Réactivité des hydrocarbures en réponse à une injection de CO2/O2 dans des conditions de réservoirs pétroliers déplétés : modélisations expérimentale et numérique

Reactivity of hydrocarbons in response to injection of a CO2/O2 mixture under depleted reservoir conditions : experimental and numerical modeling

• Auteur / Autrice : Claire Pacini-Petitjean
• Direction : Pierre Faure, Jacques Pironon
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Géosciences
• Date : Soutenance le 11/03/2015
• Etablissement(s) : Université de Lorraine
• Ecole(s) doctorale(s) : RP2E - Ecole Doctorale Sciences et Ingénierie des Ressources, Procédés, Produits, Environnement
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : GéoRessources (Nancy)
• Jury : Président / Présidente : Vincent Lagneau
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Grégoire Beasse, Valérie Burklé-Vitzthum
• Jury : Rapporteur / Rapporteuse : Nicolas Gascoin, Khalil Hanna

Mots clés

Mots clés contrôlés

Simulation par ordinateur

Pétrole -- Récupération secondaire

Gisements pétrolifères -- Production -- Méthodes

Captage et stockage géologique du dioxyde de carbone

Mots clés libres

Capture

Transport et Stockage du CO2 (CTSC)

Récupération assistée d’hydrocarbures

Modélisations cinétique et expérimentale

Résumé

Le stockage géologique du CO2 et/ou la récupération assistée de pétrole par injection de CO2 dans des réservoirs pétroliers, pourraient permettre de limiter le CO2 atmosphérique. Cependant, le CO2 peut être associé à de l’oxygène. Prédire l’évolution des hydrocarbures dans ces conditions, implique d’étudier les mécanismes de l’oxydation. Des expériences d’oxydation et des modélisations cinétiques détaillées ont été réalisées avec des composés modèles purs ou en mélange. La comparaison des résultats expérimentaux et de modélisation a permis la construction d’un mécanisme d’oxydation d’hydrocarbures, et a souligné les paramètres influençant l’apparition d’une auto-inflammation. La bonne cohérence des expérimentations et des modélisations, est prometteuse pour le développement d’un outil de prédiction afin de déterminer la limite d’auto-inflammation ainsi que l’évolution de la composition des hydrocarbures, pour estimer la stabilité d’un système pétrolier en contexte d’injection de CO2

The geological storage of CO2 (CO2 Capture-Storage – CCS) and the Enhanced Oil Recovery (EOR) by CO2 injection into petroleum reservoirs could limit CO2 atmospheric accumulation. However, CO2 can be associated with oxygen. To predict the hydrocarbon evolution under these conditions involves the study of oxidation mechanisms. Oxidation experiment and kinetic detailed modeling were carried out with pure compounds. The comparison between experimental and modeling results led to the construction of a hydrocarbon oxidation kinetic model and emphasized the parameters leading to auto ignition. The good agreement between our experiments and modeling are promising for the development of a tool predicting the critical temperature leading to auto-ignition and the evolution of hydrocarbon composition, to estimate the stability of a petroleum system in CO2 injection context