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WO2020254290A1 - Formulations moussantes pour la recuperation assistee du petrole - Google Patents

Formulations moussantes pour la recuperation assistee du petrole Download PDF

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Publication number
WO2020254290A1
WO2020254290A1 PCT/EP2020/066562 EP2020066562W WO2020254290A1 WO 2020254290 A1 WO2020254290 A1 WO 2020254290A1 EP 2020066562 W EP2020066562 W EP 2020066562W WO 2020254290 A1 WO2020254290 A1 WO 2020254290A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
composition
typically
surfactants
composition according
amphoteric
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.)
Ceased
Application number
PCT/EP2020/066562
Other languages
English (en)
Inventor
Eloise Chevallier
Mikel Morvan
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
Rhodia Operations SAS
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Rhodia Operations SAS
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, Rhodia Operations SAS filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority to MX2021015466A priority Critical patent/MX2021015466A/es
Priority to CA3143590A priority patent/CA3143590A1/fr
Priority to US17/620,896 priority patent/US11999903B2/en
Publication of WO2020254290A1 publication Critical patent/WO2020254290A1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

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    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium

Definitions

  • the present invention relates to the enhanced recovery of crude oil from underground formations, in particular based on carbonates, and more particularly to enhanced oil recovery techniques using foaming compositions.
  • a fluid is injected (re-injection of the water produced, diluted or not, injection of sea or river water, or even injection of gas, for example) into the hydrocarbon reservoir, with a view to exercising at within the reservoir an overpressure capable of driving the oil towards the production well (s).
  • water injection also referred to as flooding or “waterflooding”
  • gas injection gas injection
  • This injection induces the entrainment of part of the oil encountered by water or gas towards one or more producing well (s).
  • the secondary production methods such as the injection of water or gas mentioned above, however, allow only a relatively small part of the hydrocarbons in place to be extracted (typically of the order of 30%). This partial sweeping is due in particular to the trapping of the oil by capillary forces, to the differences in viscosity and density existing between the injected fluid and the hydrocarbons in place, as well as to heterogeneities at micro- or macroscopic scales (scale pores and also tank scale).
  • compositions capable of forming foams are used. These techniques can use preformed foams prior to their injection into a hydrocarbon reservoir, or alternatively foaming compositions capable of forming a foam in situ in the subterranean formation where they are injected, in the presence of a gas (co- or post injected). , or present in the underground formation).
  • foams or EOR foaming compositions most often aims to maximize the sweeping of the subterranean formation, in particular to access the less accessible areas which would be little, if at all, swept by non-foaming compositions.
  • the use of foams or foaming compositions is particularly advantageous in the case of naturally fractured reservoirs. These naturally fractured reservoirs are distinguished from conventional reservoirs, which may exhibit some fractures, by the density and dimensions of the fractures which form a real network, which induces a particularly complicated problem of oil recovery.
  • the foaming compositions employed in EOR comprise anionic surfactants.
  • anionic surfactants Although relatively effective in the general case, these anionic surfactants have limits when they are used in certain hydrocarbon reservoirs, in particular in formations based on carbonates: in fact, when anionic surfactants are used in formations based on carbonates. carbonates, they tend to interact strongly with carbonates and therefore to be retained within the reservoir.
  • cationic surfactants do not prove in this context to be an acceptable alternative to anionic surfactants: admittedly, cationic surfactants have a lower affinity for carbonates, but the foams formed from these cationic surfactants are generally very unstable, especially at high temperature.
  • An aim of the present invention is to provide foaming compositions suitable in particular for EOR operations in hydrocarbon reservoirs based on carbonates (naturally fractured or not), and this in particular at relatively high temperatures, typically between 80 and 120 ° C.
  • foaming compositions of particular type which comprise at least one cationic surfactant (more exactly cationizable) of specific type, namely of ethoxylated alkylamine type, which is also used in combination with au minus one amphoteric or zwitterionic surfactant.
  • the subject of the present invention is a composition C, suitable as a foaming composition, suitable in particular for the EOR, which comprises, in an aqueous medium M:
  • At least one amphoteric or zwitterionic surfactant at least one amphoteric or zwitterionic surfactant.
  • the inventors have now established that, although based on cationic-type surfactants, the particular foaming compositions of the invention surprisingly make it possible to form stable foams, and this including at relatively high temperatures, in particular between 80 and 120 ° C, and in the presence of hydrocarbons.
  • the zwitterionic surfactant employed according to the present invention induces the same type of advantages as in the case of foams based on anionic surfactants and on surfactants such as betaines known from the state of the art. .
