L’injection de mousse en production pétrolière ou en dépollution des sols vise à remédier aux problèmes de ségrégation gravitaire et de digitation visqueusea posés par l’injection de fluides. L’amélioration de cette pratique requiert de connaître la structure fine d’une mousse s’écoulant dans un milieu poreux réel. Une approche multi-échelle utilisant des techniques de caractérisation complémentaires, en termes de résolution (espace et temps) et de champ de vueb, a permis d’accéder à ces informations in situ, grâce au couplage d’un équipement de mesures pétrophysiques classique avec différentes cellules d’observation.
À l’échelle de la carotte, le scanner X permet de suivre quantitativement les saturations locales en fluide (gaz ou liquide) avec une résolution temporelle de quelques secondes(1). À plus petite échelle, la combinaison des résolutions spatiales (1 μm) et temporelle (1 s) de la microtomographie X synchrotron a permis d’accéder pour la première fois à des images 3D in situ de la structure d’une mousse piégée dans un milieu poreux (figure a). L’analyse des volumes en fonction du temps a mis en évidence l’intermittence du piégeage(2).
(b) Corrélation micro-macro SANS pour différentes qualités de mousses (fg) (e).
Des mesures à l’échelle des bulles et des lamelles de mousse ont été effectuées par SANSc en utilisant différents contrastes. Elles ont donné accès à la saturation du milieu par les fluides en place et à S/V, la quantité d’interfaces Grâce à cette information sur les objets diffusants, établie sur plusieurs ordres de grandeur, on a pu décrire les mécanismes de transport ainsi que la taille des microgouttelettes d’huile(3).
Ces mesures permettent aussi d’estimer la taille moyenne des bulles pour différentes qualités de mousse et différents milieux poreux.
a - Dus aux faibles densité et viscosité du gaz par rapport au liquide
b - Angle solide vu par le capteur
c - Diffusion des neutrons aux petits angles
d - Chaque couleur correspond à une bulle, séparée par analyse d’image
e - Qualité de la mousse, définie comme le rapport du débit volumique de gaz au débit volumique total (liquide + gaz)
(1) C. Ouali, E. Rosenberg, L. Barré, B. Bourbiaux, Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP Energies nouvelles, 74 (2019) 33.
https://doi.org/10.2516/ogst/2019005
(2) R. Poryles, N. Gland, A. King, E. Rosenberg, L. Barré, T. Chevalier, Soft Matter, 2020,16, 6354-6361.
https://doi.org/10.1039/D0SM00392A
(3) R. Poryles, T. Chevalier, N. Gland, E. Rosenberg, L. Barré, Soft Matter, 2020, 16, 1771-1778.
https://doi.org/10.1039/C9SM01936G
Contact scientifique : Thibaud Chevalier