Dissertations / Theses on the topic 'Gisement pétrole'

Ce travail s'inscrit dans le cadre d'une étude initiée par la Compagnie Française des Pétroles TOTAL qui vise à représenter correctement les équilibres liquide-vapeur sous pression de fluides de gisement à l'aide d'un modèle thermodynamique. Cette modélisation est basée sur l'utilisation d'une équation d'état cubique dans laquelle les paramètres d'interactions intermoléculaires sont remplacés par des contributions de "groupes fonctionnels" (CH 3, CH 2 , noyaux aromatiques, etc). Dans cette étude, notre groupe est chargé de fournir les renseignements structuraux nécessaires à l'utilisation de ce modèle. Ces données sont obtenues par la technique de Résonance Magnétique Nucléaire (R. M. N. ). L'objectif initial de ce premier travail effectué sur le fluide "Alwyn" (préalablement séparé en coupes de distillation) était de caractériser chaque coupe lourde par une "molécule moyenne" fictive représentant, de par sa structure, l'ensemble pondéré des motifs structuraux présents dans le mélange. Une détermination de la masse molaire moyenne de chaque coupe était également recherchée. Dans son usage habituel, la représentation par une Molécule moyenne est destinée à rendre compte de l'évolution d'un fluide lors d'un procédé de conversion. La masse molaire moyenne utilisée provient en général d'une mesure indépendante, et peu précise, par osmométrie en phase vapeur. Pour cette étude de fluides de gisement la précision de la valeur de la masse molaire moyenne utilisée est cruciale puisque elle est directement introduite dans une équation d'état. Une première analyse des problèmes nous a conduit à faire séparer (par chromatographie liquide) chaque coupe de distillation en une fraction aromatique et une fraction aliphatique et à étudier de manière extensive les fractions aromatiques lourdes du fluide Alwyn. La R. M. N. Permet d'obtenir avec une bonne précision les valeurs de différents paramètres moyens qui sont utilisés pour construire les molécules moyennes. Plusieurs méthodes, basées sur l'exploitation de spectres proton et/ou carbone-13 peuvent-être utilisées pour la détermination de ces paramètres. L'évolution en fonction de la température d'ébullition de la coupe, d'un paramètre crucial (le rapport du nombre d'atomes de carbone aromatiques substituables sur le nombre total d'atomes de carbone aromatiques, (Cs/Car) a servi de test pour comparer la pertinence des différentes méthodes publiées dans la littérature ou proposées dans ce travail. Nous proposons une méthode nouvelle , basée sur la combinaison de spectres proton et d'éditions de spectres carbone-13 par échos de spins J-modulés, qui conduit à une évolution physiquement plus réaliste du paramètre Cs/Car et donne des valeurs de masse molaire moyennes en bon accord avec des résultats indépendants obtenus par spectrométrie de masse haute résolution. C'est, à notre connaissance, la première fois que la masse molaire moyenne d'un mélange fluide complexe est déterminée par une méthode n'utilisant que la R. M. N. Enfin, une analyse de l’ensemble des résultats expérimentaux disponibles nous a conduit à proposer plusieurs (de 2 à 4) molécules moyennes pour représenter chaque fraction aromatique de coupe lourde de façon plus fiable. Ce travail doit être poursuivi par la modélisation des fractions aliphatiques de coupes lourdes et par celle des fractions moins lourdes dont la température d'ébullition est inférieure à 254°C. Une représentation complète du fluide Alwyn sera ainsi possible par les modèles thermodynamiques. Ce premier travail a atteint les objectifs fixés initialement. Il a permis de mettre au point une nouvelle méthode de caractérisation quantitative de mélanges fluides complexes dont les applications devraient largement dépasser le cadre des fluides actuellement étudiés.

Ce travail concerne la caracterisation a partir de techniques acoustiques de diverses proprietes thermophysiques d'hydrocarbures lourds et de certains de leurs melanges dans les domaines 0,1-150 mpa et 293,15-373,15 k. Dans un premier temps, des mesures de vitesse de propagation des ultrasons ont ete entreprises sur differents alcanes participant aux fractions lourdes des effluents petroliers. Cette etude a permis de deduire, a partir d'une procedure numerique developpee a cette intention, la masse volumique, les coefficients de compressibilite et le rapport des chaleurs specifiques et ce sur tout l'intervalle d'etude de la vitesse ultrasonore. On s'est egalement interesse au cas de fractions petrolieres de distillation et de melanges synthetiques dont les composes ont ete choisis de maniere a pouvoir simuler de telles coupes. L'analyse comparative des proprietes des fractions et des differents systemes synthetiques a permis d'identifier une maniere efficace d'approcher le comportement d'une fraction reelle par un melange a nombre reduit de constituants. Il s'avere que la representation de la coupe naturelle est mieux assuree des lors que la diversite structurale au sein meme des familles chimiques preponderantes est prise en consideration dans la composition des melanges synthetiques. Apres avoir detaille plusieurs equations d'etat et regles de melange souvent utilisees en ingenierie petroliere, nous avons analyse leurs performances respectives en comparant leurs previsions aux donnees experimentales etablies sur la vitesse du son, la masse volumique et les coefficients de compressibilite, afin de mettre en evidence les modeles les plus appropries au cas des hydrocarbures lourds.

Developpement d'un modele numerique pour representer les ecoulements polyphasiques instationnaires dans un milieu poreux bidimensionnel, en presence de perturbations simulant, un puit de production ou d'injection. Les fluides sont du petrole, de l'eau et du gaz que l'on considere comme des fluides faiblement compressibles

H2S peut être un gaz dominant dans les réservoirs pétroliers carbonatés. Cependant, les recherches sur l'influence de H2S sur la composition et la stabilité thermique du pétrole restent limitées. Dans cette thèse, les interactions entre les hydrocarbures et H2S ont été étudiées de 310 à 350°C, à 700 bar, par pyrolyse confinée en tubes d'or scellés. La pyrolyse d'une huile non soufrée en présence de H2S ont permis de mettre en évidence une nouvelle voie de formation des composés organiques soufrés dans les pétroles. Les pyrolyses des mélanges n-octane/H2S et alkylbenzène/H2S ont permis de proposer les différentes réactions radicalaires pour la formation des produits soufrés principaux : les thiophène, thiols, thiacycloalcanes, alkyl-thiophènes dans le premier cas ; les thiols aromatiques, alkyl-benzothiophènes dans le second. Les résultats obtenus dans le mélange n-octane/H2S ont permis d'établir et valider un modèle cinétique détaillé. Ce mécanisme a permis de montrer que la pyrolyse n-octane/H2S se déroule en chaînes longues et que H2S a un effet inhibiteur sur la consommation du n-octane aux températures supérieures à 320°C, mais accélère fortement la réaction aux basses températures. Des extrapolations du modèle aux conditions géologiques (150-200°C, 700 bar) montrent que H2S a un effet important sur la composition chimique et la stabilité thermique des hydrocarbures. Le modèle permet aussi d'explorer la réactivité de H2S aux conditions de récupération assistée d'huiles lourdes soufrées (injection vapeur, pyrolyse) ou aux conditions de stockages en réservoir pétroliers déplétés
H2S can be a dominant gas in carbonate petroleum reservoirs. However, researches on the influence of H2S on the oil stability are limited in literature. In this thesis, interactions between hydrocarbons (oils, model compounds) and H2S were studied by confined pyrolysis in gold cells from 310 to 350°C under 700 bar. Results of pyrolysis of oil (free of sulfur) in presence of H2S lead to highlight a new pathway of formation of organic sulfur compounds in oils. Pyrolysis of binary mixtures n-octane/H2S and alkylbenzène/H2S allowed to propose different radical reactions for the generation of main sulfur products, namely, thiophene, thiols, thiacycloalkanes, alkyl-thiophenes in the first case ; thiol-aromatics, alkyl-benzothiophenes in the second. Results obtained in the mixture n-octane/H2S led to construct and validate a detailed mechanistic model. The mechanism shows that pyrolysis of n-octane/H2S occurs in long chain and H2S has an inhibition effect on the consumption of n-octane at temperatures above of 320°C, but accelerate the reaction rate strongly at low temperatures. Extrapolation of the kinetic model to geological temperatures and pressures (150-200°C, 700 bar) shows that H2S can significantly influence the composition and stability of hydrocarbons. It is also proposed to apply the model to study the reactivity of H2S under conditions of enhanced recovery (steam injection, pyrolysis) or of geological storage in depleted petroleum reservoirs

L'objet de cette thèse est la modélisation de l'hétérogénéité souterraine. Pour ce faire, nous avons adapté l'approche de simulation multipoints (MP) qui reproduit et conditionne des formes géométriques complexes fournies par des modèles génétiques non conditionnels. Initialement, l'approche MP n'était applicable que moyennant l'hypothèse d'une certaine stationnarité spatiale de l'hétérogénéité. Pour étendre l'approche MP au cas non stationnaire, deux algorithmes ont paru dans la littérature : le modèle Tau et l'algorithme de classement. Les deux révèlent des artefacts géométriques sans pour autant restituer les contraintes non stationnaires. Dans ce travail, nous avons proposé un nouvel algorithme de simulation MP non stationnaire. Il évite des inconvénients des algorithmes existants et intègre des contraintes spatiales continues. Les résultats expérimentaux montrent aussi que notre algorithme a un domaine d'applicabilité bien plus vaste que ceux existants.