  • Very high foam stability is obtained according to the invention. This effect is much more unexpected in the case of the compositions of the invention, which are based on cationic surfactants of tertiary amine type, which are not generally recommended in combination with amphoteric or zwitterionic surfactants.
  • the stability of the foam to which reference is made here can in particular be measured by the half-life of the foam formed by expansion of the foam with a gas (typically dinitrogen used as model gas), with or without the presence of 'hydrocarbons (typically dodecane used as a model hydrocarbon), this half-life being all the higher as the foam is stable.
  • a gas typically dinitrogen used as model gas
  • 'hydrocarbons typically dodecane used as a model hydrocarbon
  • This half-life is typically measured by forming the foam in a cylindrical container where the height of foam formed above the liquid then reaches an initial height h then allowing the foam to evolve, the half-life time corresponding to the time after which the height of the foam above the liquid passes from the value h to half of this value, that is to say h / 2.
  • the compositions of the invention appear to lead to foams which have longer half-lives than the half-lives of foams formed from the same compositions but not comprising the zwitterionic surfactant.
  • composition C of surfactants which are stable at least up to 80 ° C, preferably at least up to 100 ° C, or even at least up to 120 ° C. ° C and more preferably at least up to 150 ° C (which is the case for most ethoxylated alkyl amines and zwitterionic surfactants), which makes it possible to use the composition of the invention at relatively high temperatures ( typically between 40 and 140 ° C, for example between 80 and 120 ° C).
  • composition C comprises salts, which is almost always the case for compositions used in ROS, where the aqueous medium is typically seawater or formation water.
  • the surfactants used according to the invention have the advantage of being able to be used in compositions C of high salinity, for example having a total salt content of more than 50 g / L, for example of at least 80 g / L of salts, or even at least 100 g / L, this content typically reaching 200 g / L or even 300 g / L.
  • the present invention relates to a method for enhanced recovery of oil from a subterranean formation comprising the following steps:
  • composition C of the aforementioned type is injected into said underground formation, via at least one injection well, said composition being in the presence of a gas (CO2, nitrogen, water vapor or hydrocarbon gas for example) within underground formation; then
  • a gas CO2, nitrogen, water vapor or hydrocarbon gas for example
  • the method of the invention is implemented to extract a hydrocarbon from an underground formation based on carbonate, in particular an underground formation based on naturally fractured carbonate.
  • a gas CO 2 , nitrogen, water vapor or hydrocarbon gas for example
  • composition C in unfoamed form, and gas into the subterranean formation
  • composition C into a subterranean formation previously containing a gas (for example naturally present in the formation and / or injected beforehand into the formation).
  • the method comprises:
  • composition C in unfoamed form, and gas into the underground formation
  • composition C into the underground formation, followed by the injection of a gas which will then be brought into contact with composition C within the underground formation.
  • the method comprises:
  • composition C composition C with a gas and the injection of this foam into the underground formation
  • composition C in unfoamed form, and gas into the underground formation.
  • a composition C according to the invention typically comprises a cationic type surfactant which is an ethoxylated alkyl amine. More precisely, it is a cationizable species, which is typically employed under pH conditions where the alkyl amine is at least partly in protonated form.
  • a composition C according to the invention can for example be used at a pH far from the pKa of the ethoxylated alkylamine (typically at least one or even two pH units), for example between 4 and 7, in particular between 5 and 6.
  • the ethoxylated alkylamine used according to the invention corresponds to formula (I) below (which corresponds to the protonated form of the amine, the amine possibly being alternatively present in a non-protonated form. ):
  • n is a non-zero number, typically greater than or equal to 1, typically between 1 and 12, for example between 1 and 10;
  • m is a non-zero number, typically greater than or equal to 1, typically between 1 and 12, for example between 1 and 10, the sum n + m preferably remaining less than 20, for example less than 10;
  • [A] - is a group comprising an alkyl group, this group [A-] preferably being:
  • an alkyl group R- typically comprising from 8 to 22 carbon atoms, typically between 10 and 18;
  • R'- is an alkyl group, typically comprising 8 to 22 carbon atoms, typically between 10 and 22, especially between 12 and 18;
  • -R ”- is an alkenyl group, typically a group - (Chbj q - where q is an integer between 2 and 5, for example equal to 3 p is a non-zero number, typically greater than or equal to 1, for example included between 1 and 10 with the sum n + m + p preferably remaining less than 20, for example 10.
  • n, m and p are in general average values given for a population of molecules of formula (I).
