valorisation in-situ des schistes...

Boillet Thomas 17 Mars 2010Nohile DavidMollet Matthieu

Valorisation in-situ des schistes bitumineux

Arjan Kamp (CHLOE)Yohann Le Gac (IMFT/TOTAL)

Bureau d'étude industriel

Remerciements :

Nous remercions Arjan Kamp, directeur du laboratoire CHLOE (Centre des Huiles Lourdes Ouvert et Expérimental), de nous avoir permis de prendre part à ce projet et de nous avoir offert une première vue du monde du pétrole. Sa grande expérience dans ce domaine a été précieuse.

Nous remercions Yohann Le Gac, doctorant en thèse à l'IMFT (Institut de Mécanique des Fluides de Toulouse) pour TOTAL, pour sa grande disponibilité, sa patience et ses précieux conseils sur de nombreux aspects de notre travail.

Bureau d'étude industriel – Valorisation in-situ des schistes bitumineux 2

Table des matières 1 Contexte industriel et objectifs de l'étude.......................................................................................4

1.1 L'industrie pétrolière.................................................................................................................4 1.2 Les ressources non conventionnelles.......................................................................................5 1.3 Objectif de l'étude et démarche...............................................................................................8

2 Modélisation du problème.............................................................................................................10 2.1 Création d'un réservoir sous STARS .......................................................................................10 2.2 Modélisation de la réaction....................................................................................................13

Réaction de pyrolyse :...............................................................................................................13Constantes de réaction :...........................................................................................................14Mise en place du chauffage sous STARS...................................................................................16

3 Simulations et Résultats.................................................................................................................19 3.1 Cas du réacteur ......................................................................................................................19 3.2 Extension à l'échelle d'un champ............................................................................................21

Éléments de modélisation ........................................................................................................21Coupe verticale du réservoir.....................................................................................................22Coupe horizontale du réservoir................................................................................................28

Conclusion..........................................................................................................................................32Bibliographie.......................................................................................................................................33Annexes..............................................................................................................................................33

Propriétés essentielles des différents constituants :.....................................................................33


1 Contexte industriel et objectifs de l'étude

1.1 L'industrie pétrolière

Dans les années à venir, un certain nombre de facteurs pourraient entraîner une augmentation de la demande en énergie primaire :

➢ Développement des pays émergents grâce à une croissance soutenue.➢ Part croissante du secteur des transports, extrêmement demandeur en

hydrocarbures.➢ Prédominance des énergies fossiles dans les décennies à venir faute de solution

alternative permettant un remplacement rapide et massif du pétrole.

Cette croissance de la demande en énergie primaire est déjà à l'œuvre depuis le début des années 90 comme le montre le graphique suivant :

Ce graphique illustre bien l'explosion de la demande à laquelle nous assistons.

Si les ressources en pétrole de la planète étaient infinies, cela ne poserait un problème qu'au point de vue environnemental. Cependant, ce n'est pas le cas. Les réserves contenues dans le sous-sol de la planète se sont constituées pendant plusieurs centaines de millions d'années et nécessiteront au moins une durée égale pour se régénérer.

La question qui se pose alors est la suivante : quand allons-nous atteindre notre pic de production ? Autrement dit, à partir de quel moment la production pétrolière va-t-elle décroître irrémédiablement ? On retrouve ici la notion de « Peak oil ». Les estimations les plus pessimistes le situent aux environs de 2015 tandis que les estimations les plus optimistes, tablant sur notre capacité d'innovations technologiques, le placent aux environs de 2030.


Voici un exemple de ces estimations :

On voit avec ces prévisions que la production n'arriverait plus à suivre une demande

toujours croissante.

Le problème provient du fait qu'il n'y a plus assez de découverte de nouveaux gisements. Comme nous aurions consommé en un siècle près de la moitié des réserves de pétrole découvertes et que la deuxième moitié devrait être consommée beaucoup plus rapidement que la première, la pénurie pourrait progressivement s'installer. Pour remédier à cela, les groupes pétroliers commencent à exploiter ce qu'on appelle les huiles non-conventionnelles.

