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La chimie boute le pétrole hors du puits

Rhodia et ses partenaires pétroliers misent sur de nouvelles formulations chimiques pour augmenter le taux de récupération du pétrole dans les gisements.
Les pétroliers ne supportent plus le gâchis. Voilà des décennies qu'ils n'extraient en moyenne qu'un tiers de la contenance des puits de pétrole. Persuadés que le prix du baril ne baissera plus, les compagnies accélèrent leurs recherches sur de nouvelles technologies d'extraction. En France, Rhodia travaille actuellement avec Schlumberger, Total et l'IFP sur une solution chimique pour augmenter l'efficacité des techniques d'injection.

L'injection est couramment utilisée durant l'extraction du pétrole. Au début de l'exploitation d'un gisement, les pétroliers s'en passent en exploitant la pression interne des gisements. Elle ne permet toutefois de n'extraire que 10 % à 20 % de l'huile de roche. Une fois cette pression consommée, les foreurs percent un autre puits pour injecter de l'eau ou du gaz carbonique. Ces fluides repoussent une partie du pétrole vers le puits de production, mais moins d'une dizaine de pourcents seulement.

« Le pétrole est difficile à extraire, car il est généralement emprisonné dans la porosité des roches du gisement, qui atteint des échelles micrométriques », explique Michel Morvan, responsable du projet chez Rhodia. Or l'eau est peu efficace, car sa grande fluidité la pousse à rechercher le chemin le plus court du puits d'injection au puits d'extraction. Les chimistes savent depuis longtemps que l'addition de polymères dans l'eau augmente la viscosité d'un mélange, une propriété intéressante pour pousser le pétrole. Les Chinois sont les premiers à expérimenter cette technologie à l'échelle industrielle. Ils auraient déjà injecté 50.000 tonnes par an d'une molécule appelée polyacrylamide. Dans l'eau, elle forme de longs spaghettis qui piègent les chaînes d'hydrocarbures. Les chercheurs de Rhodia misent sur des formulations plus complexes à base de tensioactifs et de polymères. « Les polymères ont prouvé leur efficacité en dessous de 80°C et pour une salinité équivalente à l'eau de mer. Il nous faut de nouvelles solutions pour les gisements plus extrêmes. »

Tensioactifs
Les chimistes veulent ainsi diminuer l'injection d'eau classique. Les molécules d'eau sont effectivement non miscibles avec le pétrole. Comme l'eau et l'huile, les tensions de surface entre les deux liquides empêchent leur mélange. Or les tensioactifs ont précisément le pouvoir de diminuer cette tension superficielle. Leurs molécules sont pour cela dotées de deux pôles, l'un hydrophile, l'autre qui attire les corps graisseux. C'est ce phénomène qui permet au savon de chasser les graisses. En cuisine, ce sont les tensioactifs du jaune d'oeuf qui permettent de « faire monter la mayonnaise ».

Or Rhodia possède une longue expérience dans les tensioactifs. Fournisseur des lessiviers comme Procter & Gamble ou des fabricants de cosmétiques, il peut exploiter son catalogue de molécules. Ses équipes ont dû toutefois adapter leurs méthodes d'essais aux applications pétrolières. Le projet a été confié à son laboratoire de Pessac, en Gironde, partagé avec le CNRS et l'université Bordeaux-I. Les chercheurs testent leurs candidats dans des micropuces, une méthode de recherche novatrice pour l'industrie chimique. Chaque formulation est injectée dans un réseau de microcanaux gravés sur une puce de type microélectronique. Ces conduits du diamètre d'un cheveu se veulent représentatifs du milieu poreux des roches. A chaque expérimentation, ils sont remplis de pétrole, puis une formulation d'eau et d'adjuvant est injectée sous pression. Les réseaux de la puce sont modifiés pour simuler différentes natures de roche. Les conditions de salinité ou de température, les types de pétrole varient également. Durant une heure, les chercheurs observent la propagation des deux liquides. Les mauvais produits « connectent » rapidement avec le circuit de sortie. Les meilleurs poussent longtemps le pétrole dans chaque canal de la puce et n'en laissent que 20 % dans la puce. Un millier de formulations seront ainsi testées, mais une dizaine de solutions ont déjà convaincu les chercheurs. Elles entameront prochainement des essais dans des carottes réelles de roches, une plus grande et plus réaliste échelle. Ces expérimentations dureront alors plusieurs semaines. Les partenaires industriels discutent d'une phase ultérieure pour tester cette technologie dans un gisement réel. « Chaque pourcent supplémentaire que les pétroliers peuvent extraire de leurs puits correspond à deux ans de consommation mondiale. Ce projet peut déboucher sur des milliards d'euros s'il aboutit », se prend à rêver un conseiller de la direction de Rhodia.

