Your SlideShare is downloading. ×
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Rapport de stage géochimie
Upcoming SlideShare
Loading in...5
×

Thanks for flagging this SlideShare!

Oops! An error has occurred.

×
Saving this for later? Get the SlideShare app to save on your phone or tablet. Read anywhere, anytime – even offline.
Text the download link to your phone
Standard text messaging rates apply

Rapport de stage géochimie

11,731

Published on

g

g

Published in: Education
2 Comments
5 Likes
Statistics
Notes
No Downloads
Views
Total Views
11,731
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
0
Actions
Shares
0
Downloads
271
Comments
2
Likes
5
Embeds 0
No embeds

Report content
Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
No notes for slide

Transcript

  • 1. Remerciement Avant tout développement sur cette expérience professionnelle, il me sembleopportun de suivre la tradition et commencer ce rapport de stage par desremerciements. Je tiens dabord par remercier Monsieur SAIDI Moncef Directeur des ServicesPétroliers de mavoir permis deffectuer ce stage au sien du laboratoire de géochimieorganique de lEntreprise Tunisienne dActivité Pétrolière (ETAP). Mes remerciements les plus sincères sadressent à lingénieur BELHADJMOHAMED Anis et le technicien BOUAZIZI Brahim pour leur patience, leursavoir faire et tout le temps quils mont accordé pour que je puisse apprendre etmaitriser toutes les techniques et les méthodes danalyse géochimiques au sein dulaboratoire. 1
  • 2. SOMMAIRE Présentation de l’entreprise. 3Introduction 5 CHAPITRE I : Origine de pétrole 6 I. Le pétrole 7 II. La formation des roches mères et le cycle du carbone 8 III. Les conditions et environnements de genèse des roches mères 10 IV. Maturation de la matière organique 12 V. Expulsion et migration des hydrocarbures CHAPITRE II: Technique d’analyse I. Préparation des échantillons II. Pyrolyse ROCK EVAL II et ROCK EVAL VI III. Extraction SOXHLET IV. Chromatographie en phase liquide V. Chromatographie en phase gazeuse (CPG) CHAPITRE III : Interprétation des résultats I. Guide d’interprétation des chromatogrammes II. Interprétation des résultats de pyrolyse Rock Eval III. Interprétation des résultats obtenus dans le tableau I Conclusion 2
  • 3. Présentation de lEntreprise Tunisienne d‘Activités Pétrolières (ETAP)LEntreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières est une compagnie publique à caractère à la foisindustrielle et commerciale dotée de la personnalité civile et de lautonomie financière. Elle estcréée par la loi n°72-22 du mois de mars 1972, elle a comme rôle principal la gestion ainsi quelexploitation des activités de pétrole et celle des gaz au nom de létat.Objectifs de lentreprise: conduire toutes les études et les recherches à caractère pétrolier. assurer lapprovisionnement du pays en pétrole brut et autres produits pétroliers. intervenir dans toutes les opérations industrielles, commerciales, financières et mobilières qui se rattachent directement au secteur des hydrocarbures. mettre en place une documentation riche et spécialisée relative aux diverses branches du secteur pétrolier. collecter les données géologiques et géophysiques du terrain par les compagnies et les archiver en vue de les exploiter ultérieurement.Afin de pouvoir conduire les études et les recherches à caractère pétrolier et intervenir dunemanière directe eu indirecte dans les différentes opérations en relation avec le pétrole, lETAP amis des moyens analytiques et techniques qui lui permettent datteindre cet objectif.LETAP contient deux unités de fonctionnement: la base de données pétrolière: unité qui assure le regroupement, la sauvegarde et la gestion du patrimoine en matière de données se rapportant à toutes les activités dexploitation et production. Elle contient:  la cartothèque  la bandothèque  larchive technique les laboratoires de recherches: le CRDP est doté de six laboratoires:  Laboratoire de pétrographie organique: Il a pour rôle létude microscopique de la composition de la matière organique.  laboratoire de géochimie organique: il sintéresse à la caractérisation des roches mères de pétrole.  Laboratoire de biostratigraphie: Il assure les études de datation des sériés sédimentaires.  Laboratoire environnement: Fournit les études se rapportant à la pollution.  Laboratoire danalyse des fluides: Il se charge des analyses physicochimiques des huiles brutes et du gaz.  Laboratoire de sédimentation: Assure létude des caractéristiques physiques des roches. 3
  • 4. L’organisation de l’ETAP: Fig.1 : Organigramme de l’ETAP 4
