FR3100046A1 - Procédé pour la récupération des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique par injection séquentielle de vapeur et de mousse - Google Patents
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Abstract
La présente invention concerne un procédé pour la récupération assistée des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique par injection de vapeur et de mousse, au moyen d'au moins un puits producteur et d'un puits injecteur forés dans ledit réservoir selon des trajectoires sensiblement horizontales et parallèles entre elles. Le procédé selon l'invention comprend au moins les étapes séquentielles suivantes : A) On réalise une première injection de vapeur dans le puits injecteur ; B) On arrête l'injection de vapeur et on réalise une injection d'une solution aqueuse comportant au moins un agent moussant dans le puits injecteur ; C) On arrête l'injection de la solution aqueuse comportant l'agent moussant et on réalise une deuxième injection de vapeur dans le puits injecteur. Figure 4 à publier
Description
La présente invention concerne le domaine de l’exploitation des gisements non conventionnels d'hydrocarbures de type huiles lourdes et/ou extra-lourdes.
Les huiles lourdes ("heavy oil" en anglais) et extra-lourdes ("extra-heavy oil" en anglais) sont des hydrocarbures dont les densités et viscosités sont très élevées, ce qui rend difficile voire impossible leur récupération par des moyens de production conventionnels. Par la suite, on parlera de manière générale et non limitative d'huiles lourdes pour désigner ce type d'hydrocarbures.
Une méthode de production non conventionnelle des huiles lourdes consiste à injecter de la vapeur dans le réservoir géologique comprenant ces huiles lourdes. L'injection de vapeur, par la hausse de température engendrée dans le réservoir, permet de réduire la viscosité des huiles lourdes.
Une méthode classique d'injection de vapeur dans un gisement d'huiles lourdes est le procédé de drainage gravitaire assisté par injection de vapeur d’eau, connu sous l'acronyme SAGD (pour "Steam-Assisted Gravity Drainage" en anglais). Un tel procédé est mis en œuvre généralement au moyen d'au moins deux puits horizontaux forés l’un au-dessus de l’autre dans le réservoir d'huiles lourdes. Plus précisément, de la vapeur d'eau est injectée en équilibre thermodynamique avec sa phase liquide au travers du puits supérieur, dit puits injecteur, afin de chauffer l’huile lourde dans un volume du réservoir appelé chambre de vapeur. Par effet gravitaire, l’huile lourde dont la viscosité a été ainsi réduite se déplace, principalement le long des bords de la chambre de vapeur, jusqu’au puits inférieur, dit puits producteur, pour son extraction jusqu'à la surface du réservoir.
Les procédés SAGD présentent toutefois l'inconvénient de nécessiter des consommations d’eau et d’énergie très importantes afin de générer la vapeur. De plus, le développement irrégulier de la chambre de vapeur, dû aux hétérogénéités du réservoir, dégrade l’efficacité du transfert de chaleur vers l’huile lourde, tout comme le contact entre la chambre de vapeur et les couches surplombant le réservoir, qui accentue les pertes de chaleur du procédé.
On connait également le procédé connu sous l'acronyme FA-SAGD (pour "Foam Assisted-Steam-Assisted Gravity Drainage" en anglais, ou "drainage gravitaire assisté par injection de vapeur d’eau et par injection de mousse" en français) qui consiste à injecter une mousse de manière continue et simultanée à l'injection de vapeur (en réalité une injection simultanée de vapeur et d'agent moussant). On parle aussi de procédé d'injection de mousse-vapeur pour ce type de procédé. Plus précisément, ce type de procédé est mis en œuvre au moyen au moins des deux puits injecteur et producteur d'un procédé classique de type SAGD, le puits injecteur servant, en plus de la vapeur, à injecter un agent moussant. Cet agent moussant, tel qu'un surfactant, dilué dans une solution aqueuse pour son injection, permet de former une mousse dans la chambre de vapeur. De manière générale, la présence de mousse permet un meilleur contrôle de la mobilité d'un gaz. Appliqué à un procédé SAGD et donc à un gaz de type vapeur, cela permet d’obtenir une chambre de vapeur plus régulière et une diminution du contact entre la chambre de vapeur et les couches surplombant le réservoir, ce qui favorise les transferts de chaleur entre la vapeur et l’huile lourde.
Les documents suivants seront cités au cours de la description :
Butler, R.M., "SAGD Comes of AGE!", Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 37, no. 7, pp. 9-12, July 1998.
Chen, Q., Gerritsen, M. G., & Kovscek, A. R. (2010, January 1). Improving Steam-Assisted Gravity Drainage Using Mobility Control Foams: Foam Assisted-SAGD (FA-SAGD). Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/129847-MS.
Saltuklaroglu M., Wright, G.N., Conrad, P.R., McIntyre, J.R. and Manchester, G.J., Mobil's SAGD Experience at Celtic, Saskatchewan, Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2000. - 4 : Vol. 39. - pp. 45-51
On connait le document (Chen et al. 2010) qui présente des résultats d'une simulation numérique d'un procédé d'injection continue et simultanée de mousse-vapeur. Ce document décrit notamment les effets de la ségrégation gravitaire dans le cas de ce type de procédés. En effet, sous l’effet du drainage gravitaire, la colonne de mousse s’assèche à son sommet alors que le liquide s’accumule au bas, en s’écoulant à travers les films de la mousse. Autrement dit, à cause de la gravité, la vapeur est sèche dans la partie supérieure de la chambre de vapeur, alors que dans la partie inférieure de la chambre de vapeur, la vapeur est humide (c’est-à-dire que la qualité de la vapeur est faible) car l’eau liquide redescend naturellement et s’accumule. De manière générale, la qualité de la vapeur est un paramètre caractérisant la proportion d’eau à l’état vapeur par rapport à l’eau à l’état liquide. Ainsi, à cause de la ségrégation gravitaire, la qualité de la vapeur augmente lorsqu’on se déplace vers le haut du réservoir.