Cette solution, techniquement au point, n'a pas pu atteindre un seuil économique acceptable....pour le moment

Saratoga Elensar a écrit : Cependant, ils se gardent bien de donner la quantité de composés tensioactifs nécessaire pour arriver à ce taux de récupération.

Environnement2100 a écrit : Je confirme que le pourcentage de récupération du pétrole dans les gisements est d'une importance capitale : comme nous récupérons aujourd'hui effectivement 35 % environ du pétrole en place, gagner 1 % signifie gagner 30 Gb, soit une année de production.

sceptique a écrit :Une petite erreur me semble-t-il

Toutes ces techniques (avec, par exemple, celle consistant à transformer le pétrole inaccessible en méthane par des bactéries) ne compenseront jamais à mon avis le déclin des puits géants sortant des Mb/j sans effort.

Ils faut aussi bien distinguer les techniques permettant d'extraire plus vite la même quantité (plutot moins d'ailleurs ...) de celles permettant d'extraire plus mais lentement.

Par exemple, un puits débite 100 kb/j grace à la pression ambiante élevée du gaz.

Une fois cette pression tombée et les techniques classiques de pompage épuisées je doute fort que l'on puisse faire sortir le pétrole résiduel au même débit.

On n'en voit évidemment pas trace dans les travaux des Peakistes, qui à part quelques spécialistes (toujours Lahérrère) sont loin de maîtriser ces sujets.

Le pourcentage de récupération reste le chiffre essentiel : à une époque où l'on peine à rajouter des découvertes, passer de 35 à 36 % de taux de récupération est tout simplement essentiel.

metamec a écrit :Lahérrère justement indiquait dans une vidéo que ce 35% ne voulait pas dire grand chose, car d'après lui pour un champ c'est soit 5% soit 90% mais jamais 35 qui n'est qu'une moyenne.

Vous pouvez confirmer?

metamec a écrit : Lahérrère justement indiquait dans une vidéo que ce 35% ne voulait pas dire grand chose, car d'après lui pour un champ c'est soit 5% soit 90% mais jamais 35 qui n'est qu'une moyenne.

Vous pouvez confirmer?

Technology is very good to produce quicker and cheaper conventional fields, but cannot change the geology of the reservoir which determines mainly the recovery of oil and gas - for oil, 3% in a fractured tight reservoir to over 80% in very porous sand (East Texas field) or reef (Leduc, Rainbow in Canada or Intisar in Libya). Horizontal drilling manages to produce quicker (as using several straws to drink a glass of orange juice) but no more (examples that I have shown in my papers for giant fields as Yibal in Yemen, Rabi-Kounga in Gabon).
In fact technology allows to produce fields with a decline which gives false hope of ultimate recovery and in fact leads to negative reserve growth

metamec a écrit :Lahérrère pense que la technique permet juste d'extraire plus vite, mais n'augmente pas le taux de récupération

et accentue le taux déclin

C'est faux, il y a des millions de pages de littérature pour en attester. Change de profs. De plus, je doute que Lahérrère ait dit ça.

en effet : plus tu as retiré de pétrole, et plus ça va s'effondrer en fin de parcours.

metamec a écrit :Et arrêter de me prendre pour un imbécile.

Lahérrère