Caractérisation des effluents d’expérimentations EOR (Enhanced Oil Recovery) grâce à des techniques de microfluidique analytique

Characterization of Enhanced Oil Recovery (EOR) experimental effluents using analytical microfluidic techniques

• Auteur / Autrice : Elie Ayoub
• Direction : Christine Dalmazzone
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Chimie physique et chimie analytique
• Date : Soutenance le 25/10/2019
• Etablissement(s) : Sorbonne université
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale Chimie physique et chimie analytique de Paris Centre (Paris ; 2000-....)
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : IFP Energies Nouvelles
• Jury : Président / Présidente : Valérie Pichon-Comparot
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Jean-Baptiste Salmon, Vincent Miralles
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Samuel Marre, Christophe Dicharry

Mots clés

Mots clés contrôlés

Microfluidique

Surfactants

Pétrole -- Récupération tertiaire

Mots clés libres

Récupération assistée du pétrole (EOR)

Tensioactifs

Volume d’huile récupéré

Mesure en ligne

Microfluidique

Chimie analytique

Enhanced Oil Recovery

Surfactant

Online measurement

Résumé

La récupération assistée du pétrole par voie chimique (cEOR, chemical Enhanced Oil Recovery) est l'une des méthodes utilisées pour répondre à la demande croissante de pétrole. Parmi les méthodes de cEOR, on retrouve la voie tensioactive. Cette dernière consiste à injecter une formulation aqueuse, contenant des tensioactifs, afin d’obtenir des tensions interfaciales ultra basses (typiquement < 10-2 mN / m) entre l’eau et le pétrole, et ainsi mobiliser le pétrole piégé par les forces capillaires dans le réservoir. Généralement, un scan de salinité est effectué en laboratoire afin de déterminer la salinité optimale (S*) de la formulation permettant l’obtention d’une tension interfaciale minimale. Ensuite, la formulation optimale est évaluée par un test appelé « coreflood » qui est effectué dans des conditions (Pression et Température) très proches de celles du réservoir sur un échantillon de roche. La performance d’une expérimentation coreflood est évaluée par la détermination de la quantité d’huile récupérée et de la quantité de tensioactifs retenue sur la roche (par adsorption). Ces deux paramètres sont d’une importance primordiale pour confirmer la viabilité économique du procédé cEOR. Actuellement, les effluents de coreflood sont collectés dans des tubes tout au long de l'expérience et les analyses sont effectuées hors ligne. La quantité d'huile récupérée est mesurée par volumétrie (rapport eau/huile dans les tubes) ou par RMN. Les tensioactifs sont dosés dans la phase aqueuse par dosage à la hyamine ou par HPLC. Il est à noter que ces analyses peuvent être difficiles à effectuer expérimentalement car les effluents peuvent contenir des émulsions difficilement séparables. De plus, on ignore si tous les tensioactifs sont bien en phase aqueuse ou bien s’ils sont partiellement piégés dans la phase huileuse. Pour surmonter ces difficultés et quantifier les deux paramètres importants des expérimentations coreflood, nous avons développé une technique de mesure en ligne basée sur les outils microfluidiques. Le dispositif expérimental comprend : une puce de dilution pour transférer les tensioactifs dans la phase aqueuse, une chambre d’observation permettant de quantifier le ratio eau/huile des effluents par analyse d’images, un dispositif de séparation membranaire, et un spectromètre UV-visible en ligne pour le dosage des tensioactifs. Ce dispositif expérimental a été validé avec succès avec des mélanges de fluides modèles (décane, saumures de NaCl et dodécylbenzènesulfonate de sodium SDBS) et a été évalué sur des systèmes réels (pétrole brut et formulations de tensioactifs industriels). Finalement, il a été testé dans les conditions représentatives d’expérimentations coreflood, en étant directement connecté à la sortie d’une carotte de roche lors d’un tel essai. Les résultats obtenus pendant ces travaux de thèse ont prouvé l’efficacité du montage expérimental pour faciliter la quantification des tensioactifs, présents dans les effluents des expérimentations coreflood, et du volume d’huile récupéré. Ils ont montré une claire amélioration par rapport aux protocoles de quantification actuellement appliqués.

Chemical Enhanced Oil Recovery (cEOR) is one of the methods used to meet the growing demand for oil. Among these methods we can find the surfactant flooding. Surfactant flooding consists in injecting an aqueous formulation, containing surfactants, in order to obtain ultra-low interfacial tensions (typically <10-2 mN / m) between water and oil and thus mobilize the oil trapped by capillary forces in the reservoir. Generally, a salinity-scan is performed, in the laboratory, to determine the optimal salinity (S*) of the formulation which corresponds to a minimum of interfacial tension. The optimal formulation is then evaluated through a "coreflood test" which is carried out on a rock sample under conditions (Pressure and Temperature) very close to those of the reservoir. The performance of a coreflood experiment is evaluated by determining the amount of oil recovered and the amount of surfactants retained in the reservoir (by adsorption). These two parameters are of prime importance to confirm the economic viability of the cEOR process. Currently, coreflood effluents are collected in tubes throughout the experiment and the analyses are performed offline. The quantity of oil recovered is measured by volumetry (water/oil ratio in the tubes) or RMN. Surfactants are dosed in the aqueous phase by hyamine assay or by HPLC. It is noteworthy that these analyses may be difficult to carry out experimentally since the effluents may contain emulsions that are difficult to separate. Moreover, it is unclear whether all surfactants are well in the aqueous phase, or whether they are partly trapped in the oil phase. To overcome these difficulties and quantify the two important parameters of coreflood experiments, we have developed an integrated online measurement technique based on microfluidic tools. The experimental setup includes: a dilution chip to transfer the surfactants in the aqueous phase, an observation chamber to quantify the water / oil ratio of the effluent by image analysis, a membrane-based separation device, and an on-line UV-visible spectrometer for surfactants quantification. This experimental setup was successfully validated with model fluid mixtures (decane, NaCl brines and sodium dodecyl benzene sulfonate SDBS), and was evaluated on real systems (crude oil and industrial surfactant formulations). Finally, it was tested under representative conditions of coreflood experiments, being directly connected to the output of a coreflood test. The results obtained during this thesis work proved the effectiveness of the experimental setup to facilitate the quantification of the surfactants in the effluents of the coreflood experiments, and the volume of oil recovered. They showed a clear improvement compared to the quantification protocols currently applied.