La présence de micro-organismes dans les gisements pétroliers a depuis longtemps été mise en évidence, mais la connaissance de la diversité et de l'activité des bactéries présentes dans ces écosystèmes souterrains particuliers reste encore partielle. Dans cette étude, nous avons caractérisé la microflore d'un gisement biodégradé de faible salinité et de faible température par des techniques de microbiologie classique et de biologie moléculaire. Les principaux groupes de bactéries cultivables mis en évidence sont les bactéries homoacétogènes, les méthanogènes acétoclastes, les sulfato-réductrices et les bactéries dénitrifiantes. L'analyse moléculaire des cultures a montré la présence d'une diversité plus grande de micro-organismes affiliés aux Proteobacteria, aux Firmicutes, aux Bacteroidetes, aux Spirochaetes, aux Deferribacteres et aux Euryarchaeota. Une souche fermentaire affiliée aux Bacteroidetes a fait l'objet d'une caractérisation complète. Sur la base de données chimiotaxonomiques et phylogénétiques, la définition d'un nouveau genre et d'une nouvelle espèce, Petromonas sulfurophila, a pu être proposée. L'analyse directe de l'eau de production a permis de confirmer la présence de méthanogènes, affiliées aux Methanosarcinales et aux Methanomicrobiales. Un phylotype unique affilié au genre Arcobacter a été obtenu dans la banque Bacteria mais la signification écologique des microorganismes correspondant reste inconnue. L'interprétation des données microbiologiques et géochimiques laisse supposer que la méthanogenèse est le processus terminal dominant dans ce gisement. La caractérisation de cultures dégradant des acides gras à longue chaîne nous a permis de montrer que le méthane pourrait être produit par des associations syntrophiques comportant plusieurs types de méthanogènes, capables d'utiliser l'acétate, l'hydrogène et/ou le formiate. Des associations similaires pourraient éventuellement être impliquées dans la dégradation des hydrocarbures in situ
The presence of microorganisms in oil fields has been detected for a long time and sulphate reducers have been extensively studied in these ecosystems. However, our knowledge of the diversity and the activities of the bacteria thriving in these particular subterranean environments is still limited. In this study, we have characterized the microbial population in a low-temperature and low-salinity Canadian oil reservoir using both cultural and molecular techniques. The dominant cultivable population was composed of homoacetogens, acetoclastic methanogens, sulphate reducers and denitrifiers. Molecular analysis of enrichment cultures showed the presence of a wider diversity of microorganisms related to Proteobacteria (beta, delta, epsilon), Firmicutes, Bacteroidetes, Spirochaetes, Deferribacteres and Euryarchaeota. Some of the predominant cultivable bacteria could be isolated and one fermentative strain affiliated to the Bacteroidetes was characterized. On the basis of chemotaxonomic and phylogenetic data, a new genus and a new species, Petromonas sulfurophila could be proposed. Direct analysis of the production water confirmed the presence of methanogens related to Methanosarcinales (Methanosaeta, Methanosarcina, Methanolobus) and Methanomicrobiales (Methanocorpusculum, Methanocalculus, Methanoculleus, Methanospirillum). A unique phylotype related to Arcobacter (Proteobacteria epsilon) was obtained in the bacterial library but the ecological significance of the corresponding microorganisms is unknown. Cross evaluation of microbial and geochemical data suggests that methanogenesis is the dominant terminal process in this oil field. Characterization of long chain fatty acid-degrading consortia showed that methane could be produced by syntrophic associations involving several methanogenic bacteria using acetate, hydrogen or formate. Similar associations could perhaps be involved in hydrocarbon degradation in situ

Le but de ce travail est d'obtenir une meilleure compréhension des réactions impliquées dans le craquage thermique des huiles en bassins sédimentaires, et d'étudier leur cinétique en fonction de la température et de la pression. On s'intéresse à la cinétique de pyrolyse des alcanes à basse température, haute pression et conversion élevée; et on propose trois méthodes de réduction de la taille des mécanismes correspondants. L'effet inhibiteur ou accélérateur de divers composés sur la vitesse de décomposition des alcanes est également étudié. Ces recherches conduisent à la construction d'un modèle cinétique général de 5200 processus représentant la pyrolyse d'un mélange complexe de 52 molécules appartenant à diverses familles chimiques : 30 alcanes linéaires (de CH4 à C30H62), 10 alcanes ramifiés (dont le pristane et le phytane), 2 naphthènes (propylcyclopentane et propycyclohexane), tétraline, l-methylindane, 4 composés aromatiques (benzène, toluène, butylbenzène et décylbenzène), 3 composés hétéroatomiques (un disulfure, un mercaptan et H2S). Ce modèle est testé à l'aide de données expérimentales provenant de la pyrolyse de deux huiles naturelles: une huile de la Mer du Nord et une huile de Pematang. Il permet de reproduire convenablement les résultats expérimentaux. On simule ensuite le craquage de ces deux huiles en utilisant le scénario thermique suivant : température de départ de 160°C puis vitesse d'enfouissement de 50 m par million d'années (ma) selon un gradient géothermique constant de 30°C/km, soit une vitesse de chauffage de 1,5°C/ma. Dans ces conditions, notre modèle montre que ces deux huiles commencent à se craquer seulement vers 210-220°C et que leur temps de demi-vie correspond à des températures de 230-240°C. Le modèle permet également de simuler l'évolution des paramètres géochimiques tels que le GOR, le degré API. .
The aim of this work is to obtain a better understanding of the reactions involved in the thermal cracking of crude oil in sedimentary basins, and to study its kinetics as a function of temperature and pressure. We study the kinetics of pyrolysis of alkanes at low temperature, high pressure and high conversion and we propose three methods of reduction of the corresponding mechanisms. Several compounds having an inhibiting or accelerating effect on the rate of decomposition of alkanes were also studied. This research led to the construction of a general kinetic model of 5200 elementary steps representing the pyrolysis of a complex mixture of 52 molecules belonging to various chemical families: 30 linear alkanes (from CH4 to C30H62), 10 branched-chain alkanes (including pristane and phytane), 2 naphtenes (propylcyc1opentane and propycyclohexane), tetralin, l-methylindan, 4 aromatics (benzene, toluene, butylbenzene and decylbenzene), 3 heteroatomic compounds (a disulfide, a mercaptan and H2S). This model is compared to experimental data coming from the pyrolysis of two oils: one from the North Sea and the other from Pematang. The results obtained show a good agreement between the experimental and simulated values. Then, we simulated the cracking of these two oils by using the following burial scenario: initial temperature of 160°C, 50 m per million years (ma) in a constant geothermal gradient of 30°C/km, implying a heating rate of 1. 5°C/ma. Under these conditions, our model shows that these two oils start to crack only towards 210-220°C and that their time ofhalf-life corresponds to a temperature around 230- 240°C. The model also makes it possible to simulate the evolution of geochemical parameters such as the GOR, the API degree. .

Cette étude vise à mieux comprendre les réactions mpliquées dans le craquage thermique des huiles en basins sédimentaires. Des pyrolyses d'octane, de toluène et de mélanges octane/toluène ont été effectuées entre 330°C et 450°C et des pressions allant de 1 bar à 700 bar. Le mécanisme radicalaire développé permet de rendre compte de l'influence de la température et de la pression sur la distribution des produits ainsi que sur la conversion jusqu'aux conditions de gisement (200°C, 150-1000 bar). Les pyrolyses du toluène pur et du mélange octane/toluène ont permis de modéliser le rôle inhibiteur des alkylaromatiques sur le craquage des hydrocarbures. Cette étude démontre l'importance des co-réactions et donc de la composition des huiles sur la stabilité thermique des pétroles en gisements.

L'écoulement des fluides dans un gisement d'hydrocarbures est géré par un système d'équations aux dérivées partielles non linéaires avec différents types de conditions aux limites. Pour calculer une solution à ce problème d'évolution, on discrétise le domaine d'intégration. La précision des résultats étant liée à la finesse de la discrétisation, la taille importante de cette géométrie tridimensionnelle entraine que le maillage sur lequel on résout ces équations est trop grossier. Afin d'éviter un nombre trop important de mailles, on utilise un raffinement local du maillage. Le but de cette thèse est d'élaborer une technique de maillage adaptatif en espace pour avoir une discrétisation évoluant au cours de la simulation. Le raffinement local et dynamique du maillage est réalisé au voisinage du front et des puits actifs. D'un point de vue numérique, l'introduction de nouvelles mailles locales génére un maillage ou une cellule peut avoir un nombre quelconque de connections ; les schémas numériques habituellement utilisés pour la résolution des équations n'étant plus appropriés, on propose donc de nouveaux schémas. Pour l'équation en pression on utilise une interpolation affinée par morceaux de pressions avec continuité du flux aux interfaces ; on obtient alors un schéma stable, conservatif et convergent, permettant de toujours vérifier la continuité des flux aux interfaces. Pour l'équation en saturation, on utilise la méthode de correction des flux massiques étendue aux maillages localement raffinés. L'introduction dans ce schéma d'un paramètre réduisant la dispersion numérique, permet d'obtenir un bon estimateur sur la présence ou non du front. L'évolution du maillage au cours du temps est gérée numériquement par plusieurs critères empiriques basés sur la variation des paramètres sensibles (dont l'estimateur précédent), et par des intervalles de tolérances choisis de manière à ce que le voisinage du front soit toujours compris dans la zone localement raffinée durant un nombre fixé de pas de temps.

Nous partons du fait que, à la fois pour des raisons ayant trait à l'économie pure et a l'économie de l'énergie, il est important de rechercher l'efficacité de l'exploration pétrolière. Une manière pragmatique d'appréhender l'efficacité est de passer par l'efficacité informationnelle qui exige que les différents blocs soient forés dans l'ordre décroissant des rentabilités estimées, les estimations se faisant sur la base des meilleures (au sens de la fiabilité) informations disponibles. Reste alors à s'entendre sur ce que recoupe la notion de "meilleures informations disponibles". Il s'agira soit des informations détenues par les compagnies pétrolières les plus expérimentées (ce qui est dû à l'existence d'asymétries d'informations au profit de ces compagnies plus expérimentées), soit des informations révélées par le forage et qui permettent d'évaluer les chances de succès sur les blocs avoisinants présentant des conditions géologiques similaires (ce qui est dû à l'existence d'externalités informationnelles d'exploration). En prenant acte de ces asymétries et externalités d'informations, nous dirons que l'exploration est informationnellement efficace lorsque - d'une part les choix d'exploration initiaux sont guidés par les compagnies les plus expérimentées, - et d'autre part, durant la phase de forage, face à l'externalité informationnelle, les compagnies adoptent une exploration séquentielle, c'est à dire excluant a la fois le surinvestissement et le sous investissement stratégique. La problématique que nous abordons dans cette thèse est alors de savoir si des compagnies pétrolières, placées dans des conditions normales de concurrence, sont susceptibles de faire émerger un état d'exploration informationnellement efficace, l'analyse étant menée de manière théorique et empirique.

