Récupération assistée du pétrole

[oleotax]

Celà dit en mer du nord, les taux de récupérations atteints avec les technologies classiques sont très bons (environ 50%), donc le potentiel pour la récupération assistée est pas énorme.

Quand on augmente de 10%, la production d' un bon champ , ce qui parait faisable , on passe de 50 à 60% de récup et cela ne fait que multiplier cette récup de 20%
Quand on augmente de 10 % la production de champ à huile lourde, qui en général se situe vers 10%, cela veut dire qu'on multiplie sa production par deux, soit 100% , ce qui est un exploit

Mais tout cela , c'est que des chiffres

[energy_isere]

Suite de ce post du 1er fev 2012 viewtopic.php?p=309496#p309496

CO2 Oil Recovery in UK?
Rigzone 16 Nov 2012

Long article ou l' on voit que les Anglais hésitent à lancer ce projet de recupération assistée au CO2. La question est, sur quelle centtrale thermqie au charbon aller se brancher.

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The four short-listed bids for the UK CCS funding include: a Drax 304 MW coal plant in North Yorkshire, England; Shell's and Scottish and Southern Electricity's 1.2 GW combined-cycle gas plant in Peterhead, Scotland; National Grid's and Petrofac's 570MW coal gasification project in Grangemouth, Scotland; and Progressive Energy's and GDF Suez's 330 MW coal gasification project in Teesside, England.

At least two of these projects are actively considering using CO2 to perform enhanced oil recovery, but not as a first step, according to Haszedine. They will try to store CO2 generated under the North Sea in saline aquifer formations for a few years to prove that that storage works before moving on to do using the CO2 for improved oil recovery.
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[energy_isere]

Oman essaye à echelle réduite de chauffer l' eau par solaire thermique afinf de produire de la vapeur pour de la récupération assistée par injection de vapeur dans le champs de pétrole.

Oman to Use Sunshine to Get Oil Out of Wells

May 21, 2013 The New York Times

Oman’s national oil company will announce on Tuesday that it has begun using a new method of coaxing oil out of old wells: solar power.

For years, oil producers have relied on steam, created with natural gas, to heat rock below the surface and make the oil flow better. But with no natural gas easily available, Oman’s national oil company, a joint venture between the Sultanate and Shell, is now tapping the sun’s energy to heat the rock.

The process uses a system of mirrors that focus sunlight on a pipe colored an absorbent black, heating up water that is co-produced with the oil. The system uses extremely light mirrors, made of aluminum thinner than that of a soft drink can, sheltered in greenhouses to keep them out of the wind and dust.

Greenhouses are a cheap, mature technology, said Rod MacGregor, president and chief executive of GlassPoint, the Fremont, Calif., company that built the system. Putting the thin mirrors inside them saves steel and other materials over all, he said.

The system, which has been running since late last year, displaces 80 percent of the natural gas that would otherwise be needed, he said. (Some natural gas is burned at night, and on days with clouds or dust storms, to keep the system warm.)

The system is a demonstration, and will have to be around 100 times its current size to meet the oil field’s needs, said Mr. MacGregor, who added that the system could easily be replicated.

GlassPoint has a much smaller system running in an oil field in Kern County, Calif. Another firm, BrightSource Energy, has a solar system operating at an oil field in Coalinga, Calif., which uses a different design.

Mr. MacGregor said his system could save money if natural gas were priced above $5 per million B.T.U. — above the price in the United States, but below what Oman gets for gas it exports.

http://www.nytimes.com/2013/05/21/busin ... .html?_r=2&

Ca marche, mais il leur faut maintenant multiplier ça par ..... 100 !

[energy_isere]

Pétrole : les compagnies dopent le rendement des gisements

Par Anne Feitz Les Echos 10/03/ 2014

Le marché de la récupération assistée du pétrole est en plein boom.



Les compagnies pétrolières accélèrent sur la récupération assistée de l'or noir. Coup sur coup, deux compagnies nationales, Petroleum Development Oman et Petroamazonas, d'Equateur, viennent d'annoncer de vastes programmes dans ce domaine. Elles ne sont pas les seules. « Toutes les compagnies sont devenues très volontaristes sur le sujet », indique Emmanuel Manceau, à IFP Energies Nouvelles.

