Propriétés interfaciales du CO2 : application aux écoulements en milieu poreux en pression et température

par Carlos Chalbaud

Thèse de doctorat en Mécanique

Sous la direction de Henri Bertin.

Soutenue en 2007

à Bordeaux, ENSAM .


  • Résumé

    Dans ce travail de thèse nous nous intéressons aux propriétés interfaciales du CO2 en conditions de réservoir avec une attention particulière pour le stockage du CO2 dans des aquifères salins profonds. Chaque partie de cette thèse représente une échelle physique différente et même si elles ont été réalisées avec des dispositifs expérimentaux et des outils de modélisation très différents, elles sont très fortement liées. Les résultats obtenus la première partie de cette thèse constituent un jeu de données complet de tension interfaciale saumure-CO2 et représentatif de la gamme de pression, température et salinité des opérations de stockage actuellement en cours d'injection. Une équation semi analytique basée sur ces résultats est proposée avec le but de faciliter le travail des ingénieurs réservoir. La deuxième partie aborde l'étude de ces propriétés à l'échelle du pore en utilisant un micromodèle en verre transparent (milieu poreux 2D) pour différentes conditions de mouillabilité. Cette partie montre le comportement mouillant du CO2 sur des surface hydrophobes ou mouillables à l'huile. Un modèle de type réseau a été utilisé pour l'interprétation et l'exploitation de ces résultats. Le troisième volet correspond à deux phases expérimentales sur carotte pour des mouillabilités différentes, associées à une modélisation à l'échelle de Darcy. Cette partie de notre étude constitue le coeur de la validation du simulateur compositionnel de réservoirs COORES, développé par l'IFP. Elle nous a permis également de déterminer des propriétés polyphasiques, telles que les Pc et kr, pour des systèmes saumure-CO2. L'ensemble de cette thèse présente les trois échelles nécessaires pour modéliser du stockage du CO2 dans des aquifères salins profonds

  • Titre traduit

    CO2 interfacial properties : application to multiphase flow at reservoir conditions


  • Résumé

    In this work we deal with the interfacial properties of CO2 at reservoir conditions with a special interest on deep saline aquifers. Each chapter of this dissertation represents a different physical scale studied with different experimental devices and simulation tools. The results obtained in the first part of this study represent a complete data set of brine-CO2 interfacial tension at reservoir conditions. A semi-analytical equation is proposed in order to facilitate the work of reservoir engineers. The second deals with the interfacial properties at the pore scale using glass micromodels at different wettability conditions. This part shows the wetting behavior of CO2 on hydrophobic or oil-wet solid surfaces. A pore network model was used for the interpretation and exploitation of these results. The third part corresponds to two different experimental approaches at the core scale at different wettability conditions associated to a modelling at the Darcy scale. This part is a significant contribution to the validation of COORES compositional reservoir simulator developed by IFP. It has also allow us to estimate multiphase properties, Pc and kr, for brine-CO2 systems at reservoir conditions. This study presents the necessary scales to model CO2 storage in deep saline aquifers

Consulter en bibliothèque

La version de soutenance existe sous forme papier

Informations

  • Détails : 1 vol. (228 p.)
  • Notes : Publication autorisée par le jury
  • Annexes : Bibliogr.

Où se trouve cette thèse ?

  • Bibliothèque : Arts et Métiers ParisTech. Centre d'enseignement et de recherche. Bibliothèque.
  • Disponible pour le PEB
Voir dans le Sudoc, catalogue collectif des bibliothèques de l'enseignement supérieur et de la recherche.