Optimization of the chemical EOR (Enhanced Oil Recovery) formulations for the fractured petroleum reservoirs.

Les réservoirs fracturés naturellement occupent la première place dans les réserves mondiales et forment une classe très particulière des réservoirs d'hydrocarbures. Leur étude est très spécifique et complexe à cause de l’existence de la porosité et de la perméabilité secondaires caractéristiques des réseaux de fractures. Les fluides s'écoulent essentiellement à travers un réseau de fractures tandis que la grande quantité de pétrole est emmagasinée par la matrice rocheuse, ce qui rend la production de pétrole à partir de ces réservoirs difficile et un grand défi pour les ingénieurs pétroliers. Lors de la récupération secondaire ou tertiaire dans les réservoirs fortement fracturés, l'injection de fluides de faible viscosité, tels que le gaz ou l'eau, conduit généralement à des percées précoces de fluides (canalisation de fluide ou channeling) dans les puits de production, entraînant ainsi une mauvaise efficacité, à l’échelle microscopique et macroscopique, de la récupération de pétrole. Le challenge pour les opérations de la récupération chimique améliorée du pétrole (cEOR) dans les réservoirs fracturés, c’est d'empêcher ce phénomène de canalisation des fluides « channeling », afin que les fluides injectés puissent entrer, se mettre en contact et déplacer l'huile piégée dans la matrice. Ces opérations sont connues sous le nom de « contrôle de conformance ». Dans un réservoir fracturé, la conformance peut être améliorée en réduisant la perméabilité secondaire des fractures par l’utilisation des systèmes de gels, de la mousse ou de la croissance microbienne. L’objectif de cette thèse est d'étudier la gélification d'un système de gel polymère formé par les polyacrylamides partiellement hydrolysés (PAPHs) et les polyethylenimines (PEIs). Pour des réactifs bien caractérisés, le temps de gélification, la force du gel et la stabilité thermique du gel sont étudiés en fonction des principaux paramètres physico-chimiques du système (PAPH/PEI). La méthode des surfaces de réponses (MSR) est utilisée pour développer un modèle mathématique qui permet la prédiction du temps de gélification des systèmes (PAPH/PEI) dans l’intervalle de températures compris entre 70 et 90 °C. Les mécanismes de réticulation, du PHPA avec de la PEI, sont ensuite étudiés et quantifiés à l'aide des techniques avancées.Naturally fractured reservoirs occupy the first places in the world's reserves and form a very special class of hydrocarbons reservoirs. Their study is very specific and complex due to the secondary porosity and permeability of the fractures network. Fluids flow essentially through the fracture network while the large amount of oil is stored by the rock matrix, making the oil production from these reservoirs a great challenge for petroleum engineers. During secondary or tertiary recovery in severely fractured reservoirs, the injection of low viscosity fluids, such as gas or water, leads usually to early breakthrough of these fluids (fluid channeling) into the production wells causing thereby a poor microscopic and macroscopic oil recovery efficiency. The main challenge in chemical enhanced oil recovery (cEOR) operations in fractured reservoirs is to prevent this fluid channeling phenomenon, so that the injected fluids can enter, get in touch and move the oil trapped in the matrix. These operations are known as conformance control and an improved conformance in a fractured reservoir can be achieved by reducing the fractures permeability through gel systems, foam systems or a microbial growth. The purpose of this thesis is to study the thermal gelation of a polymer gel system formed by partially hydrolyzed polyacrylamides (PHPAs) and polyethylenimines (PEIs). The gelation time, gel strength and gel thermal stability, of well characterized reactants, are investigated as function of the main physico-chemical parameters. The response surface methodology (RSM) is employed to develop a mathematical model that allows the prediction of the gelation time of PHPA/PEI systems in the temperature range between 70 to 90 °C. The crosslinking mechanisms of PHPA and PEI are then investigated and quantified using advanced techniques.الخزانات الهيدروكربونية. تعتبر دراسة هذه الخزانات خاصة ومعقدة للغاية بسبب المسامية والنفاذية الثانويتين لشبكة الكسور. تتدفق السوائل بشكل أساسي عبر شبكة الكسور بينما الكمية الكبيرة من النفط تكون مخزنة في المصفوفة الصخرية، مما يجعل إنتاج النفط من هذه الخزانات تحديا كبيرا لمهندسي البترول. أثناء الاستخراج الثانوي أو العالي في الخزانات المتصدعة بشدة، عادةً ما يؤدي حقن السوائل المنخفضة اللزوجة، مثل الغاز أو الماء، إلى الاختراق المبكر لهذه السوائل لآبار الإنتاج مما يؤدي إلى ضعف مردودية استرجاع النفط المجهرية والعيانية. يتمثل التحدي الرئيسي، أثناء العمليات الكيميائية للاستخلاص المعزز للنفط في الخزانات المتصدعة، في منع ظاهرة الاختراق المبكر بحيث تتمكن السوائل المحقونة من الدخول، الاتصال وتحريك النفط المحتجز في المصفوفة. تُعرف هذه العمليات باسم التحكم في التوافق، ويمكن تحسين التوافق في خزان متصدع عن طريق تقليل نفاذية الكسور من خلال المواد الهلامية (الجل)، الرغوة أو التكاثر الميكروبي. هدف هذه الأطروحة هو دراسة التشكل الحراري لمادة هلامية (جل بقاعدة البوليمرات) المتشكلة من البولي-أكريلاميد المهدرج جزئياً والبولي-يثيلين-أمين. يتم فحص وقت التشكل، وقوة الجل، والثبات الحراري للجل، للمتفاعلات الموصوفة جيدا، اعتمادا على العوامل الفيزوكيميائية الرئيسية. تُستخدم منهجية أسطح الاستجابة لتطوير نموذج رياضي يسمح بالتنبؤ بوقت تشكل جيل أنظمة البولي-أكريلاميد المهدرج جزئياً والبولي-يثيلين-أمين في نطاق درجات الحرارة بين 70 إلى 90 درجة مئوية. يتم الفحص والتحديد الكمي لآليات التشابك بين البولي-أكريلاميد المهدرج جزئياً والبولي-يثيلين-أمين باستخدام التقنيات المتقدمة

