Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat Chapitre IV Efficacité de trai
Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat SH/DP/HMD Page 45 IV.1. Problématique Un grand nombre de puits dans la partie occidentale de gisement de Hassi-Messaoud, souffrent de graves problèmes liés aux asphaltènes, en plus de leur précipitation sur les parois du puits et sur les tubings, les asphaltènes précipitent même à l’intérieur de la formation dans le milieu poreux, différents solvants sont utilisés par les compagnies de services pour la dissolution des asphaltènes. le choix du solvant repose sur les résultats des tests de sélection réalisés au laboratoire Les tests réalisés au laboratoire CRD de Sonatrach consistent à vérifier l’efficacité du solvant (Reformat) quant à l’élimination des dépôts de produits lourds sur des carottes prélevées des puits de la zone ouest du champ HMD IV.2. Composition du Reformat Le reformat est un distillat de pétrole produit localement en Algérie. Il est obtenu à partir de la charge de la1ère distillation, essentiellement constitué par la Paraffine, des Naphtènes et Aromatiques (PNA). Tableau.IV.1.la composition du reformat Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat SH/DP/HMD Page 46 Fig .IV.1. Schéma de première distillation de brut IV.3.Caractéristiques de Reformat Densité=0,778. Point d’inflammabilité=-5°c. IV.4. Rappels pétrophysiques IV.4.1.Définition Pétrophysique a l’origine du mot Pétra : pierre et physique, la pétrophysique est, en quelques sortes, la physique de la roche. La pétrophysique est une branche de la géophysique qui est relative à l’étude des propriétés suivantes : • La densité de la roche et de ses constituants • Résistivité des roches • Susceptibilité magnétique • La densité • La viscosité • La Porosité • La Perméabilité • La Saturation • Etc… Reformat Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat SH/DP/HMD Page 47 a)-La densité : La densité ou densité d'un corps ou densité relative d'un corps est le rapport de sa masse volumique à la masse volumique d'un corps pris comme référence Pour un volume de roche donné Vr , on peut voir que la densité est alors donnée par l’expression suivante : Où ms , mf , mg sont respectivement les masses du solide , du fluide , et du gaz contenus dans la roche b)-La viscosité : On utilise communément le qualificatif de visqueux pour décrire une chose qui n'est ni liquide ni solide. La viscosité est en fait une caractéristique de la matière, quel qu'en soit l'état physique : gazeux, liquide ou à la limite du solide, y compris, lorsqu'ils existent, les stades intermédiaires polyphasiques le terme décrivant l’inverse de la viscosité est la fluidité - Dynamique : correspond à la contrainte de cisaillement qui accompagne l’existence d’un gradient de vitesse d’écoulement dans la matière elle est exprimée en Poise - Cinématique : elle s’obtient en divisant la viscosité dynamique par la masse volumique soit : Il est à rappeler que la viscosité diminue avec l’augmentation de la température , dans ce cas la fluidité (inverse de la viscosité) augmente. r g f s r V m m m d Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat SH/DP/HMD Page 48 Fig.IV.2. Viscosité de quelques matériaux C)-La porosité : C’est l'ensemble des vides (pores) de la roche, ces vides sont remplis par des fluides (liquide ou gaz).la porosité est une grandeur physique entre 0 et 1 ou en pourcentage entre 0 et 100%, qui conditionne les capacités d'écoulement et de rétention d'un substrat, la porosité est aussi une valeur numérique définie comme le rapport entre le volume des vides et le volume total d'un milieu poreux. Classification de la porosité D)-La saturation : 0 à 5% médiocre 5 à 10 % faible 10 à 15 % moyenne 15 20 % bonne > 20 % très bonne Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat SH/DP/HMD Page 49 A l’intérieur des pores d’une roche réservoir on peut trouver plusieurs fluides, ainsi la saturation en un seul fluide est définie comme étant le pourcentage qu’occupe un seul fluide dans un pore par rapport aux autres Veau + Vhydrocarbures +Vgaz = Vpores = 100% La saturation en fluide X = Sx=Vx/Vpores Seau + Shydrocarbures +Sgaz = 1 E)-La perméabilité : La perméabilité d'une roche correspond à son aptitude à se laisser traverser par un fluide de référence sous l'effet d'un gradient de pression, la perméabilité k s'exprime généralement en darcy (D) ou en milli-Darcy , la perméabilité d’une roche caractérise son aptitude à permettre l’écoulement des fluides contenus dans son espace poreux. ce dernier ne permet le déplacement des fluides que dans la mesure où ses pores sont reliés entre eux ; on dit