PÉTROLE - L’exploitation des gisements


PÉTROLE - L’exploitation des gisements
PÉTROLE - L’exploitation des gisements

S’il incombe aux équipes de prospection de trouver des gisements, le rôle de celles qui sont chargées de la production est d’en tirer le meilleur parti. Essentiellement empirique d’abord, l’extraction des hydrocarbures, pétrole et gaz naturel, est progressivement devenue une technique étayée sur des bases scientifiques.

Dès la fin du XIXe siècle, aux États-Unis, l’intuition de quelques précurseurs a ouvert la voie aux conceptions qui président aujourd’hui à la manière dont sont traités les problèmes de l’extraction du pétrole. Leurs vues ne furent, à l’époque, que peu suivies.

La création du Bureau des mines, avec une section Pétrole, ne date que de 1910. Il faut attendre 1924 pour voir naître le Bureau fédéral de conservation des gisements. Plus tard encore, à partir de 1927-1930 seulement, on découvre l’importance du gaz dissous dans le pétrole. C’est à ce moment qu’apparaissent en France, et se répandent rapidement aux États-Unis et dans le reste du monde, les procédés électriques d’exploration de la paroi des sondages.

En 1937, le Bureau des mines émet les premières recommandations pour les essais des puits à gaz. Dès lors, le besoin se fait ressentir de créer une nouvelle discipline pour l’étude des gisements pétrolifères: le reservoir engineering ou étude des gisements, qui conduit aux normes d’une exploitation rationnelle au niveau technique aussi bien qu’économique. Les méthodes qui sont mises en jeu progressent d’une façon constante grâce à toutes les innovations scientifiques dont elles bénéficient et qu’elles engendrent quelquefois. Ainsi les producteurs de pétrole tendent-ils vers l’un de leurs buts fondamentaux: augmenter les taux d’extraction.

À présent, en effet, on n’extrait guère que 30 p. 100 des quantités de pétrole présentes dans les gisements. Pour le gaz naturel, au contraire, ce taux moyen est de l’ordre de 90 p. 100. Augmenter le taux moyen d’extraction pour la production mondiale de 1 à 2 p. 100 serait un incontestable progrès; le faire passer de sa valeur actuelle à 45 p. 100 permettrait de disposer de ressources supplémentaires de l’ordre de 75 milliards de tonnes, soit une quantité comparable aux réserves extractibles connues (138 milliards de tonnes en 1991). Innovations scientifiques et techniques, amélioration des méthodes et des matériels mis en jeu permettent de résoudre de nouveaux problèmes comme ceux de l’extraction des hydrocarbures se trouvant soit à de grandes profondeurs (plus de 6 500 m), soit dans le sous-sol des mers, ou enfin dans celui des régions polaires.

Les progrès techniques permettent maintenant de commencer à produire dans des conditions acceptables les pétroles bruts lourds, c’est-à-dire les hydrocarbures de densité supérieure à 0,9 et surtout de viscosité dans le gisement supérieure à 100 centipoises. Ces pétroles bruts, très peu mobiles, peuvent aller jusqu’au stade de bitumes quasi solides. Les quantités connues de pétroles bruts lourds sont considérables: plus de 300 milliards de tonnes, dont plus de la moitié dans deux pays, Venezuela et Canada. La part des pétroles bruts lourds dans la production et dans les réserves récupérables ira donc en augmentant dans les années futures.

1. Caractères des gisements d’hydrocarbures

Parties constitutives d’un gisement

Un gisement d’hydrocarbures est composé schématiquement d’un réceptacle, roche-réservoir, clos à la fois par une couverture formée d’une roche étanche et par une disposition favorable du sous-sol appelée piège. Les formes de pièges sont nombreuses. La plus connue d’entre elles est l’anticlinal (cf. PÉTROLE - L’exploration pétrolière).

Pour constituer un réservoir exploitable, une roche doit présenter deux qualités: offrir conjointement aux hydrocarbures l’espace nécessaire pour en accueillir un volume suffisant et la possibilité pour ces fluides de se mouvoir sans perte de charge excessive. En d’autres termes, cette roche doit être douée de porosité et de perméabilité. Sables et grès plus ou moins grossiers, calcaires fissurés plus ou moins dolomitisés sont des réserves typiques. Le volume intérieur, soit intergranulaire, soit matriciel, est toujours occupé à la fois par les hydrocarbures et par de l’eau. Cette eau intersticielle est minéralisée. Elle est fossile et généralement contemporaine des hydrocarbures qu’elle accompagne, d’où son qualificatif d’eau «connée». La roche est imprégnée par ces fluides, comme l’est une éponge par l’eau. Il n’existe pas de poches.