De plus, un procédé d'injection continue et simultanée de mousse-vapeur va également favoriser la production en surface rapide du surfactant injecté, car celui-ci est transporté dans la phase aqueuse, laquelle, comme décrit ci-dessus, va s’accumuler vers le bas de la chambre de vapeur aux alentours des puits producteurs.
De ce fait, les procédés de FA-SAGD classiques, consistant en une co-injection continue d'agent moussant et de vapeur, ont une rentabilité limité.
On connait aussi le brevet d’invention FR 2918102 B1 (WO 2009/016280) qui concerne un procédé d'injection continue et simultanée de vapeur et d’un agent de diversion, et dans lequel l'injection de l’agent de diversion, qui peut être du surfactant dans le but de produire de la mousse, est réalisée dans un autre puits que l'un des deux puits injecteur et producteur classiques d'un procédé SAGD. Selon ce procédé, ce puits additionnel est placé dans la partie supérieure de la chambre de vapeur, ce qui permet de dévier la vapeur injectée des zones où l’huile lourde a déjà été produite, et ainsi de limiter la quantité de vapeur injectée. Toutefois, ce procédé présente l'inconvénient de fortement augmenter les coûts liés à l’exploitation des huiles lourdes d'un réservoir, en raison de la nécessité de forer un troisième puits.
La présente invention vise à pallier ces inconvénients en proposant une alternative aux procédés de FA-SAGD connus de l'art antérieur. Plus précisément, le procédé selon l'invention consiste à injecter un agent moussant dans un réservoir d'huiles lourdes et/ou extra-lourdes de manière séquentielle avec une injection de vapeur, et non pas de manière simultanée. Par ailleurs, selon l'invention, l'injection d'agent moussant est réalisée dans le même puits injecteur que celui utilisé pour l'injection de la vapeur, et non dans un puits distinct. Cette séquence d'injections de vapeur puis d'agent moussant, qui peut être avantageusement pilotée par des mesures in situ, permet d'améliorer le rendement de l'exploitation des huiles lourdes et/ou extra-lourdes du réservoir géologique étudié. De plus, le procédé selon l'invention ne nécessite pas de forages supplémentaires par rapport à un procédé SAGD classique. Ce procédé peut être mis en place au début de l'exploitation des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique, ou bien en cours d'une exploitation débutée par un procédé SAGD classique.
La présente invention concerne un procédé pour la récupération assistée des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique par injection de vapeur et de mousse, au moyen d'au moins un puits producteur et d'un puits injecteur forés dans ledit réservoir selon des trajectoires sensiblement horizontales et parallèles entre elles, ladite trajectoire dudit puits producteur correspondant sensiblement à une translation verticale vers des profondeurs plus élevées de ladite trajectoire dudit puits injecteur.
Selon l'invention, on récupère au moins une partie desdites huiles lourdes dudit réservoir par ledit puits producteur pendant au moins les étapes séquentielles suivantes :
A) On réalise une première injection de vapeur dans ledit puits injecteur ;
B) On arrête ladite injection de vapeur et on réalise une injection d'une solution aqueuse comportant au moins un agent moussant dans ledit puits injecteur ;
C) On arrête ladite injection de ladite solution aqueuse comportant ledit agent moussant et on réalise une deuxième injection de vapeur dans ledit puits injecteur.
A) On réalise une première injection de vapeur dans ledit puits injecteur ;
B) On arrête ladite injection de vapeur et on réalise une injection d'une solution aqueuse comportant au moins un agent moussant dans ledit puits injecteur ;
C) On arrête ladite injection de ladite solution aqueuse comportant ledit agent moussant et on réalise une deuxième injection de vapeur dans ledit puits injecteur.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut réitérer au moins une fois les étapes B) et C).
Selon une mise en œuvre de l'invention, ledit agent moussant peut être un surfactant.
Selon une mise en œuvre de l'invention, ledit agent moussant peut comprendre au moins :
- au moins un premier tensioactif anionique qui est un sulfonate d’alpha-olefine en C12 à C28 ; et
- au moins un deuxième tensioactif anionique qui est un alkyl benzène sulfonate, où le groupe alkyle comporte plus de 12 atomes de carbone ; et
- de préférence au moins un troisième tensioactif qui est un alkyl glyceryl ether sulfonate ou un alkyl ether carboxylate.
- au moins un premier tensioactif anionique qui est un sulfonate d’alpha-olefine en C12 à C28 ; et
- au moins un deuxième tensioactif anionique qui est un alkyl benzène sulfonate, où le groupe alkyle comporte plus de 12 atomes de carbone ; et
- de préférence au moins un troisième tensioactif qui est un alkyl glyceryl ether sulfonate ou un alkyl ether carboxylate.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut déterminer une durée desdites première et/ou deuxième injections de vapeur en fonction d'une évolution dans le temps d'un rapport entre un volume cumulé de ladite vapeur injectée dans ledit réservoir et un volume cumulé de ladite partie desdites huiles récupérées dudit réservoir.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut mesurer au cours du temps ledit volume cumulé de ladite vapeur injectée dans ledit réservoir et ledit volume cumulé de ladite partie desdites huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées dudit réservoir.
Alternativement, on peut simuler de manière numérique ledit volume cumulé de ladite vapeur injectée dans ledit réservoir et ledit volume cumulé de ladite partie desdites huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées dudit réservoir au cours du temps.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut déterminer ladite durée de ladite première et/ou de ladite deuxième injection de vapeur en analysant une courbe représentative de l'évolution dans le temps dudit rapport cumulé pour détecter un instant pour lequel ladite courbe présente un minimum local.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut détecter ledit instant pour lequel ladite courbe représentative de ladite évolution au cours du temps dudit rapport cumulé présente un minimum local de la manière suivante : on détermine une dérivée première de ladite courbe et on recherche un changement de signe de ladite dérivée première, puis on détermine une dérivée seconde de ladite courbe à l'instant dudit changement de signe de ladite dérivée première, et on vérifie que le signe de ladite dérivée seconde audit instant de changement de signe de ladite dérivée première est positif.
D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux Figures annexées et décrites ci-après.