Le marché est en plein boom. De près de 23 milliards de dollars en 2013, il devrait bondir à 34,4 milliards en 2018, avec un taux de croissance annuel moyen de près de 9 % sur les cinq prochaines années, selon une étude récente du cabinet d'études BCC Research, basé à Wellesley (Massachusetts). « C'est l'un des segments qui affichent la croissance la plus soutenue chez Schlumberger », témoigne Catherine MacGregor, qui préside les opérations du groupe en Europe et en Afrique.

Les enjeux sont, il est vrai, considérables. « Le taux moyen de récupération des gisements de pétrole dans le monde est aujourd'hui estimé à 35 %. Selon certains calculs, l'amélioration de ce taux d'un point équivaut à un an et demi de consommation mondiale », souligne Catherine MacGregor. De quoi rivaliser largement avec les milliards investis dans l'exploration pour trouver de nouvelles ressources.

De nouveaux horizons

Si la récupération assistée du pétrole (« enhanced oil recovery », ou EOR, dans le jargon des pétroliers) existe de longue date, elle connaît depuis trois ans un vif regain d'intérêt auprès des compagnies. D'abord, le prix élevé du pétrole, qui se maintient au-dessus de 100 dollars le baril depuis 2011, rentabilise des procédés qui, selon la complexité du projet et la taille des champs, peuvent coûter entre 10 et 80 dollars par baril. Le déclin inéluctable des champs traditionnels, qui atteint de 4 % à 5 % par an, conduit aussi les pétroliers à orienter leurs investissements vers l'EOR. Notamment les compagnies nationales, qui n'ont que peu de possibilités de lancer des campagnes d'exploration à l'international. « C'est devenu crucial pour certaines compagnies d'Amérique latine, mais aussi pour les pays du Moyen-Orient », souligne Emmanuel Manceau.

Enfin, les progrès technologiques ont ouvert de nouveaux horizons. Aux procédés classiques d'injection d'eau ou de gaz (notamment de CO2), eux-mêmes en amélioration permanente, s'ajoute aujourd'hui l'injection de produits chimiques. « On ajoute des polymères et des tensioactifs à l'eau injectée, de sorte à la rendre plus visqueuse et à décoller l'huile de la roche, un peu comme du liquide vaisselle », explique Emmanuel Manceau. « Mais chaque champ a sa recette : les compétences en géosciences et en chimie doivent être réunies. »

Pour cela, l'IFP EN, Solvay, et Beicip-Franlab ont créé l'Alliance EOR en 2010. Les progrès des simulateurs ou de la sismique jouent aussi un grand rôle. « Pour la modélisation des réservoirs, le saut technologique est comparable à celui entre le rayon X et l'échographie 3D », indique Catherine MacGregor. A terme, les industriels espèrent faire grimper le taux mondial à 50 %. En Norvège, il atteint déjà plus de 45 %.

http://www.lesechos.fr/entreprises-sect ... r=RSS-2007

[energy_isere]

Impact de la récupération assistée du pétrole sur la gestion de l'eau

18 Mars 2014 enerzine

IFP Energies nouvelles (IFPEN) vient de lancer en collaboration avec 6 partenaires industriels, le projet de recherche Dolphin, qui vise à étudier l'impact de la récupération assistée (EOR) par voie chimique sur les technologies mises en œuvre dans le cadre de la gestion des eaux de production pétrolière.

L'EOR joue un rôle déterminant pour augmenter la quantité d'hydrocarbures extraite d'un gisement. Du point de vue des opérateurs pétroliers il représente un enjeu majeur dans un contexte de croissance de la demande d'énergie nécessitant de repousser les limites actuelles des réserves.

La récupération chimique utilise en particulier des viscosifiants et des tensio-actifs permettant de produire jusqu'à 20% d'hydrocarbures additionnels sur un champs pétrolier. L'un des défis à relever pour développer l'EOR chimique est de comprendre l'impact des produits utilisés sur le cycle de l'eau et d'apporter des solutions. Cela requiert d'investiguer la compatibilité des procédés EOR avec les technologies de séparation de l'eau et des hydrocarbures, de développer des solutions adaptées pour faciliter le traitement des eaux produites et de définir les conditions de réinjection des eaux dans le réservoir à des fins de récupération assistée.