Un réservoir peut être formé d’une seule couche imprégnée, mais il est souvent constitué de plusieurs couches qui alternativement le sont ou ne le sont pas. Outre l’eau intersticielle, la plupart des gisements comportent un ou plusieurs niveaux aquifères. Ces derniers sont dits ouverts ou fermés suivant qu’ils sont ou non en communication avec des eaux de surface. Ces eaux peuvent entourer la base du réservoir (eau de bordure) ou être sous-jacentes à ce dernier. Ces deux dispositions sont souvent présentes simultanément. La partie supérieure de certains réservoirs pétrolifères comporte une zone imprégnée exclusivement d’hydrocarbure à l’état gazeux: c’est une calotte de gaz libre . Ce dernier est à distinguer du gaz qui, sous les conditions de température et de pression du gisement, se dissout dans le pétrole. Le volume de ce gaz dissous peut, sous les conditions de surface, s’élever à plusieurs centaines de fois le volume du liquide qui le contient. C’est le gaz «fatal» ou gaz associé à la production.

Un même piège peut contenir plusieurs gisements de natures variées à des profondeurs différentes. Chaque gisement se distingue par des caractères spécifiques. Il n’est, en la matière, que cas particuliers. Ce que l’on désigne par «champ» peut comprendre un ou plusieurs gisements voisins ou superposés situés dans une même entité structurale ou dans un ensemble de structures qui font l’objet d’un dispositif commun d’exploitation.

Étude des gisements

Les étapes successives à franchir pour aboutir à une exploitation rationnelle sont: l’acquisition d’une connaissance aussi complète que possible des caractères du gisement; le choix de la méthode d’exploitation la plus efficace en fonction de ces derniers et de l’évolution probable de la situation économique; le contrôle continu des résultats obtenus par l’application de la méthode d’exploitation choisie et l’ajustement de cette dernière si besoin est. L’acquisition de toutes les données nécessaires à la connaissance d’un gisement est une tâche complexe et difficile. Elle suppose non seulement l’exécution d’un grand nombre de mesures réparties dans le temps, mais aussi l’interprétation de l’interaction des facteurs que ces mesures représentent. La géologie de production , qui utilise certaines méthodes de la géologie et de la physique, permet d’acquérir des renseignements relatifs à la nature des roches, aux variations de leurs propriétés physiques et mécaniques, aux fluides qu’elles contiennent et enfin aux dispositions relatives des assises traversées (géométrie du gisement). Les essais de production pratiqués sur les différents puits permettent de suivre l’évolution des débits et des pressions et, de ce fait, apportent des éclaircissements quant au comportement des masses fluides du gisement. Toutes ces données servent de base à des travaux de laboratoire. Sur des échantillons de roche-réservoir, tirés des sondages par carottage, les conditions du gisement sont reconstituées. Tout cela permet de savoir en présence de quel mode de drainage on se trouve et d’effectuer des estimations de réserves, en particulier par une évaluation volumétrique. L’on se heurte cependant à une difficulté majeure. Sur un gisement nouvellement découvert, tous ces renseignements indispensables ne peuvent être recueillis en quantité suffisante à l’aide des deux ou trois premiers forages seulement; ce n’est souvent qu’à partir du moment où presque tous les puits ont été forés, et même quelquefois plusieurs années après, que l’on disposera enfin des renseignements voulus. Cette connaissance ne peut, du reste, jamais être acquise d’une façon complète. Si elle est relativement précise le long du trajet des puits, il n’en est pas de même dans les espaces infiniment plus vastes existant entre ces derniers. Des variations importantes du faciès des roches peuvent se produire, auxquelles on n’a pas directement accès. Le problème essentiel de la production pétrolière consiste à connaître et à maîtriser les mouvements des fluides dans les roches-réservoirs. Une mauvaise connaissance de la dynamique des fluides des gisements peut avoir pour conséquence la faiblesse des taux d’extraction.

Pour les gisements de pétrole, les principaux mécanismes naturels de drainage sont l’expansion du pétrole et des gaz dissous s’il en existe, l’expansion des gaz dissous et des calottes de gaz libre, la poussée hydraulique.

Pour les gisements de gaz naturel, le mécanisme essentiel est l’expansion. On peut cependant distinguer l’expansion des gaz secs qui ne contiennent qu’une très faible quantité de produits condensables, celle des gaz humides comportant les homologues supérieurs au méthane et à l’éthane, desquels on peut, après leur arrivée à la surface, extraire une phase liquide par refroidissement, et enfin l’expansion accompagnée de condensation dans la roche-réservoir elle-même, comme conséquence de l’extraction. Différents aspects élémentaires se juxtaposent pour former des systèmes plus ou moins complexes. Parmi ces mécanismes, certains peuvent se présenter de différentes façons. Ainsi, la poussée hydraulique peut être soit latérale, soit de fond, soit simultanément l’une et l’autre. Elle peut être due ou bien à une expansion limitée (en zone aquifère fermée) ou bien à une pression hydrostatique (dans le cas d’une zone aquifère ouverte).

