[go: up one dir, main page]

EP0900124A1 - Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication - Google Patents

Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication

Info

Publication number
EP0900124A1
EP0900124A1 EP97948987A EP97948987A EP0900124A1 EP 0900124 A1 EP0900124 A1 EP 0900124A1 EP 97948987 A EP97948987 A EP 97948987A EP 97948987 A EP97948987 A EP 97948987A EP 0900124 A1 EP0900124 A1 EP 0900124A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
surfactant
polymer
concentration
foam
anionic
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP97948987A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Jean-François Argillier
Annie Audibert-Hayet
Sabine Zeilinger
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP0900124A1 publication Critical patent/EP0900124A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C09K8/94Foams
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K23/00Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
    • C09K23/017Mixtures of compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K23/00Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
    • C09K23/08Sulfation or sulfonation products of fats, oils, waxes, or higher fatty acids or esters thereof with monovalent alcohols
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K23/00Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
    • C09K23/16Amines or polyamines
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/38Gaseous or foamed well-drilling compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K23/00Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
    • C09K23/18Quaternary ammonium compounds

Definitions

  • the present invention relates to an aqueous foam composition consisting of an optimized combination of surfactants and water-soluble polymers.
  • the applications of such a foam according to the present invention are diverse, for example for personal care, agricultural applications, fire fighting, underground work, such as soil consolidation and operations in wells drilled in the sub - soil: drilling, reservoir treatment, production of hydrocarbons.
  • aqueous foam is known to replace a well fluid circulating through a lining of tubes lowered into a well drilled in the ground.
  • the density of the aqueous fluid used is too large for the nature of the rock, creating too high a hydrostatic pressure with respect to the resistance to fracturing of the rocky zones crossed by the drilling.
  • Document US-5513712 describes a drilling process in which a foam is used comprising a polymer of the non-crosslinked acrylamide type and a surfactant, but does not describe a stable and optimized foaming composition by obtaining synergy between a polymer and a specific surfactant.
  • the present invention relates to a foaming composition based on water comprising at least one surfactant and one polymer.
  • the surfactant and the polymer have charges of opposite sign.
  • the Applicant has demonstrated that, surprisingly, it was possible to control the production of a stable foam, from a composition optimized in concentration of surfactant, if a polymer or a copolymer of charge of opposite sign to that of the charge of the surfactant.
  • a cationic polymer or copolymer is combined; with a cationic surfactant, an anionic polymer or copolymer is combined.
  • anionic surfactants it is possible in the present invention to use all the conventional anionic surfactants, such that the anionic function is:
  • - carboxylates ⁇ soaps of alkali metals, alkyl or alkylether carboxylates,
  • N-acylamino acids ⁇ N-acylglutamates, ⁇ N-acylpolypeptides,
  • - sulfonates ⁇ Alkylbenzenesulfonates, ⁇ Paraffinesulfonates, ⁇ ⁇ -olefin sulfonates, ⁇ Petrolol sulfonates, ⁇ Lignosulfonates, ⁇ Sulfosuccinic derivatives, ⁇ Polynaphtylmethanesulfonates, o Alkyltaurides.
  • - sulfates o Alkylsulfates, ⁇ Alkylethersulfates,
  • phosphates o Monoalkyl phosphates, o Dialkyl phosphates
  • cationic surfactants there may be mentioned:
  • a has a fatty chain, for example, derivatives of alkyltrimethyl or triethyl ammonium, derivatives of alkyldimethyl benzylammonium
  • has two fatty chains
  • is part of a heterocycle , for example, derivatives of pyridinium, imidazolinium, quinolinium, piperidinium, morpholinium.
  • anionic polymers can be used according to the present invention, for example: - synthetic polymers or copolymers derived from: anionic monomers containing carboxylate or sulfonate or phosphate or phosphonate groups, such as the acrylate, methacrylate, itaconate monomers, 2-acrylamido-2-methyl-propane sulfonate, 2-methacryloyloxy ethane sulfonate, 3-acrylamido-3-methyl butanoate, styrene sulfonate, styrene carboxylate, vinyl sulfonate, salts of maleic acid.
  • anionic monomers containing carboxylate or sulfonate or phosphate or phosphonate groups such as the acrylate, methacrylate, itaconate monomers, 2-acrylamido-2-methyl-propane sulfonate, 2-methacryloyloxy ethane sulfonate, 3-acrylamid
  • - natural polymers such as: negatively modified cellulose derivatives, of the CMC type, xanthan, alginate type polysaccharides, negatively modified starches, negatively modified galactomannans. All the conventional cationic polymers can be used according to the present invention, for example:
  • - synthetic copolymers derived from: cationic monomers and neutral monomers (described above).
  • - natural polymers positively modified starches, chitosans, positively modified galactomannans, positively modified cellulosic derivatives.
  • the surfactant can be cationic at a concentration of less than about 5-10 " 3 mol / l, and the polymer can be anionic.
  • the surfactant can be anionic at a concentration of less than approximately 5 10 ⁇ 3 mol / l and the polymer can be cationic.
  • the anionic polymer can be a copolymer of the AM / AMPS type, the content of the charged part of which can be between 5 and 40 %, and preferably between 10 and 25%
  • the surfactant can be of the DoTAB type.
  • the anionic polymer can be a negatively modified natural polymer, for example of the CMC type.
  • the cationic polymer can be a copolymer of the AM / MAPTAC type, the content of the charged part of which can be between 5 and 40% and preferably between 10 and 25.
  • the surfactant can be of the SDS type.
  • the invention also relates to a method for manufacturing a foam from water, at least one surfactant and at least one polymer.
  • a surfactant and a polymer or copolymer of opposite charge are combined, and the polymer concentration is determined to obtain a stable foam with the lowest possible level of surfactant.
  • the polymer concentration can be determined as a function of the charge rate of the polymer and the concentration of surfactant used. Given the electrostatic nature of the interactions between polymer and surfactant, their respective concentrations may be a function of the ionic strength of the medium.
  • the foaming solution can also, like any well fluid (drilling, completion and workover), contain solids (cuttings, neutral colloids, ...) or other uncharged water-soluble polymers, anti-corrosion additives, ...
  • volume of VM foam formed from a given volume of foaming solution and defined stirring conditions, which makes it possible to characterize the foaming capacity of the solution
  • the viscosity was measured on the Newtonian plateau, using a low gradient viscometer.
  • the foaming solution consists of at least a mixture of at least one surfactant with variable concentration, at least one water-soluble polymer also with variable concentration, and water.
  • the pH is adjusted to approximately 9 for all the tests.
  • the foam is obtained from 200 ml of foaming solution by stirring with a whisk. The rotation speed is fixed at 2000 rpm. As a rule, the stirring time is around 2 minutes, which is enough to obtain a homogeneous foam, as well as a maximum volume.
  • the foam obtained is poured into a graduated glass funnel and the volume of drained solution is noted as a function of time.
  • the drainage speed is defined from the empirical equation which describes the evolution of the drainage curves (Bikerman jj 1973):
  • V Vod-exp (-kt)) V the drained volume (cm 3 )
  • VQ the volume of the initial solution (cm 3 ) t time (minute) From this equation, we determine k, flow constant (min - 1 ).
  • the drainage speed VD is defined by
  • VD kV (2 (cm ° vmin.) The lower the VD, the more stable the foam.
  • DoTAB Dodecyltrimethyl ammonium bromide
  • SDS sodium dodecyl sulfate
  • Test 1 Cationic surfactant only (DoTAB)
  • the foam can form, thanks to the interactions between charge, at concentrations below 5.10 " 3 mol / 1 of surfactant, in particular for concentrations of 5.10 -5 and 5.10" 4 mol 1 of surfactant. From and above 5.10 " 3 mol / 1 of surfactant concentration, the foam does not form because there is precipitation, probably due to the too strong interactions between the charged polymer and the surfactant.
  • a polymer of the AM / AMPS-75/25 type shows the importance of the opposite charges between surfactant and polymer to form a foaming composition.
  • the foaming composition is very optimized since a volume of large and very stable foam given the low drainage speed measured.
  • the volume of foam is comparable, but with a quantity four times less of surfactant and, moreover, by obtaining a better stability.
  • Test 4 Cationic surfactant DoTAB and carboxymethylcellulose (AQUAPAC manufactured by the company Aqualon)
  • Test 8 SDS anionic surfactant and cationic polyacrylamide AM / MAPTAC 90/10
  • Test 9 SDS anionic surfactant and cationic polyacrylamide
  • the addition to the foaming composition of simple electrolytes makes it possible to partially screen the interactions of electrostatic origin.
  • the surfactant concentrations can be higher without precipitation.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)