A ce titre, IFPEN vient de conduire pendant 18 moisen collaboration avec Petrobras et Statoil une étude préliminaire en laboratoire destinée à mesurer l'impact des additifs utilisés par l'EOR chimique sur les installations de traitement des eaux en surface. Au regard des verrous techniques restant encore à lever, IFPEN lance aujourd'hui un ambitieux programme expérimental ouvert aux opérateurs pétroliers via la création du projet Dolphin.**

D'une durée de trois ans, Dolphin doit permettre d'étudier, en conditions représentatives de champs pétroliers, l'impact de l'EOR chimique sur l'ensemble du système de production, et plus précisément d'évaluer la compatibilité des substances chimiques de l'EOR avec les additifs de traitement ainsi que leur impact sur le puits, les installations de surface et les procédés de réinjection.

** Petrobras, Statoil, IFP Technologies Canada, OMV,Shell et Wintershall ont rejoint Dolphin.

http://www.enerzine.com/10/17056+impact ... leau+.html

[Alturiak]

Environ 6000 kilomètres de canalisations transportent chaque année plus de 50 millions de tonnes de CO2 aux Etats-Unis. La première canalisation a été mise en service en 1972. Ce CO2, pour majorité d’origine naturelle, est exploité par l’industrie pétrolière pour de la récupération assistée de pétrole.

[energy_isere]

Environ 6000 kilomètres de canalisations transportent chaque année plus de 50 millions de tonnes de CO2 aux Etats-Unis. La première canalisation a été mise en service en 1972. Ce CO2, pour majorité d’origine naturelle, est exploité par l’industrie pétrolière pour de la récupération assistée de pétrole.

Vous avez oublié de citer d' ou ça venait.

retrouvé dans ce pdf de EDF : http://chercheurs.edf.com/fichiers/fcke ... CO2web.pdf

[oleotax]

Environ 6000 kilomètres de canalisations transportent chaque année plus de 50 millions de tonnes de CO2 aux Etats-Unis. La première canalisation a été mise en service en 1972. Ce CO2, pour majorité d’origine naturelle, est exploité par l’industrie pétrolière pour de la récupération assistée de pétrole.

Ne pourrait-on pas raccorder les égouts directement sur ces conduites ; c'est déjà prédigéré pour fournir du pétrole aux générations futures

[Silenius]

Mise au point de l'EOR a la mousse : http://www.greencarcongress.com/2014/08 ... -rice.html
récupère 75% du pétrole contre 53% pour l'eau+gaz, en théorie, reste a trouver une mousse stable.

[energy_isere]

EXXON va démarer un projet de 2.5 milliards de $ en Malaisie offshore de Récupération assistée avec injection d' eau et Gaz. Selon un procédés dit '' immiscible water-alternating-gas process '' (dont j' avoue ne pas connaitre le principe).

La phase de construction du matériel est déjà réalisée.

ExxonMobil Starts Up $2.5B Tapis EOR Project Offshore Malaysia

September 15, 2014

ExxonMobil Exploration and Production Malaysia Inc., an ExxonMobil subsidiary, announced Friday the startup of the Tapis enhanced oil recovery (EOR) project offshore Terengganu, Malaysia. Operations began with water-alternating-gas injection from the recently installed Tapis R central processing platform into targeted wells on the existing Tapis A platform.

The Tapis EOR project is Malaysia’s first large-scale enhanced oil recovery project and will utilize the immiscible water-alternating-gas process to recover remaining oil reserves from the Tapis field by gradually sweeping remaining oil to the producing wells, increasing the overall recovery of the field.

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The water-alternating-gas process is an enhanced oil recovery technique where water injection and gas injection are carried out alternately for periods of time to provide better sweeping efficiency of the oil reservoir. The water-alternating-gas process will be carried out progressively to cover the entire Tapis field over time.

