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Comment exploite-t-on un gisement d’hydrocarbures conventionnels?

Nous avons vu dans le billet de blogue précédant (#5) ce qu’est un gisement d’hydrocarbures conventionnels, et surtout que ce type de gisement pourrait être présent en importance au Québec. Rappelons-nous qu’ils ne nécessitent pas de fracturation pour leur production.

Voici une description simple des procédés de production utilisés: 

L’exploitation nécessite un forage de production d’hydrocarbures dans le sol jusqu’à la profondeur de la ressource à extraire. Afin que ce puits soit complètement indépendant et isolé (i.e. sans communication entre le trou et les roches encaissantes), des tuyaux étanches en acier (« Casing ») y sont insérés et cimentés en place : 

            – Un premier, mis en place de la surface jusqu’à environ 10% de la profondeur totale du puits      (Tuyau conducteur), 

            – Un second, de la surface dans le tuyau conducteur et/ou la roche encaissante jusqu’à environ 100 mètres au-dessus de la zone à produire (Tuyau intermédiaire

            – Un troisième, de la surface jusqu’en dessous de la zone de production (Tuyau de production).  

Ces tuyaux sont cimentés de façon parfaitement étanche dans la roche encaissante et l’un dans l’autre.  Ils sont mis en place pour d’abord isoler et protéger la nappe phréatique mais aussi pour empêcher toute contamination d’autres zones poreuses pouvant être présentes entre la surface et la zone à produire. Afin de pouvoir exploiter la ressource, on procède à la perforation du tuyau de production vis-à-vis des zones poreuses du réservoir pour que les hydrocarbures puissent remonter librement par la simple action du différentiel de pression (pression du poids de la colonne de roche dans le réservoir et pression atmosphérique dans le trou). Une série de valves installées en surface à la tête du puits (« Arbre de Noël ») contrôlent les pressions et les débits afin de pallier toutes éventualités.

Comme le réservoir est déjà naturellement poreux et perméable par définition, le puits répond à des mécanismes naturels :l’intérieur du puits étant plus ou moins à la pression atmosphérique de surface, un phénomène de succion se produit dans le puits entraînant alors le pétrole vers la surface. Comme celui-ci « flotte » sur l’eau de formation et est recouvert par un chapeau plus léger de gaz tendant à prendre de l’expansion, le pétrole pourra être produit jusqu’au moment où le gaz et/ou l’eau prendront la relève.  Généralement, on peut espérer produire le pétrole présent dans ce type de réservoirs avec un taux de récupération variant entre 5 et 30%. Les taux de récupération sont une fonction directe de la moyenne des porosités et des perméabilités rencontrées dans le réservoir.

Tout au long de la production, la pression dans le réservoir baisse et la récupération naturelle devient moins efficace. Pour maintenir une meilleure production, on procède à l’injection de fluides dans le réservoir, comme de l’eau en-dessous de la zone de production de pétrole ou du gaz naturel dans le chapeau de gaz au-dessus de la zone de pétrole.

Lorsque le taux de récupération possible de la ressource devient non rentable et qu’aucunes autres zones d’hydrocarbures dans le puits ne sont exploitables, on procède à l’abandon du puitsen installant des bouchons de ciment à différents intervalles jusqu’en surface pour ainsi le fermer de façon étanche et permanente.

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