1 Généralités sur la Formation, l’exploration et la production des Hydrocarbures Plan 2 1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.4.1 3.4.2 3.5 4 4.1 4.2 FORMATION DE L'HUILE ET DU GAZ GISEMENT FORMATION D’UN GISEMENT CARACTÉRISTIQUES D’UN GISEMENT CONNAISSANCE D’UN GISEMENT MÉCANISMES DE DRAINAGE D’UN GISEMENT FORAGE PÉTROLIER Plateforme de forage (Rig) : FLUIDE DE FORAGE TUBAGE ET CIMENTATION ÉQUIPEMENT D'UN PUITS PRODUCTION NATURELLE PRODUCTION ACTIVÉE TÊTE DE PUITS ("Arbre de Noël" Christmas Tree). INSTALLATIONS DE SURFACE TRAITEMENT DU PÉTROLE BRUT TRAITEMENT DU GAZ 1. FORMATION DE L'HUILE ET DU GAZ 3 Par suite des mouvements très lents de la croûte terrestre, les sédiments s’enfoncent et la température ainsi que la pression ambiante augmentent. Le kérogène : consommation de l'oxygène et l'azote contenus dans les molécules organiques. Le carbone et l'hydrogène qui peuvent alors se combiner pour former de nouvelles molécules : les hydrocarbures. Une dégradation thermique (pyrolyse) produit d'hydrocarbures de plus en plus complexes. Ce phénomène provoque également une expulsion d’eau et de CO2 plus ou moins importante selon la quantité initiale d’oxygène. 1. FORMATION DE L'HUILE ET DU GAZ 4 1. FORMATION DE L'HUILE ET DU GAZ 5 Les phénomènes conduisant à la transformation du kérogène vont dépendre des conditions de température et de pression et donc de la profondeur d’enfouissement. - Entre 1000 et 2000 m le kérogène se transforme en huile (pétrole brut) pour l'essentiel, avec une petite partie de gaz. – Entre 2000 et 3000 m , le kérogène produit un maximum d’huile. C’est la "fenêtre à huile”. – Au-delà de 3000 m, la fraction de gaz devient plus forte car le phénomène de pyrolyse est plus important et conduit à une dégradation de l’huile produite. C’est la “fenêtre à gaz”. 1. FORMATION DE L'HUILE ET DU GAZ 6 (H2S) 2. GISEMENT 7 Pour que les hydrocarbures soient exploitables, il faut que des quantités significatives d’huile ou de gaz soient accumulées dans des zones de taille limitée. Ce sont les conditions que l’on trouve dans les gisements. 2. GISEMENT 8 2. GISEMENT 9 2. GISEMENT 2.1 CARACTÉRISTIQUES D’UN GISEMENT 10 a)la porosité est le rapport entre le volume des pores et le volume total de la roche. On s’intéresse particulièrement à la porosité utile, c’est-à-dire l’ensemble des pores communiquant entre eux et avec l’extérieur. Les roches-réservoirs ont des porosités très variables en général comprises entre 5 % et 25 %. b)la perméabilité qui caractérise l’aptitude de la roche à laisser s’écouler les hydrocarbures à travers ses pores. Plus la perméabilité est faible, plus l’écoulement sera difficile. Il est à noter qu’une faible perméabilité est moins gênante dans un gisement gazier que dans un gisement d’huile du fait de la plus faible viscosité du gaz c)la saturation qui mesure la nature des fluides occupant les pores de la roche-réservoir. 2. GISEMENT 2.2 CONNAISSANCE D’UN GISEMENT 11 Afin de déterminer les sites possibles à la formation de gisements, on fait appel à la géologie et à la géophysique (gravimétrie, magnétométrie, sismique) de façon à rechercher : les zones où ont été rassemblées les conditions favorables à la formation d’hydrocarbures (roches-mères) les zones de migration et de piégeage des hydrocarbures ainsi formés. Si la géologie et la géophysique permettent de déterminer les sites favorables, les techniques actuelles ne permettent pas de connaître la nature du fluide piégé dans la roche-réservoir (qui est souvent de l’eau). 