Des projets pilotes visent à débloquer une récupération améliorée du pétrole dans le Dakota du Nord | Le puissant 790 KFGO

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Un site d’injection de dioxyde de carbone est illustré dans le Dakota du Nord. Le dioxyde de carbone est une méthode de récupération assistée du pétrole. (Centre de ressources énergétiques et environnementales)

PAR : JEFF BEACH

WILLISTON, ND (North Dakota Monitor) – Le plus haut régulateur pétrolier du Dakota du Nord a récemment émis un avertissement : la production pétrolière de l’État risque de tomber dans un « déclin final » d’ici le milieu des années 2030 sans débloquer une récupération améliorée du pétrole.

Mais Lynn Helms, directrice du Département des ressources minérales du Dakota du Nord, a également souligné des projets pilotes prometteurs pour une récupération améliorée du pétrole qui pourrait conduire à des milliards de barils de pétrole supplémentaires.

La récupération assistée du pétrole, ou EOR, consiste à essayer d’extraire davantage de pétrole des puits existants. C’est un défi dans la formation de schiste de Bakken, dans le Dakota du Nord, où le pétrole est piégé dans des roches profondément souterraines.

La conférence Williston Basin Petroleum qui se déroule du mardi au jeudi à Bismarck comprend des présentations EOR de représentants d’Halliburton, Liberty Resources et Continental Resources.

Une méthode EOR très discutée consiste à pomper les émissions de dioxyde de carbone des sites industriels dans les puits pour forcer davantage de pétrole à la tête de puits, mais d’autres méthodes sont à l’étude.

Un projet pilote provenait d’une start-up, EOR Etc., qui effectuait le premier test de sa technologie sur un puits près de Tioga.

Brian Schwanitz, président et co-fondateur de la société, a déclaré qu’elle avait développé une technique permettant de réinjecter dans le puits du gaz et de l’eau qui sont des sous-produits de la production pétrolière. Il ajoute également des tensioactifs, ou savons, de manière à expulser davantage de pétrole de la roche.

De la même manière que le savon peut laver l’huile de vos mains, il peut aider à déplacer le pétrole vers la tête d’un puits.

Dans le premier projet pilote près de Tioga, la technique a permis de récupérer 1 300 barils de pétrole supplémentaires avec un seul cycle d’injection sur un puits.

Lorsqu’il est utilisé à plus grande échelle, il a déclaré qu’il y aurait plusieurs séries d’injections sur plusieurs puits.

Avec le forage horizontal, une technologie qui a contribué au lancement du boom pétrolier des années 2000 dans le Dakota du Nord, les puits sont souvent regroupés, avec plusieurs puits par plate-forme.

Le processus EOR de la société pourrait être utilisé successivement sur chacun des puits, puis revenir au premier puits pour une autre série d’injections, a déclaré Schwanitz.

“Nous pouvons donc simplement faire le tour de ces (puits) et faire pression sur eux”, a déclaré Schwanitz. À mesure que la production des puits rajeunis augmente, l’entreprise peut répéter le processus sur les autres puits de l’unité.

“Ensuite, revenez à ce premier puits et continuez à faire cela et obtenez de plus en plus de pétrole à chaque fois”, a déclaré Schwanitz.

Il a déclaré que cette méthode est un moyen peu coûteux, à faible pression et à faible empreinte carbone d’améliorer la récupération du pétrole, qui pourrait être utilisée sur des milliers de puits à travers le pays.

L’entreprise a été fondée en 2019 et a construit son premier système d’injection en 2021. Son premier test EOR a été effectué près de Tioga. Depuis, d’autres tests ont été effectués au Colorado et au Texas et lanceront bientôt un autre projet pilote dans le comté de Dunn.

Schwanitz a déclaré qu’il pensait que leur technique fonctionnerait dans les puits conventionnels, où se trouve un gisement de pétrole, mais les formations de schiste comme le Bakken ont un plus grand potentiel.

“Les puits non conventionnels représentent un énorme enjeu”, a déclaré Schwanitz.

Il a ajouté que le dioxyde de carbone pourrait également être utilisé dans le procédé de l’entreprise, mais que l’utilisation du gaz produit à partir du puits serait probablement moins coûteuse.

Helms a qualifié EOR Etc. de « très innovant » et a déclaré que les résultats d’un deuxième cycle de tests devraient être plus prometteurs.

Liberty Resources est propriétaire du puits sur lequel EOR Etc. a mené son programme pilote.

Helms, qui s’est entretenu avec les législateurs le mois dernier lors d’une réunion du comité de développement et de transport de l’énergie, a déclaré que d’autres sociétés ayant mené des projets pilotes EOR comprennent Continental Resources et XTO, une filiale d’ExxonMobil.

Hess, qui fait désormais partie de Chevron, a déclaré avoir également mené des programmes pilotes d’EOR.

EOR Etc. a également travaillé sur le projet avec des chercheurs du Centre de ressources énergétiques et environnementales de l’Université du Dakota du Nord.

En avril, l’EERC a reçu 11,6 millions de dollars du ministère américain de l’Énergie pour un projet de récupération assistée du pétrole qui examinera l’utilisation de puits de pétrole pour stocker le carbone sous terre.

“Ces projets étudieront la capacité de transformer les réservoirs de pétrole non conventionnels en réservoirs de stockage de carbone, réduisant ainsi l’intensité carbone de la production pétrolière tout en soutenant nos efforts à l’échelle nationale pour capturer et stocker en permanence le dioxyde de carbone afin de ralentir les effets néfastes du changement climatique”, a déclaré Brad Crabtree. secrétaire adjoint à l’énergie fossile et à la gestion du carbone, originaire du Dakota du Nord.

L’EERC a annoncé qu’il travaillerait avec Chord Energy sur un projet EOR.

« Nous sommes absolument en manque de CO2 », a déclaré en mars Charles Gorecki, PDG de l’EERC, au Conseil pétrolier du Dakota du Nord, à propos du besoin de gaz pour l’EOR. Il a déclaré que tout le CO2 produit par les sites industriels, tels que les centrales électriques, ne suffirait pas à répondre aux besoins de l’État.

Helms prendra sa retraite à la fin du mois de juin après avoir été le plus haut responsable pétrolier du Dakota du Nord depuis 1998. Ce printemps, l’État a atteint la barre des 5 milliards de barils de Bakken en production.

Lors de sa présentation au comité législatif et sur la possibilité d’une baisse des revenus pétroliers dans environ une décennie, Helms a été interrogé sur l’exactitude de ses prédictions passées.

“Je suppose que j’ai toujours sous-estimé ce dont le Dakota du Nord était capable”, a répondu Helms.

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