Liste des figures
La figure 1 présente les variations du facteur de réduction de mobilité dans une section verticale d'un réservoir géologique à différentes instants d'un procédé FA-SAGD selon l'art antérieur.
Les figures 2 et 3 présentent les variations du facteur de réduction de mobilité dans une section verticale d'un réservoir géologique à différentes instants d'une mise en œuvre du procédé selon l'invention.
La figure 4 présente l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile dans le cas d'un procédé SAGD selon l'art antérieur, dans le cas du procédé selon l'invention, et dans le cas du procédé selon l'invention mis en œuvre selon sa variante principale.
De façon générale, l’un des objets de l’invention concerne un procédé pour la récupération assistée des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique par injection de vapeur et de mousse, au moyen d'au moins un puits producteur et d'un puits injecteur forés dans le réservoir géologique étudié. En particulier, le procédé selon l'invention repose sur une injection séquentielle de vapeur et d'agent moussant, et non pas sur une injection simultanée de vapeur et d'agent moussant.
Par "huiles lourdes", on entend des composés hydrocarbonés dont la densité est comprise entre 22.3° à 10°API et la viscosité est comprise entre 100 cp et 10000 cp.
Par "huiles extra-lourdes" on entend des composés hydrocarbonés dont la densité est inférieure 10°API et la viscosité est comprise entre 100 cp à 10000 cp.
Par "vapeur", on entend une vapeur formée essentiellement à partir d'eau mais qui peut également contenir d’autres éléments dans la phase gazeuse tels que du diazote ou des hydrocarbures gazeux.
Par "mousse", on entend un produit résultant du mélange intime d'un gaz, en l'espèce principalement de la vapeur d'eau, et d’une solution d’un additif tensio-actif (tel qu'un surfactant) appelé également "agent moussant" par la suite.
De manière classique dans le domaine de la récupération assistée des hydrocarbures d'un réservoir géologique, un puits injecteur est un puits par lequel on injecte des produits (eau, polymère, surfactant, vapeur, etc) pour réduire à son maximum la quantité d'hydrocarbures piégés dans la porosité du réservoir. De manière classique, un puits producteur est un puits par lequel on récupère les hydrocarbures chassés de la porosité du réservoir.
Selon l'invention, les puits injecteur et producteur sont forés dans le réservoir selon des trajectoires sensiblement horizontales et parallèles entre elles, la trajectoire du puits producteur correspondant sensiblement à une translation verticale vers des profondeurs plus élevées de la trajectoire du puits injecteur. Il s'agit d'une configuration des puits injecteur et producteur mise en œuvre de manière classique pour la récupération d'huiles lourdes et/ou extra-lourdes dans un réservoir géologique. On pourra se référer par exemple au brevet US 6257334 B1 ou au document (Butler, 1998) qui décrivent ce type de configuration.
Le procédé selon l'invention est mis en œuvre selon au moins les étapes suivantes :
1) Première injection de vapeur
2) Injection d'une solution aqueuse comportant un agent moussant
3) Deuxième injection de vapeur
1) Première injection de vapeur
2) Injection d'une solution aqueuse comportant un agent moussant
3) Deuxième injection de vapeur
Selon une variante principale du procédé selon l'invention, on peut réitérer au moins une fois les étapes 2) et 3).
Les étapes du procédé selon l'invention sont décrites ci-après. Selon l'invention, ces étapes sont appliquées séquentiellement.
1) Première injection de vapeur
Au cours de cette première étape, on réalise une première injection de vapeur dans le réservoir géologique étudié, par le puits injecteur, et on récupère au moins une partie de l'huile lourde et/ou extra-lourdes du réservoir géologique par le puits producteur.
Il s'agit ici d'une étape classique de récupération assistée des huiles lourdes ou extra-lourdes d'un réservoir par une injection de vapeur dans le réservoir géologique étudié. Cette étape peut être mise en œuvre par toute variante d'un procédé de type SAGD connu de l'art antérieur. On pourra se référer au brevet US 6257334 B1 ou au document (Butler, 1998) qui décrivent des exemples de mise en œuvre de procédés de type SAGD.
De manière classique, la phase gaz est essentiellement formée d'une vapeur d'eau mais elle peut aussi contenir du diazote pour les besoins du procédé FA-SAGD ou des hydrocarbures gazeux.
De manière classique, la vapeur d’eau est injectée en équilibre thermodynamique avec sa phase liquide. Selon une mise en œuvre de l'invention, la qualité massique de la vapeur injectée est comprise entre 10% et 70% et vaut préférentiellement 60%. La qualité massique de la vapeur s'exprime selon le rapport entre masse de la vapeur et masse totale d'eau. De manière générale, la qualité de la vapeur est un paramètre qui qualifie la proportion d’eau à l’état vapeur et d’eau à l’état liquide.
De manière classique, la vapeur est injectée à une pression supérieure à la pression hydrostatique du réservoir étudié, sans toutefois dépasser la pression de fracturation. La température de la vapeur à l’injection est alors conditionnée par la pression d’injection (équilibre thermodynamique).
La récupération d'une partie de l'huile lourde et/ou extra-lourde au niveau du puits producteur pendant cette première injection est réalisée aux moyens des infrastructures de production classiques mises en œuvre dans des procédés SAGD.
Selon une mise en œuvre de l'invention, la durée de cette première étape d'injection de vapeur peut être déterminée en fonction d'une évolution dans le temps d'un rapport entre un volume cumulé de la vapeur injectée dans le réservoir et un volume cumulé de la partie des huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées du réservoir.
De manière générale, le rapport entre volume cumulé de vapeur injectée et volume cumulé d'huile récupérée est connu sous le terme "Steam-Oil ratio" ou encore l'acronyme SOR, pour "rapport vapeur sur huile" en français. Il s'agit d'un paramètre utilisé de manière classique dans le domaine pour qualifier le rendement d'une récupération assistée d'hydrocarbures par injection de vapeur car il permet de mesurer l’efficacité de la vapeur injectée en termes de production d’huile. Ainsi, plus le SOR est faible, plus on produit d’huile pour une quantité de vapeur injectée donnée, et donc plus le procédé est efficace. Par la suite et à des fins de simplification, on utilisera le terme "rapport vapeur sur huile" pour parler du rapport entre volume cumulé de vapeur injectée et volume cumulé d'huile lourde et/ou extra-lourde récupérée.