  • 5. Introduction Le pétrole a été une chance formidable pour lhomme. Cest le concentré dénergie parfaitliquide, facilement transportable et en le brulant en petites quantités, on obtient suffisammentd’énergie pour faire tourner des moteurs qui entrainent toutes sortes de véhicules et permettent àtoutes sortes de machines synthétiques … et bien d’autres produits divers et variés. Le gaz naturel,qui appartient à la même famille que le pétrole, celle des hydrocarbures, l’accompagnesystématiquement. De plus, on peut le transformer en une grande quantité de produits qui sontdevenus les matières premières de notre environnement quotidien : plastique, textiles tous lesgisements. Mais cette chance du pétrole et du gaz est devenue aussi l’un des grands défis d’aujourd’hui.La consommation toujours plus importante d’hydrocarbures menace les équilibres écologiques denotre planète, en particulier ceux du climat terrestre. Le pétrole brut est un mélange variable de plusieurs hydrocarbures en différentes quantitéssuivant la densité du produit et il n’ya pas un pétrole brut, mais une multitude de bruts différents.En fait, chaque gisement de pétrole a son histoire et possède sa composition particulière endifférents hydrocarbures. Certains, noirs et visqueux, contiennent beaucoup de molécules lourdes.D’autres, bruns et plus fluides, sont plus légers. Ils contiennent plus ou moins de gaz dissous. Ettous comportent des proportions variables de produit soufrés ou acides, très corrosifs pour lesmétaux. Il n’existe pas, bien sur, de moteur universel adapté à n’importe quel carburant, ni dechaudière résistante à ces corrosions très agressives. C’est pourquoi les pétroles bruts doivent être purifiés et transformés en produits composition àpeu prés constantes, bien adaptés à leur utilisation. Ces transformations sont effectuées dans lesraffineries. 5
  • 6. Chapitre I:Origine du pétrole 6
  • 7. I. LE PETROLE 1. Composition chimique du pétroleDu point de vue chimique, le pétrole est une roche carbonée composée d’un mélanged’hydrocarbures liquides ou gazeux (composés formés uniquement de carbone etd’hydrogène) et de faibles quantités ( 1%) de composés hydrocarbonés lourds (produitscomposés par des atomes de C, H, N, O, S et parfois de métaux comme le Nickel et leVanadium).Les hydrocarbures sont donc des composants naturels de l’écorce terrestre. Ils sont issus del’évolution diagénétique de la matière organique.Comme leur nom l’indique, ils sont composés d’atomes de Carbone (C) et d’hydrogène (H)dont l’agencement peut être extrêmement varié.Le pétrole contient des éléments gazeux, liquides et solides. La consistance du pétrole va dunliquide aussi léger que lessence à un liquide si lourd que son écoulement est presqueimpossible (goudron).Il existe trois grandes classes de pétrole brut :- les types paraffineux,- les types bitumeux et- les types à base mixte 2. Origine biologique du pétroleLa découverte, en 1934, de la PORPHYRINE (marqueur biologique) dans une roche arenforcé l’idée que le pétrole dérive de la matière organique fossilisée avec les sédiments. Lesroches riches en matière organique et capables d’expulser des composés hydrocarbonés sontalors appelés roches mères de pétrole.Une roche mère de pétrole se définit par rapport aux teneurs de la roche en carbone organiquetotal (COT) et en potentiel pétrolier (PP). Une roche est dite roche mère de pétrole quand :- Son contenu organique est supérieur à 1% pour les sédiments argileux et 0.5% pour lescarbonates.- Son potentiel pétrolier est supérieur à 1 kg d’hydrocarbures (HC)/tonne de roche.Pour comprendre la distribution dans le temps et dans l’espace des roches mères de pétrole oude gaz, il est nécessaire d’avoir une idée sur les caractéristiques de la biomasse dont dérive lescomposés organiques.II. LA FORMATION DES ROCHES MERES ET LE CYCLE DE CARBONELe cycle de Carbone est initié par le mécanisme de photosynthèse assuré par les plantesterrestres et les algues marines qui convertissent le CO2 présent dans l’atmosphère et dans les 7
  • 8. eaux marines en carbone et en oxygène par le biais de l’utilisation de l’énergie solaire (Fig.2).Le CO2 est recyclé dans la nature de plusieurs manières :  Respiration par les plantes et les animaux (atmosphère)  Décomposition de la matière organique par les bactéries ou par oxydation naturelle.  Combustion des combustibles fossiles par l’homme.L’importance du cycle du carbone d’un point de vue géologique réside dans le fait qu’uneinfime partie du carbone, produit sur les continents et dans les mers, échappe au cycle, unefois déposée dans un environnement dépourvu d’oxygène donc permettant à la matièreorganique de soustraire à l’oxydation. Figure 2: cycle de CarboneLa proportion du matériel organique enfouie dans les sédiments par rapport à la quantitéproduite initialement est très faible (moins de 1%) ; mais comptabilisée à l’échellegéologique, elle devient significative, notamment d’un point de vue économique quand ellecontribue à la formation de roches mères.Composition chimique de la matière organique vivante et ses possibles Produits 8
  • 9. HydrocarbonésL’analyse élémentaire (C, H, N, O, P, S) nous apprend que les matières organiques présententdes compositions élémentaires différentes (rapports atomiques H/C et O/C).III. LES CONDITIONS ET ENVIRONNEMENTS DE GENESE DESROCHES MERES: Figure 3: Dégradation de la matière organique dans des conditions oxiques et anoxiques 9
