1 /introduction : L étude d un gisement (réservoir engineering) est une discipline très spécifique, nourrie des sciences de la terre, de la thermodynamique et de mécanique des fluides notamment, ces deux dernières disciplines sont importantes pour étudier le comportement des fluides au sein de gisement. Les huiles et les gaz sont des mélanges ; mais avant de les définir, voyons quelques rappels de thermodynamique. 2/ COMPORTEMENT GENERAL : Les fluides peuvent être des corps purs, c est-à-dire constitués de molécules identiques, ou des mélanges, c est-à-dire constitués par des molécules différentes. Leur comportement dans ces deux cas n est pas le même, car les interactions moléculaires diffèrent. La variance V indique le nombre de paramètre dont dépend le comportement d un fluide en fonction du nombre C de constituants indépendants et du nombre δ de phases. On a la règle de Gibbs : V = C + 2- δ Pour un corps pur (C = 1), on voit que, monophasique (δ = 1), son comportement dépend de deux paramètres : le volume occupé par une masse donnée dépend de la pression et de la température (V = 2 ). Diphasique (δ = 2), le comportement ne dépend que d un paramètre : la pression n est fonction que de la température et pas des volumes des deux phases (triphasique, il n y a qu une pression et une température possibles (V = 0)). Pour un mélange à N constituants, le nombre de paramètre dont dépend le comportement est le précédent augmenté de (N = 1) ; ce comportement est donc beaucoup plus complexe. Nous allons voir rapidement le comportement des corps purs sur les diagrammes Pression-Volume spécifique et Pression-Température, et étudier ensuite de façon plus approfondie, sur les mêmes diagrammes, le comportement des mélanges. 3 / LES CORPS PURS : Ils sont constitués de molécules identiques. Diagramme Pression-Volume spécifique (diagramme de Clapeyron) :
Si l on part d une pression et d une température telles que le corps pur soit à l état liquide (point A sur le diagramme) et si l on augmente très lentement le volume qui lui est offert (à température constante), on observe successivement : Fig 1 : Diargamme P V - Une décroissance rapide de la pression tant que le corps pur reste en phase liquide: Les liquides sont peu compressibles. - L apparition d une phase vapeur (point B sur la figure) : point de bulle. - L augmentation de la phase vapeur et la diminution de la phase liquide, la pression restant constante. - La disparition de la dernière goutte de liquide (point R sur la figure) : point de rosée. - Une décroissance relativement lente de la pression : les vapeurs sont compressibles. Cette expérience peut être répétée pour des températures inférieures et supérieures à T, jusqu à une température maximales Tc, température critique, audessus de la quelle le corps pur est toujours monophasique, quelle que soit la pression : état supercritique appelé «gaz». Son comportement est en effet représenté par l équation d état des gaz.
Les différents points de bulle constituent la courbe de bulle, les différents points de rosée la courbe de rosée. L ensemble de ces deux courbes est la courbe de saturation. L isotherme critique est tangente à la courbe de saturation au point de rencontre des courbes de bulle et de rosée, point critique (Pc, Pc) suivant une tangente parallèle à l axe v. 4/ LES MELANGES : Ils sont constitués de plusieurs sortes de molécules. Diagramme Pression-Volume spécifique : T1 < Tc < T2 < Tcc Fig 2 : Diagramme P Vs Partons, comme précédemment, d une pression et d une température T1 (point A) telles que le mélange soit à l état liquide et augmentons lentement le volume qui lui est offert, on observe : - Une décroissance rapide de la pression en phase liquide.
- L apparition d une phase vapeur (point B1) : point de bulle. - L augmentation de la phase vapeur et la diminution de la phase liquide. La pression diminue, mais moins rapidement qu en phase liquide seule. - La disparition de la dernière goutte de liquide au point de rosée R1. - Tout le mélange est à l état. La pression décroît. Ce comportement s observe jusqu à la température critique Tc. Au dessus de celle-ci, et tant que la température est inférieur à la température critique de condensation Tcc, on observe à température constante T2 (et le volume croissant lentement) : - Une phase «gaz» (état supercritique). La pression décroit. - L apparition d une phase liquide au point de rosée rétrograde RR2. - L augmentation de la phase liquide et son passage par un maximum, puis sa décroissance. La pression décroît. - La disparition de la dernière goutte liquide au point de rosée R2. - Tout le mélange est à l état «gaz». La pression décroît. Au-dessus de la température critique de condensation (cricondentherm), le mélange est toujours à l état de «gaz». 5/COMPOSITION DES FLUIDES PETROLIERS ET DES FRACTIONS PETROLIERES : 5/1.Hydrocarbures : 5/1.1.Les gaz : A-Généralités : Ce sont des mélanges complexes d'hydrocarbures, contenant essentiellement les premiers éléments de la série paraffinique, à savoir : le méthane CH4 ou C1 l'éthane C2H6 ou C2 le propane C3H8 ou C3 le butane C4H10 ou C4 Ces éléments sont gazeux dans les conditions atmosphériques, ils peuvent contenir en outre d'autres hydrocarbures, de l'azote, de l'hydrogène, du gaz carbonique et de l'hydrogène sulfuré.