Selon un premier mode de réalisation de l'invention, le rapport vapeur sur huile peut être formé à partir de la mesure au cours du temps du volume cumulé de la vapeur injectée dans le réservoir (mesuré par exemple en volume équivalent d’eau froide) et de la mesure du volume cumulé de la partie des huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées du réservoir. Ces mesures peuvent être par exemple réalisées en conditions de surface.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut mesurer le volume cumulé de vapeur injectée au moyen d’un débitmètre.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut mesurer le volume cumulé de l'huile lourde et/ou extra-lourde récupérée au moyen d’un débitmètre.
Avantageusement mais de manière non limitative, les mesures du volume cumulé de vapeur injectée et du volume cumulé de l'huile récupérée peuvent être réalisées de manière simultanée, par exemple selon des intervalles de temps prédéfinis qui peuvent être réguliers ou non. Selon une mise en œuvre de l'invention, les mesures du volume cumulé de vapeur injectée et du volume cumulé de l'huile récupérée peuvent être réalisées tous les jours, de préférence toutes les heures, et très préférentiellement de manière continue.
Selon une mise en œuvre selon laquelle les mesures du volume cumulé de vapeur injectée et du volume cumulé de l'huile récupérée ne sont pas réalisées de manière simultanée et/ou bien sont réalisées selon des intervalles de temps trop espacés (par exemple toutes les semaines) ou trop irréguliers, on utilise des méthodes de ré-échantillonnage pour se ramener à des mesures qui auraient été réalisées simultanément et/ou selon une séquence d'instants prédéfinis, définie par exemple par des intervalles de temps réguliers. On peut alors déterminer les valeurs du rapport vapeur sur huile pour cette séquence d'instants prédéfinis en faisant le rapport entre le volume cumulé de vapeur injectée et le volume cumulé de l'huile récupérée ré-échantillonnés pour cette séquence d'instants prédéfinis. On parle par la suite de mesures du rapport vapeur sur huile même dans le cas où les valeurs de ce rapport résultent d'un ré-échantillonnage.
Selon un deuxième mode de réalisation de l'invention décrit ci-dessus, le rapport vapeur sur huile peut être formé à partir de la simulation numérique au cours du temps du volume cumulé de la vapeur injectée dans le réservoir et la mesure du volume cumulé de la partie des huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées du réservoir. Selon une mise en œuvre de cette variante, une telle simulation numérique peut être réalisée au moyen d'un simulateur d'écoulement et d'un modèle d'écoulement représentatif du réservoir géologique étudié, le simulateur d'écoulement étant apte à simuler les écoulements induits au moins par une injection de vapeur dans un puits injecteur tel que selon l'invention, et d'estimer le volume d'huile produit à un puits producteur tel que selon l'invention. Un exemple d'un tel simulateur est le logiciel PUMAFLOW® (IFP Energies nouvelles, France). Au moyen d'une telle simulation numérique, on peut ainsi estimer une évolution dans le temps d'un rapport cumulé entre volume cumulé de vapeur injectée et volume cumulé d'huile récupérée. Cette variante peut être avantageusement mise en œuvre pour dimensionner en amont l'exploitation des huiles lourdes et/ou extra-lourdes du réservoir géologique étudié, et notamment pour avoir une première estimation de la durée de la première phase d'injection de vapeur. Avantageusement, cette deuxième variante de l'invention peut être combinée avec la première variante de l'invention décrite ci-dessous, de manière à affiner la durée d'injection de la vapeur estimée numériquement en fonction de mesures réalisées in situ pendant l'injection de vapeur de l'étape 1.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut déterminer la durée de cette première étape d'injection de vapeur, ou autrement dit, on peut arrêter l'injection de vapeur dans le réservoir via le puits injecteur, lorsque le rapport vapeur sur huile montre que l'injection de vapeur perd de son efficacité. Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut arrêter au plus tard l'injection de vapeur dans le réservoir via le puits injecteur lorsque le rapport instantané vapeur sur huile est supérieur ou égal à 5, ce qui est généralement considéré comme la limite de rentabilité d'un procédé SAGD.
Selon une autre mise en œuvre de l'invention, on peut déterminer la durée de cette première étape d'injection de vapeur, ou autrement dit, on peut arrêter l'injection de vapeur dans le réservoir via le puits injecteur, lorsque la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile, après avoir décru, a tendance à remonter vers des plus fortes valeurs du rapport vapeur sur huile, et/ou a tendance à décroitre de plus en plus lentement, par exemple avec un taux de décroissance divisé par 10 sur un mois.
Selon une mise en œuvre avantageuse de l'invention, on peut déterminer la durée de cette injection de vapeur, ou autrement dit, on peut arrêter l'injection de vapeur dans le réservoir via le puits injecteur lorsqu'on détecte un minimum local sur une courbe représentative de l'évolution au cours du temps du rapport vapeur sur huile. Avantageusement, la détection d'un minimum local de la courbe représentative de l'évolution au cours du temps du rapport vapeur sur huile peut être réalisée de manière régulière dans le temps, tout au long de l'exploitation des huiles du réservoir géologique.