Abstract

La présente invention concerne une composition moussante à base d'eau et son procédé de fabrication. La composition est optimisée en ce qu'elle comporte un tensioactif spécifiquement choisi en fonction du type de polymère également présent dans la composition. Le tensioactif et le polymère sont choisis tels qu'ils aient des charges de signe opposé. La présente invention est avantageusement utilisée dans les opérations de forage ou de traitement de puits.

Description

COMPOSITION MOUSSANTE A BASE D'EAU - PROCEDE DE FABRICATION
La présente invention concerne une composition de mousse aqueuse constituée par une combinaison optimisée de tensioactifs et de polymères hydrosolubles. Les applications d'une telle mousse selon la présente invention sont diverses, par exemple pour les soins corporels, les applications agricoles, la lutte contre les incendies, les travaux souterrains, tels la consolidation des sols et les opérations dans les puits forés dans le sous-sol: forage, traitement des réservoirs, production d'hydrocarbures.
On connaît l'utilisation de mousse aqueuse pour remplacer un fluide de puits en circulation à travers une garniture de tubes descendue dans un puits foré dans le sol. Dans certains cas, la masse volumique du fluide aqueux utilisé est trop grande pour la nature de la roche, créant une pression hydrostatique trop importante vis-à-vis de la résistance à la fracturation des zones rocheuses traversées par le forage. On choisit alors d'utiliser des fluides aqueux de masse volumique diminuée par l'introduction de gaz et on tente de rendre homogène le fluide ainsi allégé en créant une mousse, la plus stable possible, afin d'avoir au moins un pouvoir de nettoyage des déblais suffisant.
Le document US-5513712 décrit un procédé de forage dans lequel on utilise une mousse comportant un polymère du type acrylamide non réticulé et un tensioactif, mais ne décrit pas une composition moussante stable et optimisée grâce à l'obtention d'une synergie entre un polymère et un tensioactif spécifiques. Ainsi, la présente invention concerne une composition moussante à base d'eau comportant au moins un tensioactif et un polymère. Le tensioactif et le polymère comportent des charges de signe opposé.
La demanderesse a mis en évidence, que d'une façon surprenante, il était possible de contrôler l'obtention d'une mousse stable, à partir d'une composition optimisée en concentration de tensioactif, si on lui associe un polymère ou un copolymère de charge de signe opposé à celui de la charge du tensioactif. Avec un tensioactif anionique, on associe un polymère ou copolymère cationique; avec un tensioactif cationique, on associe un polymère ou un copolymère anionique.
Comme tensioactifs, il est envisageable dans la présente invention d'utiliser tous les tensioactifs anioniques classiques, tels que la fonction anionique soit:
- carboxylates: π savons des métaux alcalins, alkyl ou alkylether carboxylates,
----- N-acylaminoacides, Ώ N-acylglutamates, α N-acylpolypeptides,
- sulfonates: π Alkylbenzènesulfonates, π Paraffinesulfonates, α α-oléfïnesulfonates, π Les pétroléumsulfonates, π Les lignosulfonates, α Les dérivés sulfosucciniques, α Polynaphtylméthanesulfonates, o Alkyltaurides. - sulfates: o Alkylsulfates, π Alkyléthersulfates,
- phosphates: o Les phosphates de monoalkyles, o Les phosphates de dialkyles
- phosphonates.
Comme tensioactifs cationiques, on peut citer:
- les sels d'alkylamines,
- les sels d'ammonium quaternaire dont l'azote: a comporte une chaîne grasse, par exemple, les dérivés d' alkyltriméthyl ou triéthyl ammonium, les dérivés d'alkyldiméthyl benzylammonium, π comporte deux chaînes grasses, α fait partie d'un hétérocycle, par exemple, les dérivés du pyridinium, d'imidazolinium, de quinolinium, de pipéridinium, de morpholinium.
Tous les polymères anioniques classiques peuvent être mis en oeuvre selon la présente invention, par exemple: - les polymères ou copolymères synthétiques dérivant: de monomères anioniques contenant des groupements carboxylate ou sulfonate ou phosphate ou phosphonate, tels que les monomères acrylate, méthacrylate, itaconate, 2-acrylamido-2-méthyl-propane sulfonate, 2-méthacryloyloxy éthane sulfonate, 3-acrylamido-3-méthyl butanoate, styrène sulfonate, styrène carboxylate, vinyl sulfonate, sels de l'acide maléique.
- les copolymères synthétiques dérivant: de monomère anionique, par exemple dans ceux décrits ci- dessus, et de monomère neutre, par exemple acrylamide, acide acrylique, vinyl pyrrolidone, oxyde d'éthylène, oxyde de propylène, anhydride maléïque, alcool vinylique , hydroxyethylacrylate , ...
- les polymères naturels tels: les dérivés cellulosiques modifiés négativement, du type CMC, les polysaccharides de type xanthane, alginate, les amidons modifiés négativement, les galactomannanes modifiés négativement. Tous les polymères cationiques classiques peuvent être mis en oeuvre selon la présente invention, par exemple:
- les polymères ou copolymères synthétiques dérivant de monomères cationiques classiques c'est-à-dire de formule générale suivante:
RI
C==CH2
R2 où Ri ou R2 comportent au moins un atome N.
- les polyethylènes i ines, - les polyamides aminés
- les polyamines