2. GISEMENT 2.2 CONNAISSANCE D’UN GISEMENT 12 a)diagraphies (mesures continues des caractéristiques : densité, résistivité, nature des débris, etc., des couches traversées lors du forage) b)carottage qui permet de remonter en surface un échantillon de la roche à étudier c)diagraphies après forage à l’aide d’appareils de mesure descendus dans le puits à l’extrémité d’un câble (propriétés électriques, radioactives, acoustiques, etc.) d)essais de puits afin de déterminer la pression en fond de puits ainsi que la perméabilité de la rocheréservoir aux abords du puits. Cet essai permet également par échantillonnage de déterminer la viscosité du fluide et sa composition. 2. GISEMENT 2.2 MÉCANISMES DE DRAINAGE D’UN GISEMENT 13 Le drainage est l’ensemble des mécanismes qui provoquent le déplacement des fluides à l’intérieur de la roche-réservoir vers le puits de forage. On distingue : le drainage naturel d’un puits et le drainage assisté 1. Mécanisme de drainage naturel (drainage “primaire”) le taux de récupération pour le gaz est bien supérieur à celui de l’huile du fait de la compressibilité du gaz et de sa facilité d’écoulement. En moyenne on obtient les taux de récupération suivants (75 % pour le gaz > 30 % maximum pour l’huile). 2. GISEMENT 2.2 MÉCANISMES DE DRAINAGE D’UN GISEMENT 14 2. GISEMENT 2.2 MÉCANISMES DE DRAINAGE D’UN GISEMENT 15 La récupération “naturelle” des hydrocarbures à partir de la roche-réservoir met en œuvre plusieurs mécanismes, principalement : a) expansion monophasique du gaz et de l’huile : Efficace pour le gaz (compressibilité). b) expansion du gaz dissous dans l’huile c) expansion du gaz situé au-dessus du gisement d’huile (gas-cap). d) migration de la nappe aquifère : l'eau de la nappe prend la place de l’huile dans les pores de la rocheréservoir (la faible viscosité de l’eau facilite). 2. GISEMENT 2.2 MÉCANISMES DE DRAINAGE D’UN GISEMENT 16 2. Drainage assisté (“secondaire et tertiaire”) Afin d’améliorer le taux de récupération de l’huile contenue dans un gisement au-delà de ce qui est imposé par drainage naturel. a) Drainage secondaire : injection d‘eau réalisée dans la nappe aquifère située sous le gisement d’huile ou injection de gaz au-dessus du gisement : on provoque un drainage vertical du réservoir b) Drainage tertiaire : injection de vapeur d'eau réalisée dans la roche-réservoir en particulier pour les réservoirs d’huile lourde. Injection de produits chimiques (émulsions eau/huile/tensioactifs, solutions de polymères dans l’eau) 2. GISEMENT 2.2 MÉCANISMES DE DRAINAGE D’UN GISEMENT 17 3. FORAGE PÉTROLIER 3.1 Plateforme de forage (Rig) 18 Le forage constitue l’étape essentielle pour l’installation de puits permettant la récupération des hydrocarbures contenus dans la roche-réservoir. La profondeur des forages varie considérablement selon les sites de quelques centaines de mètres à plusieurs milliers de mètres. La technique du forage rotatif (rotary drilling) consiste à utiliser un trépan disposé à l’extrémité des tiges de forage et que l’on fait tourner. Le forage se réalise sous l’action combinée du poids sur le trépan (plusieurs dizaines de tonnes) et de sa rotation (200 tr/min). 