1.2 Les ressources non conventionnelles

Les huiles non conventionnelles sont par exemple des pétroles denses, fortement visqueux qu'il faut rendre plus fluide et léger afin de permettre une production économiquement rentable. Les exemples les plus connus de ces ressources non conventionnelles restent les sables bitumineux du Canada et les bruts extra-lourds du Vénézuela. Il existe d'autre ressources non conventionnelles, parmi lesquelles celle à laquelle nous nous intéressons plus particulièrement au cours de ce bureau d'étude : les schistes bitumineux.


Consommation

Production

Les schistes bitumineux sont des roches sédimentaires contenant de grandes quantités de matériau organique (du kérogène, formé par des dépôts végétaux). Le kérogène contenu dans ces schistes peut être transformé en huile par pyrolyse (craquage thermique sans oxygène) à haute température. Par valorisation, on entend augmentation du degré API (American Petroleum Institute) des schistes bitumineux. Celui-ci est défini de la manière suivante :

API130140 =

watersc

oilsc

Ainsi, on voit que le degré API de l'eau est de 10. Les différentes huiles peuvent être classées en fonction de leur degré API : plus celui-ci est élevé, meilleure est leur qualité. Par exemple, les schistes bitumineux ont un degré API inférieur à 10. Il faut donc les transformer par craquage thermique (chauffage) afin de pouvoir produire de l'essence par exemple.

Cette transformation peut se faire de deux manières différentes :

➢ Transformation in-situ : le processus de chauffage se déroule à l'intérieur même du réservoir.

➢ Transformation ex-situ : le traitement des schistes est réalisé en surface après extraction. Le traitement en surface est appelé retorting.

A l'heure actuelle, seule la technologie ex-situ est employée à l'échelle industrielle, notamment en Chine, en Allemagne, en Estonie et au Brésil. Son exploitation a considérablement baissé par rapport au pic de production de 1980 (46 millions de tonnes) pour atteindre 16 millions de tonnes en 2000. Ceci est illustré sur la figure suivante qui montre la production issue des schistes bitumineux :


Cette baisse est essentiellement due à la concurrence des huiles conventionnelles, plus rentables économiquement.

Les réserves mondiales sont estimées aux alentour de 3000 milliards de barils, soit plus de double des réserves prouvées d'huile conventionnelle. La majeure partie de ces ressources se trouvent aux Etats Unis comme le montre le graphique suivant :

Cependant, les schistes bitumineux possèdent un certain nombre d'inconvénients :

➢ La technologie in-situ est une technologie naissante en plein développement. Elle n'est pour l'instant mise en œuvre que sur un certain nombre de projets pilotes des grandes compagnies pétrolières (Shell notamment). Ceci nécessite donc de gros investissements en recherche et développement pour la rendre économiquement viable.


➢ L'exploitation des schistes bitumineux a un fort impact au point de vue environnemental. L'autoclavage utilisé dans la technologie ex-situ utilise de grandes quantités d'eau dont une partie ressort souillée. De plus, cette technologie émet beaucoup de gaz à effet de serre à cause du procédé de transformation, du transport des schistes et des activités de minage. La technologie in-situ pourrait permettre de réduire ces impacts : elle est moins demandeuse en eau et les gaz à effet de serre seraient produits à l'intérieur du réservoir. Cependant, ce procédé pourrait créer d'autres problèmes, notamment liés à la pollution des nappes phréatiques.

➢ Du point de vue géopolitique, la forte localisation des ressources aux Etats Unis pourrait entrainer une refonte des relations internationales.

1.3 Objectif de l'étude et démarche

Le but de notre étude est de parvenir à simuler un procédé de valorisation in-situ à l'aide du logiciel STARS (Steam, Thermal and Advanced processes Reservoir Simulator), un puissant simulateur de réservoir qui peut prendre en compte une grande variété de procédés tels que l'injection de vapeur, la combustion in-situ...

Pour cela, il nous faut développer un modèle de réservoir capable de prendre en compte les caractéristiques suivantes :

➢ Système multi-phase, multi-composants dans lequel ont lieu des processus de transport de fluides en milieu poreux.

➢ Implémentation de la réaction chimique permettant de passer de schistes bitumineux solides à des hydrocarbures liquides ou gazeux.

➢ Simulation du comportement thermodynamique des hydrocarbures et du comportement des différentes phases.

