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Sommaire

ExtractionModifier

 
Puits de pétrole en Roumanie au début du XXe siècle

EvaluationModifier

Une fois le gisement détecté de façon formelle par le forage, on procède à un certain nombre de tests permettant d'évaluer le champ découvert, avec entre autres :

  • prélèvement d'échantillon de la roche-réservoir par carottage, afin de mesurer sa porosité, sa perméabilité, etc.
  • prélèvement d'échantillon du fluide au fond du gisement, afin de mesurer sa composition, sa densité, sa viscosité, etc.
  • identification des différentes couches productrices ; il arrive fréquemment que le gisement se présente en plusieurs couches superposées potentiellement productrices
  • essai de production : on laisse le puits produire pendant quelques heures, ce qui permet de mesurer les différentes proportions eau/gaz/pétrole, en ayant une idée des débits.

Dans le cas d'un gisement de grande taille (certains champs font des dizaines de kilomètres de diamètre), on peut procéder à plusieurs forages exploratoires afin de chiffrer les réserves.

Ces informations permettent de dresser un plan de développement du gisement, qui comprendra le nombre de puits à forer, le type de récupération envisagé, les débits de fluides, le coût des installations annexes (oléoducs, sites de traitement, etc) ; en face, on tentera également d'évaluer les recettes, avec un prix du baril estimatif, un accord de partage avec le pays propriétaire, etc.

C'est l'équilibre financier entre ces aspects qui détermine la prise de décision. Ce plan est remis à jour au fur et à mesure de la vie du champ, en fonction de son comportement réel.

Récupération primaireModifier

Un gisement pétrolier est en équilibre à la pression de fond, qui peut atteindre plusieurs centaines de bars ; au début de la vie du puits, le pétrole parvient spontanément à la surface, propulsé par plusieurs facteurs qui peuvent éventuellement se cumuler, mais qui faiblissent rapidement ; cette période est appelée "récupération primaire", et ne permet d'obtenir, selon les cas, que 5 à 40 % du pétrole en place. Un puits en cours de récupération primaire ne nécessite plus aucun équipement de surface, si ce n'est le fameux "arbre de noël", ensemble de vannes surmontant le puits[1], et permettant essentiellement de fermer le puits en surface. Les autres modes de récupération, secondaire et tertiaire, sont appelés "récupération assistée".

Traitement des fluidesModifier

Les fluides qui parviennent en surface comportent fréquemment, en plus du pétrole :

  • de l'eau, qu'il s'agisse d'eau de gisement, ou d'eau injectée (voir ci-dessous)
  • du gaz

Ces deux composants doivent être séparés du pétrole, par passage dans un séparateur ; selon la taille du puits et les composants de la phase gazeuse, il peut être utile d'y adjoindre une installation de traitement de gaz, permettant une séparation plus fine des différents hydrocarbures présents, du CO2 et de l'H2S le cas échéant. L'eau peut être perdue, ou réinjectée dans le puits ; le gaz, s'il est en trop petite quantité, est brûlé sur place ("torché"). Cette dernière pratique est de plus en plus critiquée[2] à cause de l'effet de serre consécutif, et les compagnies pétrolières font des efforts pour la limiter[3],[4].

Récupération secondaireModifier

Au-delà ce cette période, le puits ne produit plus suffisamment, et on met en oeuvre des techniques permettant de réaugmenter la pression de fond pour continuer l'exploitation ; ceci exige l'installation d'équipements complémentaires :

  1. Moteur
  2. Contrepoids
  3. Arbre de transmission
  4. Bras principal
  5. Tête
  6. Câble
  7. Tête de puits
  8. Conduite de pétrole
  9. Fondation en béton
  10. Enveloppe du puits (casing)
  11. Câble supportant la pompe
  12. Tubulure (tubing)
  13. Pompe
  14. Valves
  15. Couche pétrolifère
  • pompe immergée en fond de puits, c'est l'image classique des pompes "têtes de cheval"[5], voir schéma ci-contre
  • injection d'eau : cette technique est de plus en plus courante ; elle nécessite une compréhension précise de la physionomie du gisement, et de l'eau disponible en grandes quantités ; cette technique est évidemment fréquemment employée dans l'exploitation en mer.
  • injection du gaz de formation : il est fréquent que le pétrole soit produit en association avec du gaz, ce dernier en trop petite quantité pour être vendu ; il est alors brûlé à la torche. Cette pratique est de plus en plus critiquée, et le gaz peut être réinjecté dans le gisement pour maintenir la pression et continuer l'exploitation
  • injection de CO2, d'azote : à partir d'une source à proximité, on injecte l'un de ces gaz dans le gisement, de la même manière que ci-dessus ; cette méthode implique de séparer le gaz miscible quand il parvient en surface, pour le réinjecter. L'azote est généralement obtenu par séparation cryogénique ; ce gaz a l'avantage d'être pratiquement inerte, donc non corrosif pour l'équipement d'exploitation. Le CO2 peut être d'origine naturelle, ou venir d'une installation industrielle, ce qui permet de procéder à de l'enfouissement de CO2 par la même occasion. Il est généralement gratuit, mais corrosif.

Ces méthodes sont employées couramment sur les gisements suffisamment importants ; elles permettent d'atteindre un taux de récupération de l'ordre de 25% à 35% du pétrole en place.

Récupération tertiaireModifier

La récupération tertiaire désigne un ensemble de techniques très diverses, qui visent entre autres à diminuer la viscosité du fluide de formation, ou à améliorer la diffusion à l'intérieur du gisement. La mise en oeuvre de l'une ou l'autre méthode dépend des caractéristiques du gisement, mais également des ressources disponibles localement. On peut citer :

  • injection de CO2[6] : cette technique emploie du CO2 comme ci-dessus, mais l'injection se fait dans la phase liquide de la formation ; le CO2, en se mélangeant avec le liquide, diminue sa viscosité, et améliore son écoulement vers le puits de production ; on peut également employer de l'azote
  • injection de vapeur : le gaz produit en même temps que le pétrole est brûlé en surface, et les produits de la combustion sont injectés dans la formation
  • injection de surfactants : elle permet de mieux balayer l'ensemble du gisement, malgré l'existence de chemins préférentiels ("fingering")[7]
  • injection de gaz non miscibles

Ces méthodes peuvent être utilisées séparément, successivement ou simultanément[8].

Signalons également d'autres méthodes qui, employées ponctuellement, contribuent à améliorer le taux de récupération :

  • fracturation hydraulique[9], acidification[10]
  • nettoyage du sable s'accumulant peu à peu à proximité du tubing
  • forage horizontal dans le gisement

Ressources et réservesModifier

La ressource est définie comme la quantité de pétrole totale présente dans les gisements ; les réserves désignent la quantité de pétrole récupérable. Pour un gisement donné, cette dernière valeur peut évoluer, au fur et à mesure d'une meilleure connaissance du gisement, et de l'éventuelle application de méthodes plus performantes. En revanche, la ressource totale ne peut varier.

Près de 40 % des réserves sont exploitées de manière primaire par simple pompage, moins de 60 % sont exploitées en injectant de l'eau ou du gaz, et seulement 2 % utilisent des méthodes de récupération tertiaire. Les taux de récupération varient ainsi de moins de 10 % à plus de 70 %. Le taux moyen mondial de récupération des gisements actuellement en production est estimé à 35 %.[11]