  • composition C mixtures of several ethoxylated alkylamines of formula (I) with different alkyl groups R (and where appropriate R ′) are employed are typically employed.
  • mixtures of compounds of formulas (I) are typically employed comprising R groups derived from specific vegetable oils or petroleum fractions (for example mixtures of several alkyl groups comprising from 12 to 14 carbon atoms, or else mixtures of alkyls present in coconut oil, known as “coconut alkyls”).
  • a composition C according to the invention may, for example, comprise an ethoxylated alkylamine corresponding to the formula (la) below:
  • ethoxylated alkyl amines of formula (Ia) can, for example, be ethoxylated cocoalkyl amines.
  • n + m is between 2 and 8
  • This embodiment is particularly advantageous in terms of ease of solubilization of the amine in composition C.
  • composition C according to the invention may for example comprise an ethoxylated alkylamine employed at least in part in a protonated form corresponding to formula (lb) below:
  • n, m, p, R'- and -R ”- have the above meanings.
  • the ethoxylated alkyl amines of formula (Ib) can, for example, be ethoxylated cocoalkylamines.
  • n + m + p is between 3 and 6.
  • the group R ’ typically comprises a number of carbon atoms between 12 and 18, for example of the order of 16.
  • ethoxylated alkylamines which can be used in the context of the present invention, mention may in particular be made of commercial products. FENTACARE® C02 and FENTACARE® C05, available from the company Solvay. Other non-limiting examples of ethoxylated alkylamines suitable for the implementation of the invention include the product marketed under the name EthoDuomeen® T / 13 by AkzoNobel or else FENTACARE® TD03, of similar structure, available from the Solvay company.
  • the total concentration of ethoxylated alkylamine is between 0.05% and 2% by mass, in particular between 0.1% and 1% by mass. in composition C (this concentration corresponding to the total sum of the ethoxylated alkylamines present in composition C, relative to the total mass of composition C).
  • a composition C according to the invention further comprises at least one surfactant of amphoteric or zwitterionic type mixed with at least one cationic surfactant of the aforementioned type.
  • This amphoteric or zwitterionic surfactant can in particular be chosen from alkylamidobetaines, alkylamidohydroxysultaines, alkylbetaines, and alkylhydroxysultaines and mixtures of these compounds.
  • these surfactants when they are used in a composition C according to the invention, these surfactants have an alkyl chain which advantageously comprises from 8 to 18 carbon atoms.
  • aminosulfonates of the type described in WO 2015/173052.
  • Other compounds which can be used are amphoacetates and amphoproprionates.
  • amphoteric or zwitterionic surfactants which can be used in composition C, mention may in particular be made of the commercial products Mackam® CBS 50G, LHS-E, LSB 50, Mackam® 35 or Mackam® CB 35 available from the company Solvay.
  • the total concentration of amphoteric and zwitterionic surfactants is between 0.05% and 2% by mass, in particular between 0.1% and 1% by mass in composition C (this concentration corresponding to the total sum of amphoteric and zwitterionic surfactants present in composition C , relative to the total mass of composition C).
  • the mass ratio of the total mass of ethoxylated alkylamines relative to the total mass of amphoteric and zwitterionic surfactants is between 10/90 and 90/10, for example between 20 / 80 and 80/20, and more preferably between 30/70 and 70/30
  • composition C may only comprise ethoxylated alkylamines and amphoteric or zwitterionic surfactants derived from surfactants (binary surfactant system of ethoxylated alkylamine + amphoteric / zwitterionic type).
  • a composition C according to the invention can comprise, in addition to the aforementioned surfactants, at least one additional anionic surfactant.
  • the composition generally contains only these three types of surfactants (ternary surfactant system of ethoxylated alkylamine type + amphoteric / zwitterionic + anionic)
  • the total content of surfactants within composition C generally remains between 0.05% and 2% by mass relative to the total mass of composition C, for example between 0.1 and 1% by mass relative to the total mass of the composition.
  • composition C comprises anionic surfactants
  • anionic surfactants these can typically be chosen from: anionic surfactants of the sulfonate type,
  • alpha olefin sulfonates preferably C12 to C20, for example C14-16 alpha olefin sulfonates ⁇ alkylarylsulphonates, and in particular alkylbenzene sulphonate (ABS), where the alkyl group preferably contains at least 15 carbon atoms, for example between 15 and 24 carbon atoms, such as for example an alkyl aryl sulphonate with a C15 alkyl -18
  • anionic surfactants of the sulfate type; mixtures of these anionic surfactants.