Nous nous sommes dans un premier temps familiarisés avec le logiciel STARS à travers un tutoriel modélisant le procédé SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Ce tutoriel est destiné à nous faire découvrir les possibilités de STARS à travers plusieurs étapes :

➢ Génération des paramètres d'un réservoir (géométrie, propriétés de la roche, porosité, perméabilité, propriétés thermiques...).

➢ Complexification du modèle d'huile en partant du modèle simple de « dead oil » pour aboutir à un modèle de « live oil » avec solvant.

➢ Sophistication du modèle de réservoir par l'ajout d'éléments chauffants, la prise en compte des variations de porosité et de perméabilité dues à la recompaction-dilatation de la roche, la prise en compte de la présence d'eau...


Ensuite, concernant la démarche même de notre travail, nous avons toujours veillé à partir des cas les plus simples afin d'augmenter la complexité au fur et à mesure. De cette manière, nous avions toujours une base solide pour nos simulations avec des résultats à présenter. De plus, ceci nous a permis d'avoir une meilleure compréhension des phénomènes physiques à l'œuvre dans un réservoir en ne les masquant pas derrière une géométrie ou une configuration trop complexes.


2 Modélisation du problème

2.1 Création d'un réservoir sous STARS La première étape de notre étude a consisté en la création d'un réservoir pétrolier à l'aide

du logiciel STARS. Ce processus est plutôt systématique et nous allons ici en présenter les étapes principales. Ces étapes principales correspondent aux différentes sections du menu de STARS.

La première étape de la construction du réservoir était la création d'un maillage. Dans STARS, ceci consistait à définir la taille des blocs du maillage que l'on créait. Une fois ce maillage défini, il était possible de rentrer un grand nombre de paramètres pour l'ensemble du réservoir comme la profondeur, la porosité, la conductivité hydraulique, la température... Nous pouvions ensuite créer une roche type pour le réservoir en définissant ses propriétés thermiques et mécaniques. Ceci terminait la construction proprement dite du réservoir.

Ensuite, il était temps d'intégrer des composants à l'intérieur de notre réservoir. Cette section permettait de caractériser les fluides dans le réservoir à l'aide de corrélations. Les paramètres importants ici étaient la densité de l'huile (généralement exprimée en degrés API) et la densité de la phase gazeuse. Ils nous ont permis de créer des tables de propriétés physiques pour tous les constituants (huile, eau et gaz).

Maintenant que nous avons défini les différents constituants à l'intérieur de notre réservoir et la roche mère du réservoir, nous devions définir la manière dont ils interagissaient. Pour cela, nous avons défini les valeurs limites de saturation et de perméabilité associées aux courbes donnant la perméabilité en fonction de la saturation. Il était aussi possible de définir des conditions initiales : pression de référence, saturations initiales en gaz, eau et huile. A cette étape de la création, le réservoir avait l'apparence suivante :


Nous avons ici représenté un réservoir de dimension 50m * 30 m * 10m. On voit que les propriétés apparaissent avec un code de couleur : ici nous avons observé la profondeur sur l'ensemble du réservoir.

La dernière étape de ce processus a été l'ajout des différents puits. Nous avions le choix entre deux types : les puits injecteurs, qui permettaient par exemple d'injecter de la vapeur d'eau pour chauffer les huiles lourdes et les puits producteurs, qui permettaient d'extraire l'huile produite. Il nous fallait ensuite définir les lieux (adresse du bloc) des perforations et la direction des puits. Pour les puits injecteurs, il était aussi nécessaire de définir les fractions molaires des différentes espèces injectées. Ensuite, pour chacun des puits, nous pouvions définir un certain nombre de contraintes opératoires. Nous avons alors obtenu la configuration suivante :

Nous pouvons voir ici le puits injecteur situé dans la maille en haut à droite et le puits producteur situé dans la maille en bas à droite. Si nous affichons le réservoir en 3 dimensions, en masquant les propriétés physiques, on obtient la vue suivante qui permet de mieux visualiser le placement des puits dans l'espace :


Ensuite, il était évidemment possible de raffiner le modèle de réservoir. Il était notamment possible d'ajouter des éléments chauffants en définissant une température cible et un flux d'énergie : ceci correspondait bien à notre étude où il était nécessaire de chauffer les schistes afin d'initier la réaction chimique et éventuellement de générer de la perméabilité.

Nous avons pu aussi ajouter les caractéristiques suivantes :

➢ Variations de la porosité et de la perméabilité sous l'effet de la pression (dilatation-recompaction) du milieu.