L'optimisation de l'exploitation d'un gisement pétrolier passe par la connaissance de la distribution des fluides en présence. Il est donc important de comprendre les phénomènes influant sur les hydrocarbures dans un réservoir afin de pouvoir modéliser l'état initial du gisement. Les contraintes agissant sur le système sont la gravité et le gradient géothermique. La grande extension verticale des réservoirs met en lumière un phénomène physique habituellement absent de la modélisation d'écoulements, la ségrégation gravitationnelle. Celle-ci peut être amplifiée ou atténuée par la thermodiffusion qui apparaît lorsqu'un gradient de température est imposé à un mélange. Enfin, certaines inhomogénéités peuvent amener localement le système à entrer en convection. Le modèle présenté dans ce document permet d'intégrer l'ensemble de ces phénomènes mais il constitue aussi une nouvelle approche de la modélisation des mélanges. En effet, le système d'équations basé sur la thermodynamique des processus irreversibles ne comprend pas une équation de mouvement du mélange et (n-1)-équations d'advection-diffusion mais n-équations de mouvement.

La thèse concerne la région du Logone Oriental située au sud du Tchad. Avant le pétrole, le secteur agro-pastoral représentait 80% des exportations nationales et 90% des revenus des populations. L'exploitation pétrolière dans cette région à vocation agricole représentait un immense espoir pour l'ensemble du pays et pour les populations locales qui s'attendaient aux retombées substantielles pour se développer. Mais le début de l'exportation du brut en 2003 coïncide avec l'éclatement des conflits politico-militaires en Centrafrique, un autre pays pauvre. Ces conflits contraignent environ 30 000 réfugiés venus entre 2003 et 2006 à être accueillis dans trois camps à Goré. Par ces faits, lr Logone Oriental a acquis une envergure internationale car ces deux phénomènes symbolisent la connexion entre le local et le global. Le rapport de forces entre les deux entités dont les objectifs ne sont pas égaux, est dominé par les acteurs internationaux qui fonctionnent de manière exclusive des milieux d'accueil. Pour une meilleure cohabitation, ces acteurs doivent intégrer dans leurs interventions des besoins spécifiques exprimés du milieu d'accueil. Cependant, l'avènement de ces deux projets dans cette région a produit des effets encore mitigés. En outre, malgré les opportunités pour la région, ils on aussi renforcé les réseaux souterrains de recyclage des ressources pétrolières et instauré une gouvernance privée des espaces locaux par le système humanitaire. Ainsi, l'enjeu principal pour la région, c'est la réorientation des opportunités pétrolières et humanitaires vers le renforcement des capacités des producteurs locaux.

L'algerie possede plusieurs gisements d'huiles qui arrivent en fin d'exploitation malgre d'enormes reserves enfouies dans son sous-sol. L'application d'une des methodes de la recuperation assistee du petrole peut laisser esperer un gain en production appreciable. La connaissance des proprietes thermodynamiques d'un petrole brut en presence de divers gaz conventionnels (methane, co#2, gaz riche) ou non (azote, gaz de fumee) est indispensable a la comprehension des mecanismes physico-chimiques mis en jeu dans le cadre de la recuperation par injection de gaz miscible ou non. Le presente travail de recherche a porte sur l'etude de deux huiles naturelles; l'une venant du gisement de mesdar et l'autre de zarzaitine. Apres une etude pvt classique des deux huiles seules, les memes mesures ont ete poursuivies avec divers melanges huile+gaz d'injection, dans une deuxieme etape les essais de deplacement des deux bruits dans un milieu poreux artificiel ont ete realises avec les differents gaz, dans le but de determiner les pressions minimales de miscibilite (pmm). Enfin, deux simulations ont ete effectuees, l'une avec un modele pvt package pour restituer les proprietes thermodynamiques des deux huiles et de leurs melanges avec les differents gaz et l'autre a l'aide d'un nouveau modele score pour simuler les deplacements

L’accès aux ressources pétrolières par les importateurs et le contrôle de sa rente par les exportateurs mobilisent des enjeux et jeux complexes dans les régions pétrolifères et davantage dans le Golfe de Guinée. Dans cette dernière région, les puissances importatrices de pétrole ont été au centre de plusieurs conflits tant au sein des Etats qu’entre ces derniers. Au Congo Brazzaville par exemple, Elf avait été accusé - dans une plainte déposée au Tribunal de Grande Instance de Paris le 20 novembre 1997 - par l’ancien président Pascal Lissouba d’avoir aidé Sassou Nguesso à réaliser son coup d’Etat de 1997. Les autres majors, en l’occurrence Shell, Mobil et Texaco ont également été mis en cause dans certaines guerres civiles de la sous-région notamment au Nigeria et en Angola. A côté de ces conflits dits internes, le Golfe de Guinée a été et reste le théâtre de moult différends frontaliers maritimes à enjeu pétrolier où est observé l’ombre des importateurs d’or noir. Aujourd’hui, le Golfe de Guinée fait face à une nouvelle convoitise de son pétrole. Ce regain d’intérêt stratégique pour le Golfe de Guinée suscite une réflexion heuristique.L’hypothèse principale de cette étude est que, la nouvelle convoitise du pétrole du Golfe de Guinée constitue une réelle menace à la stabilité, et partant au péril des efforts de développement des pays producteurs d’or noir de cet espace. Elle présage la résurgence d’un régime complexe de conflits dans la sous-région. En effet, le déficit démocratique, la mal gouvernance économique, la décomposition des territoires, les replis des identités, les procédés concurrentiels d’accès aux hydrocarbures par les puissances consommatrices et les luttes de puissances entre ces dernières rendent redoutable le tropisme d’empires pétroliers dans la sous-région. Si tant est que le pétrole a été dans le Golfe de Guinée un véritable casus belli, il est constant que la gouvernance pétrolière pourrait aseptiser cette région empestée par les conflits pétroliers et la conduire ainsi au développement
Access to oil resources by importers, and the controlling its revenue by exporters raise complex issues in the oil regions and more especially in the Gulf of Guinea. In the latter region, importing oil powers have been at the center of many conflicts both within states and between them. In Congo Brazzaville, for example, Elf had been accused - in a complaint to the Tribunal de Grande Instance in Paris November 20, 1997 - by former President Pascal Lissouba of aiding Sassou Nguesso to make his coup in 1997. Other major oil companies, namely Shell, Mobil and Texaco have also been implicated in some civil wars in the sub-region such as Nigeria and Angola. In addition to these so-called internal conflicts, the Gulf of Guinea has been and remains the centre of maritime border disputes on oil where importers of black gold are noticed. Today, the Gulf of Guinea is facing a new desire for its oil. This renewed interest in the strategic Gulf of Guinea raises a heuristic thinking.The main hypothesis of this study is that the new interest for oil in the Gulf of Guinea is a real threat to the stability and hence the risk of the development efforts of the producers of black gold country this space. It portends the resurgence of a complex system of conflicts in the sub-region. Indeed, the democratic deficit, the bad economic governance, the decomposition of the territories, the folds of identities, competitive processes to access oil by consuming powers and the power struggles between them make the tropism of oil empires in the sub-region questionable. That is if the oil has been in the Gulf of Guinea a real casus belli, it is clear that oil governance could sanitize the area tainted by oil conflict and thus lead to development

Les pyrolyses de mélanges n-octane / tertiobutylhydroperoxyde (inducteur) en réacteur fermé ont été étudiées en phase gazeuse à basse pression (environ 1 Torr de réactif dilué dans 1000 Torr d'inerte) pour des temps de réaction de quelques heures et des températures comprises entre 200 et 450°C. L'hydroperoxyde accélère fortement la décomposition de l'octane sans changer significativement la distribution des produits. Ces réactions ont été modélisées à l'aide d'un mécanisme radicalaire détaillé. Une étude complémentaire réalisée à haute pression : 10-100-700 bar a montré qu'à 450°C, l'effet accélérateur de l'hydroperoxyde diminue fortement quand la pression augmente alors qu'un effet accélérateur important est observé à 250°C et 700 bar pour la pyrolyse de l'octane comme pour celle d'une huile naturelle. Cette approche utilisant un inducteur devrait ainsi permettre l'étude de la réactivité de composés naturels dans les conditions géologiques
Mixtures of n-octane and tertiobutylhydroperoxyde (inducer) were pyrolyzed in closed reactor under gas phase at low pressure (about 1 Torr of reactants diluted in 1000 Torr of inert gas) for reaction times of a few hours and temperatures ranging from 200 to 450°C. The hydroperoxyde strongly induced the decomposition of octane without significantly changing the products distribution. The reactions were modelled using a detailed radical mechanism. Complementary studies were performed at 450°C and high pressures (10, 100 and 700 bars). The induction effect of the hydroperoxyde decreased strongly when pressure increased. Yet, significant induction is again observed at 700 bars when a temperature of 250°C is used. Similar results are obtained when using a mixture of hydroperoxyde and a paraffinic oil. The approach using an inducer will allow the study of the thermal decomposition of hydrocarbon mixtures at geological temperatures

Géologie. Au sein de la série phosphatée de Djebel Onk, la formation de Djemidjema correspond en partie à une puissante couche phosphatée de 30 à 35 mètres d'épaisseur sans intercalations stériles. L’analyse séquentielle et l'étude géochimique confirment que les modes granulométriques sont caractéristiques de deux populations de grains phosphates allochtones provenant de deux milieux de genèse différents. La dérive mégaséquentielle granulométrique met en évidence deux mégaséquences d'échelon 4: la mégaséquence A (phosphate à grains fins avec exogangue argilo-carbonatée) ; la mégaséquence B (phosphate à grains grossiers et exogangue carbonatée): la dolomite s'y présente sous forme de cristaux automorphes à subautomorphes, assemblés en agrégats difficiles à éliminer. Valorisation. L’organigramme actuel de traitement du minerai de Djebel Onk par voie thermique (calcination) comme par voie sèche (dépoussiérage) engendre des pertes importantes en P2O5. Le traitement thermique à basse température (450-500 °C) crée des contraintes différentielles sur l'exogangue et entre celle-ci et la phase apatitique, sans affecter la réactivité chimique du minerai. La technique nouvelle de fragmentation par broyage sélectif en lit sous contrainte permet une approche nouvelle du traitement avec un flowsheet s'adaptant à la nature et à la variabilité de la matière première, en évitant ainsi la calcination, procédé complexe et onéreux, et en limitant la consommation d'eau pénalisante en zone désertique