B-Gaz secs, gaz humides et gaz à condensat rétrograde : Lorsque la pression s'abaisse, et c'est justement le cas lorsque l'on produit, une partie du gaz dissous se regazéifie et les bulles de gaz entraînent avec elles l'huile vers la sortie. Le phénomène est analogue à celui du gaz carbonique qui entraîne le champagne hors de la bouteille. Quand le gaz s'est échappé à peu près complètement, ou si le pétrole n'en contient guère à l'état naturel, le puits cesse d'être ou n'est pas éruptif. Il arrive aussi, qu'un chapeau du gaz (gas cap) libre surmonte la couche imprégnée d'huile, en ce cas elle-même saturée de gaz dissous. Ainsi il est fondamental d'analyser l'évolution de l'huile et/ou du gaz entre les conditions d'origine dans le réservoir et les conditions de surface. Lors de leur arrivée en surface, certains gaz naturels restent à l'état gazeux. Ils sont alors principalement constitués de C1, C2, C3, N2, H2 et sont dits gaz secs. Les autres donnent lieu au dépôt d'une partie de leurs constituants, appelée gazoline. Ils sont dits humides ou à condensat rétrograde. Parmi ces derniers, il faut distinguer deux classes (Fig. 3) : 1. La première classe comprend les mélanges d'hydrocarbures qui sont toujours à l'état gazeux dans le réservoir (Tg > Tcc) : ce sont les gaz humides. 2. La deuxième classe comprend des gaz qui, par détente à la température du gisement (détente isotherme), peuvent déposer dans le gisement un condensat. Ils sont dits gaz à condensat rétrograde. Quand on baisse la pression d'un tel gaz (à température constante), il arrive un moment où une goutte de liquide se dépose (pression de rosée rétrograde); puis la quantité de condensat augmente, passe un maximum et re-diminue. Elle s'annulerait pour une deuxième valeur de la pression (pression de rosée). Pour ces gaz : Tc < Tg < Tcc.
Fig 3 : Diagramme Pression Température. 5/1.2.Les huiles : Les pétroles bruts sont des mélanges d'hydrocarbures lourds. Ils sont principalement constitués de : Sous pression, c'est-à-dire dans les conditions de gisement, ils contiennent aussi des éléments plus légers (C1, C2, C3, C4, H2S, CO2, ) qui commencent à se dégazer lorsqu'en abaissant la pression on atteint la pression de saturation ou pression de bulle. C'est-à-dire qu'un brut peut abandonner une grande partie des éléments volatils, d'une part dans le réservoir lui-même au cours de sa vie, d'autre part en cours de production, entre le gisement et le stockage. La conséquence de ce phénomène est la suivante (pour une huile monophasique dans le gisement, y compris lors de la production) : Pour récupérer 1 m3 d'huile au stockage, il faut extraire du gisement un volume supérieur d'hydrocarbures, appelé facteur volumétrique de fond (formation volume factor ou FVF).
En même temps que ce mètre cube d'huile de stockage, un certain nombre volume de gaz a été soit récupéré, soit brûlé. Ce volume mesuré dans les conditions standard (15 C, 76 cm de mercure) s'appelle solubilité du gaz dans l'huile, RS, ou GOR (Gas Oil Ratio) de dissolution. 5/2.Non-Hydrocarbures : Eau. Sulfure d hydrogène + Anhydride carbonique Gaz acides. Azote, Hélium, Argon. Mercure, Arsenic Contaminants métalliques toxiques. Le tableau 1 représente les différentes structures des hydrocarbures de fluide de réservoir : Tableau 1 : Différents structures de composition de fluide de réservoir.