Optimisation des formulations EOR (Enhanced Oil Recovery) chimique pour les réservoirs pétroliers fissurés.

الخزانات الهيدروكربونية. تعتبر دراسة هذه الخزانات خاصة ومعقدة للغاية بسبب المسامية والنفاذية الثانويتين لشبكة الكسور. تتدفق السوائل بشكل أساسي عبر شبكة الكسور بينما الكمية الكبيرة من النفط تكون مخزنة في المصفوفة الصخرية، مما يجعل إنتاج النفط من هذه الخزانات تحديا كبيرا لمهندسي البترول. أثناء الاستخراج الثانوي أو العالي في الخزانات المتصدعة بشدة، عادةً ما يؤدي حقن السوائل المنخفضة اللزوجة، مثل الغاز أو الماء، إلى الاختراق المبكر لهذه السوائل لآبار الإنتاج مما يؤدي إلى ضعف مردودية استرجاع النفط المجهرية والعيانية. يتمثل التحدي الرئيسي، أثناء العمليات الكيميائية للاستخلاص المعزز للنفط في الخزانات المتصدعة، في منع ظاهرة الاختراق المبكر بحيث تتمكن السوائل المحقونة من الدخول، الاتصال وتحريك النفط المحتجز في المصفوفة. تُعرف هذه العمليات باسم التحكم في التوافق، ويمكن تحسين التوافق في خزان متصدع عن طريق تقليل نفاذية الكسور من خلال المواد الهلامية (الجل)، الرغوة أو التكاثر الميكروبي. هدف هذه الأطروحة هو دراسة التشكل الحراري لمادة هلامية (جل بقاعدة البوليمرات) المتشكلة من البولي-أكريلاميد المهدرج جزئياً والبولي-يثيلين-أمين. يتم فحص وقت التشكل، وقوة الجل، والثبات الحراري للجل، للمتفاعلات الموصوفة جيدا، اعتمادا على العوامل الفيزوكيميائية الرئيسية. تُستخدم منهجية أسطح الاستجابة لتطوير نموذج رياضي يسمح بالتنبؤ بوقت تشكل جيل أنظمة البولي-أكريلاميد المهدرج جزئياً والبولي-يثيلين-أمين في نطاق درجات الحرارة بين 70 إلى 90 درجة مئوية. يتم الفحص والتحديد الكمي لآليات التشابك بين البولي-أكريلاميد المهدرج جزئياً والبولي-يثيلين-أمين باستخدام التقنيات المتقدمة.Naturally fractured reservoirs occupy the first places in the world's reserves and form a very special class of hydrocarbons reservoirs. Their study is very specific and complex due to the secondary porosity and permeability of the fractures network. Fluids flow essentially through the fracture network while the large amount of oil is stored by the rock matrix, making the oil production from these reservoirs a great challenge for petroleum engineers. During secondary or tertiary recovery in severely fractured reservoirs, the injection of low viscosity fluids, such as gas or water, leads usually to early breakthrough of these fluids (fluid channeling) into the production wells causing thereby a poor microscopic and macroscopic oil recovery efficiency. The main challenge in chemical enhanced oil recovery (cEOR) operations in fractured reservoirs is to prevent this fluid channeling phenomenon, so that the injected fluids can enter, get in touch and move the oil trapped in the matrix. These operations are known as conformance control and an improved conformance in a fractured reservoir can be achieved by reducing the fractures permeability through gel systems, foam systems or a microbial growth. The purpose of this thesis is to study the thermal gelation of a polymer gel system formed by partially hydrolyzed polyacrylamides (PHPAs) and polyethylenimines (PEIs). The gelation time, gel strength and gel thermal stability, of well characterized reactants, are investigated as function of the main physico-chemical parameters. The response surface methodology (RSM) is employed to develop a mathematical model that allows the prediction of the gelation time of PHPA/PEI systems in the temperature range between 70 to 90 °C. The crosslinking mechanisms of PHPA and PEI are then investigated and quantified using advanced techniques.Les réservoirs fracturés naturellement occupent la première place dans les réserves mondiales et forment une classe très particulière des réservoirs d'hydrocarbures. Leur étude est très spécifique et complexe à cause de l’existence de la porosité et de la perméabilité secondaires caractéristiques des réseaux de fractures. Les fluides s'écoulent essentiellement à travers un réseau de fractures tandis que la