  • 10. Type, qualité et stades de maturation de la matière organique : l’analyse physico-chimique du kérogène.L’analyse élémentaire du kérogène appuyée sur les constituants atomiques majeurs C, H et Oa été utilisée pour définir trois types principaux de kérogène. Figure 4: Diagramme IH/IO montrant les principaux types de matière organique sédimentairesLa classification du Kérogène se fait également en se basant sur les indices d’Oxygène (OI=S3 %TOC x 100 exprimé en mg de CO2/g de COT)et d’Hydrogène (HI =S2 %TOC x 100exprimé en mg d’hydrocarbure/g de COT). Chaque type de Kérogène génère deshydrocarbures de nature différente. Le type I produit principalement de l’huile alors que letype III produit plutôt du Gaz (D’après Tissot and Welte, 1978) Kérogène type I (Algaire lacustre) : H/C1.5 O/C0.2 (High oil prone) Kérogène type II (Planctonique marin) : 1H/C1.5 O/C0.2 (Oil gas prone) Kérogène type III (Ligneux continental) : H/C1 O/C=0.3 (Gas prone) Kérogène type IV (mo altérée, oxydée) : H/C0.25 O/C0.3( 10
  • 11. Figure 5: Caractéristiques des différents types de kérogèneVI. MATURATION DE LA MATIERE ORGANIQUELévolution de la matière organique en kérogène puis en hydrocarbure, c’est-à-dire, samaturation est le résultat dun mécanisme physico-chimique complexe dont les principauxfacteurs sont: 1. L’enfouissement (pression) et la température (gradient géothermique).A noter que la température est certainement le paramètre le plus important pour la maturationde la matière organique: si elle est trop faible, la conversion en huile ou gaz ne se fait pas, sielle est trop forte lhuile et le gaz sont détruits.Cest à partir de températures de lordre de 50-60°C que la matière organique mûrit et «cuit»pour donner naissance au pétrole et au gaz.La composition chimique des huiles change avec laugmentation de la température, commesuit:Huile lourde riche en composés polarisés, huile lourde riche en résines, huile naphténique etfinalement lhuile paraffinique vers 150°c. A cette température la phase liquide disparaît etlhuile passe dabord à un gaz humide et puis en méthane pur.La température dépend du gradient géothermique, donc la maturation des hydrocarbures estun phénomène qui dépend de la température et de la profondeur. La profondeur à laquelle se 11
  • 12. fait la maturation sappelle la fenêtre à huiles et cette profondeur est variable selon lecontexte géologique et varie entre 100 m et 5000 m comme valeurs limites. Figure 6: Les différentes classes d’hydrocarbureOn peut distinguer, au cours de cette évolution, trois étapes successives, en fonction de laprofondeur d’enfouissement et de l’augmentation de la température : 2. Stades de maturation : Stade de diagenèse ; caractérisé par une perte d’oxygène qui entraîne une diminutiondu rapport O/C, alors que le rapport H/C n’est que peu affecté. Traduite en termesd’exploration pétrolière, la diagenèse est un stade immature où se sont surtout des gazcarboniques, de l’eau et un peu de méthane ainsi que des hétéro-composées lourds qui sontengendrés. Stade de la catagenèse ; caractérisé par une perte d’hydrogène qui entraîne unediminution du rapport H/C. Le rapport O/C n’est généralement pas affecté ou peut mêmeaugmenter, en raison d’une élimination préférentielle du carbone et de l’Hydrogène. lacatagenèse correspond au stade principal de la génération du pétrole; d’abord de l’huileliquide, puis du gaz humide et des condensats. 12
  • 13. Figure 7: Stades de maturation 3. Les essais par pyrolyse :Permettent de caractériser la nature et le degré d’évolution de la matière organique. Ilspeuvent être utilisés sur un grand nombre d’échantillons de carottes ou de déblais qui nenécessitent qu’un simple broyage de la roche. Cette méthode permet de mesurer quatreparamètres durant un cycle de 20 minutes. Les hydrocarbures déjà présents dans la roche, volatilisés, par chauffage, à températuremodérée (S1) Les composés hydrocarbonés engendrés au cours du craquage du kérogène dans la roche(S2). Les composés volatils contenant e l’oxygène formés durant la pyrolyse : gaz carbonique eteau (S3). Température correspondant au maximum de formation des composés hydrocarbonés parpyrolyse (Tmax).A partir de ces mesures, il est possible de calculer trois paramètres qui, à leur tour, permettentde déterminer le type et le stade d’évolution de la matière organique : Type et potentiel pétrolier de la roche mère ; les valeurs S1 et S2 représentent les quantitésrespectives du pétrole qui ont déjà été engendrés et celles qui seraient engendrées sil’enfouissement se poursuivait et si la température augmentait. Ainsi, (S1 +S2) permetd’évaluer le potentiel génétique en Kg de pétroles (huiles + gaz)/tonne de roche. Stade d’évolution de la roche mère ; lorsque la profondeur et la température s’accroissent,Tmax s’accroît et atteint une même valeur pour tous les types de kérogène. Ainsi Tmax peutêtre utilisé comme échelle d’évaluation de la roche mère. Taux de transformation ; c’est le rapport S1/ (S1 + S2). 13
  • 14. Figure 8: Diagramme de pyrolyse Rock-Eval4. Transformation de la matière organique Figure 9: Transformation de la matière organique 14
  • 15. Figure 10: Diagramme de la transformation de la matière organiqueFigure 11: Taux de transformation de la matière organique dans la nature 15
  • 16. Figure 12: Devenir de la matière organique sédimentaire 16
