Modèles mathématiques et numériques avancés pour la simulation du polymère dans les réservoirs pétroliers

Advanced mathematical models and numerical methods for for polymer simulation in oil reservoirs

• Auteur / Autrice : Guissel Lagnol Dongmo Nguepi
• Direction : Quang Huy Tran, Christophe Berthon, Benjamin Braconnier, Christophe Preux
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Mathématiques et Informatique
• Date : Soutenance le 13/12/2021
• Etablissement(s) : université Paris-Saclay
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale Sciences et technologies de l'information et de la communication (Orsay, Essonne ; 2015-....)
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Institut français du pétrole Énergies nouvelles (Rueil-Malmaison, Hauts-de-Seine)
• Partenaire(s) de recherche : Référent : CentraleSupélec (2015-....)
• Partenaire(s) de recherche : graduate school : Université Paris-Saclay. Graduate School Informatique et sciences du numérique (2020-….)
• Jury : Président / Présidente : Pauline Lafitte-Godillon
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Claire Chainais-Hillairet, Paul Vigneaux, Bijan Mohammadi, Rodolphe Turpault
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Claire Chainais-Hillairet, Paul Vigneaux
• DOI : 10.70675/9e8a52a3zf233z4cebz828cz4e55822ec5b2

Mots clés

Mots clés contrôlés

Systèmes hyperboliques

Méthodes de volumes finis

Écoulement en milieux poreux

Mots clés libres

Systèmes faiblement hyperboliques

Résonance

Volume de pore inaccessible

Adsorption

Schéma de Glimm

Schéma de Godunov

Schéma de relaxation

Weakly hyperbolic systems

Resonance

Adsorption

Glimm scheme

Godunov scheme

Relaxation scheme

Inaccessible pore volume

Résumé

Une technique efficace pour accroître la production d’un champ pétrolier consiste à y injecter un mélange d’eau et de polymère. La viscosité du polymère réduit en effet la mobilité de l’eau, qui pousse alors mieux l’huile, d’où un taux d’extraction plus élevé. La simulation numérique d’un tel procédé de récupération d’hydrocarbures revêt donc d’une importance capitale. Or, malgré des décennies de recherche, la modélisation des écoulements avec polymère en milieu poreux et sa résolution numérique demeurent un sujet difficile. D’une part, les modèles habituellement employés par les ingénieurs de réservoir présentent, au mieux, des singularités de type résonance qui les rend faiblement hyperboliques. Ce défaut donne lieu à certaines complicationsD’une part, les modèles habituellement employés par les ingénieurs de réservoir présentent, au mieux, des singularités de type résonance qui les rend faiblement hyperboliques. Ce défaut donne lieu à certaines complications mais reste acceptable. Au pire, quand on veut incorporer l’effet du volume de pore inaccessible (IPV), les modèles deviennent non hyperboliques, ce qui aggrave les instabilités numériques susceptibles d’apparaître.D’autre part, les schémas numériques classiques ne conduisent pas à des résultats satisfaisants. Sans IPV, la diffusion excessive autour de l’onde de contact fait perdre les informations pertinentes. Avec IPV, l’existence des valeurs propres complexes crée des instabilités exponentielles au niveau continu qu’il faut traiter au niveau discret sous peine d’arrêt prématuré du code.L’objectif de cette thèse est de remédier à ces difficultés. Au niveau des modèles, nous analysons plusieurs lois d’IPV et établissons une équivalence entre deux d’entre elles. Nous proposons de surcroît des conditions suffisantes raisonnables sur la loi d’IPV en vue de l’hyperbolicité faible du système d’écoulement. Au niveau des schémas pour le problème sans IPV, nous préconisons une correction afin d’améliorer la précision des discontinuités de contact. Pour le problème avec IPV,nous élaborons une méthode de relaxation qui garantit la stabilité des calculs quelle que soit la loi IPV.

An effective technique to increase production in an oil field is to inject a mixture of water and polymer. The viscosity of polymer reduces the mobility of water, which then pushes oil better, resulting in a higher extraction rate. The numerical simulation of such an enhanced oil recovery is therefore of paramount importance. However, despite decades of research, the modeling of polymer flows in porous media and its numerical resolution remains a difficult subject.On the one hand, the models traditionally used by reservoir engineers exhibit, in the best case, resonance-like singularities that make them weakly hyperbolic. Thisdefect gives rise to some complications but remains acceptable. In the worst case, when we wish to incorporate the effect of the inaccessible pore volume (IPV), themodels become non-hyperbolic, which exacerbates the numerical instabilities that are likely to appear.On the other hand, classical numerical schemes do not yield satisfactory results. Without IPV, the excessive diffusion around the contact wave causes the most relevant information to be lost. With IPV, the existence of complex eigenvalues generates exponential instabilities at the continuous level that must be addressed at the discrete level to avoid a premature stop of the code.The objective of this thesis is to remedy these difficulties. Regarding models, we analyze several IPV laws and show an equivalence between two of them. Furthermore, we propose reasonable sufficient conditions on the IPV law to enforce weak hyperbolicity of the flow system. Regarding schemes for the problem without IPV, we advocate a correction to improve the accuracy of contact discontinuities. For the problem with IPV, we design a relaxation method that guarantees the stability of the calculations for all IPV laws.