EOR (Enhanced Oil Recovery) ou Récupération améliorée du pétrole

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Saviez-vous que dans un réservoir, seul 30 à 40 % du pétrole contenu est extrait ? Pour optimiser le potentiel de nos champs et prolonger leur durée de vie, Total travaille depuis de nombreuses années à la mise en place de techniques appelées « EOR » – Enhanced Oil Recovery. L’enjeu est de taille : augmenter d’un point le taux de récupération du pétrole dans les gisements équivaudrait à un an et demi de consommation mondiale supplémentaire.

Quand la pression naturelle du réservoir ne permet plus d’extraire le pétrole, on peut injecter de l’eau ou du gaz pour maintenir cette pression. L’EOR permet d’aller encore plus loin. Chez Total, pour améliorer à court-terme le taux de récupération de pétrole sur nos champs, nous développons aujourd’hui trois méthodes principales :

  1. 1.  L’injection de polymères
  2. 2.  L’injection de gaz miscibles
  3. 3.  L’injection de tensio-actifs

L’injection de polymères est très efficace pour améliorer le taux de récupération des huiles visqueuses. Cette technique consiste à ajouter des polymères à l’eau injectée dans le réservoir : l’eau devient ainsi plus visqueuse et repousse davantage d’huile. On agit ici au niveau macroscopique.

Les deux autres méthodes permettent d’agir au niveau microscopique et de pénétrer plus intimement  à l’intérieur des pores de la roche pour expulser l’huile qui y est piégée.

Ainsi, la deuxième méthode consiste à injecter des gaz miscibles comme des mélanges d’hydrocarbures légers ou du CO2. Dans les conditions de pression et de température de certains réservoirs, ces gaz agissent comme un solvant : ils rendent le pétrole plus fluide et le font « gonfler ». Ils pénètrent jusqu’au sein des pores de la roche et en « expulsent » l’huile.

Souvent combinée à l’une ou l’autre, la troisième méthode consiste à ajouter des tensio-actifs dans l’eau : cette molécule libère l’huile de la roche comme un produit-vaisselle détache la graisse de l’assiette.

Nous étudions également d’autres méthodes, encore au stade de la R&D.

Utilisées plus ou moins tôt dans  la vie d’un champ, ces techniques pourraient permettre d’améliorer jusqu’à 15 à 20% le taux de récupération de pétrole dans nos réservoirs. Après des résultats prometteurs en laboratoire et des tests sur puits,  nous prévoyons d’ici 2020 des projets pilotes sur des champs au Venezuela, en Ouganda, au Qatar, au Nigeria en Angola, en République du Congo et aux Emirats Arabes Unis.

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