Étude multi-échelles du transport et de l'adsorption de solutions de polyelectrolytes dans des pores modèles

par Dandara Velasco Anez

Projet de thèse en Nanophysique

Sous la direction de Benjamin Cross, Elise Lorenceau et de Enric Santanach-carreras.

Thèses en préparation à Grenoble Alpes , dans le cadre de École doctorale physique (Grenoble) , en partenariat avec Laboratoire Interdisciplinaire de Physique (laboratoire) et de MODI : Matière molle: organisation, dynamique et interfaces (equipe de recherche) depuis le 01-05-2019 .


  • Résumé

    L'extraction améliorée du pétrole des champs pétrolifères existants est un enjeu majeur des 20-30 prochaines années, en attendant la transition énergétique vers des énergies non-fossiles. L'extraction traditionnelle, qui consiste à injecter de l'eau sous pression de manière à expulser le pétrole emprisonnée dans la roche, est limitée par une instabilité de la ligne de contact entre huile et eau. Une solution pour améliorer l'extraction consiste à rendre le fluide injecté plus visqueux en y incorporant des polymères au fort pouvoir viscosifiant. Reste que l'utilisation de ces solutions ne permet pas une extraction complète du brut de la roche, cette limitation étant vraisemblablement due à la présence d'une couche adsorbée nanométrique de plus faible viscosité proche de la paroi. Cette couche, plus facilement cisaillable, apporte une condition limite de glissement à l'échelle macroscopique. Ainsi des mesures de viscosité sous écoulement en géométrie confinée, montrent que la solution passe continûment de la valeur de viscosité en volume à celle du solvant lorsque le confinement diminue. L'objectif de cette thèse est de comprendre l'origine physique de cette couche et de mettre en évidence les paramètres pertinents qui contrôle son épaisseur afin de maintenir le pouvoir viscosifiant à toutes les échelles présentes dans une roche poreuse.

  • Titre traduit

    Multi-scale study of the transportation and the adsorption of polyelectrolyte solutions in pore models


  • Résumé

    Enhanced oil recovery from existing oil fields is a major challenge for the next 20-30 years, pending the energy transition to non-fossil fuels. Oil recovery, which consists in injecting pressurized water in order to expel oil trapped in the rock, is limited by a mechanical instability of the contact line between oil and water. One solution to enhance oil recovery is to increase the viscosity of the injected fluid by incorporating polymers. However, the use of these solutions does not allow a complete recovery of the crude of the rock, this limitation being probably due to the presence of a nano-adsorbed layer of lower viscosity close to the wall. This layer, more easily shearable, provides a limit slip condition at the macroscopic scale. And indeed viscosity measurements under confined geometry flow, show that the solution continuously changes from the volume viscosity value to that of the solvent as the confinement decreases. The objective of this thesis is to understand the physical origin of this layer and to highlight the relevant parameters that control its thickness in order to maintain the viscosity at all scales present in a porous rock.