  • anionic surfactants When anionic surfactants are used, they are generally in the minority within the mixture of surfactants present in composition C. Thus, the ratio of the total mass of anionic surfactants relative to the total mass of surfactants present in composition C typically remains less than 50%, or even 40%, and this ratio is typically between 5 and 35% when anionic surfactants are used.
  • composition C according to the invention can advantageously comprise a number of additives in addition to the aforementioned surfactants.
  • the aqueous medium M of a composition C according to the invention comprises dissolved salts (in this case the aqueous medium M is typically a brine). More generally, the aqueous medium M preferably has a salinity similar to that of the subterranean formation where the composition C is intended to be injected, which tends to improve the efficiency of the oil recovery.
  • the total salt content in a composition C according to the invention is in the range between 1 to 300 g / L, preferably from 80 to 250 g / L.
  • a composition according to the invention generally comprises several distinct types of salts and the concentration of salts to which reference is made corresponds to the total amount of all the salts present.
  • salts advantageously present in the composition of the invention mention may in particular be made, without limitation, of the halides of alkali metals and alkaline earth metals, such as NaCl, KCl, MgCl2, CaCL. or CaSCL, or else iron salts such as FeSCL or FeCL , or even carbonates or bicarbonates.
  • compositions C according to the invention are well suited for forming stable foams, and they prove in particular to be particularly suitable for enhanced oil recovery operations, and in particular for underground formations which are: carbonate-based formations , fractured or not; and / or reservoirs with gas mobility control problems, including the existence of preferential paths; and / or theft zone; and / or phenomena of the gravity type (“gravity override”); and / or heterogeneity of permeability, these reservoirs preferably not being based on sandstone.
  • foaming compositions of the invention are in particular advantageous for forming foams in the presence of supercritical CO2 or not.
  • Foams have been produced from foaming compositions according to the present invention.
  • the foaming capacities of these compositions and the stability of the foam obtained were evaluated according to the protocol described below:
  • the formation of the foam was obtained by placing 2 mL of the foaming composition to be tested in the flask with a metal bar (possibly plus 200 microliters of dodecane for the examples where the formation of foam is evaluated in the presence of oil), leaving the system is brought to temperature at 80 ° C for 1 h then by placing it on a vortex at 80 ° C for 15 seconds, whereby a foam is formed under the effect of the vibration of the metal bar of the liquid in contact with the air. The vortex was then stopped and the foam was allowed to evolve.
  • the half-life of the foam was measured, which corresponds to the time between the stop of the vortex (where the foam has its maximum volume in the vial) until the moment when the volume of the foam halved in the flask.
  • the foam is formed in a cylindrical zone, it is expected that the height of the foam formed at the stop of the vortex (maximum height) has halved.
  • foamability for the term “foamability” in English
  • F foamability
  • This foamability F was measured in each case (in the presence of oil or not) by the ratio of the height of the air column available above the liquid before application of the vortex (maximum height that can be reached by the foam in the flask) relative to the height of foam actually obtained just before stopping the vortex.
  • the foamability F varies from 0 to 1, and an F value of less than 0.3 is considered to be low, an acceptable foaming composition typically having to exhibit a foamability F of at least 0.5.
  • compositions tested comprise these surfactants in a brine comprising, dissolved in water: 79.71 g / L of NaCl; 2.34g / L of KCI; 4.38g / L MgCl2; and 22.53 g / L of CaCl2.
  • the percentages in the table indicate the content by mass in the composition, relative to the total mass of the composition.
  • tests were carried out on three control compositions containing only alkylamines ethoxylated as surfactants.

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Abstract

L'invention concerne une composition qui comprend, au sein d'un milieu aqueux : - au moins une alkylamine éthoxylée; et - au moins un tensioactif amphotère ou zwitterionique. L'invention concerne par ailleurs l'utilisation de ces compositions à titre de compositions moussantes, notamment pour l'EOR.

Description

FORMULATIONS MOUSSANTES
POUR LA RECUPERATION ASSISTEE DU PETROLE
La présente invention a trait à la récupération assistée du pétrole brut des formations souterraines, en particulier à base de carbonates, et plus particulièrement aux techniques de récupération assistée du pétrole mettant en œuvre des compositions moussantes.
Lors de l’extraction du pétrole hors d’un réservoir hydrocarboné (réservoir pétrolifère telle qu’une formation rocheuse), selon une première étape, dite de « récupération primaire », le pétrole est entraîné hors d’un puits de production par la surpression régnant naturellement au sein du réservoir. Cette récupération primaire ne permet d’accéder qu’à une faible quantité du pétrole contenu dans le réservoir, typiquement de l’ordre de 10 à 15% tout au plus.
