Réactivité des hydrocarbures en réponse à une injection de CO2/O2 dans des conditions de réservoirs pétroliers déplétés: modélisations expérimentale et numérique

The geological storage of CO2 (CO2 Capture-Storage – CCS) and the Enhanced Oil Recovery (EOR) by CO2 injection into petroleum reservoirs could limit CO2 atmospheric accumulation. However, CO2 can be associated with oxygen. To predict the hydrocarbon evolution under these conditions involves the study of oxidation mechanisms. Oxidation experiment and kinetic detailed modeling were carried out with pure compounds. The comparison between experimental and modeling results led to the construction of a hydrocarbon oxidation kinetic model and emphasized the parameters leading to auto ignition. The good agreement between our experiments and modeling are promising for the development of a tool predicting the critical temperature leading to auto-ignition and the evolution of hydrocarbon composition, to estimate the stability of a petroleum system in CO2 injection contextLe stockage géologique du CO2 et/ou la récupération assistée de pétrole par injection de CO2 dans des réservoirs pétroliers, pourraient permettre de limiter le CO2 atmosphérique. Cependant, le CO2 peut être associé à de l’oxygène. Prédire l’évolution des hydrocarbures dans ces conditions, implique d’étudier les mécanismes de l’oxydation. Des expériences d’oxydation et des modélisations cinétiques détaillées ont été réalisées avec des composés modèles purs ou en mélange. La comparaison des résultats expérimentaux et de modélisation a permis la construction d’un mécanisme d’oxydation d’hydrocarbures, et a souligné les paramètres influençant l’apparition d’une auto-inflammation. La bonne cohérence des expérimentations et des modélisations, est prometteuse pour le développement d’un outil de prédiction afin de déterminer la limite d’auto-inflammation ainsi que l’évolution de la composition des hydrocarbures, pour estimer la stabilité d’un système pétrolier en contexte d’injection de CO

Reactivity of hydrocarbons in response to injection of a CO2/O2 mixture under depleted reservoir conditions : experimental and numerical modeling

Le stockage géologique du CO2 et/ou la récupération assistée de pétrole par injection de CO2 dans des réservoirs pétroliers, pourraient permettre de limiter le CO2 atmosphérique. Cependant, le CO2 peut être associé à de l’oxygène. Prédire l’évolution des hydrocarbures dans ces conditions, implique d’étudier les mécanismes de l’oxydation. Des expériences d’oxydation et des modélisations cinétiques détaillées ont été réalisées avec des composés modèles purs ou en mélange. La comparaison des résultats expérimentaux et de modélisation a permis la construction d’un mécanisme d’oxydation d’hydrocarbures, et a souligné les paramètres influençant l’apparition d’une auto-inflammation. La bonne cohérence des expérimentations et des modélisations, est prometteuse pour le développement d’un outil de prédiction afin de déterminer la limite d’auto-inflammation ainsi que l’évolution de la composition des hydrocarbures, pour estimer la stabilité d’un système pétrolier en contexte d’injection de CO2The geological storage of CO2 (CO2 Capture-Storage – CCS) and the Enhanced Oil Recovery (EOR) by CO2 injection into petroleum reservoirs could limit CO2 atmospheric accumulation. However, CO2 can be associated with oxygen. To predict the hydrocarbon evolution under these conditions involves the study of oxidation mechanisms. Oxidation experiment and kinetic detailed modeling were carried out with pure compounds. The comparison between experimental and modeling results led to the construction of a hydrocarbon oxidation kinetic model and emphasized the parameters leading to auto ignition. The good agreement between our experiments and modeling are promising for the development of a tool predicting the critical temperature leading to auto-ignition and the evolution of hydrocarbon composition, to estimate the stability of a petroleum system in CO2 injection contex

Oxidation of N-hexadecane and crude oil in response to injection of a CO2/O2 mixture under depleted reservoir conditions: Experimental and kinetic modeling preliminary results

International audienceCO2 capture and storage in hydrocarbon reservoir seems to be a good solution to reduce greenhouse gas emissions. However, combustion residual gases are not only composed of CO2 but also associated with minor gases. In the case of oxy-combustion, the main minor gas is oxygen in elevated proportion (up to 7%). O-2 injection can induce hydrocarbon oxidations and hence it is necessary to evaluate its consequences on the storage. Hydrocarbon oxidations were studied with a double approach: experiments and kinetic modeling. In a first step, pyrolysis of a model hydrocarbon (n-hexadecane) in CO2 atmosphere reveals no chemical reactivity between hydrocarbons and CO2. Experimental oxidations were then carried out by injecting artificial air in a closed reactor on: (i) a pure n-alkane (n-hexadecane) and (ii) a natural crude oil. Results of both experimental and numerical modeling showed two oxidation types depending on temperature: a low oxidation, and an auto-ignition. The simulation results were globally in agreement with experiments but need to be adapted to low temperature-high pressure conditions. The preliminary findings of this investigation emphasize on the oxidation consequences: (i) on oil composition and (ii) risk (auto-ignition) in context of gas mixture injection (CO2/O-2) in petroleum system

Flue gas injection into depleted tight hydrocarbon reservoirs in the context of global warming mitigation: Computed evolution of some reservoir parameters

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