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The main component of the project is the Tapis R central processing platform comprised of a large integrated deck structure with living quarters for 145 personnel, and equipped with 390 million cubic feet per day (MMcf/d) gas compression and 270,000 barrels per day water injection facilities, production-processing equipment, and utilities systems. Tapis R is the first platform installed by ExxonMobil Exploration and Production Malaysia Inc. using the floatover method for its topsides. The combined topsides and jacket, which were installed in May, weigh about 23,500 metric tons, making it the heaviest platform constructed in Malaysia by the company.
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https://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/ ... e_Malaysia

[energy_isere]

Aprés Oman, ce post de 2013 , c'est le Koweit qui veut se mettre à l' EOR par chauffage thermique à la vapeur. Avec la société Glasspoint.

Ca évite d' utiliser du Gaz que le Koweit importe à 12$ le mmbtu.

Glasspoint avait réalisé une installation de 7 MW thermique pour Oman.

Glasspoint demonstrates Concentrated Solar Power enhanced oil recovery technology

December 8, 2014 reve

GlassPoint is the leading provider of solar steam generators to the oil and gas industry for applications such as Enhanced Oil Recovery (EOR).

GlassPoint is the leading provider of solar steam generators to the oil and gas industry for applications such as Enhanced Oil Recovery (EOR).

GlassPoint Solar, the leader in solar Enhanced Oil Recovery (EOR), is set to showcase its innovative solar steam generation technology to local and international oil operators, executives and government officials at the SPE Heavy Oil Conference and Exhibition taking place from 8-10 December 2014 in Kuwait. GlassPoint will demonstrate how its solar EOR systems can empower oil producers throughout the Gulf region with an economical alternative to using natural gas in heavy oil production.

Thermal EOR deployment is growing in Kuwait and around the world to boost production of heavy oil, which represents more than 70 per cent of today’s remaining oil reserves worldwide. The leading method of producing heavy oil is steam flooding, a type of thermal EOR that injects steam into a reservoir to heat the oil making it easier to pump to the surface. Steam is typically produced by burning large volumes of natural gas, a scarce and valuable resource throughout the Gulf region. GlassPoint’s solar EOR technology uses the sun’s energy to generate steam, reducing EOR gas consumption by up to 80 per cent.

Rod MacGregor, CEO and President of GlassPoint Solar, said, “Heavy oil production is an integral part of achieving Kuwait’s 2020 and 2030 strategies. Planned thermal EOR projects in North and West Kuwait stand to be some of the largest steam flooding projects in the world and will require burning significant amounts of imported natural gas or costly fuel oil. By deploying GlassPoint solar steam generators to extract Kuwait’s heavy oil reserves, the country can reduce its reliance on imported energy.”

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Shehab explained that Kuwait is just beginning its thermal EOR developments. The country has been importing gas for years, which means securing the gas for steam may cost up to $13 per MMBtu. Using fuel oil or diesel could be even more expensive, in addition to reducing Kuwait’s export revenue and contributing to poor air quality. Solar steam could supply the majority of Kuwait’s thermal EOR needs at half the cost of these fuel alternatives.

Unlike solar panels that generate electricity, GlassPoint designed a concentrating solar power (CSP) technology specifically to meet the needs of the oil and gas industry. Its enclosed trough technology uses large, curved mirrors to focus sunlight onto a boiler tube containing water. The concentrated energy boils the water to produce the steam, which is feed to the field’s existing steam distribution network. The system is enclosed within a glasshouse structure to protect the solar collectors from wind, sand and dust storms that are becoming increasingly common in Kuwait year round. An automated washing system cleans the glasshouse each night to maintain performance in the desert environment, reducing water use and manual cleaning costs.



GlassPoint’s first project in the Middle East has been operating successfully in the Sultanate of Oman since late 2012. Petroleum Development Oman (PDO), the Sultanate’s largest oil and gas producer, partnered with GlassPoint to build a 7MWth system that was completed safely on time and on budget. The solar system generates an average of 50 tons of emissions-free steam per day, which is feed to existing thermal EOR operations at PDO’s Amal West oilfield. The project, which continues to exceed contracted performance targets, serves as an operational baseline for large-scale projects throughout the region.
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http://www.evwind.es/2014/12/08/glasspo ... logy/49310

[energy_isere]

(re)signalé par Mobar dans ce post du jour , le gisement de Schoonebeek, aux Pays-Bas
http://www.usinenouvelle.com/article/un ... se.N131433

(re) car je l' avais posté à cette époque : viewtopic.php?p=273484#p273484 , m' en souvenais plus.