L'objectif de cette thèse est de construire un modèle statistique de la distribution des tailles des gisements d'hydrocarbures qui existent dans le sous-sol d'un bassin sédimentaire, ainsi que de celle des découvertes déjà effectuées. L'estimation des paramètres de ce modèle via l'estimation de la densité des observations par sélection de modèles de polynômes par morceaux par maximum de vraisemblance pénalisé nous permet de déduire des estimations du nombre de gisements restant à découvrir, par classe de taille. Nous supposons que l'ensemble des tailles des champs qui existent dans la nature est un échantillon d'effectif inconnu d'une loi de Lévy-Pareto de paramètre lui-même inconnu. Les champs déjà découverts en représentent un sous échantillon sans remise biaisé par un "effet taille", dont les probabilités d'inclusion sont à estimer. Nous montrons que la densité des observations est le produit de la densité sous-jacente et d'une fonction de pondération inconnue représentant le biais dans le tirage. Une partition arbitraire de l'intervalle des tailles étant fixée (un modèle), les solutions analytiques des programmes de maximisation de la vraisemblance permettent d'estimer le paramètre de la loi sous-jacente ainsi que la fonction de pondération supposée en escalier et basée sur la partition. Nous ajoutons éventuellement une contrainte de monotonie sur cette dernière, rendant compte du fait que plus un objet est grande taille et plus sa probabilité d'avoir été découvert est importante. Des estimateurs de type Horvitz-Thompson permettent alors de conclure. Nous faisons ensuite varier les partitions au sein de différentes classes et démontrons un théorème de sélection de modèles permettant de choisir la partition la mieux adaptée, en terme de risques Hellinger et Kullback de l'estimateur associé. Nous concluons par des simulations, ainsi que plusieurs applications à des données réelles de bassins sédimentaires de quatre continents pour illustrer les aspects tant théoriques que pratiques de notre modélisation.

Au cours de l’exploitation d’un gisement pétrolier, il est important de prévoir la récupération des hydrocarbures et d’en optimiser la production. Aussi, pour en simuler la physique des écoulements, il est primordial de fournir aux schémas numériques un domaine d’étude correctement discrétisé. Dans cette thèse, nous nous intéressons à cette discrétisation spatiale et nous proposons d’étendre en 3D les maillages hybrides 2D proposés par l’IFP en 1998 qui permettent de prendre en compte, directement au niveau de la géométrie, le caractère radial des écoulements aux abords des puits. Dans ces maillages hybrides, les puits et leur aire de drainage sont modélisés au moyen de maillages structurés de type radial circulaire et les réservoirs par des maillages structurés de type cartésien non uniforme ou Corner Point Geometry. La liaison entre le maillage des puits et celui des réservoirs est établie au moyen des maillages de transition non structurés, basés sur l’utilisation de diagrammes de puissance 3D, admissibles au sens des volumes finis, de telle sorte que le maillage hybride global soit conforme. Deux méthodes ont été développées pour générer ces maillages de transition : une méthode basée sur l’utilisation d’une triangulation de Delaunay et une autre basée sur une approche frontale. Des critères géométriques ont par ailleurs été introduits pour mesurer la qualité de ces maillages hybrides et des procédures d’optimisation ont été proposées pour améliorer certains de ces critères sous contrôle d’admissibilité au sens des volumes finis
During the exploitation of an oil reservoir, it is important to predict the recovery of hydrocarbons and to optimize its production. A better comprehension of the physical phenomena requires to simulate 3D multiphase flows in increasingly complex geological structures. In this thesis, we are interested in this spatial discretization and we propose to extend in 3D the 2D hybrid model proposed by IFP in 1998 where the radial characteristics of the flows in the vicinity of wells are directly taken into account in the geometry. In these hybrid meshes, the wells and their drainage area are described by structured radial circular meshes and the reservoirs are represented by structured meshes that can be non uniform Cartesian or Corner Point Geometry grids. In order to generate a global conforming mesh, unstructured transition meshes based on power diagrams and satisfying finite volume properties are used to connect together the structured meshes. Two methods have been implemented to generate these transition meshes: a method using a Delaunay triangulation and another one using a frontal approach. In addition, some criteria are introduced to measure the quality or the transition meshes and optimization procedures are proposed to increase some of these criteria under finite volume properties constraints

Du fait de la raréfaction des gisements de pétrole conventionnel et de l'accroissement de la demande mondiale, les compagnies pétrolières sont amenées à considérer de nouvelles réserves inexploitées car trop coûteuses à l'exploitation il y a quelques années. Ce travail est consacré à la simulation numérique d'un procédé d'extraction de pétrole lourd, le VAPEX, caractérisé par l'injection de solvant facilitant le drainage par gravité de l'huile. L'enjeu principal de cette thèse est de simuler numériquement et avec précision, le mécanisme de pénétration du solvant dans l'huile, cette zone de pénétration étant relativement mince à l'échelle du réservoir. Notre travail a porté sur l'utilisation d’algorithmes de raffinement adaptatif de maillages pour la simulation de ce procédé. Ces considérations nous ont amené à considérer la problématique d'application d'algorithmes de raffinement de maillages en milieu poreux, et plus particulièrement en milieux poreux hétérogènes pour lesquels les indicateurs (ou estimateurs) existants permettant de déterminer les zones à raffiner ne sont pas clairement établis. Dans un premier temps, nous mettons en place l'ensemble des équations que nous sommes amené à résoudre numériquement au cours de l'élaboration des codes de simulation de procédés d'extraction par injection d'eau et de solvant. Nous décrivons ensuite le procédé VAPEX, et nous établissons l'étude semi-analytique de Butler & Mokrys du procédé à laquelle nous ajoutons la prise en compte des termes capillaires. Nous décrivons ensuite deux méthodes mathématiques permettant d'établir des estimateurs a posteriori pour de tels problèmes. Au cours de ce travail, nous mettons en place deux codes de simulation de réservoirs, le premier est un simulateur basé sur une discrétisation des équations par une méthode de discrétisation par éléments finis mixtes hybrides et permettant de simuler des problèmes d'injection d'eau et le second est basé sur une méthode de discrétisation par volumes finis permettant de simuler des procédés d'injection de solvant tels que le VAPEX. Nous utilisons ensuite ces estimateurs par le biais d’un algorithme de raffinement de maillages pour ces deux codes de simulation. L'étude du modèle semi-analytique que nous avons faite du procédé VAPEX montre que sous certaines hypothèses le terme capillaire peut être assimilé à un terme diffusif pour prédire l'avancement du front. Les estimateurs mis en place basés sur les variations des flux permettent de déterminer les zones de front pour des réservoirs hétérogènes. Nous illustrons ce résultat sur une simulation d'un problème d'injection d'eau à l'aide du simulateur mis en place. Les estimateurs mis en place permettent également de capter les fronts des saturations des phases et de concentration des constituants. Nous illustrons ce résultat sur une simulation du procédé VAPEX.Ce travail a amené à la mise en place d’estimateurs permettant de raffiner des maillages autour des fronts de saturation et de concentration pour des milieux poreux hétérogènes au cours de la simulation d'écoulements en milieux poreux. Pour caractériser ces estimateurs, nous avons distingué un front de saturation (resp. concentration), qui correspond est une forte variation de saturation (resp. concentration) engendrant une forte variation du flux, d'un fort gradient de saturation (resp. concentration) qui apparait automatiquement lorsque la perméabilité du milieu poreux varie brutalement. Les extensions de ce travail pourraient permettre de mettre en œuvre plus de simulations faisant varier les termes capillaires et les termes dispersifs affin de mieux apprécier le comportement des estimateurs introduits. Il serait également intéressant d'étudier l'impact des hypothèses faites pour établir les estimateurs empiriques utilisés. Enfin, de tels estimateurs pourraient s'appliquer à des codes de simulation tenant compte de la dispersion en milieu poreux
With rarefaction of conventional petroleum fields and the world supply increase, petroleum companies have to consider new unexploited reserves because of their exploitation cost few years ago. These reserves are called unconventional reserves, mainly heavy oil or extra heavy oil. This work is devoted to the numerical simulation of an extraction process of heavy oil, the VAPEX. VAPEX is characterized by solvent injection in a horizontal well in order to facilitate gravity drainage of oil in a producer well situated in the same way under the injector well. The main stake to simulate this process is to simulate the mechanism of solvent penetration in oil with precision, this penetration zone being very thin drawn to the reservoir scale. We focus our work on application of algorithm of adaptive mesh refinement to simulate this process. This consideration lead us to consider the issue of application of mesh refinement in porous media, especially in heterogeneous porous media for which existing indicators (or estimators) do not allow to determine properly the zone to be refined. The objective of this work is to determine a posteriori estimators for implementation of simulation codes of heterogeneous petroleum reservoirs and their application to the VAPEX process. Firstly, we set the whole equations we have to solve numerically to build simulators of petroleum extraction processes by water injection and solvent injection. Then, we describe the VAPEX process and we establish the semi-analytical study of Butler & Mokrys of this process for which we take in account influence of capillarity. Afterwards, we describe two mathematical methods to establish a posteriori estimators for such problems. One of these methods is based on empirical extrapolation of existing estimators for hyperbolic problems given by Ohlberger. In the course of this work, we set two simulation codes of petroleum reservoirs, the first is a simulator based on equations discretisation by mixed finite element method allowing simulation of water injection problems and the second is based on discretisation by finite volumes method allowing simulation of solvent injection processes like the VAPEX. Then, we apply these estimators to an algorithm of mesh refinement for these two simulation codes. The study of the semi-analytical model set of the VAPEX process show that under hypothesis, capillarity can be likened to a diffusive term to determine the front tracking. Estimators set are based on flux variation and allow determining sharp zone to be refined in heterogeneous porous media. We illustrate this result for a simulation of water injection with the simulator built. The estimators set can also track saturations fronts and concentrations fronts. We illustrate this result on a simulation of the VAPEX process. This work shows it is possible to set estimators allowing mesh refinement to track saturations and concentrations fronts during simulation of flow in heterogeneous porous media. To set such estimators, we make a distinction between saturation (resp. concentration) front and high saturation (resp. concentration) gradient. To our point of view, a front is a high variation of saturation or concentration that has a high impact on the flux variation. It is different from a high gradient that appear automatically where the permeability of the porous media has a high variation. This work could be complemented by making more simulations with variations of capillarity and dispersive terms in order to have a better appreciation of estimators introduced. It would be advisable to study the impact of suppositions done to establish these empirical estimators set. After all, such estimators could be applied to a simulation code taking in account dispersion in porous media