- les copolymères synthétiques dérivant: de monomères cationiques et de monomères neutres (décrits ci-dessus). - les polymères naturels: les amidons modifiés positivement, les chitosans, les galactomannanes modifiés positivement, les dérivés cellulosiques modifiés positivement.
Le tensioactif peut être cationique à une concentration inférieure à environ 5 10"3mol/l, et le polymère peut être anionique.
Le tensioactif peut être anionique à une concentration inférieure à environ 5 10"3 mol/1 et polymère peut être cationique. Le polymère anionique peut être un copolymère du type AM/AMPS dont le taux de la partie chargée peut être compris entre 5 et 40%, et de préférence compris entre 10 et 25%. Le tensioactif peut être du type DoTAB.
Le polymère anionique peut être un polymère naturel modifié négativement, par exemple du type CMC. Le polymère cationique peut être un copolymère du type AM/MAPTAC dont le taux de la partie chargée peut être compris entre 5 et 40% et de préférence compris entre 10 et 25. Le tensioactif peut être du type SDS.
L'invention concerne également un procédé pour fabriquer une mousse à partir d'eau, d'au moins un tensioactif et d'au moins un polymère. Dans le procédé, on combine un tensioactif et un polymère ou un copolymère de charge opposé, et la concentration en polymère est déterminée pour obtenir une mousse stable avec un taux de tensioactif le plus faible possible.
La concentration en polymère peut être déterminée en fonction du taux de charge du polymère et de la concentration en tensioactif utilisé. Compte tenu de la nature électrostatique des interactions entre polymère et tensioactif, leurs concentrations respectives peuvent être fonction de la force ionique du milieu. La solution moussante peut également, comme tout fluide de puits (forage, completion et workover), contenir des solides (déblais, colloïdes neutres,...) ou d'autres polymères hydrosolubles non chargés, des additifs anticorrosion,...
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus nettement à la lecture des essais, nullement limitatifs, décrits ci-après.
Les essais sont fondés principalement sur la comparaison, pour des compositions différentes de mousse, des deux mesures suivantes:
- le volume de mousse VM formé à partir d'un volume donné de solution moussante et de conditions d'agitation définies, ce qui permet de caractériser la capacité moussante de la solution,
- la vitesse de drainage VD qui permet de caractériser la stabilité de la mousse formée.
La viscosité a été mesurée au plateau newtonien, à l'aide d'un viscosimètre à bas gradient.
Mode opératoire: La solution moussante est constituée par, au moins, un mélange d'au moins un tensioactif à concentration variable, d'au moins un polymère hydrosoluble également à concentration variable, et d'eau. Le pH est ajusté à environ 9 pour tous les essais. La mousse est obtenue à partir de 200 ml de solution moussante par agitation à l'aide d'un fouet. La vitesse de rotation est fixée à 2000 tours/minute. En règle générale, le temps d'agitation est d'environ 2 minutes, ce qui suffit pour obtenir une mousse homogène, ainsi qu'un volume maximal. Pour mesurer la vitesse de drainage, caractéristique de la stabilité de la mousse, on verse la mousse obtenue dans un entonnoir en verre gradué et on note en fonction du temps le volume de solution drainée. La vitesse de drainage est définie à partir de l'équation empirique qui décrit l'évolution des courbes de drainage (Bikerman j.j. 1973):
V = Vod-exp(-kt)) V le volume drainé (cm3)
VQ le volume de la solution initiale (cm3) t temps (minute) A partir de cette équation, on détermine k, constante d'écoulement (min- 1).
On définit la vitesse de drainage VD par
VD = kV( 2 (cm°vmin.) Plus VD est faible , plus la mousse est stable.
Systèmes testés:
1) Tensioactifs:
- Dodecyltrimethyl ammonium bromide (DoTAB): tensioactif cationique ayant la formule générale suivante:
CH3 CH3— (CH2)ιo— CH2— N+— CH3 Br
CH3
- Dodecyl sulfate de sodium (SDS): tensioactif anionique de formule générale: CH3— (CH2)ιo— CH2— O— S03 " Na+
2) Polymères:
- Polyacrylamide AM (masse moléculaire Mw environ 2,5 106 g/mol). - Copolymère Acrylamide/Acrylamido méthyle propane sulfonate AM/AMPS de formule générale:
CH — CH2 CH2 — CH
C==0 C==0 Na+ NH2 NH— C(CH3)2— CH2— S03 "
1-x x
AM/AMPS 75/25 x=25% et Mw=2,8 106 g/mol AM/AMPS 90/10 x=10% et Mw=3,2 106 g/mol - Carboxymethyl cellulose (CMC). Le degré de substitution moyen de groupements carboxyliques par cycle cellulosique de l'échantillon étudié est proche de 1. Sa masse moléculaire est environ Mw= 2 106 g/mol.
- Copolymère Acrylamide/Chlorure de trimethyl ammonium propyl methacrylamide AM/MAPTAC de formule générale: CH— CH2 CH2— C— CH3
C==0 C==0 CH3
NH2 NH— CH2— CH2— CH2— N— CH3 Cl'
1-x CH3 x
Les copolymères AM/MAPTAC 75/25 (x=25) et AM/MAPTAC 90/10 (x=10%) ont des masses moléculaires Mw d'environ 3 106 g/mol.
Essai 1: Tensioactif cationique seul (DoTAB)
Ces essais montrent qu'il faut une quantité suffisante de tensioactif pour qu'il y ait la production d'un mousse stable. A la concentration de 5.10"3 (mol/1) de tensioactif, la mousse se forme sous l'agitation mais est très instable.
Essai 2: Tensioactif cationique et polyacrylamide AM (non ionique)
A la concentration de 5.10-3 (mol/1) en DoTAB, la mousse formée est détruite après moins d'une minute.