Pour permettre de poursuivre l’extraction du pétrole suite à cette récupération primaire, des méthodes secondaires de production sont employées, quand la pression du réservoir devient insuffisante pour déplacer le pétrole encore en place. Typiquement, on injecte un fluide (ré-injection de l'eau produite diluée ou non, injection d'eau de mer ou de rivière, ou encore injection de gaz, par exemple) au sein du réservoir hydrocarboné, en vue d'exercer au sein du réservoir une surpression propre à entraîner le pétrole vers le(s) puits de production. Une technique usuelle dans ce cadre est l'injection d'eau (désignée également par inondation ou « waterflooding ») ou l’injection de gaz (« gasflooding »), dans laquelle de grands volumes d'eau ou de gaz, respectivement, sont injectés sous pression dans le réservoir via des puits injecteurs. Cette injection induit l’entraînement d’une partie du pétrole rencontré par l’eau ou le gaz vers un ou plusieurs puits producteur(s). Les méthodes secondaires de production telles que l’injection d'eau ou de gaz précitées ne permettent toutefois d’extraire qu’une partie relativement faible des hydrocarbures en place (typiquement de l’ordre de 30%). Ce balayage partiel est dû notamment au piégeage de l’huile par les forces capillaires, aux différences de viscosité et de densité existant entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place, ainsi qu’à des hétérogénéités à des échelles micro- ou macroscopiques (échelle des pores et aussi échelle du réservoir).
Pour essayer de récupérer le reste du pétrole, qui demeure dans les formations souterraines à l’issue de la mise en œuvre des méthodes primaires et secondaires de production, il a été proposé différentes techniques dites de « récupération assistée du pétrole » (ou récupération assistée (ou améliorée) d’hydrocarbures RAH), qu’on désigne plus communément sous le terme « EOR » (pour l’anglais « Enhanced OU Recovery »)
Parmi les techniques de l’EOR, certaines mettent en œuvre des compositions de nature à former des mousses. Ces techniques peuvent employer des mousses préformées préalablement à leur injection dans un réservoir hydrocarboné, ou bien alternativement des compositions moussantes capables de former une mousse in situ dans la formation souterraine où elles sont injectées, en présence d’un gaz (co- ou post injecté, ou bien présent dans la formation souterraine).
L’emploi de mousses ou de compositions moussantes en EOR vise le plus souvent à maximiser le balayage de la formation souterraine, en particulier pour accéder à des zones les moins accessibles qui seraient peu, voire pas du tout, balayées par des compositions non moussantes. L’emploi de mousses ou de compositions moussantes est notamment intéressant dans le cas de réservoirs naturellement fracturés. Ces réservoirs naturellement fracturés se distinguent des réservoirs conventionnels, qui peuvent présenter quelques fractures, par la densité et les dimensions des fractures qui forment un véritable réseau, ce qui induit une problématique de récupération du pétrole particulièrement compliquée.
Typiquement, les compositions moussantes employées en EOR comprennent des tensioactifs anioniques. Bien que relativement efficaces dans le cas général, ces tensioactifs anioniques présentent des limites lorsqu’ils sont employés dans certains réservoirs hydrocarbonés, en particulier dans des formations à base de carbonates : en effet, lorsque des tensioactifs anioniques sont employés dans des formations à base de carbonates, ils tendent à interagir fortement avec les carbonates et donc à être retenus au sein du réservoir.
En général, l’emploi de tensioactifs cationiques ne s’avère pas dans ce cadre une alternative acceptable aux tensioactifs anioniques : certes, les tensioactifs cationiques présentent une affinité moindre pour les carbonates, mais les mousses formées à partir de ces tensioactifs cationiques sont en général très peu stables, en particulier à haute température.
Un but de la présente invention est de fournir des compositions moussantes adaptées en particulier à des opérations d’EOR dans des réservoirs hydrocarbonés à base de carbonates (naturellement fracturés ou non), et ce en particulier à des températures relativement élevées, typiquement entre 80 et 120°C. A cet effet, il est proposé selon la présente invention des compositions moussantes de type particulier, qui comprennent au moins un tensioactif cationique (plus exactement cationisable) de type spécifique, à savoir de type alkylamine éthoxylée, qui est de plus utilisé en association avec au moins un tensioactif amphotère ou zwitterionique.
