Récupération primairedit
Au cours de la phase de récupération primaire, l’entraînement du réservoir provient d’un certain nombre de mécanismes naturels. Ceux-ci comprennent: l’eau naturelle déplaçant le pétrole vers le bas dans le puits, l’expansion du gaz de pétrole associé au sommet du réservoir, l’expansion du gaz associé initialement dissous dans le pétrole brut et le drainage par gravité résultant du mouvement du pétrole à l’intérieur du réservoir de la partie supérieure vers la partie inférieure où se trouvent les puits. Le facteur de récupération au cours de la phase de récupération primaire est généralement de 5 à 15%.
Alors que la pression souterraine dans le réservoir de pétrole est suffisante pour forcer le pétrole (avec un peu de gaz associé) à la surface, il suffit de placer un agencement complexe de vannes (l’arbre de Noël) sur la tête du puits pour connecter le puits à un réseau de pipelines pour le stockage et le traitement. Parfois, des pompes, telles que des pompes à faisceau et des pompes submersibles électriques (ESP), sont utilisées pour amener l’huile à la surface; ce sont des mécanismes de levage artificiels.
Récupération secondairedit
Pendant la durée de vie d’un puits, la pression diminue. À un moment donné, la pression souterraine est insuffisante pour forcer l’huile à remonter à la surface. Une fois que l’entraînement naturel du réservoir diminue, des méthodes de récupération secondaires sont appliquées. Ceux-ci reposent sur l’apport d’énergie externe au réservoir en injectant des fluides pour augmenter la pression du réservoir, augmentant ou remplaçant ainsi l’entraînement naturel du réservoir par un entraînement artificiel. Les techniques de récupération secondaires augmentent la pression du réservoir par injection d’eau, réinjection de gaz et soulèvement de gaz. La réinjection et le levage de gaz utilisent chacun du gaz associé, du dioxyde de carbone ou un autre gaz inerte pour réduire la densité du mélange pétrole-gaz, et ainsi améliorer sa mobilité. Le facteur de récupération typique des opérations d’inondation est d’environ 30%, en fonction des propriétés du pétrole et des caractéristiques de la roche du réservoir. En moyenne, le facteur de récupération après les opérations de récupération primaire et secondaire du pétrole se situe entre 35 et 45%.
Récupération améliorée
La vapeur est injectée dans de nombreux champs pétroliers où le pétrole est plus épais et plus lourd que le pétrole brut normal.
Les méthodes améliorées de récupération d’huile ou tertiaires augmentent la mobilité de l’huile afin d’augmenter l’extraction.
Les méthodes de récupération thermiquement améliorée de l’huile (TEOR) sont des techniques de récupération tertiaire qui chauffent l’huile, en réduisant sa viscosité et en facilitant son extraction. L’injection de vapeur est la forme la plus courante de TEOR, et elle se fait souvent avec une centrale de cogénération. Ce type de centrale de cogénération utilise une turbine à gaz pour produire de l’électricité, et la chaleur résiduelle est utilisée pour produire de la vapeur, qui est ensuite injectée dans le réservoir. Cette forme de récupération est largement utilisée pour augmenter l’extraction de pétrole dans la vallée de San Joaquin, qui produit un pétrole très lourd, mais représente dix pour cent de l’extraction de pétrole des États-Unis. L’inondation par le feu (combustion in situ) est une autre forme de TEOR, mais au lieu de la vapeur, une partie de l’huile est brûlée pour chauffer l’huile environnante.
Occasionnellement, des tensioactifs (détergents) sont injectés pour modifier la tension superficielle entre l’eau et l’huile dans le réservoir, mobilisant de l’huile qui resterait autrement dans le réservoir sous forme d’huile résiduelle.
Une autre méthode pour réduire la viscosité est l’inondation de dioxyde de carbone.
La récupération tertiaire permet de récupérer 5 à 15% supplémentaires de l’huile du réservoir. Dans certains champs de pétrole lourd de Californie, l’injection de vapeur a doublé, voire triplé, les réserves de pétrole et la récupération finale du pétrole. Par exemple, voir Midway-Sunset Oil Field, le plus grand champ pétrolier de Californie.
La récupération tertiaire commence lorsque la récupération secondaire de l’huile ne suffit pas pour poursuivre une extraction adéquate, mais uniquement lorsque l’huile peut encore être extraite de manière rentable. Cela dépend du coût de la méthode d’extraction et du prix actuel du pétrole brut. Lorsque les prix sont élevés, les puits auparavant non rentables sont remis en service et, lorsqu’ils sont faibles, l’extraction est réduite.
L’utilisation de traitements microbiens est une autre méthode de récupération tertiaire. Des mélanges spéciaux de microbes sont utilisés pour traiter et décomposer la chaîne hydrocarbonée dans l’huile, ce qui facilite la récupération de l’huile. Il est également plus économique que d’autres méthodes conventionnelles. Dans certains États comme le Texas, il existe des incitations fiscales pour l’utilisation de ces microbes dans ce qu’on appelle une récupération tertiaire secondaire. Très peu d’entreprises les fournissent.