Cet essai montre que pour des concentrations en tensioactif DoTAB inférieures ou égales à environ 5.10-3 mol/1, il est impossible de former une mousse stable même en présence d'une certaine concentration en polymère du type polyacrylamide. A partir de 20.10-3 mol/1 de tensioactif, la mousse formée en présence de polymère du type polyacrylamide est plus stable qu'en absence de polymère.
Cela est dû principalement à l'augmentation de la viscosité de la composition moussante, comme les mesures de viscosité le confirment. Essai 3: Tensioactif cationique DoTAB et polyacrylamide sulfoné
Avec un polymère du type AM/AMPS -75/25, c'est à dire comportant de l'ordre de 25% de charge de signe opposé à la charge du tensioactif, la mousse peut se former, grâce aux interactions entre charge, à des concentrations inférieures à 5.10"3 mol/1 de tensioactif, en particulier pour des concentrations de 5.10-5 et 5.10"4 mol 1 de tensioactif. A partir et au delà de 5.10"3 mol/1 de concentration en tensioactif, la mousse ne se forme pas car il y a précipitation, vraisemblablement à cause des trop fortes interactions entre le polymère chargé et le tensioactif. Cependant, un tel essai avec un polymère du type AM/AMPS-75/25 montre l'importance des charges opposés entre tensioactif et polymère pour former une composition moussante.
Avec un polymère moins chargé, du type AM/AMPS-90/10 (taux de charge 10%), on constate que la mousse est produite pour des concentrations inférieures à 5.10"3 mol/1 de tensioactif, comme pour le polymère à 25% de charge, mais pour une concentration en tensioactif d'environ 5.10"3 mol/1, la composition moussante est très optimisée puisque l'on obtient un volume de mousse important et très stable compte tenu de la faible vitesse de drainage mesurée.
Par rapport à la mousse formée à partir d'un polymère polyacrylamide (Essai 2), le volume de mousse est comparable, mais avec une quantité quatre fois moindre de tensioactif et, de plus, en obtenant une meilleure stabilité.
Essai 4: Tensioactif cationique DoTAB et carboxymethylcellulose (AQUAPAC fabriqué par la société Aqualon)
Cet essai montre que l'addition d'un polymère naturel cellulosique anionique comme la carboxymethyl cellulose (CMC) avec un tensioactif cationique (DoTAB) permet de former de la mousse grâce aux interactions entre charge, avec une concentration en tensioactif inférieure à 5.10"3 mol/1. La mousse formée avec une concentration de 5.10'4 mol/1 de DoTAB et 750 ppm de CMC, est très stable. On vérifie qu'une concentration excessive en tensioactif est néfaste pour la formation d'une mousse, vraisemblablement à cause des trop fortes interactions entre le polymère et le tensioactif. Essai 5: Tensioactif cationique DoTAB et polyacrylamide sulfoné Influence de la présence de sel.
On ajoute 0,5 g/1 de NaCl à la solution.
(*) La mousse se casse presque instantanément.
Cet essai confirme que la solution moussante DoTAB et AM/AMPS- 90/10 donne d'excellents résultats en terme de stabilité de mousse, même en présence de sel.
Essai β: Tensioactif cationique DoTAB et polyacrylamide sulfoné Influence de la concentration en copolymère AM/AMPS-90/10.
Ces résultats montrent qu'une faible concentration en polymère (100 ppm) est déjà efficace pour stabiliser la mousse. En augmentant la concentration en polymère (750 ppm à 1500 ppm), la mousse formée en encore plus stable. Compte tenu des fortes interactions entre polymère et tensioactif, la concentration en tensioactif doit être adaptée à la concentration en polymère utilisé, ou inversement. Dans le présent exemple, on peut déterminer un optimum de concentration en tensioactif d'environ 5 10"3 mol/1 et pour une concentration en polymère comprise entre 100 et 1000 ppm.
Cet exemple met clairement en évidence la synergie entre le tensioactif et le polymère et la manière d'optimiser la solution moussante. Essai 7: Tensioactif anionique SDS seul
Cet essai montre que la présente solution ne peut pas former de la mousse à faible concentration en tensioactif, et qu'à plus forte concentration, la mousse est peu stable (VD de l'ordre de 13 cm3/min.). On peut noter que la mesure obtenue avec ce tensioactif est un peu plus stable que celle obtenue avec le DoTAB (Essai 1).
Essai 8: Tensioactif anionique SDS et polyacrylamide cationique AM/MAPTAC 90/10
Dans le présent exemple de composition moussante comportant un tensioactif anionique et un polymère cationique, on observe que l'addition de polymère cationique est très bénéfique sur la formation et la stabilité de la mousse formée, puisque l'on forme déjà une mousse stable avec seulement 5 10-5 moι/ι de SDS et qu'avec 5.10"3 mol/1 de SDS, on forme 2200 cm3 de mousse très stable (VD proche de 5 cm3/min.)
Essai 9: Tensioactif anionique SDS et polyacrylamide cationique
AM/MAPTAC-75/25.
Cet essai montre qu'avec un polymère plus chargé, la combinaison polymère cationique et tensioactif anionique donne des mousses très stables à faible concentration en tensioactif. A plus forte concentration (dans ce cas supérieure ou égale à environ 5.10"3 mol/1), on constate que les interactions sont trop fortes, ce qui provoque la précipitation.
D'une manière générale, il faut noter que l'addition à la composition moussante d'électrolytes simples, permet d'écranter en partie les interactions d'origine électrostatique. Dans ce cas, les concentrations en tensioactifs peuvent être plus importantes sans qu'il y ait précipitation.