➢ Présence d'eau ou de gaz dans le réservoir.

Nous disposions donc à la fin de ces étapes d'un modèle de réservoir, doté de puits et d'éléments chauffants. Cependant, comme nous souhaitions modéliser la récupération d'huile à partir de schistes bitumineux, il devenait nécessaire de comprendre et de modéliser la réaction chimique permettant cette transformation. Ceci sera l'objet de la partie suivante. L'objectif final était évidemment d'arriver à simuler la production d'huile à l'échelle d'un champ pétrolier mais pour obtenir une meilleure compréhension des phénomènes, nous nous sommes dans un premier temps limité à la simulation à l'échelle d'un réacteur de petite taille.


2.2 Modélisation de la réaction

Le logiciel STARS nous permettait de prendre en compte des réactions chimiques se produisant à l'intérieur du réservoir. Nous nous trouvions exactement dans ce cas, puisqu'au cours de la pyrolyse, les schistes bitumineux devaient se changer en huile : c'est cette réaction qu'il nous fallait comprendre et modéliser.

Réaction de pyrolyse :

Nous avons tout d'abord considéré une réaction simplifiée en supposant que la pyrolyse des schistes bitumineux produisait du coke sous forme solide et de l'hexane sous forme gazeuse :

Kérogène (s ou l) → Coke (s) + Hexane (g)

La première question qui se posait concernait la phase à attribuer au kérogène. Le kérogène se trouve sous forme solide dans la nature mais nous ne savions pas si l'implémentation sous STARS d'une réaction à partir d'un solide serait vraiment possible. Comme nous avions jusqu'ici manipuler uniquement des liquides, nous avons décidé que nous pourrions essayer de modéliser le kérogène solide par un liquide extrêmement visqueux, ce qui aurait permis d'empêcher tout écoulement. Nous avons au final réussi à implémenter cette réaction avec du kérogène en phase solide. La comparaison de ces deux modèles fera l'objet d'un paragraphe dans la dernière partie de ce rapport.

L'étape suivante nous a conduit à essayer de déterminer les coefficients stœchiométriques de cette équation. Pour cela, il nous fallait trouver la formule du kérogène et celle du coke. Nous avons trouvé dans l'article de Khraisha (1996) [1] la composition suivante pour le kerogéne : C200 H 300 .

Nous avons donc pu réécrire l'équation de la réaction sous la forme suivante :

.C 200H 300 l ou s .C xH y s .C6H 14g

Il existait dans la littérature un certain nombre d'estimations des rendements de la production issue des schistes bitumineux. Ces rendements dépendaient fortement de la qualité de base des schistes. Nous avons donc du faire un choix et nous avons estimé qu'une production de 151,5 litres d'hydrocarbures (que nous avons modélisés par de l'hexane) par tonne de schiste serait acceptable (ce qui correspond à 40 gallons).

Connaissant la masse volumique de l'hexane, nous avons pu évaluer la production à environ 100 kilogrammes par tonne de schiste. Comme nous connaissions les masses molaires de l'hexane et du kérogène, nous avons pu transformer ces quantités en moles :


Kerogene : 10002,7

≈370 mol par tonnes de kerogene

Hexane : 1000,086

≈1162mol pour 100 kg d'hexane

Ceci nous a donné directement les coefficients de l'équation de la réaction, qui est donc devenu :

370 .C200 H 300l ou s .C xH y s1162 .C6H 14g

Nous avons ensuite effectué un bilan sur les carbones et les hydrogènes afin d'équilibrer la réaction. Ce bilan donnait :

CH

=0,707

Nous avons choisi de garder ce ratio pour le coke. Nous avons donc abouti à la formule

suivante pour le coke : C H 1,414 .

Ainsi, nous avons obtenu l'équation de réaction suivante en ramenant le tout à la réaction d'une mole de kérogène :

C200 H 300l ou s 181,157 .C 1 H 1,414 s 3,1405.C6 H 14g

Constantes de réaction :

Ensuite, il nous fallait déterminer comment se déroulait cette réaction : était-elle rapide ? Lente ? Coûteuse en énergie ? Pour cela, nous sommes partis d'une loi de vitesse de type Arrhénius :

k=A.expE a

RT

Où : ➢ k est la constante de vitesse de la réaction.➢ Ea est l'énergie d'activation de la réaction donnée en kJ/mol. Elle détermine la

température à partir de laquelle la réaction va commencer.➢ A est le facteur pré-exponentiel (ou facteur de fréquence). Il détermine la

vitesse à laquelle se produit la réaction.➢ R est la constante des gaz parfaits : R=8,315 J.mol−1. K−1 .➢ T est la température en Kelvin.