Il s' agit donc d' injection de vapeur (d'eau) dans le sol pour reproduire du pétrole d' un gisement qui avait été abandonné en 1996.

Back to black: enhanced oil recovery brings back abandoned wells

28 November 2011 theengineer.co.uk

Relatively unknown beyond the Netherlands, the small village of Schoonebeek occupies a special place in Dutch hearts. As the site of the country’s first oil discovery, this quiet, rural community, nestling on the German border, has become something of a monument to the Dutch oil industry.

Read more: http://www.theengineer.co.uk/in-depth/t ... z3MSvGyRMz

.....At the facility, ultra-pure water from a nearby sewage-treatment plant is piped underground to a 120MW co-generation plant where it’s heated to become steam. This is pumped into 25 horizontal steam-injection wells around 800m beneath the surface. The oil, which sits under an impermeable layer of clay, heats up, becomes less viscous and begins to flow.

The resulting mixture of oil, water and natural gas is pumped upwards using high-capacity pumping units. First the natural gas is extracted and piped back to the co-generation plant where it is used to generate electricity. Then the oil and water are separated, the water pumped back into nearby depleted gas fields and the oil sent along a pipeline to a BP refinery in the German town of Lingen.

According to NAM’s Michael Lander, project manager for the development, one of the key features of Schoonebeek is the horizontal wells that stretch beneath the oil field. ’In the old days, we just had vertical wells and contact with the reservoir was relatively small compared with these wells, which go 800m down then 800m in the horizontal.’ Lander also hailed the benefits of the highly efficient long-shot pumping units used to suck the oil out of the wells. With a pump stroke of 9.2m, these units are able to extract three to four times more oil than traditional pumps and 40 of them have been used to replace 250 nodding donkeys.

Efforts are currently focused on the western section of the field, which Shell believes will yield a further 120 million barrels over the next 20 years. However, the company predicts that the eastern end of the field, which is still being developed, could yield a similar amount and is investigating the use of alternative EOR techniques to exploit it.



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http://www.theengineer.co.uk/in-depth/t ... 51.article

[Philippe]

L'opinion de Mobar sur les possibilités de récupérer davantage d'hydrocarbures sur les vieux gisements, même déclarés épuisés, comme Schoonebeck, un gisement onshore néerlandais bien connu, se heurte à des difficultés bien connues. Il s'agit de l'état dans lequel ont été abandonnés ces vieux gisements. Le plus souvent, les vieux puits ont été abandonnés dans des conditions ne permettant pas une remise en exploitation dans des conditions de sécurité et d'environnement acceptables.

Un exemple simple : TOTAL est revenu, au début des années 1980,pour faire de l'injection de vapeur sur le vieux gisement de Marienbronn en Alsace, exploité à la fin de XIXème siècle. Bonne idée, quand les conditions sont réunies (faible profondeur pour profiter de la loi de Duperray). Marienbronn répondait aux critères de pression de Duperray. Las ! Le mode d'abandon des vieux puits producteurs de la fin du XIXème siècle a abouti à un désastre écologique : un des vieux puits, bouché, comme tous les autres, avec un tronc d'arbre, taillé en cure-dent au diamètre du cuvelage de l'époque (on peut en voir un au Musée du Pétrole de Merkwiller-Pechelbronn, Bas-Rhin (67250), dont je recommande la visite), enfoncé à la masse dans ledit cuvelage, et recouvert d'une bonne cinquantaine de centimètres de laitier de ciment pur, procédure d'abandon de puits de l'époque 1900-1930, n'a pas supporté l'augmentation de pression causée par l'injection de vapeur. En 1985-1986, lors de la remise en pression du gisement, le cure-dent a sauté sous l'effet de l'augmentation de la pression, et il s'en est suivi un écoulement intempestif d'hydrocarbures liquides. Malheureusement, le puits était à flanc de coteau, et l'hydrocarbure, aidé de la force gravitaire, n'a pas trouvé mieux que de rejoindre le ruisseau le plus proche. La pollution a fini par mettre un terme aux essais de redonner vie au gisement alsacien de Marienbronn. J'ai l'impression que Marienbronn ne sera pas le seul cas où les problèmes d'étanchéité des vieux puits finira par compromettre définitivement toute tentative d'obtenir de meilleurs taux de récupération des gisements exploités dans le bon vieux temps.