Claims

REVENDICATIONS
1) Composition moussante à base d'eau comportant au moins un tensioactif et un polymère ou un copolymère hydrosoluble, caractérisée en ce que ledit tensioactif possède des charges de signe opposé à celles dudit polymère.
2) Composition selon la revendication 1, dans laquelle le tensioactif est cationique à une concentration inférieure à environ 5 10-3mol l, et dans laquelle le polymère est anionique.
3) Composition selon la revendication 1, dans laquelle le tensioactif est anionique à une concentration inférieure à environ 5 10"3 mol/1 et dans laquelle le polymère est cationique.
4) Composition selon la revendication 2, dans laquelle le polymère anionique est un copolymère du type AM/AMPS dont le taux de la partie chargée est compris entre 5 et 40%, de préférence compris entre 10 et 25%, et dans laquelle le tensioactif est du type DoTAB.
5) Composition selon la revendication 2, dans laquelle le polymère anionique est un polymère naturel, par exemple un dérivé cellulosique modifié négativement du type CMC. 6) Composition selon la revendication 3, dans laquelle le polymère cationique est un copolymère du type AM/MAPTAC dont le taux de la partie chargée est compris entre 5 et 40%, de préférence compris entre 10 et 25%, et dans laquelle le tensioactif est du type SDS.
7) Procédé pour fabriquer une mousse à partir d'eau, d'au moins un tensioactif et d'au moins un polymère, caractérisé en ce que l'on combine un tensioactif et un polymère ou copolymère hydrosoluble de charge opposée, la concentration de polymère est déterminée pour obtenir une mousse stable avec un taux de tensioactif le plus faible possible.
8) Procédé selon la revendication 7, dans lequel la concentration de polymère est déterminée notamment en fonction du taux de charge du polymère et de la concentration de tensioactif utilisé.
9) Application de la composition moussante selon l'une des revendications 1 à 6, à la circulation dans un puits foré dans le sol.
EP97948987A 1996-12-19 1997-12-03 Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication Withdrawn EP0900124A1 (fr)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR9615822 1996-12-19
FR9615822A FR2757426B1 (fr) 1996-12-19 1996-12-19 Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication
PCT/FR1997/002186 WO1998026864A1 (fr) 1996-12-19 1997-12-03 Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP0900124A1 true EP0900124A1 (fr) 1999-03-10

Family

ID=9498976

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP97948987A Withdrawn EP0900124A1 (fr) 1996-12-19 1997-12-03 Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication

Country Status (5)

Country Link
US (1) US6172010B1 (fr)
EP (1) EP0900124A1 (fr)
AU (1) AU7736598A (fr)
FR (1) FR2757426B1 (fr)
WO (1) WO1998026864A1 (fr)