Selon une mise en œuvre de l'invention, on peut détecter un minimum local de la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile de la manière suivante :
a) on détermine une dérivée (première) de cette courbe : avantageusement pour une telle mise en œuvre, on peut avoir recours préalablement à une étape de ré-échantillonnage telle que décrite ci-dessus lorsque les mesures ou estimations du volume cumulé de vapeur injectée et du volume cumulé de l'huile récupérée sont réalisées selon des intervalles de temps trop espacés et/ou irréguliers.
b) on recherche un instant pour lequel la dérivée de la courbe change de signe : avantageusement, pour que cet instant soit retenu comme déterminant la fin de la première injection de vapeur selon l'invention, la dérivée doit être par ailleurs globalement de signe constant pendant une durée prédéterminée respectivement avant et après le changement de signe. Selon une mise en œuvre de l'invention, la durée prédéterminée selon laquelle le signe de la dérivée reste constant peut être comprise entre 7 et 20 jours, et vaut préférentiellement 15 jours. Il s'agit ici d'éviter de détecter des changements de signe de la dérivée de la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile qui seraient induits par des erreurs de mesure.
c) on détermine ensuite la dérivée seconde de ladite courbe à l'instant du changement de signe de la dérivée première et on détermine son signe. Si le signe de la dérivée à l'instant du changement de signe de la dérivée première est positif, alors à l'instant du changement de signe de la dérivée première correspond bien à un minimum local de la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile. Sinon, cela signifie qu'il ne s'agit pas d'un minimum local, et les étapes a) à c) sont répétées ultérieurement, à un autre instant de l'exploitation des huiles du réservoir géologique étudié.
Selon une autre mise en œuvre de l'invention, on peut détecter un minimum local de la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile de manière graphique. L'homme du métier a parfaite connaissance de méthodes graphiques pour déterminer un minimum local sur une courbe.
Cette première étape du procédé selon l'invention a pour but de créer une chambre de vapeur et de produire une majorité de l’huile lourde contenue dans la portion du réservoir géologique étudié dans lequel la chambre de vapeur s'est formée, afin de faciliter la propagation de l’agent moussant qui sera ensuite injecté (cf. étape 2 décrite ci-dessous) pour former de la mousse dans la chambre de vapeur.
Par ailleurs, l’huile ayant tendance à détruire la mousse formée, la récupération d'une majorité de l'huile lourde dans le réservoir étudié, avant l'injection de mousse, permet une meilleure stabilité de la mousse une fois créée.
La mise en œuvre avantageuse de l'invention selon laquelle l'instant de l'arrêt de l'injection de vapeur est déterminé en détectant un minimum local de la courbe représentative du rapport huile sur vapeur permet d'optimiser le rendement du procédé de récupération assistée des huiles lourdes d'un réservoir, en déterminant l'instant particulier pour lequel l'injection de vapeur commence à perdre de son efficacité. Il est toutefois possible d'arrêter l'injection de vapeur à tout autre moment, par exemple en fonction d'une valeur du rapport cumulé vapeur sur huile, d'un taux de croissance dans le temps du rapport cumulé vapeur sur huile ou bien de tout autre critère permettant de caractériser que la chambre de vapeur est suffisamment développée dans le réservoir pour passer à l'injection d'un agent moussant selon l'étape 2 décrite ci-dessous.
2) Injection d'une solution aqueuse comportant un agent moussant
Au cours de cette deuxième étape, on arrête l'injection de vapeur dans le puits injecteur et on injecte, à la place de la vapeur et dans le puits injecteur, une solution aqueuse comprenant un agent moussant. On parle de manière classique dans le domaine pétrolier de "bouchon d'injection", ou "slug" en anglais pour une injection d'une solution aqueuse comportant un agent moussant.
La concentration en agent moussant de la solution aqueuse injectée dans le puits injecteur est comprise de manière classique entre 2000 et 5000 ppm ou entre 2 et 5 g/L. Selon la mise en œuvre avantageuse de l'invention selon laquelle l'instant de l'arrêt de l'injection de vapeur est déterminé en détectant un minimum local de la courbe représentative du rapport huile sur vapeur, la deuxième étape du procédé selon l'invention débute avantageusement sans délai au moment où le minimum local de la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile est détecté.
De manière préférée, l'agent moussant injecté contient au moins un surfactant, tel qu'un AOS. Les surfactants sont des agents moussants particulièrement efficaces. En présence d'un gaz (en l'espèce de la vapeur d'eau), le surfactant va engendrer une mousse.
Avantageusement, l'agent moussant peut comprendre :
- au moins un premier tensioactif anionique qui est un sulfonate d’alpha-olefine (dit AOS) en C12 à C28, c'est-à-dire qui comprend entre 12 et 28 atomes de carbone ; et
- au moins un deuxième tensioactif anionique qui est un alkyl benzène sulfonate (dit ABS), où le groupe alkyle comporte plus de 12 atomes de carbone, par exemple entre 12 et 24 ; et
- de préférence au moins un troisième tensioactif qui est un alkyl glyceryl ether sulfonate (AGES) ou un alkyl ether carboxylate.
Préférentiellement, lorsque l'étape 2 est appliquée pour la première fois, la durée de l' injection d'agent moussant peut être comprise entre 25 jours et 35 jours, et vaut préférentiellement 30 jours. Une telle durée d'injection d'un bouchon d'agent moussant est classique dans le domaine pétrolier.
Selon la variante principale de l'invention selon laquelle les étapes 2 et 3 du procédé selon l'invention sont répétées dans le temps, la durée de l'injection d'agent moussant peut augmenter au fur et à mesure des réitérations des étapes 2 et 3. Par exemple, si l'agent moussant a été injecté pendant une durée d'injection comprise entre 25 jours et 35 jours, (préférentiellement 30 jours) lors de la première itération de l'étape 2, la durée d'injection de l'agent moussant peut être comprise entre 45 et 55 jours (et valoir préférentiellement 50 jours) lors de la deuxième injection d'agent moussant, entre 75 et 85 jours (et valoir préférentiellement 80 jours lors de la troisième injection d'agent moussant) etc. Cette augmentation de la durée d'injection de l'agent moussant en fonction du nombre d'injections d'agent moussant réalisées dans le réservoir géologique étudié permet à l’agent moussant de se propager vers les bords de la chambre de vapeur, qui ne cesse de croître à chaque injection de vapeur de la mise en œuvre de la variante principale de l'invention.
Selon un premier mode de réalisation de l'invention décrit ci-dessus, on peut poursuivre, au cours de cette étape 2, la mesure du volume d'huile produite pendant l'injection de la solution aqueuse comprenant au moins un agent moussant pour déterminer une évolution au cours du temps du rapport vapeur sur huile.
