Measurements and Application of Partition Coefficients of Compounds Suitable for Tracing Gas Injected Into Oil Reservoirs Mesures et applications des coefficients de partage de composants utilisables comme gaz traceurs injectés dans des réservoirs de pétrole

Tracing of injection gas in oil reservoirs is a technique used to improve the description of permeability distributions in situ. Results from dynamic laboratory experiments of gas tracers are reported. Gas tracers are delayed when flooding through a reservoir by the partitioning into the oil phase. A knowledge of this effect is important to optimize the interpretation of field tracer tests. The partition is quantified by the partition coefficient K. Two chemical tracers perfluoromethylcyclopentane (PMCP) and perfluoromethylcyclohexane (PMCH) and the radioactive 14C labelled ethane have been studied here. The two chemical compounds are new as reservoir tracers and no field results with these tracers are reported in the open literature. Our group has, however, recently applied these compound successfully as tracers in a North Sea reservoir. <br> Les traceurs représentent un outil précieux pour améliorer la description des gisements. On les a utilisés pour obtenir des renseignements sur la configuration de l'écoulement des fluides injectés et sur leur vitesse, sur l'instant de percé des venues d'eau et sur leur origine précise, sur les traitements d'amélioration du balayage, sur les hétérogénéités importantes telles que fractures, barrières d'écoulement et stratifications de la perméabilité. Dans les gisements importants comportant plusieurs puits de production et plusieurs puits d'injection, il est donc souhaitable de disposer de plusieurs traceurs afin de pouvoir injecter différents traceurs ou mélanges de traceurs dans les différents puits. L'article présenté ici est une contribution a l'effort fait pour étendre le nombre de gaz traceurs fiables applicables aux gisements. L'article présente les résultats d'essais dynamiques en laboratoires dans lesquels on injecte des traceurs à travers un milieu poreux. Lorsqu'ils traversent un réservoir, les gaz traceurs sont retardés du fait de leur ségrégation dans la phase huile. La connaissance de ce phénomène est importante pour une interprétation optimale des essais de traceurs réalisés in-situ. Cette ségrégation est quantifiée à l'aide du coefficient de partage. On présente un modèle mono-dimensionnel permettant de prévoir la vitesse d'écoulement du traceur en fonction du coefficient de saturation, du coefficient de partage et de la fraction écoulée lors de l'injection discontinue d'un traceur dans un milieu poreux. On a étudié deux traceurs chimiques, le perfluorométhylcyclopentane (PMCP) et le perfluorométhylcyclohexane (PMCH), ainsi qu'un composé radioactif, de l'éthane marqué au 14C. Les deux composés chimiques sont nouveaux comme traceurs appliqués aux réservoirs; la littérature disponible ne fait état d'aucun résultat in-situ qui aurait été obtenu avec ces substances. Les hydrocarbures fluorés sont intéressants comme traceurs potentiels du fait de leur stabilité, y compris dans les conditions caractéristiques des réservoirs, et de leur très faible seuil de détection lorsqu'ils sont analysés par chromatographie en phase gazeuse associée à un détecteur à capture d'électrons. La meilleure sensibilité à la détection est obtenue pour les composés cycliques polyfluorés comportant une ou plusieurs chaînes latérales, ce qui est le cas pour le PMCP et le PLCH. Notre groupe a récemment utilisé avec succès ses deux composés comme traceurs dans un réservoir de la mer du Nord. Le PMCP, le PMCH et l'éthane marqué au 14C ont été étudiés à l'aide d'essais dynamiques. Le milieu poreux utilisé est un tube de 6 m de long, d'un diamètre intérieur, de 0,5 cm rempli de sable d'Ottawa. On rince le tube jusqu'à l'obtention de decane puis on injecte une quantité finie de traceur dans le gaz vecteur, juste à l'amont de l'entrée du tube mince. Les figures 4 et 5 donnent les courbes de réponse types de traceur dans le gaz effluent. Les figures montrent que le traceur de référence, du méthane marqué au tritium, est élue le premier; le PLCH, composé lourd, apparaît comme le dernier pic sur le chromatogramme, les pics d'éthane marqué au 14C et de PMCP se situant entre les deux. Dans