Families Citing this family (75)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5625979A (en) * 1992-09-04 1997-05-06 Southpac Trust International, Inc. Sleeve having a detachable portion forming a skirt and methods
US7040420B2 (en) * 1994-10-14 2006-05-09 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US7228901B2 (en) * 1994-10-14 2007-06-12 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US7108084B2 (en) * 1994-10-14 2006-09-19 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US7013997B2 (en) * 1994-10-14 2006-03-21 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US7100710B2 (en) 1994-10-14 2006-09-05 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
US6868906B1 (en) * 1994-10-14 2005-03-22 Weatherford/Lamb, Inc. Closed-loop conveyance systems for well servicing
US7036610B1 (en) 1994-10-14 2006-05-02 Weatherford / Lamb, Inc. Apparatus and method for completing oil and gas wells
US7147068B2 (en) * 1994-10-14 2006-12-12 Weatherford / Lamb, Inc. Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells
JP3332848B2 (ja) 1997-03-26 2002-10-07 花王株式会社 硬質表面洗浄剤組成物
US6742596B2 (en) * 2001-05-17 2004-06-01 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for tubular makeup interlock
US7509722B2 (en) * 1997-09-02 2009-03-31 Weatherford/Lamb, Inc. Positioning and spinning device
US6536520B1 (en) * 2000-04-17 2003-03-25 Weatherford/Lamb, Inc. Top drive casing system
GB9815809D0 (en) * 1998-07-22 1998-09-16 Appleton Robert P Casing running tool
GB2340857A (en) * 1998-08-24 2000-03-01 Weatherford Lamb An apparatus for facilitating the connection of tubulars and alignment with a top drive
US7191840B2 (en) * 2003-03-05 2007-03-20 Weatherford/Lamb, Inc. Casing running and drilling system
GB2340859A (en) 1998-08-24 2000-03-01 Weatherford Lamb Method and apparatus for facilitating the connection of tubulars using a top drive
GB2340858A (en) 1998-08-24 2000-03-01 Weatherford Lamb Methods and apparatus for facilitating the connection of tubulars using a top drive
AU1520500A (en) * 1998-11-06 2000-05-29 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid systems with improved fluid loss properties
US7188687B2 (en) * 1998-12-22 2007-03-13 Weatherford/Lamb, Inc. Downhole filter
AU772327B2 (en) * 1998-12-22 2004-04-22 Weatherford Technology Holdings, Llc Procedures and equipment for profiling and jointing of pipes
FR2787804B1 (fr) * 1998-12-23 2006-01-06 Inst Francais Du Petrole Composition moussante reversible, procede et systeme de forage
GB2347441B (en) * 1998-12-24 2003-03-05 Weatherford Lamb Apparatus and method for facilitating the connection of tubulars using a top drive
GB2345074A (en) * 1998-12-24 2000-06-28 Weatherford Lamb Floating joint to facilitate the connection of tubulars using a top drive
CA2257699C (fr) * 1998-12-31 2003-07-22 Fracmaster Ltd. Liquides pour fracturer des formations souterraines
CA2257697C (fr) * 1998-12-31 2003-05-20 Fracmaster Ltd. Mousse-liquide pour fracturer des formations souterraines
US6896075B2 (en) * 2002-10-11 2005-05-24 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for drilling with casing
US7311148B2 (en) 1999-02-25 2007-12-25 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for wellbore construction and completion
US6854533B2 (en) * 2002-12-20 2005-02-15 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and method for drilling with casing
US6857487B2 (en) * 2002-12-30 2005-02-22 Weatherford/Lamb, Inc. Drilling with concentric strings of casing
US7439209B2 (en) 1999-11-05 2008-10-21 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid systems with improved fluid loss properties
WO2001046550A1 (fr) * 1999-12-22 2001-06-28 Weatherford/Lamb, Inc. Trepan destine au forage pendant la descente du tubage
US6875728B2 (en) * 1999-12-29 2005-04-05 Bj Services Company Canada Method for fracturing subterranean formations
US20060124306A1 (en) * 2000-01-19 2006-06-15 Vail William B Iii Installation of one-way valve after removal of retrievable drill bit to complete oil and gas wells
US7334650B2 (en) 2000-04-13 2008-02-26 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods for drilling a wellbore using casing
US7325610B2 (en) 2000-04-17 2008-02-05 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for handling and drilling with tubulars or casing
GB0010378D0 (en) * 2000-04-28 2000-06-14 Bbl Downhole Tools Ltd Expandable apparatus for drift and reaming a borehole