Pour déterminer les valeurs de ces constantes, nous sommes partis des hypothèses suivantes :

➢ Chauffage permettant d'atteindre une température finale de 350°C.➢ Durée de chauffage d'une année.➢ Évolution linéaire de la température : T= . t avec =1,109 .10−5 °C / s


L'équation régissant la variation du nombre de moles de kérogène dans le système était la suivante :

dNdt

=−N Aexp −Ea

RT avec N t=0=N 0

Soit en remplaçant la température par son expression :

dNdt

=−N Aexp −Ea

R t avec N t=0=N 0

Nous avons ensuite utilisé Matlab afin de déterminer les constantes A et Ea de manière à ce qu'une grande partie du kérogène soit transformée au bout de 2 ans environ. Cette contrainte est en accord avec les stratégies développées sur les différents projets. Nous sommes tout d'abord partis d'une valeur fixée arbitrairement pour A et nous avons tracé l'évolution de la quantité de kérogène dans le réservoir pour différentes valeurs de l'énergie d'activation. Nous avons obtenu les résultats suivants :

Ainsi, nous avons pu constater que pour satisfaire une production étalée sur environ deux ans, il nous fallait choisir une énergie d'activation d'environ 90 kJ. Partant ensuite de cette valeur de l'énergie d'activation, nous avons tracé l'évolution de la quantité de kérogène pour différentes valeurs du facteur pré-exponentiel. Nous avons obtenu les résultats suivants :


Ainsi, nous avons pu constater que pour satisfaire à nos contraintes de production, il nous fallait choisir un facteur pré-exponentiel égal à 3,4 s-1.

Finalement, nous avons pu déterminer le couple optimal énergie d'activation-facteur pré-exponentiel pour satisfaire une production sur une durée d'environ deux ans. Les valeurs finales, que nous avons conservées pour la suite de l'étude, sont les suivantes :

E a=90 kJ

A=3,4 s−1

Mise en place du chauffage sous STARS

Comme nous l'avons vu précédemment, il nous était possible de placer des éléments chauffants dans STARS en rentrant une adresse de bloc. Pour ces éléments chauffants, nous avons défini un taux de chauffage, une température cible à atteindre et les dates de fonctionnement. Ensuite, pour implémenter la réaction de pyrolyse dans STARS, nous nous sommes aperçus qu'il nous fallait différentes propriétés thermiques des différents espèces présentes et notamment les capacités calorifiques.

Il nous fallait donc trouver les capacités calorifiques du kérogène en phase liquide et en phase solide, du coke en phase solide et de l'hexane en phase gazeuse. Les méthodes que nous avons utilisées ont été différentes selon les espèces.


Pour le kérogène liquide, nous avons utilisé le modèle de Van Miltenburg (1999) [2]. Ce modèle permet de calculer la capacité calorifique en fonction de la température et du nombre d'atomes de carbone dans les chaines. Son expression est donné par :

C p=43,913,990 .n−10,05430.n−1 .T avec C p en J.K−1 .mol−1

Où T est la température en Kelvin et n est le nombre d'atomes de carbone dans le composé. Nous avons choisi une température de 350 °C soit 623 K. Pour notre modèle de réaction, nous avions n=200. Ceci nous a donc donné la valeur suivante :

C p C 200H 300 , l =9560 J. K−1 .mol−1

Comme il y a peu de différences entre les capacités calorifiques des liquides et celles des solides, nous avons fait l'hypothèse peu contraignante de garder la même valeur de capacité calorifique dans le cas du kérogène solide, soit :

C p C 200H 300 , s=9560 J. K−1 .mol−1

Pour l'hexane gazeux et le coke solide, nous avons pu trouver des valeurs correspondant à nos températures sur internet [3]. Les résultats sont les suivants :

C p CH 1,1414 , s=10,7 J.K−1 .mol−1

C p C 6H 14 , g=253 J.K−1 .mol−1

Ensuite, nous avons dû déterminer les conditions de chauffage, c'est-à-dire le taux de chauffage, la température cible et les dates de fonctionnement. L'implémentation dans STARS se fait à l'aide de 4 paramètres :

➢ HEATR : Ce premier paramètre permet d'assigner un taux de chauffage constant à une ou plusieurs mailles.