grande quantité de pétrole est emmagasinée par la matrice rocheuse, ce qui rend la production de pétrole à partir de ces réservoirs difficile et un grand défi pour les ingénieurs pétroliers. Lors de la récupération secondaire ou tertiaire dans les réservoirs fortement fracturés, l'injection de fluides de faible viscosité, tels que le gaz ou l'eau, conduit généralement à des percées précoces de fluides (canalisation de fluide ou channeling) dans les puits de production, entraînant ainsi une mauvaise efficacité, à l’échelle microscopique et macroscopique, de la récupération de pétrole. Le challenge pour les opérations de la récupération chimique améliorée du pétrole (cEOR) dans les réservoirs fracturés, c’est d'empêcher ce phénomène de canalisation des fluides « channeling », afin que les fluides injectés puissent entrer, se mettre en contact et déplacer l'huile piégée dans la matrice. Ces opérations sont connues sous le nom de « contrôle de conformance ». Dans un réservoir fracturé, la conformance peut être améliorée en réduisant la perméabilité secondaire des fractures par l’utilisation des systèmes de gels, de la mousse ou de la croissance microbienne. L’objectif de cette thèse est d'étudier la gélification d'un système de gel polymère formé par les polyacrylamides partiellement hydrolysés (PAPHs) et les polyethylenimines (PEIs). Pour des réactifs bien caractérisés, le temps de gélification, la force du gel et la stabilité thermique du gel sont étudiés en fonction des principaux paramètres physico-chimiques du système (PAPH/PEI). La méthode des surfaces de réponses (MSR) est utilisée pour développer un modèle mathématique qui permet la prédiction du temps de gélification des systèmes (PAPH/PEI) dans l’intervalle de températures compris entre 70 et 90 °C. Les mécanismes de réticulation, du PHPA avec de la PEI, sont ensuite étudiés et quantifiés à l'aide des techniques avancées

Thermal gelation of partially hydrolysed polyacrylamide/polyethylenimine mixtures using design of experiments approach

International audiencePolyethylenimine crosslinked polymer gels are gaining a huge interest in conformance control applications in oilfields. They are used to reduce the production of undesirable fluids (water & gas) by blocking the fractures that connect injection and production wells. In this paper, a statistical analysis on the thermal gelation of well characterized reactants namely partially hydrolysed polyacrylamide (PHPA) (Mw = 5.1 million Daltons and hydrolysis degree = 6%) and polyethylenimine (PEI) (Mw = 19.2 kilo Daltons and branching degree = 59%), was conducted using response surface methodology (RSM). A four factor doehlert matrix was employed in designing the experiments and evaluating the gelation time as function of salinity (0–8 g/L NaCl), polymer (PHPA) and crosslinker (PEI) concentrations, temperature (70 °C–90 °C) and their corresponding combinations. As a result, the gelation time was found to strongly vary with salinity, temperature and PHPA concentration following a nonlinear mathematical model. The analysis of variance (ANOVA) of this model revealed its significance in a 95% confidence level against experimental data. In a second part, an experimental investigation was carried out to understand the interaction between PHPA and PEI. To do so, the viscosity variations of analogue mixtures prepared with low molecular weight (Mw) polymers, such as polyacrylamide (PAM) and polyacrylic acid (PAA), were monitored using capillary viscometry at different conditions of temperature, pH and reaction time. The PAM/PEI mixtures showed a remarkable viscosity increase at typical pH of around 10 when cured at 80 °C. While, the PAA/PEI mixtures underwent precipitation at pH of around 6 revealing the strong interaction between PAA and PEI at this condition

