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SESSION D'EXAMENS : DIPLÔME / MENTION 1ère session Génie Pétrolier M1 DATE CODE

SESSION D'EXAMENS : DIPLÔME / MENTION 1ère session Génie Pétrolier M1 DATE CODE APOGEE LIBELLE DE L’EPREUVE Parcours ou Spécialité 8/01/2019 Ingénierie de réservoir & Durée de l’épreuve : Nom de l’enseignant : 1h30 D. BROSETA Documents autorisés Calculatrice (portant le logo UPPA) OUI x NON Autres documents OUI NON x Si oui, documents autorisés : SUJET : Exercice 1 (5 points). Un forage arrive dans une zone (réservoir) d’huile, dans laquelle on estime que la pression (égale à 123 bara) est légèrement supérieure à la pression dans l’eau, de 1.2 bar. A quelle profondeur sous ce point se trouve le WOC (water-oil contact), sachant que la masse volumique de l’huile prélevée à l’endroit du forage et mesurée au laboratoire PVT dans les conditions T et P du prélèvement est de 720 kg/m3 ? (Le réservoir est suffisamment perméable pour que l’on confonde le WOC et le niveau d’eau libre.) (1 point) La profondeur sous ce point est égale à Pc/(w-o)g=120000/2800=43 m L’huile est envoyée au laboratoire PVT pour y déterminer non seulement la masse volumique (donnée ci- dessus), mais aussi le diagramme de phase. La température du réservoir mesurée à l’endroit du forage est de 83°C, et on estime le gradient géothermique à 30°C/1000 m. Les pressions de bulle mesurées au laboratoire pour cette huile à des températures autour de 83°C sont très légèrement inférieures à la pression de découverte et sont les suivantes : Température, °C Pression de bulle, bara 83.5 123.0 83.1 122.5 82.5 122.0 82.2 121.5 81.5 120.5 L’huile à l’endroit du forage est donc légèrement sous-saturée, et donc le contact huile-gaz est proche. Indiquez graphiquement comment on peut trouver ce contact si on suppose que l’huile ne change pas de composition avec la profondeur. Aurait-ce été raisonnable de négliger la variation de température avec la profondeur (c’est-à-dire de prendre un gradient géothermique nul) ? (4 points) Il s’agit de voir si, remontant depuis l’endroit du forage (où température et pression sont égales à 83°C et 123 bara, la « trajectoire » T et P traversent la courbe de bulle, dont 5 points sont donnés plus haut : cette courbe est a peu près linéaire dans l’intervalle 81.5 – 83.5 °C (cf. le diagramme). On connait un point de cette trajectoire (83°C et 123 bara) et la pente dP/dT=(dP/dz)/(dT/dz)=((720*10/105 bar/m)/0.03°C/m)=0,072/0,03=2.4 bar/°C. Cette trajectoire est donc la droite représentée en gras dans le graphe qui suit, la courbe de pression de bulle étant représentée en pointillé. On remarque que cette trajectoire intercepte la pression de bulle (correspondant au Oil-Gas Contact) pour une pression de 121.8 bar, soit 1.2 bar au-dessous de la pression à l’endroit du forage, ce qui correspond à une hauteur au-dessus du point de forage de 1.2 105/(720*10)=16,7 mètres. Cela est plus de deux fois supérieur à la valeur obtenue en supposant constante la température. Exercice 2 (2 points) Le Darcy est une unité de perméabilité quasiment (mais pas exactement) égale à 1 µm2, définie de la façon suivante : la perméabilité est de 1 Darcy si un fluide de viscosité 1 cp (centipoise) s’écoulant à un débit de 1 cm3/s à travers un milieu poreux de section égale à 1 cm2 y cause une perte de charge de 1 atm/cm. Que vaut exactement le Darcy (on donnera le résultat avec 3 chiffres significatifs). 1 atm=1,01325 bar. k=viscosité*vitesse de Darcy/gradient de pression k=10-3 Pa.s * (1 cm3/1cm2)/(1.01325 105/cm)=10-8 *1 cm2/1.01325=0.987 10-12 m2=0.987 µm2 sachant que 1 cm2=10-4 m2 Exercice 3 (4 points). Ci-dessus la pression capillaire, donnée en cm de mercure (Hg), d’un échantillon de roche réservoir pour le couple eau/huile, fonction de la saturation. La roche est considérée comme étant complètement mouillée par l’eau (l’angle de contact est nul), dont la tension interfaciale avec l’huile est de 51 mN/m. La masse volumique de l’huile est de 720 kg/m3, et celle de l’eau de 1020 kg/m3. 1. Quelle est approximativement la valeur de la pression capillaire d’entrée (en bar ou Pascal)? La pression capillaire est indiquée par la flèche horizontale, et vaut environ 2,3 cm de Hg, soit 0,023*13600*10 Pa environ 3000 Pa ou 0,03 bar. 2. A quelle distance au-dessus du plan d’eau libre (free water level) se trouve le contact eau/huile ? à une distance d telle que d*(1020-720)*10=3000 soit 1 mètre environ. (NB. Le contact eau-huile correspond à la pression capillaire égale à la pression capillaire d’entrée ; le free water level correspond à l’endroit où la pression dans l’huile extrapolée est égale à la pression dans l’eau, soit une pression capillare nulle.) 