  • 17. VII. EXPULSION ET MIGRATION DES HYDROCARBURESAprès sa formation le pétrole est expulsé de la roche mère : c’est le début de la migration. Figure 13: Migration des hydrocarbures 1. La migration primaireElle est généralement définie comme étant le déplacement des hydrocarbures de la roche mèrevers une roche plus poreuse et perméable et où les liquides peuvent se déplacer.Au départ du processus, ce sont essentiellement les forces liées à lenfouissement et à lacompaction qui provoquent lexpulsion des hydrocarbures; cette expulsion peut être latérale,«per descensum » ou « per ascensum ». 17
  • 18. Figure 14: Migration primaire 2. La migration secondaire:Le pétrole plus léger que leau, va tendre lors de la structuration du bassin à se déplacer versles zones hautes, cest la migration secondaire. Elle se déroule essentiellement au sein desroches perméables et des zones fracturées (au sein du réservoir ou à partir de lui vers un autrehorizon). Le pétrole est très peu soluble dans leau, cest pourquoi dès lachèvement de lamigration primaire, il se sépare de leau et coexiste sous forme de phase distincte, dans leréservoir. 18
  • 19. CHAPITRE II:TECHNIQUES D’ANALYSE 19
  • 20. I. Présentation de l’échantillon:L’étude commence par la préparation des échantillons en les lavant à l’eau, en le nettoyant etséchant, ensuite on effectue un broyage fin. Il est à noter que ceci concerne les échantillons desurface et les échantillons de carotteQuant aux échantillons de déblais, ils doivent de préférence être traités à leur remontée du site deforage ou être maintenus humides pour être ensuite lavés, tamisés, nettoyés sous la loupe et enfinbroyés.On distingue trois types déchantillons:- les déblais ou « cuttings »,- les carottes représentant les sédiments de surface et sont échantillonnés au cours desforages pétroliers.- et les roches brutes prélevées au niveau des affleurements Echantillon de surface :Pour les échantillons de surface, on doit prendre la roche en cassure fraiche, sinon on élimine lacouche superficielle de la roche qui est souvent altérée, ensuite les échantillons seront grattés àl’aide d’une spatule ou une lame, puis lavés à l’eau. Une fois nettoyés et séchés, ils serontconcassés et broyés à l’aide d’un broyeur automatique. Figure 15: broyeur Les déblais de forage ou « cuttings » :Les échantillons de « cuttings » on doit les lavés à l’eau (pou éliminer les polluants solubles telsque les boue de forages puis séchés à l’étuve pendant une nuit à 45°C, enfin ils étaient tamisés àtravers des tamis de granulométries différentes pour n’en récupérer que les grains à diamètresupérieur a 63µm et inférieur à 4mm. Un aiment a été passé sur les échantillons afin d’éliminer lesdébris métallique provenant principalement des outils utilisées du forage. 20
  • 21. Figure 17 : EtuveFigure 18 : Protocole analytique effectuée sur les échantillons de cutting 21
  • 22. II. Pyrolyse Rock Eval: 1. But La pyrolyse rock Eval est une méthode physico-chimique qui a conçue pour fournir desinformations sur :Le potentiel pétrolierLa qualité de la matière organiqueLe type et l’état d’évolution de la matière organiqueL’ensemble de ces données étant acquis au cours d’un seul et même cycle d’analyses d’une duréede 20 min par échantillon. 2. Principe :La méthode consiste à chauffer en programmation de température 25°C /min jusqu’à 500°C sousatmosphère inerte, environ 100 mg de roche broyée afin de déterminer quantitativement et defaçon sélective les composées hydrocarbonées et oxygénés (CO2) libérées lors de la pyrolyse deson contenu en matière organique. 3. Appareillages :Chaque type de Rock Eval comprend :  Un module de pyrolyse : il comporte un micro-four thermique dont lequel la température augmente de 300°C à 600°C à raison de 25°C/min .ce four est surmonté d’un diviseur qui mène à un détecteur à ionisation de flamme (FID) servant à détecter les hydrocarbures libérés par la roche et vers un catharométre ou détecteur à thermoconductivité thermique.En début d’analyse, chaque échantillon de roche (100 mg de roche broyée) est contenu dans unenacelle cylindrique .celle-ci sera placée au sommet du piston du four de pyrolyse à l’aide d’unchargeur automatique.  Un module d’oxydation : il comprend un premier micro-four d’oxydation chauffé à 600°C en isotherme un deuxième micro-four contenant du CUO (ou de silice platinée) maintenu à 400 °C qui transforme par catalyse le CO en CO₂, un piège à CO₂, un détecteur TCD (Thermal Conductor Detector) qui sert à détecter la quantité de composées oxygénées liées à la matière organique dans la roche.  Un chargeur automatique : il permet de présenter successivement chacune des nacelles au sommet de l’un ou l’autre piston 22
  • 23. Figure19: Rok Eval 6Figure 20: Circuit principal avec les deux détecteurs: F.I.D et T.C.D Figure21: Module de carbone Larchitecture générale de lappareil Rock Eval II plus 23
