Exploitation Petroliere
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GISEMENTS D’HYDROCARBURE
I- DEFINITIONS
- Pression de bulle (Pb) :
o Pression à laquelle apparaît la première
bulle de gaz lorsqu’on diminue la pression
o Pression à laquelle disparait la phase
vapeur d’un mélange diphasique lorsqu’on
augmente la pression
- Pression de rosée (Pr) :
o Pression à laquelle apparaît la phase
liquide d’une vapeur lorsqu’on augmente
la P
o Pression à laquelle disparaît la dernière
goutte de liquide lorsqu’on diminue la
pression d’un mélange diphasique
- Lieu des Pb et Pr : l’intersection des courbes
des points de bulles et de rosés en un point
- Le Point critique (Pc) : point au-dessus duquel
il ne peut avoir de changement d’état de la
matière
- Température critique de condensation ou
cricondentherme (Tcc) : Température
maximale à laquelle une phase liquide et une
phase gazeuse peuvent exister.
- Pression critique de condensation ou
cricondenbar (Pcc) : Pression maximale à
laquelle une phase liquide et une phase
gazeuse peuvent coexister.
II- LES DIFFERENTS TYPES DE
GISEMENTS DE PETROLE BRUT ET
DE GAZ NATUREL
1- Gisement d’huile
- Sous saturé : le gaz est dissous dans l’huile
- Saturé : l’huile et le gaz sont séparés
2- Gisement de gaz naturel
- Gaz humide ou à condensat : donne des gaz
condensables (C4-C5)
- Gaz sec : donne des gaz C1-C3 et le N2
- Gaz à condensat rétrograde : donne du gaz et
des condensats
- Gaz associé : le gaz et l’huile coexistent mais
la quantité du gaz est supérieure à celle de
l’huile
III- PROPRIETES PHYSIQUES DES
ROCHES RESERVOIRS
1- La porosité
Volume des pores d’une roche sur son volume
total. Elle s’exprime en pourcentage.
volume des pores
∅=
volume total
K : pérméabilité (md)
'
A : surface d écoulement (ft ²)
μ :viscosité (cp)
'
L :longueur de la surface d écoulement (ft)
3- Saturation
Pourcentages d’un fluide dans les pores de la
roche.
- Saturation en eau :
V eau
Seau =
Vp
- Saturation en huile :
Vh
Sh =
Vp
- Saturation en gaz
Vg
S g=
Vp
Sh + Seau =1
V h +Ve au+ V g=1
V g : volume de gaz
'
V i :volume d huileinitialement en place
d P : variation de pressiondans≤reservoir
C : coefficient de compressibilité
2- La récupération assistée
Récupération des hydrocarbures par des
mécanismes provoqués, lorsque la pression du
gisement n’est plus assez suffisante pour faire
remonter naturellement l’huile. Les techniques
sont :
- Le pompage,
- L’injection de gaz
- L’injection d’eau
- L’acidification
- La fracturation hydraulique
3- Récupération tertiaire ou améliorée
- L’injection des gaz ou de produits chimiques
liquides
- L’utilisation de la chaleur
On appelle Facteur ou Taux de récupération, le
pourcentage d’huile récupéré
huile récupérée
RF=
huile initialement en place
8 ,32 J
K
système MKSA : R= .g
mol
10 , 7
systèmeUS : R= .lb
mol
TK=t ° C +273
T ° R=t ° F +460
M wair × P
ρair =
RT
ρg M wgaz
SG= =
ρair 29
P= 14,7 psi
T = 15,6°C, 460°F
Masse volumique de l’aire= 0,0764lb/ft3
Masse volumique du gaz= 0,0764 × SG
PV =ZnRT
1
V = =volume apparent à1 lb de gaz
ρ
PV
=nR=cst
ZT
PV PV
( stand )= (idéal)
ZT ZT
Détermination de Z-factor
V dans lesCNTP
Z=
Vstand
Pstd T
Bg= ×Z×
P Tstd
T
T r=
Tc
température service
T ' r=
T ' c =∑ YiTci
ρ
( )
lb
ft
3
=2 , 7 SG
P
TZ
1
V=
ρ
DETERMINATION DE Z FACTOR
1- Méthode analytique et graphique
On applique un facteur de correction ε lorsque le
gaz est acide pour corriger la p et T pseudo
critiques.
Pc −T ' c
P 'c =
T c + B ( 1−B ) ε
T ' c =T c −ε
B=Yh2S
A=Yh2S+ YCO2
ε =120 ( A( 0.9)− A (1 ,6 ) ) +15 ¿ ¿
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