➢ UHTR : Ce paramètre est un coefficient de transfert de chaleur. Il est utilisé conjointement avec la commande suivante. Il permet de créer un taux de chauffage égal à : UHTR∗TMPSET−T tant que T≤TMPSET .

➢ TMPSET : Ce paramètre permet de fixer la température cible. Le chauffage est arrêté une fois cette température atteinte. Dans nos simulations, elle sera fixée à 350°C.

➢ AUTOHEATER : Quand ce mode est enclenché (AUTOHEATER ON), le taux de chauffage d'une maille est : min HEATR , UHTR∗TMPSET−T . Ceci permet de chauffer à taux constant au début et de passer à un chauffage proportionnel quand T devient proche de TMPSET.


La valeur de HEATR peut être calculée de la manière suivante :

HEATR=T∗C p roche∗V rocheT∗C p fluide∗V fluide

Où : ➢ T est la température à atteindre.➢ Cp est la capacité calorifique respectivement de la roche et du fluide, exprimée

en J.m-3.K-1.➢ Vroche est le volume de la roche. Il s'exprime de la manière suivante :

V roche=V total∗1− où ε est la porosité.➢ Vfluide est le volume du fluide. Il s'exprime de la manière suivante :

V fluide=V total∗ .

Cette formule, qui n'est qu'une estimation, nous a surtout servi à estimer les valeurs initiales de ces paramètres. Nous avons ensuite essayé d'adapter ces valeurs selon les résultats que nous obtenions.


3 Simulations et Résultats

3.1 Cas du réacteur

Afin de pouvoir nous concentrer uniquement sur la modélisation de notre réaction, nous avons commencé notre étude sur un réacteur de petites dimensions associé à un puits producteur. Nous avons donc implémenté la réaction décrite dans la partie précédente et nous avons pu lancer des simulations. Nous avons obtenu les courbes suivantes :

Sur cette courbe ont été tracés la quantité d'énergie apportée par le chauffage, la température du réacteur, la porosité du réacteur et la production de gaz.

Tout d'abord, on voit bien que la température augmente linéairement au cours de la phase de chauffage et on vérifie bien que, conformément à la consigne entrée à travers l'AUTOHEATER et la température cible, le chauffage est bien coupé dès que l'on atteint 350°C.

Ensuite, on voit que la porosité commence par diminuer avant de ré-augmenter. Ceci peut s'expliquer par le fait que, lorsqu'on augmente la température du réacteur, il y a une dilatation des solides (expansion thermique) qui vient combler des espaces et donc diminuer la porosité. Il faut ici préciser que nous avons introduit une saturation initiale en gaz dans le réservoir : ainsi, le plateau dans la production est dû au fait que l'on a produit tout le gaz initialement présent et que


la réaction n'a pas encore débuté. Ainsi durant cette période la porosité reste constante. Elle commence à croître à partir du moment où la réaction se déclenche. Ceci est dû au fait que l'on transforme une partie du kérogène en hexane donc on pourrait penser que le coke restant à l'issue de la réaction occupera moins de place que le kérogène initial.

La courbe suivante semble confirmer ces hypothèses :

En effet, on voit que le gaz produit est celui présent initialement dans le réacteur puisque la fraction molaire de gaz présente dans le réacteur ne fait que diminuer. Elle ne se remet à augmenter qu'à partir du moment où la réaction est amorcée. Ceci est vérifié par le démarrage de la production de coke qui marque bien le début de la réaction.

Ainsi, nous avions donc un modèle de réaction exploitable sur réacteur. Mais ce modèle de réacteur était extrêmement simpliste. Il nous fallait donc utiliser ce modèle dans un cas plus proche de la réalité. Nous avons donc choisi de l'étendre à l'échelle d'un champ pétrolifère.


