Les conditions de déplacement de l'huile en géométries simples sont étudies en fonction des caractéristiques bien identifiables de fluides viscoélastiques. Dans ces expériences de déplacement immiscible, une huile de viscosité inférieure sera déplacée par un fluide newtonien de référence et par des fluides viscoélastiques que nous allons choisir, formuler et caractériser. Les expériences de déplacement dans une cellule Hele-Shaw mettent en évidence que le caractère élastique des formulations modifie les conditions de déplacement, surtout à vitesses élevées. De même nous pouvons observer une série d'expériences où la tension interfaciale du système fluide - huile a été diminuée pour monter que l'effet de l'élasticité apparaît sous ces conditions. Nous pouvons aussi observer comme les tendances se maintiennent à niveau microscopique, où la pénétration des fluides viscoélastiques dans des pores modèle est plus prononcée par rapport a un fluide newtonien. Finalement nous proposons un modèle simple qui prend en compte les propriétés élastiques des fluides en la déformation de l'interface fluide / huile que donne comme résultat une différence dans le déplacement immiscible quand on compare par rapport aux fluides newtoniens

Les conditions de déplacement de l'huile en géométries simples sont étudies en fonction des caractéristiques bien identifiables de fluides viscoélastiques. Dans ces expériences de déplacement immiscible, une huile de viscosité inférieure sera déplacée par un fluide newtonien de référence et par des fluides viscoélastiques que nous allons choisir, formuler et caractériser. Les expériences de déplacement dans une cellule Hele-Shaw mettent en évidence que le caractère élastique des formulations modifie les conditions de déplacement, surtout à vitesses élevées. De même nous pouvons observer une série d'expériences où la tension interfaciale du système fluide – huile a été diminuée pour monter que l'effet de l'élasticité apparaît sous ces conditions. Nous pouvons aussi observer comme les tendances se maintiennent à niveau microscopique, où la pénétration des fluides viscoélastiques dans des pores modèle est plus prononcée par rapport a un fluide newtonien. Finalement nous proposons un modèle simple qui prend en compte les propriétés élastiques des fluides en la déformation de l'interface fluide / huile que donne comme résultat une différence dans le déplacement immiscible quand on compare par rapport aux fluides newtoniens / Conditions of oil displacement in simple geometries are studied according to clearly identifiable characteristics of viscoelastic fluids. In these immiscible displacement experiments, a lower viscosity oil will be displaced using a reference Newtonian fluid and viscoelastic fluids that we will select, develop and characterize. The displacement experiments in a Hele-Shaw cell show that the elastic nature of formulations alters displacement conditions, especially at high velocities. Similarly we can observe a series of experiments in which the interfacial tension of the system fluid-oil was decreased to show that the effect of the elasticity appears under these conditions. We can also observe how the trends remain at the microscopic level, where the penetration of viscoelastic fluids in a model pore is more pronounced compared to a Newtonian fluid. Finally we propose a simple model which takes into account the elastic properties of fluids in deformation of the fluid-oil interface that results in a difference for immiscible displacement when compared to Newtonian fluids

En lien avec des procédés de récupération assistée du pétrole, la mise en œuvre d'écoulements biphasiques immiscibles dans des géométries microfluidiques permet d'étudier comment des solutions aqueuses semi-diluées de polymères peuvent modifier la dynamique d'interface entre une phase aqueuse et une phase organique. Nous travaillons dans une géométrie commune en microfluidique (flow focusing), induisant des écoulements élongationnels, avec une phase externe aqueuse polymérique et une phase interne organique newtonienne. Nous observons des formes d'interfaces particulières liées au comportement non newtonien de la phase externe. Les propriétés élongationnelles du polymère favorisent la formation de pointes et de jets de taille micrométrique et les contraintes normales développées par le polymère stabilisent le jet sur de très grandes distances rendant possible la synthèse de microfibres, à partir de ces jets, dans le système. Par ailleurs, nous utilisons des géométries modélisant les configurations rencontrées dans les réservoirs dans l'industrie pétrolière, pour étudier de façon systématique les effets des polymères (viscosité/élasticité) sur le déplacement d'huile, à l'échelle du pore et du réseau. Nous caractérisons l'influence du rapport de viscosité entre les phases, du nombre capillaire et des conditions de mouillage, sur la forme du front polymères/huile et le taux de récupération d'huile. Enfin, nous employons une méthode de traitement de surface en phase sèche permettant d'améliorer l'hydrophilie d'un matériau compatible avec l'utilisation de pétrole pour fabriquer des systèmes aux propriétés de mouillage contrôlées et texturables, jusqu'à l'échelle micrométrique.

