Characterization of Enhanced Oil Recovery (EOR) experimental effluents using analytical microfluidic techniques

La récupération assistée du pétrole par voie chimique (cEOR, chemical Enhanced Oil Recovery) est l'une des méthodes utilisées pour répondre à la demande croissante de pétrole. Parmi les méthodes de cEOR, on retrouve la voie tensioactive. Cette dernière consiste à injecter une formulation aqueuse, contenant des tensioactifs, afin d’obtenir des tensions interfaciales ultra basses (typiquement < 10-2 mN / m) entre l’eau et le pétrole, et ainsi mobiliser le pétrole piégé par les forces capillaires dans le réservoir. Généralement, un scan de salinité est effectué en laboratoire afin de déterminer la salinité optimale (S*) de la formulation permettant l’obtention d’une tension interfaciale minimale. Ensuite, la formulation optimale est évaluée par un test appelé « coreflood » qui est effectué dans des conditions (Pression et Température) très proches de celles du réservoir sur un échantillon de roche. La performance d’une expérimentation coreflood est évaluée par la détermination de la quantité d’huile récupérée et de la quantité de tensioactifs retenue sur la roche (par adsorption). Ces deux paramètres sont d’une importance primordiale pour confirmer la viabilité économique du procédé cEOR. Actuellement, les effluents de coreflood sont collectés dans des tubes tout au long de l'expérience et les analyses sont effectuées hors ligne. La quantité d'huile récupérée est mesurée par volumétrie (rapport eau/huile dans les tubes) ou par RMN. Les tensioactifs sont dosés dans la phase aqueuse par dosage à la hyamine ou par HPLC. Il est à noter que ces analyses peuvent être difficiles à effectuer expérimentalement car les effluents peuvent contenir des émulsions difficilement séparables. De plus, on ignore si tous les tensioactifs sont bien en phase aqueuse ou bien s’ils sont partiellement piégés dans la phase huileuse. Pour surmonter ces difficultés et quantifier les deux paramètres importants des expérimentations coreflood, nous avons développé une technique de mesure en ligne basée sur les outils microfluidiques. Le dispositif expérimental comprend : une puce de dilution pour transférer les tensioactifs dans la phase aqueuse, une chambre d’observation permettant de quantifier le ratio eau/huile des effluents par analyse d’images, un dispositif de séparation membranaire, et un spectromètre UV-visible en ligne pour le dosage des tensioactifs. Ce dispositif expérimental a été validé avec succès avec des mélanges de fluides modèles (décane, saumures de NaCl et dodécylbenzènesulfonate de sodium SDBS) et a été évalué sur des systèmes réels (pétrole brut et formulations de tensioactifs industriels). Finalement, il a été testé dans les conditions représentatives d’expérimentations coreflood, en étant directement connecté à la sortie d’une carotte de roche lors d’un tel essai. Les résultats obtenus pendant ces travaux de thèse ont prouvé l’efficacité du montage expérimental pour faciliter la quantification des tensioactifs, présents dans les effluents des expérimentations coreflood, et du volume d’huile récupéré. Ils ont montré une claire amélioration par rapport aux protocoles de quantification actuellement appliqués.Chemical Enhanced Oil Recovery (cEOR) is one of the methods used to meet the growing demand for oil. Among these methods we can find the surfactant flooding. Surfactant flooding consists in injecting an aqueous formulation, containing surfactants, in order to obtain ultra-low interfacial tensions (typically