  • 24. ROCK EVAL II ROCK EVAL VIGaz inerte Hélium AzoteTempérature maximale 600°C 850°CDétecteurs FID et TCD (détecteur à conductivité thermique) FID (détecteur à ionisation de flamme) cellule Infra RougeAnalyse de léchantillon Les deux étapes seffectuent simultanément: quand un Seffectue en une seule étape: pyrolyse puis échantillon passe à loxydation lautre commence la oxydation pyrolyse.Carbone minéral Ne calcul pas le taux de carbone minéral Calcul le taux de carbone minéral Tableau 1: La différence entre le ROCK EVAL II et le ROCK EVAL VI 4. Signification géochimique des paramètres  S₁ : le pic S₁ représente la quantité d’hydrocarbures présents a l’état libre dans la roche exprimé en mg d’hydrocarbures /g de roche  S₂ : le pic S₂ représente la quantité d’hydrocarbures résiduels ou potentiels qui résulte du craquage du kérogène exprimé en mg d’hydrocarbures/g de roche  S₃ : représente la fraction oxygénée de la matière organique exprimée en mg de CO₂/g de roche  Tmax : correspond à la température mesurée dans le four au sommet du pic S₂, elle est donc une mesure relative de la température de pyrolyse qui permet de comparer les échantillons entre eux et d’établir ainsi des échelles de maturation  COT : elle correspond à la somme du carbone organique résiduel (CR) et du carbone organique pyrolysable (CP = 0.083*(S₁ + S₂)) ; COT = CR+CPA partir des données, on peut calculer les paramètres suivants :  Index d’hydrogéne (IH) : c’est la quantité des composés hydrocarbonés potentiel exprimés en mg d’hydrocarbures /g de COT : IH =S₂*100 /COTLe rapport H /C, il nous renseigne sur la qualité de la matière organique contenue dans une roche  Index d’oxygène : c’est la quantité des composés oxygénés exprimée en mg de CO₂ /g de COT IO = S₃*100 /COTLe rapport O /C et permet également de nous renseigner sur le type de la matière organique  Indice de production (IP) : il représente le taux de gaz , huile ou de (gaz+huile) produit par la matière organique au cours de son évolution IP = S₁/ (S₁+S₂)Il augmente avec la profondeur et dépond du type de la matière organique. Il est influencé par les phénomènes de contamination et de migration. 24
  • 25. Potentiel pétrolier (PP): Il correspond à la somme des quantités des composés hydrocarbonés se trouvant à l’état libre dans la roche e des composés hydrocarbonés issus du craquage du kérogène. Le potentiel pétrolier est égal à S1+S2. III. Extraction Soxhlet : 1. But : Le Soxhlet nous permet d’extraire les bitumes libres que renferme initialement notre échantillon, et ce par un solvant organique (dichlorométhane ou chloroforme). 2. Principe : Le solvant organique porté à ébullition dans un ballon, s’évapore pour atteindre le réfrigérant à travers le tube adducteur, puis se condense et coule dans le corps extracteur où il s’accumule petit à petit. Dans le corps extracteur on introduit auparavant une cartouche en fibre dans laquelle on porte notre échantillon. Ainsi, à fur et à mesure que le solvant organique condensé s’accumule dans le corps extracteur, l’échantillon s’imbibe, et le phénomène de macération est alors réalisé : les bitumes passent dans le solvant organique. La macération est poursuite jusqu’à ce que le corps extracteur soit débordé par le solvant, qui s’échappe alors par le tube siphon pour rejoindre de nouveau le ballon, mais cette fois chargé par les bitumes, il s’agit d’un cycle. Au fur et à mesure que le cycle se répète, l’extraction des bitumes est de plus en plus améliorée pour retrouver finalement dans le ballon le maximum de bitumes extraites. En effet les bitumes dont en parle correspondent aux hydrocarbures légers (S1) extractibles par des solvants organiques. Ceux qui restent dans la cartouche, sont les hydrocarbures potentiels (S2). 3. Protocole :  Déposer au fond de la cartouche un peu de coton, puis y ajouter l’échantillon  Mettre la cartouche dans le corps extracteur  Verser 400 ml de dichlorométhane dans le ballon  Mettre en place le montage  Régler la chauffe ballon à 42°C  Une extraction typique dure en moyenne 18h 4. Elimination du solvant en excès par l’évaporateur rotatif : L’existence d’un gradient de température décroissante du bas jusqu’au sommet de la colonne engendre la condensation et la reévaporation de la vapeur provenant de l’ébullition dans le ballon. Ainsi, les fractions deviennent de plus en plus riches en constituants les plus volatiles. La vapeur obtenue en haut de la colonne est constituée d’un seul composant presque pur (bitumes) et est condensée dans le réfrigérant. 25
  • 26. Figure 22: Appareil d’extraction de Soxhlet Figure 23: Evaporateur rotatifIV. Chromatographie en phase liquide : 1. But : Fractionnement de l’échantillon en fraction saturées, aromatiques et NSO compounds (résines et asphaltènes). Figure 24 : Fractionnement d’huile 26
  • 27. 2. Principe :La séparation est effectuée sur deux colonnesLa première remplie d’alumine retient la majorité des NSO compound. L’éluât (hydrocarburetotaux ; HCT) recueilli sera déposé sur la deuxième colonne remplie de silice (en utilisant lepentane comme éluant) qui retiendra les hydrocarbures aromatique (HCA) alors que leshydrocarbures saturés sont libérés et récupérés dans une tube (HCS), ces derniers seront récupéréspar élution avec un mélange pentane /dichlorométhane (65/35, V/V). Ainsi sera effectuée laséparation des hydrocarbures saturés(HCS) et des hydrocarbures aromatiques. Figure 25 : Balance 3. Protocole On pèse 5 tubes :  Tube 1 : pour l’échantillon.  Tube 2 : pour les hydrocarbures totaux (HCT).  Tube 3 : pour les hydrocarbures saturés (HCS).  Tube 4 : pour les hydrocarbures aromatiques (HCA).  Tube 5: pour les NSO. On pèse généralement une quantité inférieure ou égale à 15mg, et la quantité prélevée sera mise dans le tube 1.  1ére séparation : Les HCT :  on place un bout de coton+6cm d’alumine+1cm de fluorisil dans une pipette pasteur.  On dépose l’échantillon à séparer sur la colonne après dilution avec 150µl de CH₂Cl₂  on élue avec du CH₂ Cl₂, en utilisant une seringue de 500µl d’éluant, et la fraction recueillie constitue les HCT, les NSO seront retenus par le fluorisil.  On récupère les NSO en utilisant un éluant composé de 65% de CH₂ CL₂ et de 35% de méthanol.  on fait sécher à l’azote les deux tubes 2 et 5 puis on les pèses. 27