Selon un deuxième mode de réalisation de l'invention décrit ci-dessus, on peut estimer de manière numérique une évolution au cours du temps du rapport vapeur sur huile, au moyen d'un simulateur d'écoulement et d'un modèle d'écoulement représentatif du réservoir géologique étudié, le simulateur d'écoulement étant en outre apte à simuler les écoulements induits par une injection d'une solution aqueuse comprenant un agent moussant dans un puits injecteur tel que selon l'invention, et d'estimer le volume d'huile produit à un puits producteur tel que selon l'invention.
Ainsi, au cours de cette étape, une fois que la chambre de vapeur a été formée lors de l'étape 1, on arrête l’injection de vapeur et on commence l’injection d’eau sous forme liquide contenant au moins un agent moussant. Une partie de la vapeur précédemment injectée continue sa propagation vers le haut de la chambre de vapeur tandis qu’une autre partie se condense. La seule phase mobile dans les pores contenant l'agent moussant en cours d’injection est donc de l’eau sous forme liquide et il n’y a plus d'inconvénient lié à la ségrégation gravitaire. L’eau chargée en agent moussant peut donc se propager vers le haut du réservoir à l’intérieur de la chambre de vapeur. La zone déjà produite peut ainsi être entièrement envahie par l’eau chargée en agent moussant. Notamment l'agent moussant peut venir au contact des bords de la chambre de vapeur.
3) Deuxième injection de vapeur
Selon l'invention, à l'issue de l'étape 2, on arrête l'injection de la solution aqueuse comportant un agent moussant et on réalise une nouvelle injection de vapeur, au niveau du puits injecteur.
Cette nouvelle injection de vapeur peut être mise en œuvre selon toute variante connue d'un procédé de SAGD, variante qui peut être identique ou non à celle utilisée pour la mise en œuvre de l'étape 1 du procédé selon l'invention.
Cette nouvelle injection de vapeur, après l'injection de la solution aqueuse comprenant un agent moussant, a pour but de générer une mousse, en faisant entrer en contact la vapeur d'eau injectée au cours de cette étape avec l’agent moussant injecté lors de l'étape 2 décrite ci-dessus. Ainsi, cela permet de créer de la mousse dans l’ensemble de la chambre de vapeur : d'une part sous le puits injecteur où de l’eau contenant de l'agent moussant a coulé vers le puits producteur, et d'autre part vers le haut du réservoir jusqu’à la limite de la chambre de vapeur. La mobilité de la vapeur injectée lors de l'étape 3 est ainsi contrôlée par l’action de la mousse, en particulier dans la zone du réservoir en cours de production.
Ainsi, la séquence d’injections vapeur-agent moussant-vapeur selon l’invention permet d'améliorer, par rapport à une injection simultanée de vapeur et de mousse, la propagation de l’agent moussant dans la chambre de vapeur et ainsi d’obtenir une formation de mousse-vapeur sur l’ensemble de la chambre de vapeur. Il s’en suit un contrôle efficace de la mobilité de la vapeur, ainsi que la possibilité de développer une chambre de vapeur plus régulière tout en limitant le contact entre la chambre de vapeur et les couches surplombant le réservoir, ce qui améliore l’efficacité des transferts de chaleur entre la vapeur et l’huile et diminue les pertes thermiques inhérentes aux procédés SAGD classiques.
La mise en œuvre de l'invention selon laquelle la durée de toute étape d'injection de vapeur est déterminée à partir de la détection d’un minimum local sur une courbe représentative de l'évolution au cours du temps du rapport vapeur sur huile permet d'optimiser le rendement du procédé selon l'invention, en ce sens que les phases d'injection de vapeur sont arrêtées dès que leur rendement décroit. Le rendement de la récupération des huiles lourdes d'un réservoir géologique produit selon cette mise en œuvre de l’invention est donc ainsi sensiblement augmenté, car la quantité de vapeur à injecter pour récupérer un volume donné d’huile est ainsi contrôlé et diminué, ce qui conduit à un coût global de production réduit.
Variantes
Avantageusement, à l'issue de l'étape 3, on peut réitèrer au moins une fois les étapes 2 et 3 du procédé selon l'invention. Très avantageusement, on peut réitèrer les étapes 2 et 3 du procédé selon l'invention tout au long de l'exploitation des huiles lourdes du réservoir géologique étudié. De cette manière, la propagation de l'agent moussant dans la chambre de vapeur est pilotée de manière optimale, pour former de la mousse dans l'ensemble de la chambre de vapeur pendant toute la durée d'exploitation des huiles lourdes du réservoir géologique étudié.
Le procédé selon l'invention peut être avantageusement mis en œuvre sur un réservoir géologique pour lequel une récupération assistée des huiles lourdes par un procédé de SAGD selon l'art antérieur est déjà en cours. Autrement dit, si une récupération assistée des huiles lourdes d'un réservoir géologique a été dans un premier temps réalisée par une simple injection de vapeur (ce qui correspond à l'étape 1 du procédé selon l'invention), on peut mettre en place à tout moment l'étape 2 du procédé selon l'invention, avantageusement en fonction de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile pendant la phase d'injection de vapeur.
Selon une mise en œuvre de l'invention, si on détecte que la courbe représentative de l'évolution dans le temps du rapport vapeur sur huile a atteint un minimum local et/ou a tendance à remonter vers des plus fortes valeurs du rapport vapeur sur huile et/ou a tendance à décroitre de plus en plus lentement (par exemple avec un taux de décroissance divisé par 10 sur une durée d'un mois par exemple), on peut arrêter l'injection de vapeur du procédé SAGD (qui correspond à l'étape 1 du procédé selon l'invention) et entamer l'injection de solution aqueuse comprenant au moins un agent moussant (étape 2 du procédé selon l'invention), avant une nouvelle injection de vapeur (étape 3 du procédé selon l'invention). Avantageusement, on peut réitèrer plusieurs fois les étapes 2 et 3 du procédé selon l'invention.