Plus précisément, selon un premier aspect, la présente invention a pour objet une composition C, adaptée à titre de composition moussante, adaptée en particulier pour l’EOR , qui comprend, au sein d’un milieu aqueux M :
au moins une alkylamine éthoxylée ; et
au moins un tensioactif amphotère ou zwitterionique.
Les inventeurs ont maintenant établis que, bien qu’à base de tensioactifs de type cationique, les compositions moussantes particulières de l’invention permettent, de façon surprenante, de former des mousses stables, et ce y compris à de relativement hautes températures, notamment entre 80 et 120°C, et en présence d’hydrocarbures.
Dans ce cadre, il s’avère que le tensioactif zwitterionique employé selon la présente invention induit le même type d’avantages que dans le cas des mousses à base de tensioactifs anioniques et de tensioactifs tels que des bétaïnes connues de l’état de la technique. On obtient selon l’invention une stabilité de mousse très importante. Cet effet est beaucoup plus inattendu dans le cas des compositions de l’invention, qui sont à base de tensioactifs cationiques de type amine tertiaires, qui ne sont pas préconisés en règle générale en association avec des tensioactifs amphotères ou zwitterioniques.
La stabilité de la mousse à laquelle il est fait référence ici peut être notamment mesurée par le temps de demi-vie de la mousse formée par foisonnement de la mousse par un gaz (typiquement du diazote employé comme gaz modèle), avec ou sans présence d’hydrocarbures (typiquement du dodécane employé comme hydrocarbure modèle), ce temps de demi-vie étant d’autant plus élevé que la mousse est stable.
Ce temps de demi-vie est typiquement mesuré en formant la mousse dans un récipient cylindrique où la hauteur de mousse formée au-dessus du liquide atteint alors une hauteur initiale h puis en laissant laisse la mousse évoluer, le temps de demi-vie correspondant à la durée au bout de laquelle la hauteur de la mousse au-dessus du liquide passe de la valeur h à la moitié de cette valeur, soit h/2. Les compostions de l’invention s’avèrent conduire à des mousses qui ont des temps de demi-vie plus importants que les temps de demi-vie de mousses formées à partir des mêmes compositions mais ne comprenant pas l’agent tensioactif zwitterioniques.
Les tensioactifs cationiques employés selon la présente invention présentent un autre avantage, à savoir qu’ils ont en général une stabilité thermique relativement importante, de même que de nombreux tensioactifs amphotères ou zwitterioniques. Selon un mode de réalisation particulièrement intéressant de l’invention, on emploie dans la composition C des tensioactifs qui sont stables au moins jusqu’à 80°C, de préférence au moins jusqu’à 100°C, voire au moins jusqu’à 120°C et plus avantageusement au moins jusqu’à 150°C (ce qui est le cas pour la plupart des alkyle amine éthoxylées et des tensioactifs zwitterioniques), ce qui permet d’employer la composition de l’invention à des températures relativement élevées (typiquement entre 40 et 140°C, par exemple entre 80 et 120°C).
Les tensiaoctifs employés selon l’invention sont par ailleurs tout particulièrement adaptés (notamment en termes de solubilité) lorsque la composition C comprend des sels, ce qui est quasi systématiquement le cas des compositions utilisées en EOR, où le milieu aqueux est typiquement de l’eau de mer ou une eau de formation. Les tensioactifs employés selon l’invention présentent l’avantage de pouvoir être mis en œuvre dans des compositions C de salinité importante, par exemple ayant une teneur totale en sels de plus de 50 g/L, par exemple d’au moins 80 g/L de sels, voire d’au moins 100 g/L, cette teneur pouvant typiquement atteindre 200 g/L voire 300 g/L.
Selon un autre aspect, la présente invention a pour objet un procédé de récupération assistée du pétrole d’une formation souterraine comprenant les étapes suivantes :
- on injecte une composition C du type précité dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d’injection, ladite composition étant en présence d’un gaz (CO2, diazote, vapeur d’eau ou gaz hydrocarboné par exemple) au sein de la formation souterraine ; puis
- on récupère, par au moins un puits de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.
Selon un mode de réalisation intéressant, le procédé de l’invention est mise en œuvre pour extraire un hydrocarbure d’une formation souterraine à base de carbonate, notamment une formation souterraine à base de carbonate naturellement fracturée. Dans le cadre du procédé de l’invention, la présence conjointe de la composition C et d’un gaz (CO2, diazote, vapeur d’eau ou gaz hydrocarboné par exemple) dans la formation souterraine, propre à former une mousse, peut être obtenue selon différents modes, incluant notamment :
la formation préalable d’une mousse par foisonnement de la composition C par un gaz et l’injection de cette mousse au sein de la formation souterraine ; ou l’injection conjointe de la composition C, sous forme non moussée, et du gaz au sein de la formation souterraine ; ou
l’injection de la composition C au sein de la formation souterraine, suivie par l’injection d’un gaz qui sera ensuite mis en contact avec la composition C au sein de la formation souterraine ; ou
l’injection de la composition C au sein d’une formation souterraine contenant préalablement un gaz (par exemple présent naturellement dans la formation et/ou injecté au préalable dans la formation).
