Durabilité des matériaux de puits pétroliers dans le cadre d'une séquestration géologique de dioxyde de carbone et d'hydrogène sulfuré

L'industrie pétrolière envisage la séquestration géologique du dioxyde de carbone (CO2) et du sulfure d'hydrogène (H2S) comme solution pour stocker durablement ces gaz. Elle consiste à les injecter dans des réservoirs géologiques profonds via des puits. Ceux-ci, constitués par des tubes d'acier entourés d'une gaine de ciment, peuvent être dégradés et constituer des chemins de fuite. Diverses expérimentations ont simulé le vieillissement de ces deux matériaux. Un protocole expérimental et analytique spécifique a été mis en place. La simulation numérique du vieillissement du ciment a également été abordée. Le ciment et l'acier sont altérés au contact de diverses phases fluides à 500 bar-120C et 500 bar-200C : une saumure, une saumure chargée en H2S-CO2, un mélange saumure+phase supercritique à H2S-CO2 et une phase supercritique à H2S-CO2 en l'absence d'eau liquide. Dans ces trois cas, on observe deux réactions découplées : la carbonatation du ciment par le CO2 et la sulfuration de l'acier par le H2S. Il apparaît que la carbonatation est maximale et que la sulfuration est au contraire minimale au sein de la phase supercritique en l'absence d'eau liquide. Les propriétés texturales et de porosité du ciment sont peu ou pas affectées par tous les traitements à 120C. La porosité est même réduite en présence de H2S-CO2. Par contre, à 200C, ces propriétés sont affectées par le fait de la présence d'eau liquide dans le milieu. A cette température, seul le vieillissement du ciment au sein de la phase supercritique sans eau liquide améliore ses propriétés. Dans toutes les conditions testées, l'acier est toujours corrodé, il est donc le matériau le plus vulnérable des puits.The geological sequestration of carbon dioxide (CO2) and hydrogen sulphide (H2S) is a promising solution for the long-term storage of these undesirable gases. It consists in injecting them via wells into deep geological reservoirs. The steel and cement employed in the well casing can be altered and provide pathways for leakage with subsequent human and environmental consequences. The materials ageing was investigated by laboratory experiments in geologically relevant P-T conditions. A new experimental and analysis procedure was designed for this purpose. A numerical approach was also done. The cement and steel were altered in various fluid phases at 500 bar-120C and 500 bar-200C: a brine, a brine saturated with H2S-CO2, a mixture of brine saturated with H2S-CO2 and of supercritical H2S-CO2 phase, a dry supercritical H2S-CO2 phase without liquid water. In all cases, two distinct reactions are observed: the cement carbonation by the CO2 and the steel sulphidation by the H2S. The carbonation and sulphidation are respectively maximal and minimal when they occur within the dry supercritical phase without liquid water. The textural and porosity properties of the cement are weakly affected by all the treatments at 120C. The porosity even decreases in presence of H2S-CO2. But these properties are affected at 200C when liquid water is present in the system. At this temperature, the initial properties are only preserved or improved by the treatments within the dry supercritical phase. The steel is corroded in all cases and thus is the vulnerable material of the wells.NANCY1-SCD Sciences & Techniques (545782101) / SudocSudocFranceF