Selon une mise en œuvre de l'invention selon laquelle le procédé selon l'invention est mis en œuvre dès le début de l'exploitation des huiles lourdes et/ou extra-lourdes du réservoir géologique étudié, on peut préchauffer le réservoir géologique selon tout procédé de préchauffage tel que décrit par exemple dans le document (Saltuklaroglu et al., 2000). L'objectif de cette mise en œuvre de l'invention est de réchauffer la zone du réservoir située entre les puits injecteur et producteur afin de faire chuter la viscosité de l’huile dans cette zone et de faciliter l’injection de vapeur et la production d’huile. Pour ce faire, on peut par exemple faire circuler de la vapeur dans chacun des puits des doublets injecteur-producteur. Cette étape est notamment recommandée avant la première injection de vapeur dans le réservoir (étape 1).
Exemples
Les caractéristiques et avantages du procédé selon l’invention apparaîtront plus clairement à la lecture de l’exemple d'application ci-après.
L'exemple d'application correspond à une récupération assistée des huiles lourdes d'un réservoir géologique typique de ceux situés en Athabasca (Canada) situé à 209 mètres de profondeur, d'épaisseur 18 mètres, et de dimensions 420 m dans la direction X et 150 m dans la direction Y. Par ailleurs, les perméabilités horizontale et verticale sont de 10 mD et 3,5 mD respectivement. Les puits injecteur et producteur ont une longueur de 420 m dans le réservoir, sont espacés de 6 m verticalement, et sont orientés horizontalement selon la direction X. La mousse injectée pour cet exemple d'application a une qualité de 70%, et est générée par un surfactant en tant qu'agent moussant.
Un modèle d'écoulement représentatif de ce réservoir a été construit en vue de simuler de manière numérique les écoulements dans ce réservoir.
La figure 1 présente les résultats d'une simulation numérique, réalisées au moyen du logiciel PUMAFLOW® (IFP Energies nouvelles, France), d'une co-injection continue de vapeur et de mousse, ou autrement dit d'un procédé FA-SAGD selon l'art antérieur. Plus précisément, la figure 1 présente les variations du facteur de réduction de mobilité R de la phase gazeuse engendrée par la présence de mousse dans une section verticale du réservoir (section verticale perpendiculaire à la direction X), après 8 mois (en haut) et après 16 mois (en bas) d'une injection simultanée de vapeur et de mousse. Ainsi, une valeur de 1 du facteur de réduction de mobilité R correspond à l’absence de mousse formée, tandis qu’une valeur supérieure à 1 indique que de la mousse est présente. On peut observer sur cette figure que la mousse ne se forme que dans une zone située entre les puits injecteur et producteur (dont les sections dans un plan perpendiculaire à la direction X sont représentés par des étoiles en figure 1, ainsi qu'en figures 2 et 3 ci-dessous). Si la présence de mousse dans la zone inter-puits peut bien avoir un effet bénéfique sur le « steam breakthrough » (percée de vapeur) en diminuant la production de vapeur, comme décrit dans le document (Chen et al., 2010), il n’en reste pas moins que le phénomène de ségrégation gravitaire entre l’eau chargée en agent moussant et la vapeur injectées entraine la production quasi immédiate du surfactant injecté et l’absence de formation de mousse dans la partie de la chambre de vapeur où l’huile est en cours de production. Le procédé FA-SAGD selon l'art antérieur n’est donc pas fonctionnel dans le cas d’une co-injection continue d’eau en équilibre thermodynamique liquide-vapeur avec du surfactant injecté dans la phase eau liquide.
La figure 2 présente les résultats d'une simulation numérique, , réalisées au moyen du logiciel PUMAFLOW® (IFP Energies nouvelles, France), d'une injection alternée de vapeur et de mousse selon l'invention. Plus précisément, la figure 2 présente les variations du facteur de réduction de mobilité R de la phase gazeuse engendrée par la présence de mousse dans une section verticale du réservoir (section verticale perpendiculaire à la direction X), après 8 mois (en haut) et après 16 mois (en bas) de la mise en œuvre du procédé, l'injection du bouchon de surfactant ayant eu lieu à 8 mois. Ainsi, la figure 2 en haut montre la chambre de vapeur qui se développe pendant la première injection de type SAGD (étape 1 du procédé selon l'invention), qui crée une première chambre de vapeur, et la figure en bas montre l’état du réservoir pendant la seconde phase d’injection de vapeur (étape 3 du procédé selon l'invention), réalisée après l’injection d'un bouchon de surfactant (étape 2 du procédé selon l'invention). On peut ainsi observer que des valeurs fortes du facteur de réduction de mobilité R sont obtenues jusqu’en haut du réservoir et sur les bords de la chambre à l'issue du procédé selon l'invention, ce qui enseigne que la mousse s'est bien formée dans l'ensemble de la chambre de vapeur. Cela témoigne de l’efficacité du procédé d’injection alternée vapeur-mousse du procédé selon l'invention.
La figure 3 montre l'évolution du facteur de réduction de mobilité R dans le réservoir dans le cas de la mise en œuvre de l'invention telle que décrite pour la figure 2, après 20 mois (en haut) et après 28 mois (en bas) de la mise en œuvre du procédé selon l'invention comprenant une seule injection de surfactant (réalisée après 8 mois). On peut constater sur cette figure que l’efficacité de l'injection alternée de surfactant diminue progressivement. En effet, on observe qu’il y a de plus en plus de vapeur qui n’est pas sous forme de mousse sur la partie supérieure de la chambre de vapeur, et que la zone affectée par la vapeur qui n’est pas sous forme de mousse tend à augmenter au cours du temps. Tout se passe comme si l’eau chargée en surfactant avait tendance à retomber. En effet, sous l’effet de la gravité la mousse s’assèche de haut en bas, l’eau s’écoulant vers le bas à travers les films de la mousse. Par ailleurs, on peut observer également que l’eau liquide chargée en surfactant est balayée par l’eau liquide en équilibre thermodynamique avec la vapeur injectée. Une telle observation peut être un indicateur selon lequel une réitération des étapes 2 et 3 du procédé selon l'invention serait avantageuse.