Le stockage géologique du CO2 et/ou la récupération assistée de pétrole par injection de CO2 dans des réservoirs pétroliers, pourraient permettre de limiter le CO2 atmosphérique. Cependant, le CO2 peut être associé à de l’oxygène. Prédire l’évolution des hydrocarbures dans ces conditions, implique d’étudier les mécanismes de l’oxydation. Des expériences d’oxydation et des modélisations cinétiques détaillées ont été réalisées avec des composés modèles purs ou en mélange. La comparaison des résultats expérimentaux et de modélisation a permis la construction d’un mécanisme d’oxydation d’hydrocarbures, et a souligné les paramètres influençant l’apparition d’une auto-inflammation. La bonne cohérence des expérimentations et des modélisations, est prometteuse pour le développement d’un outil de prédiction afin de déterminer la limite d’auto-inflammation ainsi que l’évolution de la composition des hydrocarbures, pour estimer la stabilité d’un système pétrolier en contexte d’injection de CO2 / The geological storage of CO2 (CO2 Capture-Storage – CCS) and the Enhanced Oil Recovery (EOR) by CO2 injection into petroleum reservoirs could limit CO2 atmospheric accumulation. However, CO2 can be associated with oxygen. To predict the hydrocarbon evolution under these conditions involves the study of oxidation mechanisms. Oxidation experiment and kinetic detailed modeling were carried out with pure compounds. The comparison between experimental and modeling results led to the construction of a hydrocarbon oxidation kinetic model and emphasized the parameters leading to auto ignition. The good agreement between our experiments and modeling are promising for the development of a tool predicting the critical temperature leading to auto-ignition and the evolution of hydrocarbon composition, to estimate the stability of a petroleum system in CO2 injection context

La mouillabilité mixte ou partielle dans les milieux poreux influe considérablement sur le comportement des écoulements diphasiques. Dans le monde, la plupart des réserves pétrolières se situent dans des réservoirs possédant une mouillabilité hétérogène. Des études détaillées de l'influence de la mouillabilité partielle sur le comportement des écoulements dans les milieux poreux de type modèle micro fluidique sont par conséquent d'un intérêt majeur, tant pour la recherche fondamentale que pour les études appliquées. Nous avons développé une nouvelle technique permettant pour la première fois la modification et la structuration de la mouillabilité de surface dans les systèmes micro fluidique de type complexe, système d'une grande homogénéité et de haute qualité fabriqué en poly(dimethylsiloxane) (PDMS). Ces progrès obtenus dans le traitement des surfaces, nous ont permis d'étudier l'influence de la mouillabilité partielle sur le comportement des écoulements diphasiques et d'observer de nouveaux régimes d'écoulements. L'observation des régimes d'écoulement particuliers en fonction de la mouillabilité dans des carottes de roche nous a permis de développer une nouvelle technique de détection basée sur une visualisation optique de celle-ci. Ce concept de mesure d'écoulements par visualisation optique à l'échelle du pore fut étendu et un nouvel outil d'imagerie microscopique a été développé.

Une des méthodes de récupération assistée du pétrole les plus utiliséesest l'injection de polymères. L'efficacité de cette méthode est attribuée principalement à laréduction de la mobilité de la phase aqueuse et à la viscoélasticité des polymères. Cetteefficacité dépend de plusieurs paramètres comme la perméabilité, la température, la salinité,l'hétérogénéité, la mouillabilité, le nombre capillaire, etc. De nombreuses connaissances ontété accumulées s’agissant du rôle des polymères dans la récupération du pétrole. Néanmoins,il subsiste encore des questions importantes:• Quel est le meilleur moment pour l’injection de polymère?• Quel rôle joue la mouillabilité dans la récupération ultime de pétrole?• Comment les effets viscoélastiques influencent-ils la récupération?• Quel est le rôle l’adsorption du polymère dans le processus de récupération?Cette thèse, expérimentale, a pour but de fournir des données concernant ledéplacement diphasique (en conditions de mouillabilité intermédiaire et de mouillabilité francheà l’eau) et d’investiguer l’impact réel de la rhéologie sur l’efficacité de déplacement de l’huile.Des injections de polymères sont réalisées à différents stades de précocité (c’est àdire, à différents moments après l’injection d’eau). Les résultats montrent un impact significatifde la précocité du balayage de polymère sur les taux de récupération finale et apparait commeun facteur déterminant à prendre en compte. D’autre part, on observe une récupération plusfaible pour une mouillabilité franche à l’eau que pour une mouillabilité intermédiaire etl’adsorption et la viscoélasticité de la solution de polymère ne sont pas déterminants dans letaux de récupération (dans nos conditions) alors que nos résultats indiquent un changementde mouillabilité durant l’injection de polymère.Des expériences complémentaires de dispersion diphasique ont ensuite mis enévidence un lien direct entre la dispersivité et le taux de récupération final. / Polymer flooding is one of the most developed chemical enhanced oil recoverymethod that has been used successfully since decades. In this chemical EOR method, thepolymer is adding to a waterflood to decrease its mobility. The resulting increase in viscosityas well as a decrease in aqueous phase permeability improve macroscopic oil sweepefficiency. At the pore scale, viscoelasticity is known to be also a key parameter that controlsthe microscopic sweep efficiency. However this sweep efficiency depends on several factorslike the permeability, temperature, salinity, wettability, capillary number, heterogeneity, etc.Therefore several studies are still necessary to have a better understanding of the behaviourof the polymer inside porous media and to optimize the process.• What is the best moment to inject polymer?• What is the role of wettability in final recovery?• How do viscoelastic effects influence recovery?• What is the role of adsorption of the polymer in the recovery process?In our interest to optimize and to understand polymer flooding process we have analysed thedependence of the sweep efficiency with the moment of the polymer injection duringwaterflooding and wettability (Water wet and intermediate wet). The polymer solution isinjected in the core at different maturity times (0PV, Breakthrough, 1PV, 2PV, 3PV, 4PV and6PV).The main results can be summarized in three points .The results show oil recoveryfinal for water wet corefloods is lower than intermediate wet corefloods. On the other hand, theproduction of oil with the injection of polymer is higher than the injection of water due to afavorable mobility ratio. Finally, the final recovery rates are lower when the polymer injectionis late. These results suggest that the history of sweeping can lead to different distributions ofphases (oil/brine) at the end of the waterflood. The sweep efficiency is related to the ability ofthe polymer to disperse throughout the accessible portal space. We have analysed this aspectfrom the point of view of the diphasic dispersion by showing that the dispersivity of the phasesis different at each time of the water injection. The complementary diphasic dispersionexperiments showed a direct link between dispersivity and the final oil recovery.