6/PROPRIETES PVT : Le calcul des réservations dans un gisement de pétrole et de la détermination de son exécution et sciences économiques exige une bonne connaissance les propriétés physiques de fluides. La pression de bulle (Pb), la solution GOR, le facteur de volume de formation d'huile (Bo) et la compressibilité (Co) sont d'importance primaire dans le calcul d'équilibre de matière, tandis que la viscosité joue un rôle important dans l'interprétation d'essai de production et dans l'analyse de problème de puits. Les propriétés physiques et chimiques de pétroles bruts varient considérablement et dépendent de la concentration des divers types des hydrocarbures et de constituants mineurs actuels. Une description précise des propriétés physiques de pétroles bruts est d'importance considérable dans les domaines de la science appliquée et théorique et particulièrement dans la solution des problèmes de technologie de réservoir de pétrole. Il est fondamental que tous les calculs de performance des réservoirs pétroliers, notamment, les opérations de production et la conception et l évaluation de la formation sont fortement liées aux propriétés PVT utilisées. D une manière générale, les propriétés PVT sont déterminées au laboratoire à partir des études sur des échantillons prélevés au fond du puits de forage ou à la surface. Les résultats expérimentaux sont cependant très coûteux à obtenir. Par conséquent, la solution la plus utilisée est d étudier le comportement thermodynamique du pétrole à partir des équations d état et de développer des corrélations empiriques et/où semi-empiriques. 6/1.La pression de point de bulle (pression de saturation) : La pression de bulle est (Pb) la pression à laquelle la première bulle du gaz évolue. De la pression de bulle est empiriquement corrélée en fonction de la solution GOR, de la densité de gaz, de la densité d'huile et de la température. 6/2.Facteurs de volume de formation FVF: (B) Ce facteur est le rapport de volume du l huile, du gaz ou d eau aux conditions du réservoir à le volume de même nature aux conditions de surface. En pratique, les FVF s'écrivent Bo pour l'huile (et Bg pour les gaz). Les Bo et les RS varient beaucoup suivant les types d'huiles : légère, moyenne et lourde. Le facteur de volume de formation est calculé par la formule suivante :
Bo : le facteur de volume de formation de pétrole, est le volume dans les barils occupés dans le réservoir, à la pression et à la température régnante, par un baril courant de réservoir d'huile plus son gaz dissous. Bg : le facteur de volume de formation de gaz, qui est le volume dans les barils qu'un pied cube standard de gaz occupera en tant que gaz libre dans le réservoir à la pression de réservoir et à la température régnantes. Aux conditions standard : 60 F et 14,7 psia (15,5C et 1 bar) les valeurs de FVF sont : Bo =facteur de volume de formation d huile. ~ 1,2. Bg = facteur de volume de formation de gaz. ~ 0,005. 6/3.Rapport gaz huile de solution (Rs) : Le rapport de gaz-huile de solution (ou dissous), qui est le nombre de pieds cubes standard de gaz qui se dissoudront dans un baril courant de réservoir d'huile quand tous les deux sont pris vers le bas au réservoir à la pression de réservoir et à la température régnantes. Il est nommé solution GOR ('unités- [scf. gaz/ stb], Huile, [m3/m3]). Fig I-2 : Facteurs de volume de formation(fvf).
7/ETUDE DU COMPORTEMENT DU RESERVOIR : Le comportement de phase est le comportement de la vapeur, du liquide et des solides en fonction de pression, de la température et de la composition. En cette monographie, de la «vapeur» est employée l'un pour l'autre avec le «gaz», le «liquide» se rapporte au pétrole et à l'eau et les «solides» incluent des hydrates, des asphaltènes et la cire. L'étude du comportement de la vapeur et du liquide dans des réservoirs de pétrole et en fonction de pression(p), de volume(v), de température (T) et de la composition. La plupart des réservoirs sont produits par l'épuisement dans lequel la pression de réservoir diminue pendant que des fluides sont récupérés. La température de réservoir reste pratiquement constante dans la plupart des méthodes de rétablissement. La variable principale qui détermine le comportement des fluides, sous le réservoir conditionne, pendant l'épuisement est, donc, la pression de réservoir. Par conséquent, des essais relativement simples qui simulent des processus de rétablissement sont effectués en variant la pression du liquide. L'importance des données de PVT précises pour des calculs des équilibres de matière, parmi ces propriétés PVT est la pression de point de bulle (Pb), le facteur de volume de formation de pétrole (Bo), qui est défini comme volume d'huile de réservoir qui produirait un baril courant de réservoir. La prévision précise de Bo est très importante dans le réservoir et les calculs de production. Le comportement de phase d'un fluide est généralement décrit les propriétés physiques spécifiques des fluides tels que le facteur de volume de formation (Bo), la pression de saturation (Pb) ou le gaz d'huiler le rapport (GOR), GOR est défini comme proportion de gaz avec l'huile du fluide de réservoir dans les conditions extérieures (1 barre, 15 C). Le comportement précis et fiable de phase et les données volumétriques sont les éléments essentiels pour la gestion appropriée des réservoirs de pétrole. L'information est exigée pour évaluer des réservations, pour développer le plan de rétablissement optimum et pour déterminer la quantité et la qualité de produire fluides.