  • 28.  2éme séparation :  Pour la préparation de la colonne, on procède de la même manière que la 1ére séparation mais en utilisant 5cm de silice.  Pour l’élution des HCT on utilise le pentane comme phase mobile.  Pour l’élution des HCA on utilise un mélange de pentane et de CH2CL2  On fait sécher les deux tubes à l’azote puis on les pèse.  Le poids des composés NSO est obtenu comme suit:Le poids des composés NSO est obtenu comme suit:NSO=Pi-HCS-HCAOn calculera ainsi les pourcentages des HCT, HCS, HCA et NSO :%HCT = (HCT/Pi) x 100%HCS = (HCS/Pi) x 100%HCA = (HCA/Pi) x 100%NSO = ((Pi-HCS-HCA)/Pi) x 100V. Chromatographie en phase gazeuse : 1. But :C’est une méthode permettant d’analyser la distribution des hydrocarbures afin de déterminer  Leur origine  La nature du milieu de dépôt  Le degré de maturité ou de biodégradation de la matière organique Figure 26 : Schéma d’un chromatographe 28
  • 29. 2. Principe :En chromatographie en phase gazeuse (CPG), la phase mobile est un gaz inerte qui passe à traversune colonne dans la quelle se trouve la phase stationnaire.La CPG permet de séparer non seulement les molécules qui se trouvent naturellement à l’état degaz, mais également tout composé susceptible d’être volatilisé par élévation de la température.La nécessité de maintenir les molécules à l’état gazeux implique donc que toute l’opération dechromatographie se réalise à une température compatible avec cet état sans provoquer leurdestruction. C’est sans doute la principale contrainte qu’il faut savoir apprécier avant de choisircette technique, puisqu’elle limite son emploi à l’étude des composés moléculaires thermostableset suffisamment volatils. Généralement, les phases stationnaires correspondent à des liquides etplus rarement à des solidesL’échantillon (un liquide volatile) est d’abord introduit en tète de la colonne par l’intermédiaired’une micro-seringue qui va traverser une pastille en caoutchouc, appelée septum, pour se retrouvedans une petite chambre en amont de la colonne appelée injecteur.L’injecteur est traversé par le gaz porteur et porté à une température appropriée à la volatilité del’échantillon. Les quantités injectées varié de 0.2 à 0,5 µl.Ensuite, une fois rendu volatils, les différentes composés de l’échantillon vont être emportés par legaz porteur (ou gaz vecteur) à travers la colonne et se détacher les uns des autres en fonction deleur affinité avec la phase stationnaire.La phase stationnaire peut être un liquide non ou peu volatile (chromatographie gaz-liquide) ou unsolide adsorbant (chromatographie gaz-solide). Dans les deux cas, la phase stationnaire vaprovoquer un phénomène de rétention chromatographie avec les différentes composés (appeléssolutés).Plus le composé a d’affinité avec la phase stationnaire, plus il mettra de temps à sortir de lacolonne. La grandeur expérimentale brute est appelée temps de rétention. C’est le temps quis’écoule entre l’injection de l’échantillon et l’apparition du signal maximum du soluté au détecteur.Pour favoriser le transport de tous les composés à travers la colonne, il faut déterminer la bonnetempérature du four. En général, la température doit être supérieure à la température d’ébullitiondes composés. On peut travailler en isotherme, cest-à-dire avec une température fixe durant toutel’analyse ou avec un programme de température qui varie.A la sortie de la colonne, les composés rencontrent un organe essentiel qui est appelé détecteur.cetappareil évalue en continue la quantité de chacun des constituants séparés au sein du gaz porteurgrâce à la mesure de différentes propriétés phtisique du mélange gazeux.Le détecteur envoie un signal électronique vers un enregistreur qui dessinera les courbes de chaquepic en fonction de leur intensité, l’ensemble des pics est appelé chromatogramme. a) Le gaz vecteur :Le gaz porteur (ou gaz vecteur), est la phase mobile, dynamique de la chromatographie en phasegazeuse. C’est dans son flux que l’on injecte le mélange à analyser, et c’est lui qui le véhiculejusqu’au détecteur à travers toute la colonne.Dans la plupart des cas, il doit être insert vis-à-vis des solutés et de la phase stationnaire. Il ya doncquatre type de gaz utilisés : Hélium, Hydrogène, Azote et Argon. Ils peuvent être fournis soit pardes cylindres de gaz ou produits par des générateurs (cas de l’Hydrogène et de l’Azote). 29