Rheological behaviour and adsorption phenomenon of a polymer–particle composite based on hydrolysed polyacrylamide/functionalized poly(styrene-acrylic acid) microspheres

International audienceThe properties in aqueous solution of polymer-particle composites (PPC) depend on the size and the concentration of both the particles and the polymers as well as the interactions between them. In this work, rheological behaviour was studied in a semi-diluted regime of partially hydrolysed polyacrylamide (HPAM) with 2Rg/d a particle diameter/polymer gyration radius (Rg) ratio and a confinement parameter (pc) that were both greater than 1. Rg is the polymer gyration radius and d the particle diameter. pc characterizes the inter-particle distance (ID) with respect to the polymer size (pc = ID/2Rg) and depends on the concentration and size of the particles. We highlighted the PPC thickening effects as a function of the number of carboxylic functions on the surface of the polystyrene particles (PSL) obtained by free soap free emulsion polymerization (0.16-1.2 mmol g-1 of COOH). Thickening increases linearly with surface functionality for a pc of less than 10. This behaviour has been correlated to the polymer-particle interactions, which was demonstrated by adsorption measurements in dilute solution (12-22 mg g-1 of HPAM on PSL). Adsorption was quantified by zero-shear capillary viscosity measurements in a microfluidic device. In contrast, a thinning effect was observed for a pc greater than 10, which is also related to the salt effect studies (6-12 g L-1 in NaCl)

Experimental design methodology as a tool to optimize the adsorption of new surfactant on the Algerian rock reservoir: cEOR applications

International audienceIn this research work, a new surfactant called surf EOR ASP 5100 used in the SWCTT (single well chemical tracer test) in the Algerian oilfield and sodium dodecyl sulfate (SDS) were used for static adsorption tests. The Algerian rock reservoir has been characterized by different techniques such as SEM, XRD, XRF, BET analysis. The equilibrium was successfully verified by Langmuir isotherm and second-order (R2gt; 95 % models for all concentrations and temperatures to predict the adsorption process. Furthermore, the adsorption process was found to be exothermic (ΔG∘lt; 0 . To quantify the minimal adsorbed quantity, a full factorial design of 23 (8 experiments) was applied to analyze the individual effects and interactions of operational parameters using variance analysis (ANOVA), desirability method and response surface methodology. The optimal conditions obtained are as follows: the Qe value was 2.3291mg/g for the SDS surfactant at a concentration of 200ppm and temperature of 25 ∘ C, and Qe was 3.894513mg/g for EOR ASP 5100 for the concentration of 200ppm and temperature of 80 ∘ C

Structure–property relationships of the thermal gelation of partially hydrolyzed polyacrylamide/polyethylenimine mixtures in a semidilute regime

International audienceIn this work, the structure–property relationships of the thermal gelation of partially hydrolyzed polyacrylamide (PHPA) and polyethylenimine (PEI) mixtures were investigated under realistic conditions of temperature (80 °C) and salinity (total dissolved solids = 3.4 g/l) of the Algerian reservoir (Tin Fouyé Tabankort) prior to a conformance control application. The reactants were characterized with regard to their hydrolysis degree or branching degree using 13C-nuclear magnetic resonance, and viscosity–average molecular weights (M¯v) were estimated using the Mark–Houwink equation and intrinsic viscosities measurements. The polymers had molecular weights that varied from 5 to 10 × 106 g/mol for PHPAs with initial hydrolysis degrees between 6 and 20 mol%, while the molecular weights of the PEI were between 2 and 67 × 104 g/mol with a constant branching degree of 57–59. Consequently, the effect of steady shear on the gelation time was investigated followed by the effect of reactant concentrations, the polymer and cross-linker molecular weights, the polymer’s hydrolysis degree, the temperature and the initial pH. All experiments were conducted in a semidilute concentration regime while maintaining practical initial gelant viscosities. As a result, the gelation time was found to decrease with reactant concentrations, molecular weights and temperature (Ea = 62 kJ/mol) and to increase with hydrolysis degree