Modern sedimentary systems are interesting for both academy and industry particularly for the understanding of continental margins building and for the analogy with petroleum reservoirs. For many years, sedimentary systems located off major deltas, are preferred targets for oil companies as deltaic and turbidite systems are built with / by hydrodynamic processes known for their ability to sort and concentrate sands. The need of modern analogues is critical for petroleum exploration, mainly for deep-water reservoirs because of their wide variability in term of size, thickness and lithological lateral changes that make them still difficult predict. Analyse of geometry and stacking pattern of recent (Plio-Quaternary) sedimentary bodies can greatly improve our ability to understand buried reservoirs Because the Nile submarine delta is the largest area of gas exploration and production of the Mediterranean and because its recent history, architecture, source and factors controlling the sediment dispersion are now well constrained, the Rosetta system (western province off Nile Delta) is probably the best site to study of a silty/mud delta-fed turbidite system. The main goal of our approach is to propose an architectural and lithological model of the Rosetta system with the scope of “whole margin”. A wide 2D and 3D-seismic data set over the whole Rosetta (western province of the Nile fan, off Egypt) system respectively provided by GEOAZUR laboratory and GDF-Suez associated with a well-constrained chronological framework allowed the characterization of numerous sedimentary bodies and the reconstitution of the architecture since the Upper Pliocene. Among these bodies, 11 canyons and 18 mass-transport deposits were mapped on the continental shelf and slope. Chronology of depositional events, which has been particularly well detailed for the last 200 ky BP, served as the basis for the model conception. Rosetta system appears as an instable (or migrating) source system controlled by relative sea-level variations, sediment supply variations and shelf-edge failures. A cyclic character of depositional sequences in depth suggests that the recent stratigraphical organization can be applied to older deposits such as El Wastani and Kafr El Sheikh Formations known as important gas reservoirs in the Nile Delta. More generally comparison between Rosetta system and modern analogues like Mississippi and Amazon systems showed that the Rosetta model represents a good modern analogue for subsurface sedimentary systems deposited in deep-water environments
Les systèmes sédimentaires turbiditiques modernes présentent un intérêt aussi bien académique qu’industriel pour la compréhension de la construction des marges continentales, ainsi que pour l’élaboration d’analogues de réservoirs pétroliers. Depuis de nombreuses années, les systèmes sédimentaires situés au large des grands deltas, sont des cibles préférentielles des compagnies pétrolières, car les systèmes deltaïques et turbiditiques sont édifiés par/selon des processus hydrodynamiques reconnus pour leur capacité à trier et à concentrer les sables. Le besoin d’analogues est crucial pour l’exploration pétrolière, principalement pour les réservoirs marins profonds. Leur grande variabilité de taille, d’épaisseur et leur changement latéral de faciès rendent ces systèmes très difficiles à prédire et modéliser aussi bien de façon analogique que numérique. L’analyse de la géométrie et du mode d’empilement des corps sédimentaires « récents » peut ainsi améliorer notre capacité à comprendre les réservoirs enfouis à plusieurs milliers de mètres sous le fond marin. Le système de Rosetta (Province Occidentale du Delta du Nil) est probablement un des meilleurs sites pour l’étude d’un appareil gravitaire moderne silto-argileux alimenté par un delta, car d’une part son histoire récente, son architecture générale, sa source et les facteurs contrôlant la dispersion sédimentaire sont aujourd’hui bien contraints, et d’autre part le Delta du Nil correspond à la principale zone d’exploration gazière en Méditerranée. L’objectif de ce travail est donc de présenter un modèle architectural et lithologique du système de Rosetta à l’échelle du Quaternaire, en intégrant l’ensemble des environnements de la marge (plateau continental, pente et bassin profond). Une telle corrélation plateau-bassin n’a encore jamais pu être effectuée complètement dans aucun des grands systèmes turbiditiques modernes et constitue donc le point fort de ce travail. Une large couverture de données sismiques 2D et 3D sur l’ensemble du système de Rosetta (au Nord ouest du delta du Nil), associée à un cadre stratigraphique relativement bien contraint, a permis de caractériser les objets sédimentaires et de reconstituer l’architecture générale du système depuis le Pliocène supérieur. Parmi ces objets, 11 canyons et 18 dépôts de transport en masse ont notamment été cartographiés sur la plate-forme et la pente continentale. La chronologie des évènements de dépôt, qui a pu être particulièrement détaillée pour les derniers 200 ka, et les séquences de dépôts associées ont servi de base pour la conception du modèle. Le système de Rosetta apparaît comme un système à source ponctuelle instable (ou migrante), principalement contrôlé par les variations relatives du niveau marin, les variations de flux sédimentaires et les déstabilisations de bordure de plate-forme. Le caractère cyclique des séquences de dépôt mis en évidence en profondeur suggère que l’organisation stratigraphique peut être appliquée aux dépôts plus anciens tels que les Formations El Wastani et Kafr El Sheikh, connues comme d’importants réservoirs de gaz dans la région du Delta du Nil. Plus généralement, la comparaison du système de Rosetta (ou Nil récent) avec des systèmes analogues comme le Mississippi ou l’Amazone a montré que le fonctionnement du système général du Delta du Nil n’est pas unique à l’échelle du globe et que le modèle obtenu représente un bon analogue moderne pour les systèmes sédimentaires de subsurface déposés en domaine marin profond

L'utilisation des méthodes intégrales dans le milieu pétrolier est récente et reste limitée à des problèmes 2D, le puits étant modélisé comme un terme source. Dans ce travail, nous proposons une nouvelle méthode intégrale pour évaluer la performance des puits dans un réservoir stratifié à géométrie quelconque en 3D. Ici, l'écoulement dans le puits est pris en compte par deux types de conditions aux limites, la première linéaire, la seconde non-linéaire et non-locale. Nous avons démontré que chacun des deux modèles (linéaire et non-linéaire) est bien posé. Du point de vue numérique, nous avons développé une nouvelle formulation intégrale, équivalente au modèle linéaire. Les équations intégrales ont été discrétisées par une méthode de Galerkin. D'autre part, nous avons pu tirer profit du problème d'échelle pour faire une approximation filaire du puits. Les tests numériques montrent que cette nouvelle méthode intégrale permet de calculer l'indice de productivité du puits à 1% près
Boundary integral methods make it possible to overcome the scale difference between the size of the reservoir (several kilometers) and the radius of the weIl (less than 15 cm). They have recently been used in petroleum engineering, but they were limited to 2D problems, and the weIl was modelled like a source term. Here we propose a new boundary integral method to evaluate weIl performance in a 3D stratified reservoir with arbitrary geometry. The flow in the weIl is modelled using one of two boundary conditions, the first one linear, the second one non-linear and non-local. We have proved that both models are well-posed, and we have developed a new boundary integr al formulation to treat the linear mode!. Boundary integral equations have been discretized by a Galerkin method, and integrals on the weIl have been reduced to ID integrals, thanks to the scale difference. WeIl productivity index can be calculated by our new method with a precision of 1%

Comment les activités pétrolières démarrent-elles en 1735 et pourquoi se prolongent-elles jusqu'en 1970 à Pechelbronn en Alsace ? Trois systèmes d'exploitation, familial pour le premier, industriel et capitaliste pour le deuxième, soutenu par l'Etat pour le dernier s'y succèdent. La brouille des actionnaires de la Compagnie d'Asphalte permet aux Le Bel de s'emparer de la concession de 1760 à 1867. La mine, la manufacture de graisse et l'agriculture constituent les bases économiques de leur stratégie dynastique. De 1868 à 1888, le Pechelbronn est totalement transformé par la révolution industrielle. L'extraction par forage remplace la technique des galeries. L'entreprise prospère, mais Joseph-Achille Le Bel et ses sœurs préfèrent quitter l'Alsace annexée en 1888. La société anonyme alsacienne, qui prend alors en charge la concession échoue à écarter de Pechelbronn les capitaux allemands. La Deutsche Erdöl Aktiengesellschaft (D. E. A. ) acquiert les pétroles alsaciens en 1906 et se sert de cette base régionale pour construire une société pétrolière allemande, de dimension européenne. Pendant la Première Guerre mondiale, la pénurie pétrolière provoque la reprise du creusement de galeries. Après la victoire française, les Allemands sont expulsés et Pechelbronn Société Anonyme d'Exploitations Minières devient, entre les deux guerres, l'instrument de la politique pétrolière française. Désormais, le Pechelbronn ne fonctionne plus selon les lois du marché. Pendant l'Occupation, la D. E. A. Récupère le gisement et la S. A. E. M. Survit outre-Vosges grâce à ses filiales. A la Libération, elle reconstruit la raffinerie bombardée mais l'extraction baisse et l'Etat réduit ses subventions. Le démantèlement des mines et usines dure de 1951 à 1970, date de la disparition de la dernière activité pétrolière à Pechelbronn. Les filiales ont eu le temps de se restructurer autour de l'enseigne ANTAR pour former le septième groupe de raffinage et de distribution français
How did the oil industry manage to survive from 1735 to 1970? In 1735 the conditions were fulfilled for fhe sustained and profitable extraction and transformation of oil-bearing sands in Alsace. However, a disagreement among the shareholders meant that collective ownership was replaced by family-based capitalism. Thus, from 1760 to 1867, the Le Bel family pursued a “dynastyc” strategy relying on both farming and mining activities; Then, from 1868 to 1888, the industrial revolution brought about radical change in Pechelbronn, as the digging of gradually gave way to new drilling techniques. The oil company prospered, but then, in 1888, Joseph-Achille Le Bel and his sisters decided to sell. The Alsatian public limited company which took over the mining concession made considerable profits, but failed to prevent an inflow of German capital. Between 1906 and 1918, the D. E. A. (ie, Deutsche Erdölgesellschaft) gained control of Alsatian oil, which permitted the German company to develop into a large Europe-wide concern. During the first world war, oil shortages led to renewed mining activity. As France emerged victorious from the conflict, the Germans were throw out, and the newly-set up Pechelbronn Société Anonyme d'Exploitations Minières became an instrument of French oil policy between the two world wars. As a result, the Pechelbronn was no longer regulated by market forces. During the German occupation in the second world war, the D. E. A. Regained possession of the oilfield, while the S. A. E. M. Remained in business thanks to the subsidiary companies it had spawned elsewhere in France. From 1945 to 1950, it proceeded to rebuilt the bombed-out refinery, but the quantity of oil extracted dwindled, and government subsidies decreased accordingly. From 1951, the mines and factories in Pechelbronn were gradually dismantled, and in 1970, exploitation of the site ceased completely. At the same time, the ANTAR subsidiary became the seventh largest oil refining company in France

