Extraction du pétrole

Pendant la phase de récupération primaire, le pilotage du réservoir dépend d'un certain nombre de mécanismes naturels. Il s’agit notamment: de l’eau naturelle déplaçant le pétrole vers la base du puits, l'expansion du gaz naturel au sommet du réservoir, de l'expansion des gaz initialement dissous dans le pétrole brut et du drainage gravitaire résultant du mouvement du pétrole dans le réservoir de la partie supérieure vers les parties inférieures où se trouvent les puits. Le taux de récupération au cours de l'étape de récupération primaire est typiquement de 5 à 15%[5] voire de 25 à 30%[6] (les chiffres dépendent de la qualité du gisement, plus il est riche en gaz plus la récupération primaire sera importante).

Tant que la pression souterraine dans le réservoir de pétrole est suffisante pour forcer le pétrole vers la surface, il est seulement nécessaire de placer un agencement complexe de vannes (l'arbre de Noël) sur la tête de puits pour raccorder le puits à un réseau de canalisations vers des systèmes de stockage et de traitement. Parfois, des pompes, comme des pompes à balancier et des pompes électriques submersibles, sont utilisés pour amener le pétrole à la surface.

Au cours de la durée de vie du puits, la pression va chuter, et à un moment donné, la pression souterraine sera insuffisante pour forcer la migration du pétrole vers la surface. Les méthodes de récupération secondaire sont alors appliquées. Elles s’appuient sur la fourniture d'énergie externe dans le réservoir en d'injectant des fluides pour augmenter la pression du réservoir. Les techniques de récupération secondaire augmentent la pression du réservoir par injection d'eau, la réinjection de gaz naturel et d'extraction par injection de gaz, qui injecte de l'air, du dioxyde de carbone ou un autre gaz dans le fond d'un puits actif, ce qui réduit la densité globale de fluide dans le puits de forage. Le taux typique de récupération provenant de l'exploitation via l’injection d'eau est d'environ 30%, en fonction des propriétés du pétrole et des caractéristiques de la roche mère. En moyenne, le taux de récupération après les opérations de récupération du pétrole primaires et secondaires se situe entre 35 et 45%[5]. Le processus d'injection nécessite de l’énergie, mais l'installation de turbines à gaz sur les plates-formes au large nécessite l'arrêt du processus d'extraction, et donc de perdre des revenus précieux[7].

De la vapeur est injectée dans de nombreux champs de pétrole où le pétrole est plus épais et plus lourd que le pétrole brut normal.

L’amélioration des méthodes de récupération du pétrole ou récupération tertiaire augmente la mobilité du pétrole afin d'augmenter son taux d’extraction.

Les méthodes thermiques de récupération de pétrole sont des techniques de récupération tertiaire consistant à chauffer le pétrole, réduisant ainsi sa viscosité et le rendant plus facile à extraire. L'injection de vapeur est la méthode thermique la plus courante et est souvent réalisée avec une centrale de cogénération. Dans ce type de centrale (à cogénération), une turbine à gaz est utilisée pour produire de l'électricité et de la chaleur perdue est utilisée pour produire de la vapeur, qui est ensuite injectée dans le réservoir. Cette méthode de récupération est largement utilisée pour augmenter l'extraction de pétrole dans la vallée de San Joaquin qui a du pétrole très lourd, mais qui représente 10 % de l'extraction de pétrole des États-Unis. La combustion in situ est une autre méthode thermique de récupération de pétrole, au lieu d’injecter de la vapeur, du pétrole est brûlé pour chauffer le pétrole environnant.

Occasionnellement, des agents tensioactifs (détergents) sont injectés dans le réservoir afin de modifier la tension superficielle entre l'eau et le pétrole, libérant du pétrole qui, autrement, resterait dans le réservoir sous forme de pétrole résiduel[8].

Un autre procédé pour réduire la viscosité est l’injection de dioxyde de carbone. La récupération tertiaire permet de récupérer 5 % à 15 % de pétrole supplémentaire du réservoir[5]. Dans certains champs de pétrole lourd californien, l'injection de vapeur a doublé ou même triplé les réserves de pétrole et la récupération du pétrole ultime[9]. Par exemple, voir le champ pétrolifère de Midway-Sunset, le plus grand champ pétrolifère en Californie.

La récupération tertiaire commence quand la récupération secondaire du pétrole ne permet plus de poursuivre l'extraction, mais seulement lorsque le pétrole peut encore être extrait de façon rentable. Cela dépend du coût de la méthode d'extraction et du prix actuel du pétrole brut. Lorsque les prix sont élevés, les puits qui étaient non rentables sont remis en service et quand ils sont faibles, l'extraction est réduite.

Les traitements microbiens sont une autre méthode de récupération tertiaire. Des mélanges spéciaux des microbes sont utilisés pour traiter et briser les chaînes hydrocarbonées du pétrole, ce qui rend le pétrole plus facile à récupérer tout en étant plus économique par rapport aux autres méthodes conventionnelles. Dans certains États, comme le Texas, il y a des incitations fiscales pour utiliser ces microbes dans ce qu'on appelle une récupération tertiaire secondaire. Très peu d'entreprises fournissent ces microbes, cependant les méthodes d’entreprises comme Bio Tech, Inc. se sont révélées très efficaces pour l’injection d'eau au Texas.