Lorsque ces mécanismes naturels de drainage sont épuisés, ou insuffisants, il faut faire appel à des mécanismes artificiels, c’est-à-dire surtout à l’injection d’eau ou de gaz (récupération secondaire), voire aux procédés de récupération améliorée (cf. chap. 4). Les injections d’eau, ou de gaz à un degré moindre, se développent considérablement depuis un certain nombre d’années; elles permettent de récupérer en moyenne de 10 à 15 p. 100 de l’huile initialement en place, en supplément par rapport au drainage naturel, dans des conditions économiques souvent très acceptables. Le procédé consiste à injecter l’eau, ou le gaz, en grande quantité par un certain nombre de puits injecteurs; l’eau pousse le pétrole brut à se déplacer vers les puits producteurs. La disposition des puits injecteurs et producteurs peut soit obéir à un motif régulier, soit exploiter la configuration particulière du gisement (injection à la périphérie du gisement par exemple).

D’une manière générale, les phénomènes élémentaires qui contrôlent ces procédés de drainage résultent de l’action des forces de viscosité, de capillarité et de pesanteur. De nombreux transferts de matière entre les différentes phases accompagnent les variations de pression au cours de l’exploitation.

Les lois macroscopiques de ces mouvements de fluides polyphasiques sont encore imparfaitement connues. Leur expression mathématique simplifiée, dans des milieux hautement hétérogènes ou anisotropes, conduit à des systèmes d’équations qui, pour des conditions théoriques, sont presque insolubles et, pour des conditions réelles, le sont parfaitement.

Cette situation a provoqué la création de modèles expérimentaux, modèles réduits ou pétrophysiques d’une part, modèles analogiques d’autre part. Parmi ces derniers, les analyseurs électriques ont été rapidement supplantés par des modèles numériques utilisant des ordinateurs. L’avènement des ordinateurs de troisième, de quatrième et de cinquième génération, tels les calculateurs vectoriels, ont permis le développement de modèles de taille considérable (plusieurs milliers de mailles de calcul) permettant de simuler l’exploitation des gisements de très grande dimension, comportant plusieurs centaines de puits. Ces modèles décrivent les mouvements des fluides à travers les milieux poreux et perméables dans deux ou dans trois dimensions pour les fluides comportant souvent trois phases, et parfois jusqu’à une dizaine de constituants (modèles tridimensionnels triphasiques compositionnels). Il s’agit dans la science du reservoir engineering d’une véritable révolution, qui permet maintenant de faire des prévisions de production sur plusieurs années et, une fois ajustée la production passée, de comparer telle ou telle modification des conditions de production (par exemple forage de nouveaux puits, injection d’eau, etc.). On a de plus la possibilité d’introduire dans l’étude les facteurs économiques. Les modèles physiques sont utilisés conjointement aux modèles numériques pour vérifier leur comportement à une échelle plus simple, et surtout fournir un certain nombre de données spécifiques à introduire dans les modèles. Afin que ces données soient représentatives, les modèles physiques doivent reproduire aussi fidèlement que possible les conditions régnant dans les gisements. Le problème principal de ces calculs de prévision d’exploitation réside justement dans l’obtention d’un ensemble réaliste de données, géologiques et physiques.

Ces modèles mathématiques permettent aussi une évaluation des quantités d’hydrocarbures et des réserves concernées dans le gisement. À cet égard, la terminologie adaptée est la suivante: les volumes géologiques représentent les quantités d’hydrocarbures initialement en place, alors que les réserves correspondent aux quantités d’hydrocarbures extractibles restant à produire à la date considérée. Selon le degré de certitude, ces volumes géologiques et réserves sont prouvés, probables ou possibles. On distingue aussi les réserves primaires, secondaires et tertiaires, qui correspondent à des phases successives d’exploitation.