Les études présentées dans la littérature montrent que les Polymères Hydrosolubles Associatifs (PAH) monogreffés présentent en milieu aqueux des propriétés rhéologiques originales. Afin d'améliorer les propriétés rhéologiques de ces systèmes, nous avons joué sur la nature du greffage en considérant tout particulièrement un polymère hydrosoluble bigreffé par un mélange de courtes (C4) et de longues chaînes alkyle (C12). Afin de mieux cerner l'effet respectif de chaque greffon sur leurs propriétés associatives, nous avons décidé de travailler sur un système modèle où le degré de polymérisation et la distribution de la chaine principale est identique quelque soit le mode de greffage, i.e. mono et bigreffé. Notre choix s'est porté sur la modification chimique de poly(acide acrylique) ; un travail important de synthèse et de caractérisation a été effectué : modification chimique classique et assistée par irradiation micro-ondes, nouvelle élucidation de la microstructure par RMN 1H, Analyse en Continue de Mélange pour les dimensions macromoléculaires.... Les résultats rhéologiques montrent une amélioration inattendue de l'effet viscosifiant en fonction de la concentration en polymère, de la composition, du cisaillement, de la salinité et de la température. En perspective, un aperçu des potentialités des PAH (structures non divulguées) en Récupération Assistée des Hydrocarbures est présenté.

Des mesures optiques en microcanaux permettent d'obtenir de nouvelles informations sur différents fluides complexes, en lien avec des procédés de récupération assistée du pétrole. Nos expériences reposent sur une méthode de microfabrication innovante en colle photoréticulable résistante en pression. Nous concevons un laboratoire sur puce pour l'étude de la dégradation des polymères sous écoulement. Intégrant une zone d'écoulement violent et un viscosimètre dans un même microsystème, nous caractérisons l'influence de la masse, de la concentration, de la chimie et de la géométrie. Par ailleurs, un système de vélocimétrie en microcanal nous permet de caractériser la rhéologie d'une phase hors équilibre de solutions semi-diluées de micelles géantes sur plus d'une décade de taux de cisaillements, mesurant indépendamment le glissement. Par des cartographies tridimensionnelles de cet écoulement, nous étudions ensuite l'apparition de structurations spécifiques à ces fluides à bandes de cisaillement: un effet de confinement amplifié et une instabilité d'interface, confrontés à un modèle théorique avec un accord quantitatif.

