Modélisation du comportement rhéologique des fluides complexes : application aux fluides pétroliers

Abstract

La rhéologie des fluides de forage a toujours été considérée comme un aspect essentiel pour assurer le succès des opérations de forage. Par conséquent, le contrôle de leur comportement est d’une importance primordiale. Cette thèse fait l’objet de l’étude du comportement rhéologique des fluides de forage bentonitiques provenant des gisements Algériens (Mostaganem, Maghnia) seules et en présence d’additifs tels que : les polymères non ionique (Hydroxyéthylcellulose et polyéthylène glycol) et les sels (Chlorure de sodium et de potassium). Les résultats rhéologiques obtenus en régime stationnaire et dynamique sont confortés par des analyses de diffraction par rayons X. La modélisation et l’optimisation des paramètres rhéologiques a été réalisée en utilisant la méthode de régression non linéaire (Algorithme Levenberg-Marcquardt) et la méthode évolutionniste (Algorithme génétique). Il est à noter que les propriétés rhéologiques de ces fluides augmentent en fonction de la concentration en bentonite et cette augmentation est plus significative pour la bentonite de Mostaganem que celle de Maghnia, ce qui la rend prioritaire pour les applications de forage où des quantités énormes sont injectées dans les puits de forage. Ces résultats rhéologiques sont en parfait accord avec l’analyse granulométrique qui révèle que la bentonite de Mostaganem contient moins de sable (0.13 % en volume) que la bentonite de Maghnia (30.96 % en volume). Les rhéogrammes des solutions d’hydroxyéthylcellulose ont été bien corrélés par le modèle de Les essais rhéologiques combinés aux essais de diffraction par rayons X ont révélé que le comportement rhéologique et la stabilité du mélange bentonite-HEC sont contrôlés par la nature structurelle de ce polymère et ses mécanismes d’interaction avec les particules d’argile. L’optimisation des paramètres du modèle de Herschel-Bulkley a révélé que l’algorithme génétique qui est une méthode évolutionniste, permet d’estimer des paramètres plus réalistes par rapport à la régression non linéaire, en particulier dans le cas des fluides de forage formulés à base du chlorure de sodium, ce qui est en fait un avantage et un meilleur choix. En outre, l’essai en régime dynamique donne des valeurs de la contrainte seuil plus fiables que celles déterminées numériquement par les modèles rhéologiques en régime stationnaire. Les paramètres rhéologiques du fluide de forage écologique (bentonite-hydroxyéthylcellulosepolyéthylène glycol) sont très sensibles sous différentes conditions. La contrainte seuil et l’indice de consistance croissent avec l’augmentation de la concentration d’hydroxyéthylcellulose, pour atteindre des valeurs maximales à une température de 65 °C et décroissent avec la diminution du pH ainsi qu’avec l’ajout du chlorure de sodium au fluide de forage. Par contre, l’indice d’écoulement varie en sens inverse par rapport à la contrainte seuil et l’indice de consistance. Une comparaison entre l’effet du NaCl et du KCl sur le comportement rhéologique du fluide de forage écologique (bentonite-HEC-PEG) a révélé une dégradation des propriétés rhéologiques de ce fluide avec l’augmentation de la concentration de ces deux types du sel. Il est à noter aussi que la réduction de la viscosité apparente est plus importante dans de le cas de l’ajout du KCl