Nous avons développé un code de calcul permettant de simuler et d'analyser des expériences de laboratoire d'injection de solutions micellaires dans des carottes de sol dans un but de récupération d'huile résiduelle. Après avoir identifié et représenté par des modèles appropriés les différents processus mis en jeu au cours du transport (modification des tensions interfaciales, des équilibres de phases, interactions physicochimiques) nous avons bâti notre modèle de transport à partir des équations de bases établies sur un réseau d'écoulement. Nous avons démontré la stabilité du modèle et, sur des exemples de simulation, nous avons proposé une démarche pour identifier des processus d'interactions à partir de résultats d'expérience de transport. Enfin, on a pu donner des exemples de simulations d'expériences de déplacement d'huile résiduelle en prenant en compte les interactions physico-chimiques au sein du milieu poreux

L'évolution géodynamique des bassins exerce un contrôle majeur sur l'évolution des chemins de circulation, de la température, de la pression et de la chimie des fluides diagénétiques. Ceci influence la diagenèse et les propriétés pétrophysiques des réservoirs. Récemment, les modèles géodynamiques des Pyrénées et du bassin sud aquitain ont été revus et mis à jour pour inclure la participation d'une phase de rifting au Crétacé inférieur qui a évolué vers un amincissement crustal extrême couplé à une exhumation du manteau et suivi d'une inversion pendant le Crétacé supérieur et le paléogène. Ce modèle révisé met en évidence l'impact possible des fluides hydrothermaux sur la diagenèse des réservoirs pétroliers dans le sud du bassin aquitain. Ce travail est basé sur l’étude de trois carottes de forage pénétrant dans les réservoirs du Crétacé supérieur (Lacq supérieur) et du Jurassique supérieur au Crétacé inférieur (Lacq inférieur). À l'aide d'une multitude d'outils pétrographiques et géochimiques et d’une modélisation de bassin, nous documentons comment l'hyperextension aptienne a été couplée à la circulation de fluides riches en Mg qui ont partiellement dolomitisé Lacq profond. Le Mg a été fourni à partir des formations riches en argiles présentes en profondeur, tandis que les fortes salinités sont dues à une interaction avec les évaporites du Trias. Différents épisodes de fracturation au cours de la période post-rift, pendant la convergence N-S, ont permis la connexion entre Lacq inférieur et un réservoir de fluides sursaturés vis-à-vis de la calcite. Une troisième phase de circulation de fluides qui s’est terminée pendant la compression Eocène, a précipité des anhydrites massives dans Lacq profond. Dans le même temps, la diagenèse a été marquée par une circulation de fluides hydrothermaux le long des principales failles et fractures au niveau de la crête de l'anticlinal de Lacq. Des dolomies hydrothermales ont été documentées avec des températures environ 40°C plus élevées que celles des roches hôtes environnantes. Différents épisodes de fracturation liés à l'orogenèse pyrénéenne, ont ensuite été responsables de la précipitation de calcite et d'anhydrite. Il apparait que le chargement en pétrole et en gaz dans Lacq supérieur et Lacq inférieur respectivement, se situe pendant la phase post-orogénique. Par conséquent, il est évident que le cadre géodynamique global et l'évolution géologique des foothills pyrénéens, régis principalement par l'hyperextension Aptienne et la convergence Eocène, ont eu un contrôle significatif sur les types, sources et voies de circulation des fluides diagénétiques, pétroliers et gaziers
The geodynamic evolution of basins exerts a major control on the evolution of the pathways, temperature, pressure and chemistry of circulating fluids. This in turn influences the diagenesis and petrophysical properties of petroleum reservoirs. Recently, geodynamic models of the Pyrenees and the south Aquitaine basin were revisited and updated to include the involvement of an Early Cretaceous rifting phase that evolved to extreme crustal thinning coupled with mantle exhumation, followed by an inversion and convergence during the Late Cretaceous and the Paleogene. This revised model highlights the possible impact of hydrothermal fluids on the diagenesis of petroleum reservoirs in the southern Aquitaine Basin. This work is based on the study of three drill cores penetrating the Upper Cretaceous (Upper Lacq) reservoirs and the Upper Jurassic to Early Cretaceous (Deep Lacq) reservoirs. Using a multitude of petrographic, geochemical and modeling tools, we document how the Aptian hyperextension was coupled with the circulation of Mg-rich fluids that partially dolomitized Deep Lacq. Mg was provided from the clay-rich formations at depths while salinities were the result of fluid interaction with the Triassic evaporites. Different fracturing episodes during the post-rift stage, when the N-S convergence started, connected Deep Lacq with a pool of fluids oversaturated with respect to calcites. A third fluid pulse, linked to the Eocene compression, precipitated massive anhydrites in Deep Lacq. At the same time in Upper Lacq, diagenesis was marked by orogeny-driven hydrothermal fluid circulations along the major faults and fractures on the crest of Lacq anticline. Hydrothermal dolomites were documented with temperatures nearly 40°C higher than the surrounding host rocks. Different fracturing episodes, related to the Pyrenean orogeny, were later responsible for calcite and anhydrite cementation. The oil and gas infilling of Upper and Deep Lacq respectively are assumed to be post-orogenic. Therefore, it is evident that the overall geodynamic setting and the geologic evolution of the Pyrenean foothills, governed mainly by the Aptian hyperextension and the Eocene convergence, had a significant control on the types, sources and circulation pathways of the diagenetic fluids

La connaissance de la composition en hydrocarbures des gisements pétroliers est un enjeu majeur afin de déterminer la faisabilité et l’intérêt de l’exploitation de leurs réservoirs. La présence des gaz acides et des composés corrosifs peut marquer la différence entre un projet d’exploitation qui sera développé et un autre qui sera considéré comme non viable. Dans ce contexte la présence de H2S joue un rôle majeur, du fait de sa toxicité et des investissements nécessaires pour séparer le H2S, ainsi que pour réduire la concentration des composés soufrés aux valeurs requises par la législation. Bien qu’il soit accepté que les concentrations élevées en H2S dans les réservoirs carbonatés de pétrole sont issues des réactions entre les hydrocarbures et les ions sulfates (SO42-) en phase aqueuse, l’influence de H2S sur le craquage des hydrocarbures et la formation des composés soufrés est peu connue. Dans le cadre de cette thèse, l’influence de H2S sur le craquage des hydrocarbures aromatiques dans les conditions des réservoirs pétroliers a été mise en évidence par l’étude de la maturation artificielle par pyrolyse confinée d’un composé modèle, le n-butylbenzène, en présence et en absence de H2S. Ainsi, le n-butylbenzène pur, et le mélange n-butylbenzène – H2S ont été pyrolysés dans les capsules en or à des températures entre 310 °C et 350 °C à pression constante de 700 bar pour des durées comprises entre 3 et 15 jours. Les résultats de la pyrolyse du n-butylbenzène pur ont permis la construction et la validation d’un modèle cinétique détaillé dont l’extrapolation aux températures et pressions géologiques (200 °C, 700 bar) montre que le temps de demi-vie moyen du n-butylbenzène est similaire à celle des alcanes. Certaines voies de formation des produits soufrés majeurs par les interactions entre le n-butylbenzène et le H2S, des thiols et des phénylthiophènes, ont été proposées faisant ressortir l’importance de la réactivité de la chaîne aliphatique sur le craquage des composés alkyl-aromatiques dans les conditions expérimentales. La comparaison entre les deux systèmes expérimentaux en présence et en absence de H2S a montré aussi l’effet accélérateur de H2S sur le craquage de n-butylbenzène, et par extrapolation, sur le craquage des composés alkyl-aromatiques à chaîne aliphatique longue dans les conditions de pyrolyse
Understanding of hydrocarbon composition in oil reservoirs is a major issue in order to assess the feasibility and the implications of further extraction of buried resources. The presence of acidic gases as well as corrosive compounds can make the difference between an extraction project that will be developed and another that will be considered as unsustainable. In this context, the presence of H2S plays a major role, due to H2S toxicity and the economic investments needed to separate it and to reduce the concentration of related sulfur compounds to permitted levels required by current legislations. Although it is known that high concentrations in carbonate oil reservoirs are produced by the reaction between hydrocarbons and sulfate ions (SO42-) in the aqueous phase, the influence of H2S on petroleum cracking and on the formation of sulfur compounds is little known. In this thesis, the influence of H2S on the cracking of aromatic hydrocarbons under oil reservoir pressure and temperature conditions was studied by confined pyrolysis artificial maturation of a model compound (n-butylbenzene) with and without presence of H2S. Thus, the pure n-butylbenzene and the n-butylbenzene-H2S mixture were pyrolyzed in the gold capsules at temperatures between 310 °C and 350 °C at a constant pressure of 700 bar for periods from 3 to 15 days. The results of pure n-butylbenzene pyrolysis allowed the construction and validation of a detailed kinetic model whose extrapolation to geological temperatures and pressures (200 °C, 700 bar) shows that the average half-life of n-butylbenzene is similar to that of alkanes. Some formation pathways of the major sulfur-containing compounds H2S (thiols and phenylthiophens) produced by interaction between n-butylbenzene have been proposed. These formation pathways highlight the control of the aliphatic chain reactions on the cracking of the alkyl-aromatic compounds at the experimental conditions of this study. Comparison of the two experimental systems in the presence and absence of H2S also exposed the accelerating effect of H2S cracking on n-butylbenzene and long-chain alkyl aliphatic compounds under pyrolysis conditions