3. FORAGE PÉTROLIER 3.1 Plateforme de forage (Rig) Système d’entraîn ement de table de rotation 19 Palan Tige d’entraînement Tête d’injection Tiges de forage Moteurs diesel Table de rotation Aire de travail Tiges de forage D M E Q Pompe d’injection Blocs d’obturation Bac à boues 1 6 3 2 3. FORAGE PÉTROLIER 3.1 Plateforme de forage (Rig) 20 a) un derrick permettant le levage et la manœuvre des tiges de forage qui se présentent par tronçons d'une dizaine de mètres b) un treuil permettant le levage des tiges de forage. Le treuil entraîne un câble passant par une poulie fixe située au sommet du derrick puis par un palan mobile sur lequel est fixé le crochet de levage. c) une table de rotation entraînée par moteur permet de faire tourner l'ensemble tiges et trépan. d) des bassins à boues (trois ou quatre) de capacité unitaire de quelques dizaines de m. e) des pompes à boues, pompes volumétriques pouvant refouler à des pressions de 200 à 350 bar et permettant l'injection du fluide de forage à l'intérieur des tiges de forage. f) les obturateurs de sécurité (BOP) situés en tête de puits. 3. FORAGE PÉTROLIER 3.2 FLUIDE DE FORAGE 21 Le fluide de forage a des rôles multiples : il sert à remonter vers la surface les débris de roche créés par le forage il permet un refroidissement du trépan et le nettoyage continu du front de taille il empêche les éboulements grâce à la pression du fluide sur les parois du puits il retient également les fluides sous pression contenus dans les roches en évitant ainsi leur intrusion dans le puits 3. FORAGE PÉTROLIER 3.3 TUBAGE ET CIMENTATION 22 Afin de maintenir le puits en état lors de la production des hydrocarbures, il convient d'effectuer un tubage réalisé régulièrement au fur et à mesure de l'avancement du forage. Les tubes sont vissés les uns aux autres et sont descendus dans le puits, celui-ci étant plein de boue de forage. Un mélange eau + ciment est ensuite envoyé à l'intérieur des tubes et refoulé dans l'espace annulaire entre la paroi du puits et le tubage. Après durcissement du ciment (12 à 24 h), on peut continuer la suite du forage. Cette opération de cimentation a principalement pour rôle : a)de fixer le tubage aux roches environnantes b)de stabiliser le puits avant poursuite du forage c)d'éviter la corrosion du tubage d)de supporter le tubage qui représente un poids important e)de maintenir les fluides à forte pression contenus dans les roches environnantes 3. FORAGE PÉTROLIER 3.4 ÉQUIPEMENT D'UN PUITS 23 Les puits productifs sont classifiés en fonction du mécanisme utilisé pour extraire les hydrocarbures depuis le réservoir jusqu'à la surface : extraction éruptive naturelle ou extraction activée. 1. Les puits des réservoirs gaziers produisent naturellement. 2. Les puits de pétrole liquide peuvent produire naturellement mais peuvent également nécessiter une extraction activée afin de maintenir un débit d'huile suffisant 1. PRODUCTION NATURELLE La production naturelle d'un puits ne peut se faire que si la pression dans la roche-réservoir est supérieure à la pression résultant de la hauteur hydrostatique du puits De plus, au fur et à mesure que la pression baisse, du gaz dissout dans l'huile se vaporise et forme des bulles au sein du liquide, ce qui facilite la production naturelle 3. FORAGE PÉTROLIER 3.4 ÉQUIPEMENT D'UN PUITS 24 Pression tête de puits GAZ Réseau de collecte HUILE Séparateur t huile + gaz Débi Tubage du puits Dispositif d'étanchéité (Packer) Pression hydrostatique (hauteur du puits) T Roche-réservoir Principe de la production naturelle d'un puits 3. FORAGE PÉTROLIER 3.4 ÉQUIPEMENT D'UN PUITS 25 Ce phénomène a toutefois ses limites car si la quantité de gaz désorbé devient trop importante, seule la partie gaz arrive à la surface, la partie huile restant au fond : dans ce cas, il faut avoir recours à la production activée. 