Les méthodes de production de gaz naturel associées au pétrole dans les réservoirs pétroliers et gaziers

Les techniques de levée artificielle, telles que l'analyse nodale (NA), la méthode de préférence par similarité à la solution idéale (TOPSIS), ou encore la recherche d'unité de pompage optimale (OPUS), font partie des approches souvent adoptées pour améliorer la production d'hydrocarbures dans les réservoirs pétroliers et gaziers. Parmi les technologies de levée artificielle les plus couramment utilisées, on trouve les pompes à tige de pompage à balancier (SRP), les pompes à cavité progressive (PCP), les pompes hydrauliques sous-surface (SHP), ainsi que les pompes submersibles électriques (ESP) et le levage par gaz. Ces technologies, bien qu'ayant un fondement technique éprouvé, continuent d'évoluer pour répondre aux défis croissants de la production dans des environnements de plus en plus exigeants. Les améliorations constantes de ces technologies de levée artificielle sont essentielles pour surmonter les obstacles de production, et leur combinaison dans un même puits peut souvent être nécessaire pour maximiser l'efficacité.

Dans le cas des pompes submersibles électriques (ESP), un turbine centrifuge multistage dynamique est couplée à un moteur électrique situé dans le puits, permettant de pomper efficacement des liquides visqueux et des hydrocarbures avec des coupures d'eau élevées. Les ESP sont particulièrement adaptées à la production offshore et en eaux profondes, où les défis sont accrus par la profondeur et les conditions sous-marines. La pompe hydraulique sous-surface (SHP), quant à elle, utilise un système de fluide haute pression injecté dans le puits pour faciliter la levée. Un jet dynamique ou un dispositif à piston peuvent être utilisés pour opérer ce mécanisme, permettant une production dans des réservoirs à faible pression.

Lorsque les méthodes de levée artificielle ne suffisent plus, il devient nécessaire de recourir à des techniques de récupération secondaire. Ces méthodes sont souvent envisagées pour extraire les hydrocarbures restants dans un réservoir, en appliquant une pression externe pour stimuler le flux des fluides vers la surface. Deux des techniques les plus courantes de récupération secondaire sont l'injection de gaz et l'injection d'eau. L'injection de gaz peut être particulièrement efficace, notamment avec l'utilisation du gaz associé au pétrole, pour maintenir ou augmenter la pression interne du réservoir, facilitant ainsi la migration des hydrocarbures vers les puits de production. Cette approche peut lever entre 20 % et 40 % de l'hydrocarbure initialement présent dans le réservoir.

L'injection d'eau, quant à elle, permet de pousser les hydrocarbures vers les puits producteurs grâce à l'injection de fluide à haute densité, mais cette technique rencontre des difficultés liées à l'incapacité de nettoyer toutes les cavités du réservoir ou à l'impossibilité de pénétrer certains zones géologiques difficiles. Les deux techniques, bien que efficaces, nécessitent une gestion rigoureuse pour éviter la production d'eau en excès ou la dérivation de zones non productives.

Enfin, la récupération avancée d'hydrocarbures (EOR) représente des méthodes spécifiques employées pour extraire des ressources non conventionnelles telles que les huiles lourdes, extra-lourdes ou le bitume. Ces techniques incluent non seulement des méthodes classiques de récupération secondaire, mais aussi des procédés tels que l'injection de vapeur ou d'air, ou encore l'application de produits chimiques spécifiques. L'objectif de l'EOR est d'optimiser la récupération des hydrocarbures dans des formations complexes, en exploitant pleinement les ressources tout en minimisant les pertes.

La compréhension approfondie de chaque méthode est essentielle pour évaluer son efficacité dans des conditions de réservoir variées. Il est crucial de considérer les spécificités géologiques, les propriétés des fluides, ainsi que les aspects économiques pour déterminer la meilleure approche à adopter, d'autant plus que les technologies de levée et de récupération sont souvent complémentaires et dépendent des particularités des réservoirs en question.

Comment traiter les eaux usées provenant de la fracturation hydraulique dans l'extraction de gaz de schiste : une revue critique

Les méthodes membranaires comme la distillation sur membrane (MD) couplée à la cristallisation, ainsi que l’osmose inverse assistée par osmose directe, ont montré des résultats prometteurs pour le traitement des eaux produites lors de l'extraction du gaz de schiste. Ces procédés permettent de séparer efficacement l’eau des contaminants en utilisant des membranes semi-perméables qui permettent de récupérer l’eau tout en rejetant les polluants dissous et en évitant ainsi leur dispersion dans l’environnement. Par exemple, un système hybride intégrant l'osmose inverse et la distillation par membrane a été proposé pour améliorer l'efficacité du traitement en récupérant non seulement de l'eau, mais aussi en réduisant les sels et les contaminants organiques présents dans les eaux produites.

Les technologies de coagulation-adsorption ont également été largement étudiées pour traiter les eaux de fracturation hydraulique. L'application de résines échangeuses d'ions et de processus électrochimiques tels que l'électrocoagulation a permis une réduction significative des composés organiques et de la turbidité dans les eaux produites. Ces approches peuvent être particulièrement efficaces pour éliminer les contaminants organiques complexes, tels que les gommes utilisées dans les fluides de fracturation, qui sont difficiles à traiter avec des méthodes biologiques conventionnelles.

De plus, les procédés biologiques, bien qu’efficaces pour certains types de contaminants, se révèlent souvent insuffisants face à la diversité et à la toxicité des polluants présents dans l'eau produite par la fracturation hydraulique. Cela est dû en partie à la résistance de certaines substances comme les composés à base de gaz liquides, qui ne sont pas facilement biodégradables. Par conséquent, l’utilisation combinée de traitements biologiques et chimiques, intégrés à des systèmes de filtration avancée, pourrait représenter une solution viable pour la gestion à long terme des eaux usées de gaz de schiste.

Il est aussi important de noter que les technologies de traitement des eaux de fracturation ne doivent pas se limiter à des solutions techniques. Elles doivent être accompagnées de stratégies de gestion durables qui intègrent des considérations économiques, environnementales et sociales. Par exemple, bien que des technologies avancées comme la nanofiltration et l'osmose inverse permettent un recyclage efficace de l'eau, le coût élevé de ces technologies reste un obstacle majeur pour leur adoption à grande échelle dans les régions où l'exploitation du gaz de schiste est en expansion. Les régulations sur l'utilisation et le recyclage des eaux usées doivent également évoluer pour encourager les pratiques durables et garantir que les eaux traitées respectent les normes de qualité pour la réutilisation, l'irrigation ou même la consommation humaine.

Au-delà des questions techniques, il est essentiel de comprendre que la gestion des eaux usées issues de la fracturation hydraulique est une question qui touche également à la transparence des pratiques industrielles et à l’engagement des parties prenantes, y compris les autorités locales, les entreprises et la société civile. Les solutions proposées ne doivent pas uniquement répondre aux besoins immédiats de traitement, mais aussi favoriser la réduction de l'impact global de l'industrie du gaz de schiste sur l’environnement.