Le but de cette étude est de comprendre les relations entre les roches carbonatées et les paléofluides qui les traversent. Les études paléogéographiques et les descriptions géologiques ainsi que les analyses géochimiques des roches réservoirs ont été réalisées sur la Formation de Mishrif dans le champ pétrolier de Nasiriya (sud-est de l’Iraq). Les données de 5 forages carrotés (NS-1 à NS-5), les rapports de prospections et les données de production du champ de Nassiriya, ont été utilisés. Les analyses des microfaciès montrent que la Formation de Mishrif contient une grande variété d’organismes tels que des formaminifères, des coraux, des rudites ainsi que des algues, microbialites, des pellets, des peloides, des grains aggrégé et des grains arrondis. Par conséquent, la formation de Mishrif serait représentative d’un environnement d’eau de subsurface de la zone évaporitique jusqu’à la zone de récif arrière. Le système de transport des fluides dans la Formation de Mishrif se fait au travers des réseaux de stylolite, des fractures ainsi que du réseau poral. Les inclusions des fluides aqueuses sont composées du système H2O-MgCl2. Les températures homogènes des inclusions des fluides aqueuses varient entre 150 et 175 °C. Les températures homogènes des inclusions des fluides pétrolières représentent les degrés élevés de 225 à 250 °C. Les processus de cimentation indiquent quatre phases d’évènements. La première phase a eu lieu avant la migration d’hydrocarbure. La seconde phase s’est produite pendant la migration de ces hydrocarbures. La troisième phase arrive après le processus de migration. Enfin, la quatrième phase est représentée par la distribution du bitume
The aim of the present study is related to understand the paleofluid-rock interactions in carbonate rocks and its relation with oil potential during upper Cretaceous. Paleogeography studies, geological descriptions and geochemistry analyses of the reservoir rocks were conducted on the Mishrif Formation of the Nasiriah oil field (south-east of Iraq). The data of drill cores from 5 drillholes (NS-1 to NS-5), exploration reports and production data of the Nasiriyah oil field have been used. The microfacies analyses show that Mishrif includes foraminifera, coral, ruddiest, algae, microbialite, favreina microcoprolite, pellets, peloids, aggregate grains and rounded clastic grains. Therefore, shallow-water environments represent Mishrif paleoenvironments, included evaporitic zone to the back-reef zone of the interior carbonate platform shelf. Transport system in the Mishrif contains stylolite networks, fractures and porosity systems. The scanning electron microscope (SEM) shows the balanced distribution of the transport systems regardless of the microfacies type. The aqueous fluid inclusions are mainly composed of H2O-MgCl2 system. Homogeneous temperatures of the aqueous fluid inclusions range from 150 to 175°C. Homogeneous temperatures of the petroleum fluid inclusions in the latter fractures represent high degrees from 225 up to 250°C. Cementation process exhibits four phases of the cementation events. The first phase took place before the hydrocarbon migration. The second occurred during the hydrocarbon migration. Third phase happened after process of the hydrocarbon migration and the last phase represented the thermochemical sulfate reduction by the distribution of bitumen

La récupération assistée du pétrole est considérée comme une option intéressante pour les réservoirs à faible perméabilité. Cependant, son application peut s'avérer difficile pour des perméabilités inférieures à 100mD, en raison des problèmes d'injectivité et de rétention élevée des additifs chimiques fréquemment observés dans ces cas. Ce travail de thèse vise à étudier l'impact des paramètres physico-chimiques et minéralogiques sur le transport des solutions de polymère dans des milieux poreux modèles de faibles perméabilités. Pour cela, des expériences d'injection de polymère ont été menées en utilisant des solutions d'HPAM de différentes forces ioniques et duretés et quatre milieux granulaires à base de quartz et trois types d'argiles: kaolinite, illite et smectite. Les résultats confirment le rôle majeur joué par la composition de l'eau d'injection (salinité et dureté) sur la conformation des polymères et sur les interactions polymères-minéraux. De fortes interactions entre le polymère et l'argile sont mises en évidence avec des différences significatives selon le type d'argile : bonne propagation et rétention élevée du polymère dans une argile non chargée et non gonflante (kaolinite) et faible propagation avec une rétention plus faible que prévu dans les argiles chargées ou gonflantes (illite, smectite). Ces résultats constituent de nouveaux éléments pour la compréhension du transport des solutions de polymères dans les réservoirs de grès à faible perméabilité
Chemical Enhanced Oil Recovery (EOR) is considered as an attractive option for low permeability reservoirs, in particular where lack of gas supply does not allow gas injection processes. However, its application can be challenging for permeabilities below 100mD, as poor injectivity and high chemical retention are frequently observed in these cases. This work aimed at investigating the impact of both chemical and mineralogical parameters on the transport of polymer solutions in well-controlled low permeability porous media. For that, polymer injection tests were carried out using HPAM solutions of different ionic strengths and hardnesses and four granular sand-clay packs using quartz and three types of clays: kaolinite, illite and smectite. Results confirm the major role played by the injection water composition (salinity and hardness) on polymer conformation and on polymer-minerals interactions. Strong interactions between polymer and clay are evidenced with significant differences according to the clay type: good propagation and high polymer retention in an uncharged and non-swelling clay (kaolinite) and poor propagation with lower retention than expected in charged or swelling clays (illite, smectite). These outcomes stand as new elements for understanding the transport of polymer solutions in low permeability sandstone reservoirs

L’objectif de cette thèse est de mieux comprendre les réactions de craquage thermique des naphtènes (hydrocarbures saturés cycliques) se déroulant dans les réservoirs pétroliers. Les naphtènes, représentant une famille importante de composés dans les huiles « Haute Pression/Haute Température » des gisements profonds, ont fait l’objet de très peu d’études dans ces conditions. La pyrolyse du n-butylcyclohexane a été étudiée à haute pression (100 bar) dans des réacteurs fermés en tubes en or, entre 300°C et 425°C. Le n butylcyclohexane produit majoritairement des n-alcanes (C1 à C4), d’autres naphtènes et des composés aromatiques. Un modèle cinétique complexe a été développé (833 réactions essentiellement radicalaires) ; il rend bien compte de nos résultats expérimentaux jusque 60% de conversion. L’extrapolation du modèle dans les conditions géologiques (température initiale de 160°C, gradient thermique de 2°C/MA et temps de réaction en millions d’années), montre que ce composé commence à se décomposer vers 180°C et que son temps de demi-vie correspond à 200-210°C. D’autres systèmes réactionnels impliquant des naphtènes, ont été également étudiés à 400°C et 100 bar. L’étude de la pyrolyse de la n-butyldécaline montre que cette molécule bicylique possède une réactivité similaire à celle du n-butylcyclohexane. L’étude à 400°C du mélange binaire n-octane/n-butylcyclohexane ne met pas en évidence d’effet cinétique significatif du n-butylcyclohexane sur la décomposition thermique du n-octane, mais l’extrapolation du modèle aux conditions géologiques montre que les naphtènes inhibent la décomposition des n-alcanes à basse température (200°C) et à haute pression (100 bar)
This thesis aims at better understanding the thermal cracking reactions of naphthenes (saturated cyclic hydrocarbons), occurring in petroleum reservoirs. Naphthenes represent a significant fraction of “High Pressure/High Temperature” oils in deeply buried reservoirs; however, studies in these conditions are very limited in literature. The pyrolysis of n-butylcyclohexane is studied in a gold sealed tube reactor between 300 and 425°C, at 100 bar. n-Butylcylohexane mainly leads to n-alkanes (C1-C4), other naphthenes and aromatic compounds. A detailed model is developed (833 reactions, mainly free-radical reactions); a good agreement with our experimental results is reached up to a conversion of 60%. According to simulation results obtained by extrapolating to lower temperature, this compound starts to undergo thermal cracking at 180°C and its time of half-life corresponds to a temperature around 200-210°C, while considering the following burial scenario of an oil reservoir: initial temperature of 160°C and a heating rate of 2°C/MY (Million Years). Other chemical systems including naphthenes, are also studied at 400°C and 100 bar. The study of 1-n-butyldecaline shows, that this bicyclic compound and n-butylcyclohexane have a similar reactivity at 400°C. The study of the binary mixture n-butylcyclohexane/n-octane at 400°C does not provide any significant evidence of a kinetic effect of n-butylcyclohexane on the thermal decomposition of n-octane, but the extrapolation of our model at geological conditions shows that naphthenes are inhibitors of the decomposition of n-alkanes at low temperature (200°C) and at high pressure (100 bar)

L’étude de communautés microbiennes de sources hydrothermales profondes de la dorsale medio-atlantique et de réservoirs pétroliers du bassin parisien a été entreprise par des approches culturales et moléculaires. Ces approches ont consisté d'une part en une analyse directe des ARNr 16S par amplification et hybridation in situ, d'autre part dans l'enrichissement de différents types métaboliques à haute température, et enfin dans la caractérisation de souches isolées d'environnements hydrothermaux. Des séquences d'archaea méthanogènes, halophiles ou hyperthermophiles affiliées aux méthanosarcinales ou aux thermococcales ont été détectées dans deux échantillons d'eau de production. Les séquences de bacteria étaient associées à des thermotogales, des proteobacteria delta et des firmicutes à bas G+C% généralement impliqués dans des processus thermophiles et mésophiles de sulfato- ou thiosulfato-reduction. Des séquences associées au genre arcobacter pouvant intervenir dans le cycle des composés soufrés au sein du réservoir ont également été détectées. Enfin des séquences associées au genre herbaspirillum ont été observées mais proviennent probablement d'une contamination du réservoir. Au sein des fluides hydrothermaux, des enrichissements de différents types métaboliques associés au métabolisme du soufre et du méthane ont été positifs à 65 et 80°C. Une grande diversité de séquences a par ailleurs été observée. Les proteobacteria epsilon dominent généralement les banques de séquences bactériennes et sont détectées en forte proportion par hybridation in situ avec les desulfurobacteriales. Des séquences d'archaea (thermococcales, methanococcales et archaeoglobales) ont également été détectées. L’utilisation combinée de méthodes moléculaires et culturales nous a permis de dépasser les limitations inhérentes à chacune de ces méthodes et de proposer une image des relations s'établissant entre les différentes communautés de micro-organismes présents dans ces deux environnements.