A mon humble avis, Mobar s'illusionne sur le potentiel d'amélioration de la récupération des vieux gisements. Les bons gisements, au Moyen-Orient, aux USA, ou ailleurs, ont déjà des taux de récupération élevés (Intisar D en Libye : 80%, East Texas aux USA : 70%). Seuls les petits en ont encore sous le pied, mais les plus anciens d'entre eux souffrent de la médiocre architecture des vieux puits qui les ont exploités, et qui sont autant de points de fuite pour toute tentative de regonfler ces gisements, quel que soit le fluide injecté pour les regonfler.

Je travaille actuellement sur le gisement équatorien d'Ancon, sur la côte pacifique de l'Equateur. Ce gisement, qui contient environ un milliard et demi de barils de pétrole en place, n'a donné que 130 millions de barils, soit 2 jours de consommation de l'humanité, et 8,5% de taux de récupération. Nous essayons d'en extraire 10 millions de barils supplémentaires, soit la consommation de l'humanité entre le moment où le couche-tard qui écrit ce message (votre serviteur) et le moment où le lève-tôt du forum (Mobar) le lira. Autant dire "peanuts".

Le gain à attendre de l'amélioration du taux de récupération des vieux gisements n'est absolument pas négligeable financièrement, notamment pour les sociétés pétrolières qui feront le boulot, mais il sera sans influence sur la date du pic pétrolier... Rien à attendre de ce côté.

[phyvette]

Merci pour ses précisions d'une grande clarté Philippe.
Au moins maintenant sait on que la récupération assistée du pétrole n'est rien d'autre qu'une carotte illusoire pour croissantistes stressés.

[mobar]

L'opinion de Mobar sur les possibilités de récupérer davantage d'hydrocarbures sur les vieux gisements, même déclarés épuisés, comme Schoonebeck, un gisement onshore néerlandais bien connu, se heurte à des difficultés bien connues. Il s'agit de l'état dans lequel ont été abandonnés ces vieux gisements. Le plus souvent, les vieux puits ont été abandonnés dans des conditions ne permettant pas une remise en exploitation dans des conditions de sécurité et d'environnement acceptables.

Ce n'est pas une opinion.
C'est une possibilité qui dès que la rentabilité est raisonnablement démontrée est et sera mise en œuvre. Pour une raison évidentes :
- il est moins couteux d'extraire du pétrole d'un gisement existant et bien connu que d'un gisement hypothétique que l'on a pas encore identifié dans une région que l'on ne connait pas encore et ou l'on n'a pas de contacts privilégiés.

Les étapes fondamentales de la recherche pétrolière : identification, ciblage, négociation, exploration, détection, évaluation, négociation, forages d'explo, forages de production, négociation... prends des dizaines d'années sans aucune garanties de succès

Les gisements existant sont localisés, les permis attribués, les acteurs se connaissent et généralement s'apprécient. Le contexte est complètement différent, dès lors qu'une technologie nouvelle est maitrisée les mise en production de nouveaux puits peuvent être considérablement raccourcies ... lorsque les cours le permettent et que la demande est suffisante, ce qui n'est peut être plus le cas actuellement

Ce genre de manip sera d'autre part bien plus rentable sur des pétroles lourds dont les réserves restantes sont importantes que sur les light qui ont déjà des taux de récupération élevés

Les petits ruisseaux faisant les grandes rivières, le plateau tous liquides a encore de beaux jours devant lui.

Mon opinion, s'il en faut absolument une, c'est qu'on poursuivra le plateau par des méthodes d'optimisation (de la production et de la consommation) et de nouvelles découvertes jusqu’à ce qu'une alternative industrielle ou une combinaison d'alternatives permette de remplacer brutalement une ressource devenue trop couteuse.

Mon opinion donc : ce n'est pas demain la veille que l'on verra le bout du plateau

Vous avez le droit d'être ou de ne pas être d'accord, de le manifester en produisant une contre argumentation, vous avez même le droit de ne pas être d'accord par principe pour des raisons qui vous sont personnelles ... ça reste un plaisir de vous lire