3. FORAGE PÉTROLIER 3.4 ÉQUIPEMENT D'UN PUITS 26 2. PRODUCTION ACTIVÉE (Ex. Extraction par poussée de gaz (gas lift)) Cette méthode consiste à recréer le principe de la production naturelle en diminuant la pression hydrostatique au fond du puits. Pour cela, on injecte du gaz dans l'espace annulaire entre le tubage du puits et la colonne de production. La colonne de production est munie d'orifices permettant au gaz de passer à l'intérieur de la colonne de production et ainsi d'alléger la colonne de liquide vers la surface (vannes de gas lift). À la sortie du puits, le gaz est séparé de l'huile, recomprimé et réinjecté dans le puits. Ce procédé permet d'extraire plusieurs milliers de m3 par jour 3. FORAGE PÉTROLIER 3.4 ÉQUIPEMENT D'UN PUITS 27 Pression tête de puits Réglage du débit de gaz GAZ Réseau de collecte HUILE GAZ Séparateur Débi t huile + gaz Tubage du puits de gas-lift Dispositif d'étanchéité (Packer) T Roche-réservoir Vanne Principe de l'extraction par poussée de gaz (gas-lift) 3. FORAGE PÉTROLIER 3.5 TÊTE DE PUITS ("Arbre de Noël" Christmas Tree) 28 La tête de puits est l'élément essentiel assurant la sécurité du puits. Elle doit pouvoir supporter la pression maximale des hydrocarbures à débit nul. La tête de puits assure plusieurs rôles : elle supporte le poids de la colonne de production elle doit assurer l'étanchéité entre le tubage du puits et la colonne de production et l'accès à l'espace annulaire entre tubage et colonne. elle doit permettre l'accès à la colonne de production pour réaliser des travaux sous pression (opérations d'entretien) elle permet le réglage du débit d'hydrocarbures La tête de puits se présente comme un assemblage assez complexe d'éléments permettant d'assurer les fonctionnalités décrites ci-dessus 3. FORAGE PÉTROLIER Chapeau de tête "tree cap" Vanne de curage 3.3 ÉQUIPEMENT D'UN PUITS Vanne latérale de production 29 FMC FMC Croix de circulation Vanne maîtresse supèrieure Vanne maîtresse inférieure Porte duse Réseau de collecte Olive de suspension du tubing Vanne latérale d'accès d'espace annulaire tubing-casing 4. INSTALLATIONS DE SURFACE 30 Les hydrocarbures issus des puits de production ne peuvent pas être vendus tels quels aux différents utilisateurs. Ils doivent subir un certain nombre de traitements sur le champ de production afin de répondre aux spécifications de qualité souhaitées par les clients. 4. INSTALLATIONS DE SURFACE 4.1 TRAITEMENT DU PÉTROLE BRUT 31 Un gisement de pétrole brut produit un mélange d'hydrocarbures lourds et légers sous forme liquide et gazeuse auquel peuvent s'ajouter des constituants gazeux non hydrocarburés (tels que de l'azote, du gaz carbonique, de l'hydrogène sulfuré, …) de l'eau plus ou moins salée, éventuellement des solides. Les traitements consistent : – à stabiliser le brut en le séparant de la phase gaz – à éliminer l'eau, le sel et les sédiments au moyen d'une installation de dessalage 4. INSTALLATIONS DE SURFACE 4.1 TRAITEMENT DU PÉTROLE BRUT 32 TRAITEMENT DU GAZ Ga z Gaz Eau de dessala ge PÉTROLE BRUT DU PUITS Dessalage Compta Séparation ge BRUT VERS STOCKA GE Électrodes Stabilisati on Brut stabilisé + eau Eau, sel sédime nts Traitement du pétrole brut sur champ de production 4. INSTALLATIONS DE SURFACE 4.1 TRAITEMENT DU PÉTROLE BRUT 33 Les traitements effectués peuvent être résumés de la façon suivante : – le brut est envoyé dans des séparateurs successifs ou dans une colonne de façon à provoquer le dégazage