GB2365463B (en) 2000-08-01 2005-02-16 Renovus Ltd Drilling method
US6800592B2 (en) * 2001-08-28 2004-10-05 Intevep, S.A. Polymer-enhanced foamable drilling fluid
FR2831465B1 (fr) * 2001-10-29 2004-09-10 Inst Francais Du Petrole Emulsion a base de tensioactif et de polymere de charge opposee et procede de fabrication
US8273693B2 (en) * 2001-12-12 2012-09-25 Clearwater International Llc Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery
US7183239B2 (en) * 2001-12-12 2007-02-27 Clearwater International, Llc Gel plugs and pigs for pipeline use
US20030114315A1 (en) * 2001-12-12 2003-06-19 Clearwater, Inc. Polymeric gel system and use in hydrocarbon recovery
US7405188B2 (en) 2001-12-12 2008-07-29 Wsp Chemicals & Technology, Llc Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same
GB0206227D0 (en) * 2002-03-16 2002-05-01 Weatherford Lamb Bore-lining and drilling
US6994176B2 (en) * 2002-07-29 2006-02-07 Weatherford/Lamb, Inc. Adjustable rotating guides for spider or elevator
US6899186B2 (en) * 2002-12-13 2005-05-31 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and method of drilling with casing
US7730965B2 (en) 2002-12-13 2010-06-08 Weatherford/Lamb, Inc. Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore
US7303022B2 (en) * 2002-10-11 2007-12-04 Weatherford/Lamb, Inc. Wired casing
US6953096B2 (en) * 2002-12-31 2005-10-11 Weatherford/Lamb, Inc. Expandable bit with secondary release device
US7128154B2 (en) 2003-01-30 2006-10-31 Weatherford/Lamb, Inc. Single-direction cementing plug
USRE42877E1 (en) 2003-02-07 2011-11-01 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for wellbore construction and completion
CA2516649C (fr) * 2003-02-27 2010-01-19 Weatherford/Lamb, Inc. Sabot de forage
CA2683763C (fr) * 2003-03-05 2013-01-29 Weatherford/Lamb, Inc. Puits de forage tubes a passage integral
GB2415723B (en) * 2003-03-05 2006-12-13 Weatherford Lamb Method and apparatus for drilling with casing
WO2004079151A2 (fr) 2003-03-05 2004-09-16 Weatherford/Lamb, Inc. Forage effectue a l'aide d'un verrou de tubage
GB2414759B (en) * 2003-04-04 2007-11-07 Weatherford Lamb Method and apparatus for handling wellbore tubulars
US20040209780A1 (en) * 2003-04-18 2004-10-21 Harris Phillip C. Methods of treating subterranean formations using hydrophobically modified polymers and compositions of the same
US7650944B1 (en) 2003-07-11 2010-01-26 Weatherford/Lamb, Inc. Vessel for well intervention
US7264067B2 (en) * 2003-10-03 2007-09-04 Weatherford/Lamb, Inc. Method of drilling and completing multiple wellbores inside a single caisson
US7284617B2 (en) 2004-05-20 2007-10-23 Weatherford/Lamb, Inc. Casing running head
CA2514136C (fr) * 2004-07-30 2011-09-13 Weatherford/Lamb, Inc. Dispositif et methodes de mise en place et de recuperation de cuvelage avec verrouillage de forage et ensemble de fond de trou
GB2424432B (en) * 2005-02-28 2010-03-17 Weatherford Lamb Deep water drilling with casing
US7287593B2 (en) * 2005-10-21 2007-10-30 Schlumberger Technology Corporation Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers
US7857052B2 (en) * 2006-05-12 2010-12-28 Weatherford/Lamb, Inc. Stage cementing methods used in casing while drilling
US8276689B2 (en) * 2006-05-22 2012-10-02 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for drilling with casing
US8183184B2 (en) * 2006-09-05 2012-05-22 University Of Kansas Polyelectrolyte complexes for oil and gas applications
US20080139411A1 (en) * 2006-12-07 2008-06-12 Harris Phillip C Methods of treating subterranean formations using hydrophobically modified polymers and compositions of the same
US8065905B2 (en) 2007-06-22 2011-11-29 Clearwater International, Llc Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression
US8099997B2 (en) 2007-06-22 2012-01-24 Weatherford/Lamb, Inc. Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines
EP2039338A1 (fr) * 2007-09-20 2009-03-25 Rhodia Opérations Composition fortement mousseuse
FR2969639B1 (fr) 2010-12-23 2013-01-04 Seppic Sa Nouveau procede de forage de cavites souterraines
US9321851B2 (en) * 2011-03-07 2016-04-26 Hercules Incorporated Water soluble polymer powder formulation having improved dispersing properties
US9321908B2 (en) * 2011-03-07 2016-04-26 Hercules Incorporated Methods for dispersing water soluble polymer powder
ITUB20159216A1 (it) 2015-12-21 2017-06-21 Mapei Spa Additivo schiumogeno per il condizionamento del terreno in presenza di scavo meccanizzato per la realizzazione di gallerie