2. Mise en production des puits

Objectifs des opérations de mise en production

La mise en production d’un gisement d’hydrocarbures exige le forage d’un certain nombre de puits, ce qui requiert 80 p. 100 des investissements. Les décisions à prendre quant à la détermination du nombre des puits et quant à leur disposition relativement aux différentes parties du gisement sont donc très importantes. Il s’agit de forer un nombre de puits juste suffisant pour l’obtention d’un drainage efficace de toutes les parties du réservoir. La mise en production des puits est l’un des moments capitaux de la recherche et de l’exploitation des hydrocarbures. Elle consiste en un ensemble d’opérations qui ont pour but de mettre un forage en état de produire la plus grande quantité possible d’hydrocarbures par l’utilisation efficace de l’énergie mise en jeu. Cette dernière est fournie soit directement et gratuitement par la nature, soit par une production industrielle plus ou moins coûteuse. S’efforçant de créer la meilleure liaison hydraulique possible entre la roche-réservoir et le puits, on cherche à faire passer dans ce dernier la plus grande quantité d’hydrocarbures avec la moindre consommation d’énergie. Certaines forces s’y opposent: les viscosités, les tensions interfaciales, les phénomènes de l’écoulement radial circulaire, etc. On s’efforce constamment de réduire leurs effets à la plus petite valeur possible. Les soins apportés à l’exécution des opérations de mise en production, les interventions physiques, appelées stimulations des couches productives, enfin le choix de l’équipement de fond des puits qui est le mieux adapté aux caractères du gisement permettent d’atteindre ce résultat. On est amené à définir le potentiel d’un puits à l’aide d’un indice de productivité qui est le rapport d’un débit stabilisé du puits à la différence entre les pressions régnant respectivement dans la roche-réservoir et dans le puits. Ainsi, la meilleure mise en production est celle qui permet d’extraire la plus grande quantité de pétrole sous la plus petite différence de pression en diminuant les pertes de charges jusqu’à la valeur la plus faible, compatible avec les conditions existantes.

Équipements des puits pour la production

Position du tubage de production

La mise en production est d’autant meilleure que l’équipement du puits lui-même présente moins d’obstacles. Ainsi la position du dernier tubage de revêtement, dit tubage de production , a-t-elle une très grande importance. Chaque fois que les caractères de la roche-réservoir le permettent, celle-ci n’est pas revêtue par le tubage. Ce dernier est arrêté au niveau supérieur de la couche productive. La communication entre le réservoir et le puits est alors directe. Dans la majorité des cas, il ne peut en être ainsi et le tubage cimenté revêt toute la zone productive. Ce revêtement est perforé à l’aide d’appareils spéciaux à balles ou à charges creuses. Le passage du pétrole à travers les perforations augmente d’un tiers les pertes de charges. Le tubage de production sert à isoler les différents niveaux afin d’éviter entre eux des communications inopportunes comme, par exemple, l’envahissement d’une couche productive par de l’eau. Cela permet aussi de régler l’admission du gaz dans la production d’un gisement comportant une calotte de gaz libre.

À partir de ces deux positions fondamentales du tubage de production, il existe un certain nombre de variantes: présence de filtres, par exemple, en vue d’empêcher la venue indésirable de sable fin avec le pétrole. Le forage des puits à travers la zone productive est toujours l’objet de précautions particulières et fournit aussi l’occasion de procéder à la collecte de renseignements: prélèvement de carottes, d’échantillons de fluides, mesures électriques et nucléaires [cf. RADIOÉLÉMENTS ET RAYONNEMENTS IONISANTS]. Parmi ces dernières, hormis celles qui donnent des indications sur le gisement, certaines intéressent plus particulièrement le producteur: inclinaison et orientation du forage, variations de son diamètre, variations de température, compacité du ciment de fixation du tubage de production...

Essais de production, stimulation, taux de production

Lorsque le tubage de production a été placé, on fait une mise en production temporaire, à l’aide d’un équipement simplifié. Si les résultats sont satisfaisants, on installe l’équipement définitif du puits; sinon, on cherche à réduire les pertes de charges par des opérations de stimulations qui vont des simples lavages aux fracturations à grande puissance en passant par les acidifications. Pendant cette phase d’essais préliminaires, les opérations de stimulation et de contrôle alternent jusqu’à ce que le résultat désiré soit obtenu, tout en cherchant à réduire le nombre des interventions en raison de leurs coûts. Le puits reçoit ensuite son équipement définitif pour l’extraction et l’on effectue les essais de production proprement dits à l’issue desquels le puits entre dans la liste des puits producteurs du champ. On peut alors fixer le taux d’efficience maximal de production du puits en fonction de l’indice de productivité, de son potentiel et de caractères plus généraux du champ.

Équipement pour l’extraction

L’effluent (pétrole, gaz, eau éventuellement) chemine depuis le fond du puits jusqu’à la surface par un conduit appelé tubing qui est disposé à l’intérieur du tubage de production. Suspendu à la tête de production du puits, il est fixé ou non au fond de ce dernier. Le mode d’extraction est déterminé par les caractères du gisement.

Les puits éruptifs sont ceux des gisements dans lesquels règne une pression suffisante pour amener l’effluent à la surface. C’est le cas, à de rares exceptions près, pour le gaz; pour le pétrole, la pression peut être soit naturelle, soit maintenue par un procédé déterminé. La partie du puits située au-dessus du sol, ou tête de puits , est appelée arbre de Noël par les pétroliers, s’il s’agit de puits éruptifs. Il consiste en un dispositif de vannes plus ou moins complexe, en forme de croix, capable de résister à la pression du gisement. Il donne aux appareils de mesure ou d’intervention l’accès à l’intérieur du puits. Il est l’organe de réglage du débit par les orifices calibrés qu’il porte. À ces derniers sont raccordées les deux branches de départ de la conduite d’évacuation de la production.