Le polymer flooding est une des techniques de récupération assistée des hydrocarbures (RAH) ; elle consiste à injecter une solution de polymères de forte masse moléculaire afin de déplacer plus efficacement le pétrole emprisonné dans la roche. Cependant, une limite importante de cette technique est la possible dégradation mécanique des polymères au cours de l'injection et dans le réservoir, due à une scission des chaînes macromoléculaires induite par l'écoulement. Ce travail de thèse a pour objectif de mieux comprendre les mécanismes et scénarios de scission, mais aussi leur impact sur le procédé de polymer flooding. Nous nous sommes intéressés au seuil de dégradation mécanique de solutions de poly(oxyde d'éthylène) et de de polyacrylamide partiellement hydrolysé, pour différents régimes de concentration (solutions diluées et semi-diluées) en régime laminaire et inertiel, et pour des solvants de différentes qualités. L'étude de la dégradation mécanique des solutions et de leur impact sur les propriétés rhéologiques a été menée à l'aide de différents dispositifs de dégradation et de différents rhéomètres, dont un dispositif microfluidique en élongation ; ces techniques de mesure ont été combinées à des mesures de distribution de masses moléculaires par chromatographie d'exclusion stérique couplée à la diffusion de lumière. L'étude montre en premier lieu qu'une composante élongationnelle est indispensable pour dégrader les chaînes macromoléculaires en solution. Les résultats mettent aussi clairement en évidence que les mécanismes de dégradation sont très différents en régime dilué et semi-dilué. En régime dilué, la dégradation mécanique des solutions de polymères est indépendante du régime d'écoulement et affecte préférentiellement les macromolécules de fortes masses, avec une scission en milieu de chaîne. En revanche, en régime semi-dilué, la dégradation mécanique dépend du régime de l'écoulement : en écoulement laminaire, la dégradation est gouvernée par le réseau d'enchevêtrements et la scission des chaînes est aléatoire, tandis qu'en régime inertiel, les chaînes se dégradent comme en régime dilué, avec le même scénario de scission en milieu de chaîne. Par ailleurs, les résultats montrent que les propriétés rhéologiques en élongation peuvent être très fortement impactées par la dégradation mécanique. Enfin, les résultats de l'étude préliminaire des propriétés d'injectivité dans un milieu poreux d'une solution de polymère semi-diluée faiblement dégradée montrent que la dégradation mécanique améliore l'injectivité du polymère aux abords du puits.

Les émissions de CO2 dans l'atmosphère sont reconnues comme ayant un effet significatif sur le réchauffement climatique. Le stockage géologique de CO2 est largement considéré comme une approche essentielle pour réduire l'impact de telles émissions sur l'environnement. De plus, injecter du dioxyde de carbone dans les veines de charbon remplies de méthane présent naturellement facilite la récupération de ce méthane, un processus connu sous le nom de récupération assistée du méthane des veines de charbon (ECBM en anglais). Mais le gonflement de la matrice de charbon induite par l'adsorption préférentielle de dioxyde de carbone par rapport au méthane conduit à la fermeture du système de cleats (un ensemble de petites fractures naturelles) du réservoir et donc à une perte d'injectivité. Cette thèse de doctorat est consacrée à l'étude de comment cet injectivité évolue en présence de fluides. Nous dérivons deux modèles poromécaniques à double porosité pour une veine de charbon saturée par un liquide pur. Les équations constitutives obtenues permettent de mieux comprendre et modéliser le lien entre injectivité de la veine de charbon et gonflement du charbon induit par l'adsorption. Pour les deux modèles, on considère l'espace poreux du réservoir comme divisé en les cleats macroporeuses et les pores de la matrice de charbon. Les deux modèles diffèrent dans la manière dont l'adsorption de fluide est prise en compte : le premier modèle est limité à une adsorption surfacique, tandis que le deuxième modèle peut être appliqué à l'adsorption dans un milieu possédant un réseau poreux générique, et donc dans un milieu microporeux comme le charbon, pour lequel l'adsorption se déroule principalement par remplissage de micropores. Le second modèle est calibré sur deux charbons avec des propriétés de sorption et de gonflement différentes. Nous effectuons alors des simulations à différentes échelles (du Volume Élémentaire Représentatif, de l'échantillon de charbon, la veine de charbon). En particulier, nous validons notre modèle sur des données expérimentales de variations de perméabilité de charbon induites par l'adsorption. Nous effectuons aussi des simulations de veines dont le méthane serait produit (un processus connu sous le nom de CBM en anglais) ou de veines sans méthane dans lesquelles du CO2 serait injecté. Nous étudions l'effet de différents paramètres tels que les conditions aux limites, la compressibilité de la matrice de charbon, ou la cinétique de transfert de liquide entre les cleats et la matrice de charbon. Dans une dernière partie, le modèle dérivé est étendu aux cas pour lesquels le charbon est en présence de mélanges fluides binaires tels que les mélanges de méthane et le dioxyde de carbone. Nous calibrons entièrement calibré ce modèle étendu sur des données disponibles obtenues expérimentalement et par simulations moléculaires. Des calculs sont alors effectués à l'échelle d'un Volume Élémentaire Représentatif pour prévoir comment sa porosité et sa perméabilité varient en présence de mélanges fluides de méthane et de dioxyde de carbone