Étude sur l'amélioration de la récupération du pétrole par injection d'ASP

Au cours de la durée de vie d'un champ la pression du réservoir diminue à mesure que la production progresse. Les mécanismes permettant de contrôler la pression et la production peuvent être classés en mécanismes de production primaire secondaire et tertiaire. Les techniques de récupération primaire et secondaire permettent ensemble de récupérer seulement environ 35 à 50 % du pétrole du réservoir. Il reste donc une quantité importante de pétrole dans le réservoir. Le pétrole restant dans le réservoir peut être divisé en deux catégories : d'une part le pétrole résiduel après l'injection d'eau et d'autre part le pétrole contourné par l'injection d'eau. Le pétrole résiduel contient principalement du pétrole piégé par capillarité. Une façon de récupérer ce pétrole piégé par capillarité consiste à inonder le réservoir avec des produits chimiques (tensioactifs tensioactifs alcalins (AS) tensioactifs-polymères (SP) ou tensioactifs alcalins-polymères (ASP)). Les tensioactifs sont utilisés pour améliorer la récupération du pétrole en réduisant la tension interfaciale entre le pétrole et l'eau (IFT). Le rôle crucial des alcalis est de réduire l'adsorption des tensioactifs pendant le processus de déplacement. Les alcalis sont également bénéfiques pour réduire l'IFT entre le pétrole et l'eau grâce à la génération in situ de savon qui est un tensioactif anionique. L'injection de polymères améliore le taux de mobilité et rend le balayage plus efficace.