3.2 Extension à l'échelle d'un champ

Éléments de modélisation

Pour modéliser le comportement d'un champ, nous nous sommes tout d'abord limités volontairement au voisinage d'un seul puits producteur pour des raisons de taille de maillage et de rapidité de calcul. Une fois ce choix fait, il nous fallait définir la configuration géométrique de notre simulation, c'est-à-dire comment placer les éléments chauffants par rapport au puits producteur. De nombreuses configurations sont possibles : une structure carrée avec 4 éléments chauffants entourant chaque producteur, une structure pentagonale avec 5 éléments chauffants entourant chaque producteur... Il était donc nécessaire de faire un choix parmi toutes ces configurations. Comme nous ignorions les avantages et les inconvénients de ces différentes configurations, nous nous sommes tournés vers des projets pilotes existant, et plus particulièrement vers le projet de Shell. Nous avons donc décidé d'employer sa configuration à base d'une structure en nid d'abeille (structure hexagonale) comportant 6 éléments chauffants autour de chaque producteur. Cette structure est représentée sur le schéma ci dessous :

La distance de chaque élément chauffant au puits producteur a été prise constante et égale à 12mètres.

Ensuite, nous avons dû choisir la façon d'effectuer des simulations avec cette géomètrie, c'est-à-dire la façon de mailler cette configuration. Comme les éléments chauffants sont à égale distance du producteur, un maillage cylindrique centré sur le producteur semblait le plus adapté. Restait à savoir si nous le simulions en 3 dimensions. Nous nous sommes vite rendu compte que cela était impossible à cause de la limitation imposée à la licence éducative de STARS. Nous nous sommes donc résolus à réaliser nos simulations en 2 dimensions. Nous avons pris pour cela deux plans de coupe : un plan de coupe vertical d'une maille d'épaisseur contenant le producteur et deux éléments chauffants et un plan de coupe horizontal d'une maille de profondeur contenant le producteur et l'ensemble des éléments chauffants. Ce sont les résultats de ces deux simulations que nous allons présentés dans la suite.


Eléments chauffantsPuits producteur

Coupe verticale du réservoir

La coupe verticale se présentait de la manière suivante :

Elle s'étendait sur une profondeur de 15 mètres divisée en 15 mailles avec un producteur au centre et deux éléments chauffants de part et d'autre. Lorsque nous avons lancé les simulations, nous avons obtenu l'évolution suivante pour le champ de température :


On voit ici l'initialisation de la température du réservoir à 25°C. Après trois mois de chauffage , nous avons obtenu :

On voit que la température augmente bel et bien dans le réservoir. Par contre, on remarque que cette évolution ne se fait pas de manière homogène. Ceci est assez étrange étant donné que nous avons placé un élément chauffant dans chaque maille des bords du réservoir : celui-ci devrait donc être chauffé uniformément. Cette tendance est confirmée après 7 mois de chauffage :


L'explication de cette évolution non uniforme de la température du réservoir peut venir du fait que l'hexane est sous forme gazeuse : il aura donc tendance à monter dans le milieu et donc à chauffer les couches supérieures. On peut vérifier cette hypothèse en affichant la saturation en gaz dans le réservoir :

On constate bien que le champ de saturation en gaz correspond au champ de température. Comme nous avions une saturation initiale en gaz de 0,8, ce phénomène commence dès le début de la simulation. Ainsi, il faudrait s'assurer, pour une exploitation sur champ, de forer suffisamment en profondeur pour les puits accueillant les éléments chauffants, sous peine de chauffer inutilement la couche située au dessus du réservoir et de ne pas pouvoir accéder à l'huile située au fond du réservoir.

Nous pouvons vérifier que cette augmentation de la température provoque bien le déclenchement de la réaction en affichant le champ de la concentration en kérogène à différents instants :


Ainsi, on constate bien que la réaction a eu lieu puisque le kérogène est clairement consommé dans les zones où la température est la plus élevée. On voit que la consommation du kérogène prend beaucoup de temps : en effet, la dernière image a été obtenu après 20 mois de chauffage, ce qui est une durée peu acceptable dans l'optique d'une rentabilité économique de la production. La première solution qui viendrait à l'esprit serait d'augmenter l'énergie apportée pour le chauffage, mais ceci resterait extrêmement coûteux au niveau énergétique. Il faudrait donc trouver un compromis entre temps de chauffage et énergie apportée qui permette une récupération économiquement rentable. Cela aurait été la prochaine étape de notre étude, étape que nous n'avons pu conduire par manque de temps.