des hydrocarbures légers ainsi que la décantation de l'eau. Le brut ainsi obtenu est dit stabilisé – l'effluent gazeux est traité pour une utilisation sur le champ producteur (puits injecteur) ou pour expédition – le brut stabilisé est ensuite mélangé à de l'eau douce et traité dans un dessaleur. Dans le dessaleur, l'eau dissout le sel et entraîne les sédiments par gravité. La séparation gravitaire est en général facilitée en provoquant dans le dessaleur un champ électrique élevé au moyen d'électrodes – le brut dessalé subit ensuite un dégazage final avant expédition vers le stockage. Il est ensuite exporté par navire ou pipe-line 4. INSTALLATIONS DE SURFACE 4.1 TRAITEMENT DU PÉTROLE BRUT 34 Lors de l'expédition du pétrole brut et de sa réception dans une raffinerie, certaines analyses de qualité sont particulièrement vérifiées : a) la teneur en eau et sédiments (BSW : Basic Sediment and Water) (valeurs habituelles BSW 0,1 à 1% ) b) la salinité (Salt content) (valeurs habituelles Salinité < 40 à 80 mg/l chlorure de sodium) c) la densité ; D'autres paramètres comme la tension de vapeur, la viscosité, le point d'écoulement sont également importants pour déterminer le mode de stockage et la facilité de pompage. La teneur en H2S est aussi importante pour des raisons de sécurité. 4. INSTALLATIONS DE SURFACE 4.2 TRAITEMENT DU GAZ 35 Comme pour le pétrole brut, le gaz, à la sortie du puits, peut être accompagné : a) de vapeur d'eau ou même d'eau liquide b) des constituants non hydrocarburés : azote, gaz carbonique, hydrogène sulfuré c) des particules solides De plus, à la sortie du puits, certains hydrocarbures plus lourds à l'état gazeux dans la roche-réservoir peuvent se condenser et former des condensats liquides que l'on doit éliminer. Les traitements du gaz consistent donc : a) à éliminer les composés acides et soufrés (adoucissement) b) à le déshydrater c) à éliminer les condensats (dégazolinage). 4. INSTALLATIONS DE SURFACE 4.2 TRAITEMENT DU GAZ 36 Comptage Compression G A Z H2S T R A I T É C O Gaz 2 G AZ D U PU IT Séparateurs S Déshydratation Adouccissement (lavage au Dégazolinage (lavage à l'amine) glycol) E a Condensats u Condensats STOCK AGE CONDE NSATS Traitement du gaz sur champ de production 4. INSTALLATIONS DE SURFACE 4.2 TRAITEMENT DU GAZ 37 Les traitements effectués peuvent être résumés de la façon suivante : a) L'adoucissement se fait par absorption des composés acides par une solution d'amine. Cette solution est ensuite régénérée et recyclée. L'objectif de ce traitement est d'éliminer les constituants indésirables (H2S, mercaptans, CO2) qui se révèlent corrosifs en présence d'humidité ou particulièrement dangereux (H2S). b) La déshydratation se fait par absorption de l'eau au moyen d'une circulation de glycol. Le glycol est ensuite régénéré et recyclé. L'objectif de l'élimination de l'eau est d'éviter la formation d'hydrates. Les hydrates sont des mélanges de glace eau + hydrocarbures légers particulièrement durs et stables, même à température ambiante. La formation d'hydrates provoque des risques importants de bouchage des canalisations et donc d'interruption de la production. 4. INSTALLATIONS DE SURFACE 4.2 TRAITEMENT DU GAZ 38 c) le dégazolinage consiste à éliminer du gaz les hydrocarbures légers se trouvant sous forme liquide (condensats). Le procédé consiste à refroidir le gaz de façon à condenser les hydrocarbures à éliminer, puis à effectuer une séparation gaz-liquide à basse température (entre + 5° et – 15°C).