Selon un mode de réalisation particulier, le procédé comprend :
- l’injection conjointe de la composition C, sous forme non moussée, et du gaz au sein de la formation souterraine ; et/ou
- l’injection de la composition C au sein de la formation souterraine, suivie par l’injection d’un gaz qui sera ensuite mis en contact avec la composition C au sein de la formation souterraine.
Selon un autre mode de réalisation, adapté notamment au d’une formation souterraine avec un réseau de fractures denses, le procédé comprend :
- la formation préalable d’une mousse par foisonnement de la composition C par un gaz et l’injection de cette mousse au sein de la formation souterraine ; et/ou
- l’injection conjointe de la composition C, sous forme non moussée, et du gaz au sein de la formation souterraine.
Différents aspects et modes de réalisation possibles de l’invention sont décrits plus en détails ci-après. L’alkylamine éthoxylée
Une composition C selon l’invention comprend, de façon caractéristique, un tensioactif de type cationique qui est une alkylamine éthoxylée. Il s’agit plus précisément d’une espèce cationisable, qui est typiquement employée dans des conditions de pH où l’alkylamine est au moins pour partie sous forme protonée. Une composition C selon l’invention peut par exemple être employé à un pH éloigné du pKa de l’alkylamine éthoxylée (typiquement d’au moins une voire deux unités de pH) par exemple compris entre 4 et 7, notamment entre 5 et 6 .
Selon un mode de réalisation avantageux, l’alkylamine éthoxylée employée selon l’invention répond à la formule (I) ci-dessous (qui correspond à la forme protonée de l’amine, l’amine pouvant alternativement être présente sous une forme non protonée):
H
[A]-N+-[-CH2-CH2-0-]m-H
[-C H2-C H2-0-]n-H
(l) où :
n est un nombre non nul, typiquement supérieur ou égal à 1 , typiquement compris entre 1 et 12, par exemple entre 1 et 10 ; m est un nombre non nul, typiquement supérieur ou égal à 1 , typiquement compris entre 1 et 12, par exemple entre 1 et 10 , la somme n+m restant de préférence inférieure à 20, par exemple inférieuie à 10 ;
[A]- est un groupement comprenant un groupe alkyle, ce groupement [A-] étant de préférence :
un groupe alkyle R- comprenant typiquement de 8 à 22 atomes de carbone, typiquement entre 10 et 18 ; ou
un groupe alkylamine éthoxylé de formule : où :
R’- est un groupe alkyle, comprenant typiquement 8 à 22 atomes de carbone, typiquement entre 10 et 22, notamment entre 12 et 18 ;
-R”- est un groupe alkényle, typiquement un groupe -(Chbjq- où q est un entier compris entre 2 et 5, par exemple égal à 3 p est un nombre non nul, typiquement supérieur ou égal à 1 , par exemple compris entre 1 et 10 avec la somme n+m+p restant de préférence inférieure à 20, par exemple à 10.
Les valeurs de n, m et p données ci-dessous sont en général des valeurs moyennes données pour une population de molécules de formule (I).
De même, on emploie typiquement dans la composition C des mélanges de plusieurs alkylamines éthoxylées de formule (I) avec des groupements alkyles R (et le cas échéant R’) différents. Dans ce cas, on emploie typiquement des mélanges de composés de formules (I) comprenant des groupements R issus d’huiles végétales ou de coupes pétrolières spécifiques (par exemple des mélanges de plusieurs groupes alkyle comprenant de 12 à 14 atomes de carbone, ou bien des mélanges d’alkyle présents dans l’huile de coco, dits « coco alkyles »). Ainsi, selon une première variante, une composition C selon l’invention peut par exemple comprendre une alkylamine éthoxylée répondant à la formule (la) ci-dessous :
Figure imgf000008_0001
où n, m et R- ont les significations précitées. Les alkylamine éthoxylées de formule (la) peuvent par exemple être des cocoalkylamine éthoxylées.