Une des données essentielles quand on modélise un réservoir pétrolier est la production du gisement : quelle quantité d'huile allons nous produire et en combien de temps ?

La courbe suivante illustre ce résultat :


D'après cette courbe, on voit que notre modèle de réservoir produirait environ 10 000 mètres cubes d'hexane gazeux sur une durée d'environ 9 ans.

L'allure particulière de la courbe de l'énergie apportée pour le chauffage est due à la gestion par l'AUTOHEATER. En effet, quand on s'approche suffisamment de la température cible (ici 350°C), le chauffage ne se fait plus à taux constant mais il est proportionnel à la différence entre la température cible et la température du réservoir. Ceci explique la première chute du taux de chauffage et sa décroissance au fur et à mesure que la température tend vers 350°C. Une fois cette température atteint, les éléments chauffants s'arrêtent et la température décroît alors. Comme nous avons coupé le chauffage au bout de 4 ans, la température ne fait que décroître et la production stagne.


Coupe horizontale du réservoir

La coupe horizontale se présentait de la manière suivante :

Cette tranche a été prise avec une épaisseur de une maille (taille de la maille : 1 m). Nous avons lancé les simulations et représenté l'évolution du champ de température :


On voit bien ici que la température augmente au fur et à mesure du chauffage. Elle augmente bien de manière concentrique autour des éléments chauffants comme on pouvait s'y attendre. Nous pouvons toujours vérifier que cette augmentation de la température s'accompagne bien d'une consommation du kérogène :


On constate que le kérogène est bien consommé de manière concentrique autour des éléments chauffants. On observe cependant qu'il faut une durée conséquente pour le consommer significativement : ceci est dû à sa grande inertie thermique.


Conclusion

En conclusion, ce projet nous a permis d'avoir un premier contact avec l'industrie pétrolière et ses problématiques. Le développement des pays émergents a créé une forte augmentation de la demande en huile. Les découvertes de nouveaux gisements allant en diminuant, il devient nécessaire pour les grands groupes pétroliers d'investir dans les ressources non conventionnelles comme les schistes bitumineux. Nous avons donc pu réaliser une simulation d'exploitation de ces schistes à l'aide du simulateur de réservoir STARS.

Il nous a fallu apprendre à maitriser cet outil complexe à travers un tutoriel. Ensuite, nous avons du modéliser la réaction qui transforme le schiste bitumineux en huile. Nous avons choisi une réaction simplifiée que nous avons ensuite pu intégrer à nos simulations sous STARS. Nous avons d'abord mis au point cette réaction sur un réacteur simple de petite taille. Puis nous avons pu étendre nos simulations à l'échelle d'un champ pétrolier. Malheureusement, les limitations de licence ne nous ont pas permise de réaliser des simulations 3D. Nous avons donc étudié deux configurations : une coupe verticale et une coupe horizontale du réservoir. Nous avons vu que les éléments chauffants nous permettaient bien d'élever la température du réservoir et de déclencher la réaction de pyrolyse. Nous avons même pu découvrir que le gaz chaud était transporté verticalement vers le haut du réservoir, entraînant une inhomogénéité du champ de température. Il pourrait ensuite être intéressant d'étendre ces simulations au cas 3D pour voir si de nouveaux phénomènes n'apparaissent pas. Il serait aussi bon d'affiner notre modélisation de manière à correspondre plus précisément aux éventuels besoins de l'industrie pétrolière en terme de rendements.


Bibliographie

[1] « Kinetics of isothermal pyrolysis of Jordan oil shales », 1996, Yahya H. Khraisha

[2] « Fitting the heat capacity of liquid n-alkanes : new measurements of n-heptadecane and n-octadecane », 2000, J.C. Van Miltenburg

[3] http://webbook.nist.gov/chemistry/

[4] http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_shale

Annexes

Propriétés essentielles des différents constituants :

Formule Masse molaire (g/mol)

Masse volumique (kg/m^3)

Capacité calorifique (J/(K.mol))

Kérogène C200 H 300 2700 1200 9560

Coke C H1,1414 13,1414 900 10,7

Hexane C6 H 14 86 2,1 253


http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_shale

valorisation in-situ des schistes...

Documents