alors qu’elle est perméable, la perméabilité est une propriété dynamique qui change avec la sédimentation ,autrement dit on peut avoir une bonne porosité de la roche mais une mauvaise perméabilité quand les pores de celles-ci ne sont pas connectés entre eux Fig.IV.3. écoulement à travers une roche perméable Le Darcy est la perméabilité d’un milieu qui laisse passer 1cm cube par seconde d’un fluide dont la viscosité est de 1 centipoise (viscosité de l’eau à 20°C) sous l’effet d’un gradient de pression d’une atmosphère par centimètre à travers une surface de 1 cm² Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat SH/DP/HMD Page 50 E).1-Types de perméabilités 1- Perméabilité spécifique ou absolue : Ka C’est la perméabilité mesurée avec un seul fluide présent, par exemple : la perméabilité à l’air, la perméabilité à l’eau, la perméabilité à l’huile. 2- Perméabilité effective : Ke Quand un fluide existe dans la porosité de la roche (à une saturation différente de la saturation irréductible minimale), le résultat de la mesure de la perméabilité à l’aide d’un deuxième fluide est appelé perméabilité effective pour ce fluide. 3- Perméabilité relative : Kr = Ke / Ka C’est le rapport de la perméabilité effective sur la perméabilité spécifique (Monicard, 1965). La perméabilité relative à un fluide donné varie en fonction directe de la saturation de ce fluide dans la roche et s’exprime en pourcentage de déplacement d’un fluide par rapport à l’autre. E).2-La loi de darcy Pour déterminer la perméabilité Henry Darcy réalisa une série d’expériences sur l’écoulement de l’eau dans une couche filtrante de sable. Il en déduit en 1856 la loi éponyme qui montre que le débit par unité de surface d’un filtre était, toutes choses égales par ailleurs, proportionnel à la différence de charge existant entre ses deux faces. Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat SH/DP/HMD Page 51 - q : volume d’eau écoulé par unité de temps [m3/s] - A : surface de la couche filtrante [m2] - K : conductivité hydraulique ou coefficient de perméabilité [m/s] - H : hauteur de la colonne d’eau au-dessus de la couche filtrante [m] - e : épaisseur de la couche [m] Le résultat qu’elle exprime a été par la suite précisé par l’introduction de la viscosité du fluide, ce qui a permis de dégager la notion de perméabilité. Les relations suivantes permettent de passer d’une équation à une autre : -k : perméabilité [Darcy] - K : conductivité hydraulique ou coefficient de perméabilité [m/s] - μ : viscosité du fluide [P (poise)] - H : hauteur de la colonne d’eau au-dessus de la couche filtrante [m] - e : épaisseur de la couche [m] - P1 : pression entrante [Pa] - P2 : pression sortante [Pa] - L : longueur sur laquelle s’effectue l’écoulement [m] Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat SH/DP/HMD Page 52 Loi améliorée de Darcy : - Q : volume d’eau écoulé par unité de temps [cm3/s en unités CGS] - P1 : pression entrante [atm en unités CGS] - P2 : pression sortante [atm en unités CGS] - S : surface de la couche filtrante [cm2 en unités CGS] , notée parfois A - k : perméabilité [Darcy en unités CGS] - μ : viscosité du fluide [centipoise en unités CGS] - L : longueur sur laquelle s’effectue l’écoulement [cm en unités CGS ] La perméabilité K s'exprime en m2. Lorsque les unités suivantes sont utilisées : Q en cm.s-1, S en cm2, ∆P en atm et η en poises, la perméabilité K s’exprime également en Darcy. Ainsi, 1 Darcy = 0,97. 10-12 m2. Le darcy est couramment utilisé par les hydrogéologues et par les pétroliers Le m2 est plutôt utilisé par les physiciens des matériaux. VI.4.2.Mesure de la perméabilité au laboratoire 1.Dans le cas de matériaux peu cohérents (sables) Fig.IV.4. dispositif de mesure de la perméabilité dans le cas de matériaux peu cohérents Chapitre IV Efficacité de traitement au réformat SH/DP/HMD Page 53 L'expérience de Darcy consiste à mesurer un débit et un gradient de charge qui permettent de calculer une perméabilité grâce à la formule précédente L’échantillon est dans un tube de rayon R, et soumis à un gradient de charge du à la différence de hauteur d’eau dans les deux réservoirs amont et aval, dont les niveaux sont maintenus constants. Le sens d’écoulement est inverse au gradient de charge. Ce gradient de charge peut également être déterminé grâce à la mesure de la différence de hauteur d’eau (DH) dans deux tubes uploads/Sante/efficacite-reformat.pdf
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Licence et utilisation
Gratuit pour un usage personnel Attribution requise- Détails
- Publié le Oct 17, 2021
- Catégorie Health / Santé
- Langue French
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