Pour les puits pompés , la tête de puits est très simplifiée. L’extrémité inférieure du tubing porte une pompe verticale à piston, alternative à simple effet. Le piston est actionné par une tringlerie formée des tiges de pompages qui est suspendue à un balancier équilibré. Ce dernier est mis en mouvement par un système de bielles et de manivelles au rythme de pompage voulu. La tige de suspension, polie, passe dans un presse-étoupe qui ferme la tête du puits. Il existe aussi des pompes hydrauliques de fond actionnées par un fluide pompé en circuit fermé depuis la surface. Pour les puits permettant une forte extraction, on utilise des pompes centrifuges verticales multiétagées.

L’extraction par éjection est aussi un dispositif appliqué aux gisements sans pression. Le tubing, à sa partie inférieure, est muni, sur une certaine longueur, d’orifices. Du gaz naturel ou de l’air – d’où le nom du procédé: gas-lift ou air-lift – est injecté sous pression dans l’espace annulaire entre le tubage et le tubing. Le fluide gazeux, en passant par les orifices, s’émulsionne dans le pétrole, ce qui allège ce dernier, devenu ainsi capable d’atteindre la surface.

S’il est nécessaire, l’extraction par pompage et celle par éjection peuvent être pratiquées suivant des cycles de production intermittente.

3. Équipement des champs

L’effluent de chaque puits d’un champ doit être conduit jusqu’au point d’expédition. Au cours du trajet, un certain nombre de mesures sont faites et les hydrocarbures amenés à un état acceptable par le client. Les dispositions de l’équipement des champs varient en fonction de la nature de leur production, principalement liquide ou principalement gazeuse, de leur étendue, du relief de la région et de son climat... Cet équipement comporte un réseau de collecte et un centre de production . Le premier peut être défini comme étant l’ensemble formé par les conduites, dispositifs de vannes, appareillages divers, stations de séparation et stockages annexes au moyen duquel les hydrocarbures passent des puits au centre de production. Chemin faisant, les débits sont contrôlés, les volumes mesurés, des échantillons prélevés, une épuration partielle subie, si besoin est. Les conduites individuelles des puits, par groupe, convergent soit vers les centres annexes de production, soit vers les dispositifs de vannes collecteurs-distributeurs. Les uns et les autres sont reliés à l’une des branches du faisceau de la conduite principale et des conduites secondaires recueillant au passage les productions partielles. Le centre de production, si l’effluent est principalement liquide, peut être défini comme le lieu où sont rassemblés les moyens nécessaires pour assurer la réception, les mesures, le traitement primaire: dégazage, déshydratation, dessalage, stabilisation..., la mise en réserve préalable à l’expédition et à la livraison de la production en provenance des différents puits ou des centres annexes. L’expédition est faite soit directement à partir du centre de production, soit, dans les grandes régions pétrolifères, par l’intermédiaire d’un stockage d’expédition lié au moyen de transport: chemin de fer, conduites, navires.

Si la production est principalement gazeuse, le réseau de collecte joue le même rôle que pour la production liquide. Il arrive fréquemment que, sur les champs de gaz, les puits soient dotés de séparateurs individuels. Les centres annexes sont plus nombreux. Le centre de production joue un rôle moins important car le problème du stockage sur le champ ne se pose pas. La production rassemblée est introduite dans une station ou usine de traitement dont le but est d’extraire du gaz toutes les fractions condensables non extraites par les séparateurs de puits: butane, propane. Dans certains cas, en outre, se pose le problème de l’extraction de corps tels que le soufre, l’azote, l’hélium. Le premier est extrait à proximité immédiate du champ alors que les deux autres, qui peuvent l’être également, ne le sont parfois que dans la zone de distribution. À la fin du traitement, il ne reste plus que du méthane propre à la distribution, qui est dirigé soit directement vers une conduite de transport, soit vers un stockage souterrain lié à une telle conduite ou à un réseau de distribution, soit enfin vers une usine de liquéfaction en vue de son transport par voie maritime. Il en est ainsi tant pour les gisements composés uniquement de gaz que pour les gisements pétrolifères comportant une quantité importante de gaz dissous.

Depuis quelques années, on a mécanisé puis automatisé les opérations courantes de la production des hydrocarbures. Ces mesures visent principalement l’équipement des champs situés dans des zones isolées, désertiques ou maritimes, ainsi que certains champs aux États-Unis, dont le contingentement administratif de la production se traduit par la nécessité d’ouvertures et de fermetures cycliques des puits, suivant un programme déterminé. Ces programmes d’exploitation sont inscrits sur des bandes magnétiques, par exemple, et mis en œuvre automatiquement à partir d’un poste qui commande à distance tous les organes voulus et dont il reçoit des informations: mesures, position des vannes, etc. Ce sont des programmes optimalisés. Ces installations peuvent comporter des dispositifs d’alarme et de sécurité.