3. Que peut-on dire de la distribution de tailles de pores dans cette roche et quel est le rayon de pore qui caractérise la plus grande partie de la porosité si on suppose que pression capillaire, rayon de pore et tension interfaciale sont reliés par la loi de Laplace (que l’on écrira) ? On voit qu’il y a un pseudo- plateau autour de 4 cm de Hg, soit environ 0,04*13600*10 Pa environ 5400 Pa correspondant à des tailles de pore r telles que 5400 Pa =2*51 10-3/r (loi de Laplace) soit r de l’ordre de 18 µm. 4. Identifier sur le graphe le point de mesure obtenu pour la plus faible saturation en phase mouillante (et la plus forte valeur de pression). La courbe de pression capillaire peut en première approximation être prolongée verticalement au-dessus de cette dernière valeur de pression. Quelle est la valeur de la saturation irréductible en eau ? Elle est indiquée par la flèche verticale : Swi=5.4% environ. NB : le mercure est 13,6 fois plus dense que l’eau (ainsi, la pression atmosphérique correspond environ à 760 mm Hg). Exercice 4. (2 points). Les deux schémas ci-dessous illustrent chacun une expérience PVT où évoluent dans une cellule haute pression, à la température du réservoir, les phases liquide (L) et vapeur (V). Les pressions sont imposées par une pompe à mercure (en gris hachuré) et décroissent de droite à gauche : elles sont représentatives des pressions du réservoir lors de sa déplétion. Que peut-on dire des deux fluides de réservoir ? Y a-t-il des pressions caractéristiques (ou proches de pressions caractéristiques) que vous pouvez indiquer sur les graphes (à rendre avec la copie). Le fluide du bas est un gas à condensat, qui traverse deux fois la courbe de rosée lorsqu’on baisse la pression, en pd2 et en pd1< pd2 (on parle de condensation rétrograde). Le fluide du haut est une huile : pb est la pression de bulle et pd<< pb. la pression de rosée. Question 1 (1 point). Expliquer le mécanisme par lequel la roche de couverture, ou une faille scellante, est étanche aux hydrocarbures. Citer au moins trois mécanismes de fuite des hydrocarbures d’un réservoir ayant une structure anticlinale. L’étanchéité est un phénomène capillaire : la roche de couverture ou le cœur de la faille scellante (gouge) est un milieu poreux très fin imbibé d’eau - la phase mouillante. Les hydrocarbures, huile ou gaz, non mouillants, restent piégés sous ce milieu poreux tant que la différence de pression relativement à la pression dans l’eau (ou pression capillaire) n’excède pas la pression capillaire d’entrée de la phase hydrocarbures dans ce milieu saturé en eau, ce qui peut par ex se traduire en hauteur maximale de la colonne d’hydrocarbures qui peut être piégé sous ce milieu. Comme mécanismes de fuite, on peut citer : le perçage capillaire, la diffusion des hydrocarbures (dans l’eau imbibant la couverture), les fuites au travers de failles réactivées, ou les fuites par spill point sur les côtés de la structure anticlinale. Question 2 (2 points). Pour quelle raison le régime de pression dans un réservoir peut-il présenter une anomalie positive par rapport au régime hydrostatique normal (« overpressured reservoir »)? Pour quelle raison le régime de pression dans un réservoir peut-il présenter une anomalie négative par rapport au régime hydrostatique normal (« underpressured reservoir »)? Un réservoir d’hydrocarbures « underpressured » est par exemple un réservoir déplété dont l’aquifère sous-jacent est peu ou pas actif. Un réservoir overpressured peut par ex. avoir été généré par un processus de dépôt rapide de sédiments très fins, tels que l’eau n’a pas eu le temps de s’équilibrer sur des périodes de temps très longues (cf. l’exercice proposé dans la feuille d’exercice à ce sujet. Question 4 (1 point). Citer quatre mécanismes différents de drainage primaire d’une huile d’un réservoir. (On pourra donner les noms de ces mécanismes en anglais, et ne pas développer les caractéristiques de chaque mécanisme.) water drive, solution gas drive, gas cap expansion drive Comment s’appelle le mécanisme où ce drainage est favorisé par une compressibilité significative de la roche-réservoir ? compaction drive. Question (3 points). Discuter et illustrer par l’exemple les régimes de pression dans les réservoirs on-shore et deep offshore. uploads/Geographie/ sujet-ingenierie-de-reservoir-1-1ere-session-2019-corrige 1 .pdf