certaines conditions expérimentales, l'arrivée d'éthane précède celle du PMCP, mais à des pressions supérieures, l'ordre est inversé. Deux séries d'expériences ont été réalisées, l'une dans laquelle le gaz injecté est du méthane, l'autre dans laquelle le gaz injecté est de l'azote. Dans les deux séries, on a fait varier la pression de 100 à 250 bars en la température de 80°C à 120°C. Lorsque la phase de décane est stationnaire et que l'adsorption du traceur sur la surface des grains de sable peut être considérée comme négligeable, la rétention devient une fonction du coefficient de partage et du coefficient de saturation en huile. Dans les essais présentés ici, le coefficient de saturation en huile est obtenu par une mesure pondérale : on enregistre le temps de rétention pour le pic de réponse du traceur. A partir de ces deux paramètres, on calcule le coefficient de partage (équation 8). Pour les trois traceurs considérés, ce dernier (Kc, cf. équation 2) diminue lorsque la pression augmente. Une augmentation de la température tend également à abaisser les valeurs de Kc, mais cette relation est moins marquée. Pour le PMCH utilisé avec du méthane et des décane, la valeur de Kc varie de 4,37 à 80°C et 100 bar à 1,42 à 120°C et 250 bar. Les valeurs correspondantes pour le PMCP sont de 2,45 et de 0,86. Les tendances sont globalement les mêmes avec l'azote. Sous injection d'azote, toutefois, les valeurs de Kc sont légèrement plus élevées à basse pression et légèrement plus faibles à haute pression, comparées avec les résultats des essais au méthane. L'emploi d'huile provenant de réservoirs réels est susceptible d'entraîner des valeurs de Kc différentes. La figure 1 donne le débit relatif des traceurs pour différentes valeurs de Kc. L'intersection des courbes correspond au point pour lequel la vitesse d'écoulement des deux phases est la même. En ce point, le débit de traceur est indépendant du coefficient de partage. Pour Kc = 1, ce débit est indépendant du coefficient de saturation. Par conséquent, pour Kc = 1, les traceurs ne conviennent pas pour une estimation du coefficient de saturation in-situ. Kc = 1 représente toutefois une valeur idéale pour l'estimation du volume total des pores. Dans les études de composition des pétroles, le coefficient de partage Kp est habituellement défini comme la fraction molaire du composant dans la phase gazeuse divisée par la fraction molaire du même composant dans la phase liquide, ce qui diffère de la définition des valeurs de Kc mesurées dans la présente étude. On a converti en Kp les valeurs de K-c mesurées. On a comparé le résultat aux valeurs de Kp calculées à l'aide des méthodes connues de prédiction du coefficient de partage. On a utilisé les équations de Wilson et Witson; comme le montrent les tableaux 7 et 8, pour les perfluorocarbures, les prédictions des valeurs de Kp obtenues à l'aide de ces modèles sont très médiocres

Tracer monitoring of enhanced oil recovery projects

In enhanced oil recovery (EOR), chemicals are injected into the oil reservoir, either to increase macroscopic sweep efficiency, or to reduce remaining oil saturation in swept zones. Tracers can be used to identify reservoirs that are specifically suited for EOR operations. Injection of a selection of partitioning tracers, combined with frequent sample analysis of produced fluids, provides information suited for estimation of residual oil saturation. Tracers can also be used to evaluate and optimize the application of EOR chemicals in the reservoir. Suitable tracers will follow the EOR chemicals and assist in evaluation of retention, degradation or trapping. In addition to field applications, tracers also have a large potential as a tool to perform mechanistic studies of EOR chemicals in laboratory experiments. By labelling EOR chemicals with radioactive isotopes of elements such as H, C and S, detailed studies of transport mechanisms can be carried out. Co-injection of labelled compounds in dynamic flooding experiments in porous media will give information about retention or separation of the unique compounds constituting the chemical formulation. Separation of such compounds may be detrimental to obtaining the EOR effect expected. The paper gives new information of specific methods, and discusses current status for use of tracers in EOR operations