Étude bibliographique des dépôts minéraux et leurs inhibiteurs

Les réservoirs pétroliers sont des formations rocheuses poreuses, situées en sous-sol. Les différents fluides (hydrocarbures gazeux et liquides, et eau de formation) y sont confinés sous pression et température élevées. C’est l’eau résiduelle présente dans le réservoir qui est à l’origine de la formation des dépôts minéraux, que ce soit lors de récupération primaire ou lors de la récupération secondaire des hydrocarbures. La formation de ces dépôts ainsi que les traitements mis en œuvre font l’objet de ce chapitre. L’exploitation première d’un gisement est appelée « récupération primaire » du pétrole et/ou du gaz présent dans la roche. Il s’agit simplement du forage et de l’extraction des fluides qui s’écoulent de manière naturelle puisqu’ils se trouvent sous pression dans le réservoir. Lors de cette étape, au maximum 20% des hydrocarbures présents en sous-sol sont récupérés. Après un certain temps d’exploitation (variable selon le gisement), la pression interne du réservoir baisse, il est alors nécessaire d’intervenir pour que les fluides puissent à nouveau être extraits. S’initie alors la phase d’extraction secondaire qui consiste en l’injection d’eau ou de gaz dans le réservoir via un ou plusieurs puits injecteurs. Ce procédé, schématisé dans la Figure 1, permet à la fois de faire remonter la pression dans le réservoir et de pousser l’huile résiduelle. La quantité supplémentaire d’hydrocarbures récupérés est de l’ordre de 15% de ce qui est encore en place.

..installations continentales, ou encore de l’eau de mer pour les installations en offshore. Quand au gaz, le CO2 est plus couramment mis en œuvre dans les techniques d’EOR (Enhanced Oil Recovery). Prenons le cas de l’injection d’eau de mer dans Forties et Elgin, deux réservoirs offshore de Mer du Nord britannique. Les compositions de ces eaux, ainsi que d’une eau de mer normalisée, sont décrites dans le Tableau 1. Nous pouvons constater que les trois types d’eau ont des compositions bien différentes, y compris les eaux de Forties et Elgin, malgré leur proximité géographique. Il est donc facile d’imaginer que lors de l’injection d’eau de mer il y ait souvent incompatibilité de composition entre les deux eaux en présence et donc de forts risques de précipitation de minéraux (Ravenscroft et  Dans le puits, avant forage, les minéraux des eaux de formation sont dissous et en équilibre avec ceux qui constituent la roche réservoir. Ce n’est qu’au moment du forage et de l’exploitation du puits qu’ils risquent de précipiter dans le réservoir, du fait des modifications des conditions thermodynamiques (T, P et pH). Les dépôts les plus couramment rencontrés sont : de précipitation du dépôt : la nucléation, formation du premier germe solide dans la solution. Suivent alors les étapes de germination puis croissance du dépôt, tant que les conditions thermodynamiques sont favorables (concentration des minéraux au- dessus de la saturation) (Jolivet, 1994). Les diagrammes de solubilité des espèces minérales les plus communes sont représentés en Figure 2, en fonction de divers paramètres : température, pression et salinité.

Nous pouvons constater que tous les minéraux n’ont pas le même comportement, en termes de solubilité, face à la baisse de pression ou augmentation de température. Dans l’eau par exemple, les sulfates de calcium (gypse et anhydrite) sont moins solubles quand la température augmente (supérieure à 25°C et 80°C respectivement, Fig. 2-a)). La salinité des eaux joue également un rôle non négligeable sur la solubilité des minéraux (Fig. 2-c)) : à une concentration donnée en NaCl, le sulfate de strontium voit sa solubilité réduite avec l’augmentation de la température. De la compréhension de la formation de ces dépôts a découlé l’étude des mécanismes d’inhibition et la recherche de molécules actives (Crabtree et al ., 2002). Il existe différents traitements pour combattre la formation de ces dépôts, plus ou moins coûteux à mettre en œuvre, dont on pourra citer les deux principaux : mécanique et chimique. Seule l’opération chimique sera détaillée ici, du fait de sa relation directe avec le sujet de cette thèse. Les traitements doivent être rapides et efficaces afin de limiter l’immobilisation du puits. La meilleure technique est celle qui prend en compte le type de dépôt, la pureté de celui-ci, son mode d’adsorption et sa quantité..