L’entretien des puits en production est un ensemble de sujétions variant selon les conditions particulières à chaque champ. Pour les puits éruptifs, des équipements permanents de fond ont été conçus. Ils donnent la possibilité de pratiquer la plus grande partie des travaux d’entretien à l’aide d’un matériel léger, réduisant d’autant les coûts d’intervention. Pour les puits pompés, de plus gros appareillages sont nécessaires. Ils sont mobiles cependant, installés sur des semi-remorques routières, et comportent un mât télescopique. On remplace de la sorte le matériel de pompage dont l’usure, particulièrement lorsqu’il s’agit de puits inclinés, est rapide.

4. Procédés de récupération améliorée

Les limitations de l’injection d’eau, responsable du relativement faible taux de récupération moyen, sont au nombre de deux:

– l’eau n’a qu’une efficacité limitée dans le déplacement du brut des pores de la roche-réservoir le contenant: par le jeu des forces capillaires, plus de 50 p. 100 de brut en place peuvent rester piégés;

– à l’échelle globale du gisement, l’eau, généralement plus mobile que le brut à déplacer, ne peut atteindre la totalité du réservoir et plus de 50 p. 100 du volume de ce réservoir peuvent rester hors de portée.

Aussi, une nouvelle classe de procédés de récupération améliorée a-t-elle été recherchée. L’idée est soit de modifier les propriétés en masse du brut ou de l’eau injectée, soit d’agir à l’interface entre ces deux fluides. Elles consistent à réduire les forces capillaires par l’emploi d’agents tensio-actifs ou de solvants miscibles au brut, mais aussi à améliorer le contraste de viscosité entre le fluide injecté et le brut à produire, soit par réduction de la viscosité du brut (procédé thermique injectant la chaleur), soit par augmentation de la viscosité de l’eau (emploi de polymères hydrosolubles).

Toutes ces voies de recherches ont conduit aux trois grandes classes actuelles de procédés: les injections de solvants miscibles au brut, les procédés thermiques, et les procédés chimiques.

Les injections de solvants miscibles au brut

Les techniques d’injection de solvants miscibles comportent différentes variantes selon la nature du gaz injecté: méthane ou azote, ou même gaz de combustion sous forte pression; gaz hydrocarbonés riches (méthane à hexane); ou encore gaz carbonique.

L’utilisation du gaz carbonique devrait prendre un développement extrêmement important dans les pays disposant de sources de ce gaz en grande quantité, sources naturelles ou résidus d’installations industrielles dans les pays développés, alors que les gaz hydrocarbonés gardent la faveur des pays disposant de tels gaz loin des marchés de consommation.

Toutes ces variantes utilisent en fait les grandes possibilités de mélange des gaz hydrocarbures ou du gaz carbonique et des bruts dans les conditions de pression et température élevées des gisements, mélange qui peut dans bien des cas conduire à la miscibilité. Il en résulte une récupération très élevée, voire complète, dans les zones du gisement atteintes par le gaz injecté.

Comme dans le cas de l’injection d’eau, le gaz miscible est introduit par un certain nombre de puits injecteurs et draine le pétrole brut vers des puits producteurs, puits injecteurs et producteurs étant répartis selon un schéma convenable. La tendance consiste à n’injecter qu’un bouchon représentant une fraction du volume du gisement, suivi d’eau, dont le coût est toujours plus faible.

Les procédés thermiques

Les méthodes thermiques ont été imaginées pour permettre l’exploitation des pétroles bruts lourds et visqueux. Il est nécessaire de recourir à un apport d’énergie sous forme thermique pour «mobiliser» le brut. Deux techniques ont donc été développées: l’injection de vapeur et la combustion in situ.

L’injection de vapeur consiste à injecter sous pression de la vapeur d’eau créée en surface dans les générateurs de vapeur, qui, en se condensant dans le gisement, élève la température de celui-ci et réduit la viscosité de l’huile (de plusieurs facteurs dix). Deux variantes sont pratiquées: l’une est l’injection cyclique qui consiste à produire l’huile réchauffée par le puits d’injection de vapeur, après un certain temps d’attente. Ce type de cycle injection de vapeur-production est répété un certain nombre de fois; l’autre consiste en l’injection continue de vapeur suivant le schéma classique: injection continue dans un certain nombre de puits, production dans les autres.