La figure 4 compare l'évolution dans le temps T (en mois) du rapport vapeur sur huile cSOR dans le cas d'un procédé SAGD classique (courbe C1), dans le cas du procédé selon l'invention mis en œuvre avec une seule injection de surfactant (correspondant à la mise en œuvre de l'invention telle que décrite pour les figures 2 et 3 ; courbe C2 ; injection I1 réalisée au bout de 8 mois) et dans le cas du procédé selon l'invention mis en œuvre avec deux injections de surfactant (injections I1 et I2 réalisées au bout de 8 et 20 mois respectivement) alternées avec une injection de vapeur (autrement dit, la courbe C3 est obtenue par une réitération des étapes 2 et 3 tel que décrit ci-dessus), dont (seule) la deuxième injection est pilotée par la détection d'un minimum local tel que décrit ci-dessus (courbe C3). On peut observer notamment que la deuxième injection de surfactant permet de stabiliser la courbe du rapport vapeur sur huile avant que celui-ci ne recommence à augmenter temporairement, puis à diminuer fortement à nouveau. Ceci est dû au fait qu'en pratique, l’observation de l’effet d'une injection de surfactant est retardée dans le temps par rapport à l'instant de l'injection elle-même. En effet, le surfactant doit se propager jusqu’au bord de la chambre de vapeur, puis l’huile produite sous l’action de la mousse créée après l’injection de vapeur doit ensuite gagner le puits producteur avant qu'un impact sur l'évolution du rapport vapeur sur huile puisse être observé. Par ailleurs, on peut observer sur cette figure qu'au moins une injection de surfactant (courbes C2 et C3) permet d'améliorer le rendement par rapport à injection de vapeur seule (courbe C1), les valeurs du rapport vapeur sur huile étant plus faibles avec au moins une injection de surfactant. Enfin, on peut observer que la courbe C3 présente un rapport vapeur sur huile le plus faible au bout de 26 mois d'exploitation, ce qui démontre l'efficacité d'un procédé d'injection alternée de vapeur et de mousse selon la variante principale de l'invention.
Ainsi, de manière générale, le procédé d'injection de mousse-vapeur selon l'invention permet de favoriser la formation de la mousse aux endroits où l’huile est produite, c'est-à-dire sur les bords de la chambre de vapeur, ce qui permet d'avoir un rendement supérieur par rapport aux procédés d'injection de mousse-vapeur selon l'art antérieur.
Claims (9)
- Procédé pour la récupération assistée des huiles lourdes et/ou extra-lourdes d'un réservoir géologique par injection de vapeur et de mousse, au moyen d'au moins un puits producteur et d'un puits injecteur forés dans ledit réservoir selon des trajectoires sensiblement horizontales et parallèles entre elles, ladite trajectoire dudit puits producteur correspondant sensiblement à une translation verticale vers des profondeurs plus élevées de ladite trajectoire dudit puits injecteur, caractérisé en ce qu'on récupère au moins une partie desdites huiles lourdes dudit réservoir par ledit puits producteur pendant au moins les étapes séquentielles suivantes :
A) On réalise une première injection de vapeur dans ledit puits injecteur ;
B) On arrête ladite injection de vapeur et on réalise une injection d'une solution aqueuse comportant au moins un agent moussant dans ledit puits injecteur ;
C) On arrête ladite injection de ladite solution aqueuse comportant ledit agent moussant et on réalise une deuxième injection de vapeur dans ledit puits injecteur. - Procédé selon la revendication 1, dans lequel on réitère au moins une fois les étapes B) et C).
- Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit agent moussant est un surfactant.
- Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit agent moussant comprend au moins :
- au moins un premier tensioactif anionique qui est un sulfonate d’alpha-olefine en C12 à C28 ; et
- au moins un deuxième tensioactif anionique qui est un alkyl benzène sulfonate, où le groupe alkyle comporte plus de 12 atomes de carbone ; et
- de préférence au moins un troisième tensioactif qui est un alkyl glyceryl ether sulfonate ou un alkyl ether carboxylate. - Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on détermine une durée desdites première et/ou deuxième injections de vapeur en fonction d'une évolution dans le temps d'un rapport entre un volume cumulé de ladite vapeur injectée dans ledit réservoir et un volume cumulé de ladite partie desdites huiles récupérées dudit réservoir.
- Procédé selon la revendication 5, dans lequel on mesure au cours du temps ledit volume cumulé de ladite vapeur injectée dans ledit réservoir et ledit volume cumulé de ladite partie desdites huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées dudit réservoir.
- Procédé selon la revendication 5, dans lequel on simule de manière numérique ledit volume cumulé de ladite vapeur injectée dans ledit réservoir et ledit volume cumulé de ladite partie desdites huiles lourdes et/ou extra-lourdes récupérées dudit réservoir au cours du temps.
- Procédé selon l'une des revendications 5 à 7, dans lequel on détermine ladite durée de ladite première et/ou de ladite deuxième injection de vapeur en analysant une courbe représentative de l'évolution dans le temps dudit rapport cumulé pour détecter un instant pour lequel ladite courbe présente un minimum local.
- Procédé selon la revendication 8, dans lequel on détecte ledit instant pour lequel ladite courbe représentative de ladite évolution au cours du temps dudit rapport cumulé présente un minimum local de la manière suivante : on détermine une dérivée première de ladite courbe et on recherche un changement de signe de ladite dérivée première, puis on détermine une dérivée seconde de ladite courbe à l'instant dudit changement de signe de ladite dérivée première, et on vérifie que le signe de ladite dérivée seconde audit instant de changement de signe de ladite dérivée première est positif.
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| US6257334B1 (en) | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
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| FR2918102B1 (fr) | 2007-06-29 | 2012-10-05 | Inst Francais Du Petrole | Methode de recuperation d'huile ou de bitume par injection d'un fluide de recuperation et d'un agent de diversion |
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Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
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