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4532052A (en) * 1978-09-28 1985-07-30 Halliburton Company Polymeric well treating method
US5129457A (en) * 1991-03-11 1992-07-14 Marathon Oil Company Enhanced liquid hydrocarbon recovery process
US5221530A (en) * 1991-06-24 1993-06-22 Helene Curtis, Inc. Mild conditioning shampoo with a high foam level containing an anionic surfactant-cationic acrylate/acrylamide copolymer conditioning agent
US5957203A (en) * 1992-08-31 1999-09-28 Union Oil Company Of California Ultra-high temperature stable gels
DE69417015T2 (de) * 1993-11-19 1999-07-01 Clearwater, Inc., Pittsburgh, Pa. Verfahren zur schiefer- und ton-behandlung in ölbohrlöchern
US5495891A (en) * 1994-11-08 1996-03-05 Marathon Oil Company Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid
US5529122A (en) * 1994-12-15 1996-06-25 Atlantic Richfield Company Method for altering flow profile of a subterranean formation during acid stimulation
AU721384B2 (en) * 1995-04-21 2000-06-29 Procter & Gamble Company, The Shampoos with insoluble silicone conditioning agent and cationic polymer
US5716910A (en) * 1995-09-08 1998-02-10 Halliburton Company Foamable drilling fluid and methods of use in well drilling operations
US5785979A (en) * 1997-01-21 1998-07-28 The Procter & Gamble Company Personal cleansing compositions
US5968879A (en) * 1997-05-12 1999-10-19 Halliburton Energy Services, Inc. Polymeric well completion and remedial compositions and methods

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See references of WO9826864A1 *

Also Published As

Publication number Publication date
AU7736598A (en) 1998-07-15
US6172010B1 (en) 2001-01-09
FR2757426A1 (fr) 1998-06-26
FR2757426B1 (fr) 1999-01-29
WO1998026864A1 (fr) 1998-06-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0900124A1 (fr) Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication
EP3387025B1 (fr) Compositions d'émulsion inverse
US6607035B1 (en) Preventing flow through subterranean zones
CN104797679B (zh) 三次矿物油开采方法
EP0001192B1 (fr) Compositions gélifiantes à base de galactomannanes et de xanthane désacétylé et procédé d'obtention
Ziaee et al. Herschel–Bulkley rheological parameters of lightweight colloidal gas aphron (CGA) based fluids
CA1099908A (fr) Prevention des venues d'eau dans les puits deja fores ou en cours de forage
US4709759A (en) Enhanced oil recovery with hydrophobically associating polymers containing N-vinyl-pyrrolidone functionality
US20050164894A1 (en) Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations
EA026370B1 (ru) Новая водная композиция жидкости для гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта, с помощью которого данную жидкость приводят в действие
JPH0331874B2 (fr)
CA1255090A (fr) Polymeres d'emulsion d'acrylamide et de monomere cationique, epaississants pour saumures
Liang et al. Stability of dispersions in the presence of graft copolymer. 1. Adsorption of graft copolymers on latex dispersions and the stability and rheology of the resulting dispersions
EP1013739A1 (fr) Procédé de forage utilisant une composition moussante réversible
CA2246382C (fr) Composition moussante a base d'eau - procede de fabrication
Li et al. Development and characterization of thermo-sensitive biomass-based smart foam drainage gas recovery treatment agent
CA1333109C (fr) Methode et composition pour l'epaississement ou la stabilisation de milieux aqueux electrolytiques, avec des polysaccharides polyamphoteres
FR2540879A1 (fr) Suspensions concentrees de polymeres hydrosolubles
FR2534268A1 (fr) Fluide de completion allege a l'aide de billes creuses en verre
CN119505075B (zh) 相渗改善剂、含其的压裂液体系及各自的制备方法和应用
Rodrigues et al. Evaluation of the polymer hydrogels as a potential relative permeability modifier
EP3481912A1 (fr) Stabilisation de mousses par des particules d'argile
FR2831465A1 (fr) Emulsion a base de tensioactif et de polymere de charge opposee et procede de fabrication
WO2018134489A1 (fr) Procede de recuperation assistee de petrole par injection d'une composition aqueuse polymerique contenant des microgels
CN109844061A (zh) 用于烃类提取的易于分散的聚合物粉末

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 19981228

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): DE GB IT NL

RIN1 Information on inventor provided before grant (corrected)

Inventor name: ZEILINGER, SABINE

Inventor name: AUDIBERT-HAYET, ANNIE

Inventor name: ARGILLIER, JEAN-FRANCOIS

17Q First examination report despatched

Effective date: 20030305

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE APPLICATION IS DEEMED TO BE WITHDRAWN

18D Application deemed to be withdrawn

Effective date: 20040524