La combustion in situ consiste à engendrer la chaleur dans le gisement même, par combustion in situ d’une partie du brut au contact d’air introduit par un certain nombre de puits injecteurs. Il se développe un front de combustion lente, dont la température est de 400 à 600 0C. Ce front déplace devant lui un mélange complexe de gaz de combustion, de vapeur d’eau, d’hydrocarbures, vaporisés puis condensés, et enfin de l’huile vierge du gisement réchauffée. L’élément fondamental de cette combustion est le coke, dépôt lourd obtenu par craquage et pyrolyse et qui, en fait, est le combustible qui brûle. Une variante intéressante consiste à injecter de l’eau alternativement avec l’air, obtenant ainsi un meilleur bilan thermique et aussi une économie d’air.

Ces procédés devraient pouvoir être adaptés dans le futur au cas des pétroles bruts très lourds ou bitumes . Mais actuellement ceux-ci sont surtout accessibles par des techniques minières, comme cela est pratiqué au Canada (exploitation de l’Athabasca).

Les procédés chimiques

On appelle en fait procédés chimiques les procédés améliorant directement l’injection d’eau, grâce à l’action d’additifs chimiques divers. Les différentes variantes sont les suivantes: la première consiste en l’injection de solutions d’additifs alcalins du type de la soude; la deuxième, en l’injection d’un bouchon de solution de polymères hydrosolubles; enfin, la troisième consiste en l’injection d’un bouchon de «micro-émulsion», émulsion très fine d’eau et d’huile stabilisée par un tensio-actif et un alcool. Ce bouchon est suivi d’un bouchon de solutions de polymères.

Dans toutes les variantes, le ou les bouchons actifs sont suivis d’eau.

La première variante vise à réduire fortement les phénomènes capillaires eau-huile, responsables du piégeage important de l’huile à l’échelle des pores.

La deuxième variante exploite la propriété qu’ont les polymères hydrosolubles de haut poids moléculaire d’augmenter fortement la viscosité de la solution aqueuse dans laquelle ils sont dissous. Il en résulte une augmentation importante du volume du gisement accessible à la solution aqueuse injectée et, corrélativement, un accroissement de la récupération.

La solution théoriquement idéale est la troisième variante qui vise à combiner le bénéfice tiré de l’emploi des agents tensio-actifs et celui qui est obtenu par l’emploi des polymères. Les agents tensio-actifs sont utilisés dans le bouchon de micro-émulsion, qui, convenablement choisie, peut présenter la propriété exceptionnelle d’être à la fois miscible en toutes proportions à l’huile brute à déplacer et à l’eau injectée à la suite. Le bouchon contenant les tensio-actifs est suivi par un bouchon de polymères, lui-même suivi par de l’eau. Le dimensionnement de ces bouchons est l’un des problèmes délicats à résoudre en pratique.

Tous ces procédés présentent une efficacité nettement supérieure aux procédés plus classiques d’exploitation. On peut espérer en moyenne une récupération ultime de l’ordre de 45 à 50 p. 100 du pétrole brut en place. En contrepartie, ces procédés sont onéreux à mettre en œuvre par suite du coût élevé des installations de surface à prévoir, du nombre de puits parfois plus important, et enfin du prix des produits injectés. Néanmoins, le prix de revient du pétrole brut qui peut être produit de cette manière tend à se situer dans une fourchette de prix acceptable par rapport au prix actuel du marché.

D’autre part, ces procédés font appel à des principes très différents. C’est l’extrême diversité des gisements qui impose de disposer de toute une panoplie de procédés se complétant mutuellement. Si tous étaient industriellement maîtrisés, on disposerait d’un ensemble de techniques couvrant à peu près l’éventail des gisements rencontrés. Mais, au stade actuel, si l’injection de vapeur et l’injection de gaz miscible, à un degré moindre, donnent lieu à quelques applications à grande échelle, les autres procédés, en particulier les procédés chimiques, en sont encore au stade de l’expérimentation pilote sur de petites portions de gisements convenablement choisies. Néanmoins, les efforts très importants consentis par les principaux pays, dont la France, devraient permettre le débouché industriel dans un avenir relativement rapproché.

5. La production en mer des hydrocarbures

Depuis les années 1960, la production pétrolière marine s’est considérablement développée. Déjà, 30 p. 100 des quantités de pétrole produites dans le monde le sont à partir du sous-sol marin, contre 11 p. 100 seulement en 1960. Plus de 35 000 forages ont déjà été réalisés en mer ; près de 3 000 structures fixes de forage et de production ont été installées et environ 800 gisements sont en exploitation. L’offshore représente déjà plus de 26 p. 100 des réserves prouvées de pétrole à ce jour et de 40 à 45 p. 100 des réserves totales ultimes de pétrole, soit 120 à 135 milliards de tonnes. Ces valeurs ne prennent pas en compte les réserves des mers profondes, au-delà de 200 mètres d’eau, et des mers arctiques, réserves qui se situeraient à l’intérieur d’une fourchette de 50 à 100 milliards de tonnes.