  • 30. Figure 27 : Source de gaz b) L’injecteur :Un très grand choix d’injecteur est disponible sur le marché en fonction de la nature du mélange àséparer (solide, liquide, polaire, etc…)Le système d’injection permet l’évaporation et le transfert dan la colonne des échantillons.Parmi les injecteurs classiques, l’injecteur diviseur est le plus utilisé dans le cas d’échantillon ensolution. Celui-ci est introduit avec une micro-seringue. Un système de vannes élimine une partiede l’échantillon et permet ainsi une analyse plus précise d’une certaine quantité de produit sanssurcharge de la colonne. c) La colonne : Deux grands types de colonnes sont employés à l’heure actuelle : les colonnes remplies et lescolonnes capillaires.Les colonnes remplies, encore utilisées pour l’analyse de gaz, sont généralement constituées d’utube en métal de diamètre intérieur de 2 à 4 mm et de longueur 1 à 6 m, rempli d’un granuléporeux.Dans les colonnes capillaires, la phase stationnaires est déposée sous la forme d’un film régulier(d’épaisseur 0, 1 à 5 um). Leur diamètre intérieur varie entre 0,05 et 0,06 mm pour une longueur de10 à 100m. Les principaux avantages de telles colonnes sont : une grande efficacité, un faible débitet une faible capacité d’échantillon. d) Le détecteur : Le détecteur est un appareil de mesure physico-chimique qui doit donner un signal au passage dechaque constituant, sans interaction avec le gaz vecteur.On distingue des détecteurs universels, répondant à tous les types de composés (catharomètre,balance de densité de gaz ou pour les composés organiques le détecteur à ionisation de flamme).Les détecteurs spécifiques présentent une très sensibilité pour certaines de ces familles decomposés (détecteur à capture d’électrons, thermo-ionique, photomètre de flamme). D’autresdétecteurs fournissent des données structurales permettant l’identification, comme la spectrométriede masse et la spectrométrie infrarouge. Le plus usuel des détecteurs en analyse organique est ledétecteur à ionisation de flamme. L’éluat pénètre dans une flamme obtenue par combustiond’hydrogène et d’air. Les composés organiques forment alors des ions collectés par deuxélectrodes, entre lesquelles on applique une différence de potentiel. Il en résulte un courantélectrique recueilli par un électromètre qui le transforme en courant que l’on peut enregistre. 30
  • 31. Figure 28 : Architecture générale d’un chromatographeVI. Séparation par chromatographie en phase gazeuse couplée à unespectrométrie de masseC’est une méthode d’analyse combinant la chromatographie en phase gazeuse et la spectrométriede masse.Les composées hydrocarbonés séparé au niveau de la colonne chromatographique sont transféréspar le gaz vecteur vers une source d’ion de spectromètre de masse dans laquelle ils subiront desbombardements électronique à très haute énergie .Les ions formés dans la source du spectromètrede masse sont séparés selon leur rapport de la masse sur la charge (m /Z).L’analyse par CG/MS cible deux importantes classes d’hydrocarbures : les cyclo- alcanes et leshydrocarbures di et tri aromatique qui sont des bio marqueurs. Figure 29 : Spectromètre de masse 31
  • 32. V. Dosage de carbone organique totale :La seconde étape coniste à un dosage du carbone organique (COT) du sédiment qui se faitmoyennant un carmographe.Le principe de dosage par carmographe consite tout d’abord à une attaque acide pour sedébarrasser du carbone minéral, puis l’échantillon est introduit dans un four maintenu à 1100°C enprésence d’O2. Le CO2 produit par combustion passe à travers une cellule électrochimique rempliede soude (N/25) qui provoquera une variation de la conductivité ionique de cette solution selonles réactions suivante : CO₂+H₂O CO23+2H+ 2Na++2OH-+2H-+CO32- 2H2O+2Na+CO32-Cette variation est enregistrée à l’aide d’un courbe étalon tracée à partir d’un échantillon deCaCO 3pur.La quantité de carbone organique sera exprimée en pourcentage de poids de roche (COT).lerésultat sera reporté sur un courbe nombre de division en fonction de la quantité de carboneorganique,c’est la courbe d’étalonage :Un poids de roche finement broyé est placé dans une nacelle en alumine, qui subira par la suite uneattaque acide HCL(2N) à chaud (60°C) du carbone minéral pendant une nuit.L’acide chlorhydrique en excés sera évaporé à 60°C pendant une nuit.aprés étalonnage onintroduit la nacelle contenant l’échantillon dans le four du carmographe chauffé à 1100°C.lesréponses obtenues seront rapportés sur la courbe d’étalonnage afin de déterminer la courbed’étalonnage afin de déterminer la quantité de carbone fossilisée dans les echantillons . Figure 30 : Dosage du Carbone Organique total 32
  • 33. Chapitre III : Guide d’interprétation des chromatogrammes 33
  • 34. I. Guide d’interprétation des chromatogrammesLe mode de distribution des n-alcanes sur les chromatogrammes dépend de la nature de la matièreorganique originelle, du stade d’évolution atteint par cette matière organique, de la nature dumilieu de dépôt ainsi que des phénomènes de migration et d’altération.  Type de la matière organique : Pou ’une matière organique algaire (type I) immature :  Une distribution régulière des n-alcanes à longues chaines.  Une abondance du phytane. Pour une matière organique de type II immature :  Une distribution unimodale des n-alcanes, centrée sur les atomes de carbone à faible poids moléculaires (nC16-nC18). Pour une matière organique de type III immature :  Une teneure élevée en Pristane.  Une abondance des n-alcanes à poids moléculaire élevé.  Une prédominance des n-alcanes à nombres de carbone impairs.  Maturité : Pour une huile immature :  Une distribution des n- et iso-alcanes bimodale.  Une prédominance des impairs ou pairs.  Le rapport Pr/Ph est non recommandé. Pour une huile mature :  Une distribution unimodale.  Une génération croissante des composés sans prédominance paire ou impaire.La prédominance est estimée par le rapport CPI (Carbone Preference Index) dont la formule est :CPI= 0.5[(C25+C27+C29+C31+C33)/(C24+C26+C28+C30+C32)]+0.5[(C25+C27+C29+C31+C33)/(C26+C28+C30+C32+C34)]  Nature du milieu de dépôt: Pour une roche mère argileuse :  Une prédominance des n-alcanes à nombres de carbone pairs (CPI1). Pour une roche mère carbonatées :  Une prédominance des n-alcanes à nombres de carbone impairs (CPI). 34