La fin des années 90 a été marquée par le déclin de l'activité minière au Gabon, notamment avec l'arrêt de l'extraction de l'uranium à Mounana au sud-est du Gabon et l'inflexion de la production pétrolière de Rabi-Kounga, le plus important gisement onshore en Afrique subsaharienne. L'amorce du déclin a entraîné la crise des villes de Gamba et de Mounana dont la croissance s'est fondée durant quatre décennies sur l'extraction minière. L'ampleur de la crise du système minier, singulièrement de l'extraction pétrolière, a révélé les articulations de deux syndromes opérant à deux échelles spatiales distinctes : le syndrome de Gillette et le syndrome hollandais. L'articulation des deux syndromes renvoie au modèle de croissance urbaine de la base exportatrice d'Homer Hoyt et à celui de l'Etat rentier
The end of the 90s was marked by the decline of the mining activity in Gabon, in particular due to the abandon of the uranium extraction in Mounana (south-eastern Gabon) and to the drop of the oil production in Rabi-Kounga, the most important onshore oil-field in sub-saharian Africa. The beginning of the decline has lead to an urban crisis in Gamba and Mounana whose growth was based during four decades on the mining extraction. The extent of the mining system crisis, singulary of the oil industry, has revealed the articulation of two syndromes operating on two distinct spatial scales : the Gillette syndrome and the Dutch disease. The articulation of these two difficulties refers to the Hoyt export base theory as an urban growth model and to the shareholder State model as well

La protection pénale des ressources pétrolières est en outre un sujet incontestablement pluridisciplinaire. Nous avons vu que le sujet concerne les deux grands ordres juridiques que sont le droit privé et le droit public. Dans le cadre de cette pluridisciplinarité, on remarque que le pétrole s'intègre dans de très nombreuses matières. En tant qu’activité d'intérêt général, le pétrole répond à la mission des services publics, à ses mutations impulsées par l'Etat notamment celles relatives aux lois spéciales qui règlent les ressources pétrolières dans le volet pénal et qui permettent d'atteindre une protection adéquate pour l'investissement de ces ressources. A ce titre, ces considérations se trouvent très liées au droit pénal, qui joue un rôle considérable dans la régulation du pétrole et à plus forte raison dans la stratégie de sécurité pétrolière. L'implantation des structures et infrastructures afférentes aux pétrole font également intervenir le droit pénal. A cela s'ajoute un certain nombre de sujets spécifiques, tel que le domaine pétrolier, suffisamment dense et endogène pour constituer une matière à part entière
The criminal protection of oil resources is undoubtedly a multidisciplinary subject. This subjectconcerns the two major legal systems that are private law and public law. In the context of thismultidisciplinary approach, oil is integrated into a great many objects. As an activity of generalinterest, the oil responds to the mission of the public services, to its changes impelled by theState especially those relating to the special laws which regulate the oil resources in the criminalaspect that achieve an adequate protection for the investment of these resources. As such, theseconsiderations are closely linked to the criminal law, which plays a considerable role in theregulation of oil, and even more so in the strategy on oil security. The establishment ofstructures and infrastructure related to oil also involve criminal law. To this is added a numberof specific topics, such as the oil field, which is sufficiently endogenous to constitute a separatesubject

La présente thèse propose de réfléchir au « statut territorial » des espaces de la production pétrolière en Afrique centrale. Et ce en explorant d’abord – derrière les évidences d’un « enclavement » ordinairement admis de ces espaces (mais sans que celui-ci soit véritablement réfléchi) – leurs modes de production architecturaux : à la fois ceux des « enclaves pétrolières » en tant que telles, que l’on proposera de théoriser en tant qu’« îles artificielles » en les réfléchissant au vaste miroir des constructions techniques humaines, et ceux des systèmes spatiaux qui les portent : architectures internationales dont les « enclaves » apparaissent comme autant de clés de voûte – signalant alors cette croissante tension qu’aiguise le monde contemporain entre le développement d’interdépendances et de compénétrations territoriales de plus en plus vitales, et la persistance et la continuation – également fondamentale – du découpage de la scène internationale en unités territoriales souveraines. L’exploitation pétrolière – paradoxe dont on traquera la vérité – apparaissant autant comme un puissant facteur de construction de frontières internationales (dont on exposera quelques dynamiques en cours dans le golfe de Guinée) et comme une activité induisant et produisant différentes formes de découplages entre territoires étatiques et souverainetés, auxquelles l’exploitation et les investissements qui la sous-tendent supportent mal d’être assujettis. Ainsi explorerons-nous, au travers de l’étude des relations contractuelles nouées entre industriels et souverains, ainsi qu’au travers des techniques de financement telles que mobilisées dans le projet Tchad-Cameroun, comment l’exploitation pétrolière, parce qu’elle réclame une conséquente immunité à l’égard des risques qui pèsent sur elle (et au premier rang desquels figure le risque souverain), tend à produire des modes d’enclavement des territoires de l’exploitation. Car c’est ce que tend à démontrer cette thèse : que ces enclaves sont bel et bien des territoires, lesquels réclament toutefois d’être conceptualisés de façon à pouvoir concilier leurs dimensions « extraterritoriales » et leur toujours nécessaire ancrage dans la souveraineté territoriale étatique
This thesis aims to conceptualize the oil production areas’ territorial status in central Africa. It first proposes to explore – behind the false evidence of an “enclave status” which is commonly accepted without being theorized – their architectural patterns: both those of the “oil enclaves” as such – which will be conceptualized as “artificial islands” by mirroring them with the vast domain of human technical constructions –, and those of the international spatial systems without which they could not exist – oil production spaces appearing as keystones of such systems. They thus highlight one of the contemporary world’s greatest tensions, which stand between the increasingly vital nature of international interdependences and territorial permeations, and the persistence and continuation – as well fundamental – of the territorial and sovereign partition of our world. Oil production – and we will inquire about the truth that hides such a paradox – concurrently appearing as a powerful factor in building international borders (which we will be discuss some current dynamics in the gulf of Guinea) and as creating various ways of unbundling territories and sovereignties, given that nor the activity nor its financial investors easily bear being at sovereign powers’ mercy. We will thus explore – through the contractual relations that intimately tie oil companies and sovereign powers, and through financing techniques such as those Exxon called up in the Chad-Cameroon project – how oil production – because it requires being consequently immunized against political and sovereigns' risks – tends to create various ways of territorial enclaving. And here is what this thesis seeks to demonstrate: that oil enclaves are territories – territories which claim to be conceptualized so as to reconcile their “extraterritorial” extent and their still crucial implant in the sovereign territory

Le stockage géologique du CO2 et/ou la récupération assistée de pétrole par injection de CO2 dans des réservoirs pétroliers, pourraient permettre de limiter le CO2 atmosphérique. Cependant, le CO2 peut être associé à de l’oxygène. Prédire l’évolution des hydrocarbures dans ces conditions, implique d’étudier les mécanismes de l’oxydation. Des expériences d’oxydation et des modélisations cinétiques détaillées ont été réalisées avec des composés modèles purs ou en mélange. La comparaison des résultats expérimentaux et de modélisation a permis la construction d’un mécanisme d’oxydation d’hydrocarbures, et a souligné les paramètres influençant l’apparition d’une auto-inflammation. La bonne cohérence des expérimentations et des modélisations, est prometteuse pour le développement d’un outil de prédiction afin de déterminer la limite d’auto-inflammation ainsi que l’évolution de la composition des hydrocarbures, pour estimer la stabilité d’un système pétrolier en contexte d’injection de CO2
The geological storage of CO2 (CO2 Capture-Storage – CCS) and the Enhanced Oil Recovery (EOR) by CO2 injection into petroleum reservoirs could limit CO2 atmospheric accumulation. However, CO2 can be associated with oxygen. To predict the hydrocarbon evolution under these conditions involves the study of oxidation mechanisms. Oxidation experiment and kinetic detailed modeling were carried out with pure compounds. The comparison between experimental and modeling results led to the construction of a hydrocarbon oxidation kinetic model and emphasized the parameters leading to auto ignition. The good agreement between our experiments and modeling are promising for the development of a tool predicting the critical temperature leading to auto-ignition and the evolution of hydrocarbon composition, to estimate the stability of a petroleum system in CO2 injection context

Notre planète recèle dans sous-sol des gisements d’hydrocarbure, à l’origine depuis près d’un siècle, de la puissance de l’homme moderne. La présente étude porte sur les modalités juridiques d’extraction et d’appropriation de ces énergies fossiles. A l’état naturel, ces ressources n’ont pas d’existence juridique propre et leurs régimes suivent celui des territoires dans lesquels elles gisent. Aussi, pour que l’extraction des gisements puise avoir lieu, il convient d’abord d’identifier les titulaires des droits sur les territoires pétrolifères et prendre en compte non seulement la diversité de ces territoires mais également la diversité des acteurs et intérêts en présence. Les détenteurs primaires des droits d’accès aux ressources identifiés, pourront alors se déployer des contrats de prospection et d’exploitation des gisements, adaptées à l’ensemble des spécificités du secteur et des particularismes locaux, aux fins notamment d’une optimalisation de l’accès aux ressources fossiles
Our planet contains underground fossil deposits powering the Modern man, since nearly a century. The present study deals with the legal issue regarding the extraction and appropriation of fossil fuels. In their natural state, these resources have no legal existence and their regimes follow the one of the territories in which they lie. Therefore, in order to extract the deposits, it is first necessary to identify the rights owners of the oil regions and to take into account not only the diversity of these territories but also the diversity of the actors and interests at stake. Once the primary access rights owners identified, deposits may be discovered and developed, through specific mining contracts, adapted to all the specific features of the sector and local particularities for the optimization of the access to fossil fuels