Cette très forte progression des activités marines au cours des deux dernières décennies n’a été possible que grâce à la mise au point de nouvelles techniques permettant de découvrir des gisements et de les mettre en exploitation en toute sécurité dans des conditions de mer de plus en plus difficiles (profondeur d’eau élevée, tempêtes, éloignement des côtes...). Si, en 1960, forer par 80 mètres d’eau était un record, le seuil de 2 000 mètres a maintenant été atteint et, rapidement, le record pourrait être porté à 3 000 mètres. De nouveaux types de plates-formes mobiles de forages, mieux adaptés dans les mers difficiles ou profondes aux besoins des compagnies pétrolières que les plates-formes auto-élévatrices et les navires de forages à ancrage funiculaire, sont progressivement apparus. À la fin de 1962, la première plate-forme semi-submersible était opérationnelle; dix ans plus tard, les premiers navires de forage pétrolier à positionnement dynamique commençaient à opérer dans les mers profondes. En ce qui concerne l’exploitation des gisements, des progrès technologiques considérables ont été enregistrés dans les méthodes de développement des gisements marins, même si la technique des plates-formes fixes, utilisée comme support des têtes de production, continue à être employée dans plus de 98 p. 100 des cas. Ainsi, la conception des plates-formes fixes en acier a été profondément modifiée depuis les premières unités installées dans quelques dizaines de mètres d’eau et pesant moins de 500 tonnes jusqu’aux structures actuelles approchant 50 000 tonnes (soit l’équivalent de sept fois la tour Eiffel), pour des profondeurs d’eau de 300 à 350 mètres en mer facile (golfe du Mexique) ou de 150 à 200 mètres en mer difficile (mer du Nord). Le gigantisme est encore plus apparent avec les plates-formes en béton dont certaines pèsent, tout équipées, plus de 500 000 tonnes.

En 1982, la production pétrolière marine se répartit ainsi: 86 p. 100 pour les gisements par moins de 100 mètres d’eau; 13,8 p. 100 pour les gisements par 100 à 200 mètres d’eau; 0,2 p. 100 pour les gisements par 200 à 310 mètres d’eau.

Néanmoins, il reste encore de nombreux gisements à découvrir sous les océans, à la fois dans les mers peu profondes et dans les mers profondes, de plus de 200 mètres d’eau. Les centaines de gisements déjà découverts en mer et la probabilité élevée de trouver encore de très nombreux gisements dans les zones jusqu’ici peu explorées expliquent pourquoi les compagnies pétrolières consacrent généralement plus de la moitié de leur budget d’exploration-production aux opérations marines. En effet, les bassins sédimentaires marins ont une superficie d’environ 50 millions de kilomètres carrés dont 35 millions de kilomètres carrés localisés sur le talus continental, c’est-à-dire par 200 à 3 000 mètres d’eau.

Pour des raisons techniques et économiques, l’exploration offshore est très difficile dans ces bassins. Des techniques sont cependant en cours de mise au point pour les mers profondes. L’exploration marine dispose dès maintenant, avec la série des supports à positionnement dynamique, d’outils chers mais performants permettant d’accéder à des profondeurs d’eau importantes: de 1 500 à 2 000 mètres d’eau, voire 3 000 mètres pour le futur.

Pour la mise en exploitation des gisements marins, des progrès sont également recherchés dans plusieurs directions, et l’on peut citer le développement de petits gisements (dits marginaux) mettant en œuvre une technologie moins coûteuse que celle des plates-formes fixes, l’utilisation du gaz associé trop souvent brûlé sur les gisements marins en cours d’exploitation et la maîtrise des techniques permettant de trouver l’utilisation de têtes de production sous-marines reliées à des supports de traitement flottants.

Il existe des forages sous-marins automatiques utilisant la télécommande.

La mer profonde propose donc un nouveau défi à l’homme qui a été relevé avec succès, en mer du Nord notamment. Les hommes engagés dans cette aventure parviennent à mettre au point des technologies performantes et fiables.

Mais la mobilisation de ces ressources pétrolières marines nécessite le recours à d’importants moyens financiers à cause de l’influence de l’environnement; le coût moyen d’un forage en mer est de 40 à 60 millions de francs. Le développement du gisement de Frigg, par exemple, en mer du Nord a coûté 3,6 milliards de dollars, celui d’Ekofisk à coûté 6,5 milliards de dollars tandis que le gisement de Forties a atteint 3 milliards de dollars. De ce fait, les prévisions optimistes généralement retenues pour le développement de l’offshore ne pourront se vérifier que si le contexte économique, juridique et fiscal favorise les activités pétrolières marines.

Encyclopédie Universelle. 2012.

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