Dans le contexte des méthodes de récupération améliorée pour les gisements pétroliers, l’injection d’eau avec polymères fait partie des méthodes couramment utilisées, permettant d’augmenter l’efficacité du balayage et donc la production d’huile sur différents types de réservoirs. De part la rhéologie non-Newtonienne ainsi que les phénomènes particuliers proches de la paroi que développent les molécules de polymères, les fluides modélisés peuvent être qualifiés de complexes.
Lorsque de tels fluides s'écoulent dans un milieu poreux, à la complexité du fluide s'ajoute la spécificité de la structure poreuse, qui est souvent multi-échelle. Il émerge alors un grand nombre de problématiques liées à l'interaction entre le fluide et la structure poreuse. L'interprétation et la modélisation de la grande variété des phénomènes physiques à petite échelle ainsi que leurs répercussions à grande échelle soulèvent de nombreuses questions. L'objectif de cette thèse est d'étudier certains de ces phénomènes associés aux solutions de polymère (particulièrement l'impact de la rhéologie non-Newtonienne ainsi que le glissement à la paroi) et de les relier aux propriétés effectives macroscopiques. Pour cela, on simule numériquement les écoulements à travers des images tomographiques de milieux poreux, notamment issus de réservoirs pétroliers. Ainsi, on souhaite mieux cerner la physique qui est en jeu et également proposer des pistes d'amélioration des modèles empiriques actuellement implémentés dans les simulateurs de réservoirs.
Dans une première partie de ce travail de thèse, on s'intéresse à la transition du régime d'écoulement macroscopique, de Newtonien à non-Newtonien, induite par une solution de polymère. Par des simulations numériques de l'écoulement à travers un large panel de milieux poreux, on estime la vitesse moyenne de transition entre ces deux régimes. Une analyse de la mécanique de l'écoulement permet de proposer un modèle simple de la transition.
Ensuite, on étudie le glissement apparent induit par les molécules de polymère par un mécanisme de répulsion des chaînes de polymère à la paroi liquide/solide. On propose un modèle à l'échelle des pores de ce phénomène et par des comparaisons avec des données expérimentales, on montre que ce modèle permet de retrouver avec une précision acceptable les comportements macroscopiques observés.
Enfin, on met en place une méthode de changement d'échelle qui permet de lier la phénoménologie micro- et macroscopique pour des fluides non-Newtoniens. En utilisant un modèle rhéologique représentatif d'une solution de polymère, cette méthode est appliquée à des milieux poreux complexes. On discute alors de la validité d'un modèle utilisé dans les simulateurs de réservoirs pétroliers actuels en clarifiant ses limites. |
In petroleum engineering, the injection of a polymer slug into the oil-bearing reservoir is a method commonly used in enhanced oil recovery. This method allows to increase the sweep efficiency, hence to improve the oil production of the reservoir. Due to the non-Newtonian rheology induced by the polymer molecules as well as specific mechanisms occurring at the liquid/solid interface, a polymer solution may be qualified as a complex fluid.
When such fluids are flowing through a porous medium, in addition to the fluid intrinsic physics, the multi-scale properties of the porous structure play a significant role. From the interaction between these features arise a great number of complex physical phenomena. The understanding and the modelling of the variety of these phenomena involved at the small scales and their impact on the large scales is the subject of intense work. The goal of this thesis is to investigate some particular behaviors associated to polymer solutions (such as the non-Newtonian rheology and the slip at the liquid/solid interface) and relate them to macro-scale effective properties. To thoroughly address this goal, we perform numerical simulations of flows through porous media. The goal is to obtain a better understanding of the underlying physics and furthermore, we wish to propose possible improvements of the models that are currently used in reservoir simulators.
Primarily, we are interested in the macro-scale transition from a Newtonian to a non-Newtonian flow. This transition is induced by the non-Newtonian rheology. By simulating flows through a wide panel of porous media, we estimate a critical average velocity at which the transition occurs for each medium. An analysis of the fluid mechanics involved allows us to propose a simple model for the macro-scale transition.
In addition, we study the apparent slip induced by a repulsive mechanism of the polymer chains from the liquid/solid interface. We propose a pore-scale model to this mechanism. By performing comparisons with experimental datasets, we show that the model allows for a good description of the observed macro-scale behaviour.
Finally, we develop of an upscaling procedure to link the phenomenology at the micro- and macro-scale for non-Newtonian fluids. Using a relevant rheological model, this method is applied over porous media typically met in petroleum engineering. We discuss a model that is used commonly in reservoir simulators and clarify its limitations. |