  • 35.  Milieu de dépôt de la roche mère : Pour un milieu oxique :  Prédominance du Pristane.  Le rapport Pr/Ph1.  Le rapport Pr/Ph3 (indique une matière organique de type continentale qui s’est déposé dans un milieu oxique). Pour un milieu anoxique :  Prédominance du Phytane.  Le rapport Pr/Ph1. Le rapport Pr/Ph0.6 est typique d’un milieu anoxique et hyper salin.III-Interprétation des résultats de pyrolyse Rock EvalLes résultats de l’analyse Rock Eval effectuée sur des échantillons de la coupe MS et de la coupeRS sont représentés sur les diagrammes IH/IO et IH/Tmax ci-dessous (figures 31et 32). Interpréterces résultats.a- Origine de la matière organique : La projection des échantillons RS sur le diagramme IH/IO indiquent qu’il s’agit d’une matièreorganique de type II et III, c’est -à-dire, d’origine marine et continentale (mixte) alors que lamatière organique des échantillons MS est de type IV résiduelle. Figure 31 : Diagramme IH/IO des échantillons MS et RS 35
  • 36. b- La qualité de la matière organique contenue dans chaque série : Le diagramme IH/IO montreque les échantillons de RS est de qualité moyenne alors que les échantillons de MS est demauvaise qualité. c- La maturité thermique pour chaque MOD’après le diagramme IH/Tmax on peut dire que la matière organique des échantillons RS estmarginalement mature (Early mature) tandis que celle des échantillons MS est mature (Latemature). )LJXUH32 : Diagramme IH/Tmax des échantillons MS et RSInterprétation des résultats obtenus dans le tableau I : Tableau 2 : Résultats de la pyrolyse Rock Eval des échantillons BG Analysis Depth COT S1 S2 PP S3 IH IO IP Tmax BG1 2,4 0,52 0,13 1,64 1,77 0,86 315 165 0,07 425 BG 2 2,68 1,44 0,35 5,76 6,11 0,94 400 65 0,06 424 BG 3 2,93 1,64 0,54 9,73 10,27 1,01 593 62 0,05 417 BG 4 3,57 0,57 1,8 2,23 4,03 0,8 391 140 0,45 421 BG 5 4,59 2,07 0,31 4,14 4,45 0,91 200 44 0,07 422 BG 6 5,35 2,02 1,25 10,86 12,11 1,02 538 50 0,1 417 BG 7 6,37 7,35 6,46 47,49 53,95 1,81 646 25 0,12 420 BG 8 7,14 1,27 1,8 4,78 6,58 0,39 376 31 0,27 419 BG 9 7,52 2,14 0,25 3,2 3,45 0,72 150 34 0,07 423 BG 10 7,77 2,12 0,63 10,75 11,38 0,96 507 45 0,06 422 BG 11 8,28 7,12 2,49 44,38 46,87 1,88 623 26 0,05 418 BG 12 9,05 1,25 0,5 6,87 7,37 0,49 550 39 0,07 423 36
  • 37. L’examen des résultats obtenu par la pyrolyse de Rock Eval montre que les échantillons BG sont caractérisés par un teneur moyenne à élevée en COT qui peut atteindre 7.35% (COT myen = 2.4%) permettant de dire que les niveaux analysé peuvent être considérés comme des niveaux riches en matière organique. Cette richesse est accompagnée par un important potentiel pétrolier (PP) jusqu’à 46.87mg d’hydrocarbure par g de roche. D’après le diagramme IH/IO ci-dessous (fig. 33), on remarque que la matière organique des échantillons BG est d’origine essentiellement marine de type II. Du point de vue maturité thermique, les faibles valeurs de Tmax (435°C) indiquent qu’il s’agit de matière organique immature (fig. 34).Figure 33 et Figure 34: Diagrammes IH/IO et IH/Tmax des échantillons de la coupe BG IV-Interprétation des résultats de la chromatographie gazeuse L’analyse d’une huile brute par chromatographie en phase gazeuse a permis d’obtenir le chromatogramme ci-dessous On constate que cette distribution unimodale est centrée sur les atomes de carbone à faible poids moléculaire, donc il s’agit d’une huile provenant d’une roche mère mature de type II. Pour connaitre la nature du milieu de dépôt de la matière organique, on calcule les différents rapports pour les placer sur le diagramme Pr/C17 en fonction de Ph/C18. 37
  • 38. Figure 35 : Chromatogramme représentant les composés d’huile brute totale Tableau 3 : Résultat de la chromaographie gazeuse Figure 36 : Diagramme Pr/C17 en fonction de Ph/C18Le diagramme (Pr/nC17) en fonction (Ph/nC18), révèle que la matière organique est d’origine marine et sonmilieu de dépôt est un milieu anoxique. 38
  • 39. Tableau 4 : Guide d’interprétation des résultats de pyrolyse Rock Eval 39
  • 40. ConclusionLe pétrole est lune des principales sources dénergie dans le monde.Cest pour cette raison que les spécialistes dans ce domaine ne cessent de promouvoirles méthodes et les moyens de recherches, dune part pour trouver plus de gisement, etdautre part pour améliorer et moderniser les méthodes détudes et danalyses.Ce stage effectué au CRDP ma été dun apport certain quant à la compréhension dumode de fonctionnement des appareils et dautres équipements. Il ma permis égalementdexécuter des manipulations des résultats. 40

×