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Jul 06, 2023

Effet des produits chimiques sur le comportement de phase et de viscosité des émulsions eau dans huile

Scientific Reports volume 13, Numéro d'article : 4100 (2023) Citer cet article 1574 Accès 5 Citations 1 Détails d'Altmetric Metrics En raison de la croissance démographique, le besoin en énergie, notamment fossile

Rapports scientifiques volume 13, Numéro d'article : 4100 (2023) Citer cet article

1574 Accès

5 citations

1 Altmétrique

Détails des métriques

En raison de la croissance démographique, les besoins en énergie, notamment en combustibles fossiles, augmentent chaque année. Étant donné que les coûts d’exploration de nouveaux réservoirs et de forage de nouveaux puits sont très élevés, la plupart des réservoirs ont dépassé leur première et deuxième périodes de vie et il est nécessaire d’utiliser des méthodes EOR. Les méthodes de récupération assistée du pétrole (EOR) à base d’eau sont l’une des méthodes les plus populaires dans ce domaine. Dans ce procédé, étant donné que la possibilité de formation d'émulsion est élevée, et en créant une émulsion stable, la viscosité et la mobilité sont améliorées. Dans cette étude, les paramètres affectant la stabilité et la viscosité de l’émulsion ont été étudiés étape par étape. Dans un premier temps, 50 % (v/v) d’eau ont été sélectionnés comme meilleure coupe d’eau. Le type de sel et sa meilleure concentration ont été évalués dans un deuxième temps en mesurant la taille moyenne des gouttelettes. La troisième étape a étudié l'effet des nanoparticules de SiO2 et du tensioactif (span80) sur la stabilité et la viscosité de l'émulsion. Selon les résultats, la meilleure quantité d’eau coupée était de 50 % en raison de la viscosité maximale. Dans les sels, le rendement était le suivant : MgCl2 > CaCl2 > MgSO4 > Na2SO4 > NaCl. Le meilleur rendement était lié au MgCl2 à une concentration de 10 000 ppm. Enfin, il a été démontré que la synergie des nanoparticules et des tensioactifs entraînait une stabilité et une viscosité plus élevées que dans le cas où chacun était utilisé seul. Il est à noter que la concentration optimale en nanoparticules est égale à 0,1 % (p/p), et la concentration optimale en tensioactif est égale à 200 ppm. En général, un état stable a été obtenu dans une solution aqueuse à 50 % avec du sel de MgCl2 à une concentration de 10 000 ppm et en présence de nanoparticules de SiO2 à une concentration de 0,1 % et de 80 tensioactifs à une concentration de 200 ppm. Les résultats obtenus à partir de cette étude fournissent des informations importantes pour la sélection optimale des paramètres d'exploitation EOR à base d'eau. La viscosité a montré une tendance similaire avec la stabilité et la taille des gouttelettes. À mesure que la taille moyenne des particules diminuait (ou que la stabilité augmentait), la viscosité de l'émulsion augmentait.

Les besoins en énergie, notamment en combustibles fossiles, augmentent chaque année en raison de la croissance démographique. Exxon Mobil prévoit une augmentation de 25 % de la demande énergétique d'ici 2040 par rapport à 2018. De plus, comme la plupart des réservoirs du monde se trouvent dans la deuxième et la troisième période de leur vie, la nécessité d'augmenter l'efficacité des réservoirs et le recours à la récupération assistée du pétrole les méthodes sont fortement ressenties1,2. L’une des méthodes EOR courantes dans les réservoirs de pétrole concerne les méthodes à base d’eau telles que l’injection de nanoparticules, de tensioactifs, l’injection d’eau avec différentes salinités, l’injection de polymères ou une combinaison de ces méthodes3. L’injection de ces produits chimiques dans le réservoir peut créer les conditions nécessaires à la formation d’une émulsion et empêcher le phénomène de doigté visqueux. Le front fluide sera donc presque droit. Les émulsions stables peuvent augmenter considérablement la production de pétrole à partir des réservoirs4,5,6,7. Pei et coll. ont comparé l'inondation avec ou sans émulsion stabilisée avec des nanofluides dans leur étude. Ils ont découvert que l'injection d'une émulsion stable par un nanofluide avec deux mécanismes augmente l'efficacité du déplacement : (1) bloquant les voies à haute perméabilité dans lesquelles l'eau s'écoule. (2) Huile piégée mobilisée. Ils ont également déclaré que la stabilité augmente avec l’augmentation de la concentration en tensioactif lorsque la concentration en nanoparticules de silice est de 0,4 %8. La formation d’émulsion est possible à toutes les étapes de production (de l’intérieur du réservoir aux pipelines et même au traitement des fluides de forage)9.

Les émulsions utilisées en EOR sont souvent fournies par un émulsifiant qui réduit la tension interfaciale en étant présent à l'interface des deux phases de pétrole et d'eau, augmentant ainsi la stabilité et la facilité d'émulsification10. Des tensioactifs peuvent être utilisés pour faciliter la formation et augmenter la stabilité des émulsions. Ces matériaux peuvent modifier la stabilité de l'émulsion en réduisant la tension interfaciale dans les systèmes où seuls des tensioactifs ont été utilisés pour la stabilité de l'émulsion. En raison de la sensibilité des tensioactifs à la température et de leur forte adsorption sur la roche réservoir, leur utilisation comme fluide efficace pour le procédé EOR présente de nombreuses limites11,12. Des nanoparticules ont été proposées pour surmonter ces problèmes à l'échelle du réservoir. La synergie des tensioactifs avec les nanoparticules crée une barrière mécanique qui empêche les gouttelettes de l’émulsion de coalescence13,14. De plus, cela peut améliorer le processus EOR en augmentant la stabilité thermique et la viscosité de l’émulsion15,16,17. Lorsque des nanoparticules et des tensioactifs sont utilisés pour la formation de l'émulsion, la stabilité est de plus que dans le cas où un seul de ces deux matériaux est utilisé, et la consommation de tensioactifs est considérablement réduite18,19,20.