdits hydrates de gaz pour libérer le gaz naturel en injectant le fluide (470) à la base de ladite deuxième zone souterraine (400).
2. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le fluide (470) injecté à la base de la deuxième zone souterraine (400) provient de la première zone souterraine (440).
3. 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on prélève la chaleur d'eaux (490) provenant de la première zone souterraine (440) en faisant circuler lesdites eaux (490) dans au moins un échangeur de chaleur pour réchauffer le fluide (470) avant son injection à la base de la deuxième zone souterraine (400).
4. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel la chaleur pour réchauffer le fluide (470) est prélevée lors de l'exploitation de ladite première zone souterraine (440).
5. 5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel la chaleur pour réchauffer le fluide (470) provient des eaux de production produites lors de la production d'hydrocarbures présents dans la première zone souterraine (440).
6. 6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel les eaux de production sont produites par une plateforme pétrolière off-shore.
7. 7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on injecte le fluide (470) au plus proche d'une zone de limite de stabilité des hydrates de gaz (411).
8. 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on récupère les hydrocarbures libérés par la déstabilisation des hydrates de gaz par l'intermédiaire d'un puits (431,432), l'injection et la récupération étant réalisées de manière alternée par l'intermédiaire du puits (431,432), ou de manière simultanée par l'intermédiaire d'un puits d'injection (431) et d'un puits de production (432).
9. 9. Installation de production (430) de gaz naturel (480) adaptée à être reliée à une installation d'exploitation d'une première zone souterraine (440), et comprenant: - des moyens de transport d'eaux (490) provenant de l'installation d'exploitation de la première zone souterraine (440) jusqu'à l'installation de production (430); - une unité d'injection (431) des eaux (490) à la base d'une deuxième zone souterraine (400) contenant des hydrates de gaz; - une unité de récupération (432) du gaz naturel issu de la déstabilisation des hydrates de gaz par l'injection des eaux (490).
10. 10. Installation selon la revendication 9, comprenant en outre au moins un échangeur de chaleur entre les eaux (490) et un fluide (470), ledit fluide (470) étant injecté par l'unité d'injection (431) à la place des eaux (490).
11. 11. Installation selon l'une des revendications 9 et 10, adaptée à être reliée à une installation de production d'hydrocarbures présents dans une première zone souterraine (440).
12. 12. Installation selon l'une quelconque des revendications 9 à 11, dans laquelle l'unité d'injection (431) comprend un réseau de puits horizontaux.