Avantageusement, dans les alkylamine éthoxylées de formule (la) on préfère que la somme de n+m soit comprise entre 2 et 8
Selon une mode de réalisation particulier, on peut par exemple utiliser dans la composition C au moins une alkylamine éthoxylée de formule (la) où m-m=2
Selon un autre mode de réalisation, on peut utiliser dans la composition C au moins une alkylamine éthoxylée de formule (la) où n+m est strictement supérieur à 2, notamment où m = 3,4, 5 ou 6, par exemple où n+m =5. Ce mode de réalisation est notamment intéressant en termes de facilité de solubilisation de l’amine dans la composition C.
Selon une autre variante, compatible avec la précédente, une composition C selon l’invention peut par exemple comprendre une alkylamine éthoxylée employée au moins en partie sous une forme protonée répondant à la formule (lb) ci-dessous :
Figure imgf000009_0001
où n, m, p, R’- et -R”- ont les significations précitées.
Les alkylamine éthoxylées de formule (lb) peuvent par exemple être des cocoalkylamines éthoxylées.
Avantageusement, dans les alkylamine éthoxylées de formule (lb) on préfère que la somme de n+m+p soit comprise entre 3 et 6.
Par ailleurs, dans les alkylamine éthoxylées de formule (lb), le groupement R’ comprend typiquement un nombre d’atomes de carbone compris entre 12 et 18, par exemple de l’ordre de 16.
A titre d’exemples non limitatifs d’alkylamines éthoxylées utilisables dans le cadre de la présente invention, on peut notamment citer les produits commerciaux FENTACARE® C02 et FENTACARE® C05 , disponibles auprès de la société Solvay. D’autres exemples non limitatifs d’alkylamines éthoxylées adaptées à la mise en œuvre de l’invention incluent le produit commercialisé sous le nom de EthoDuomeen® T/13 par AkzoNobel ou bien encore le FENTACARE® TD03, de structure similaire, disponible auprès de la société Solvay.
Quelle que soit la nature des alkylamines mises en œuvre dans la composition C, on préfère en général que la concentration totale en alkylamine éthoxylée soit comprise entre 0,05 % et 2 % en masse, notamment entre 0,1 % et 1 % en masse dans la composition C (cette concentration correspondant à la somme totale des alkylamines éthoxylées présentes dans la composition C, rapportée à la masse totale de la composition C).
Le tensioactif amphotère ou zwitterionique
Une composition C selon l’invention comprend en outre au moins un tensioactif de type amphotère ou zwitterionique en mélange avec au moins un tensioactif cationique du type précité.
Ce tensioactif amphotère ou zwitterionique peut notamment être choisi parmi les alkylamidobétaines, les alkylamidohydroxysultaine, les alkylbétaines, et les alkylhydroxysultaines et les mélanges de ces composés. De préférence, lorsqu’ils sont employés dans une composition C selon l’invention, ces tensioactifs ont une chaîne alkyle qui comprend avantageusement de 8 à 18 atomes de carbone. A titre d’exemple, on peut par exemple citer la cocoamidohydroxypropyl sultaine.
D’autres composés possibles sont les aminosulfonates du type de ceux qui font l’objet de WO 2015/173052. D’autres composés utilisables sont les amphoacétates et les amphoproprionates.
A titre d’exemples non limitatifs de tensioactifs amphotères ou zwitterioniques utilisables dans la composition C, on peut notamment citer les produits commerciaux Mackam® CBS 50G, LHS-E, LSB 50, Mackam® 35 ou Mackam® CB 35 disponibles auprès de la société Solvay.
Quelle que soit la nature des tensioactifs amphotères ou zwitterioniques mis en œuvre dans la composition C, on préfère en général que la concentration totale en tensioactifs amphotères et zwitterioniques soit comprise entre 0,05 % et 2 % en masse, notamment entre 0,1 % et 1 % en masse dans la composition C (cette concentration correspondant à la somme totale des tensioactifs amphotères et zwitterioniques présents dans la composition C, rapportée à la masse totale de la composition C).
Par ailleurs, il est préférable dans une composition C selon l’invention que le rapport massique de la masse totale des alkylamines ethoxylées rapportée à la masse totale des tensioactifs amphotères et zwitterioniques soit comprise entre 10/90 et 90/10, par exemple entre 20/80 et 80/20, et plus préférentiellement entre 30/70 et 70/30
Autres tensioactifs envisageables
Selon un premier mode de réalisation possible de l’invention, la composition C peut ne comprendre que des alkylamines éthoxylées et des tensiaoctifs amphotères ou zwitterioniques à tire de tensioactifs (système tensioactif binaire de type alkylamine éthoxylée + amphotère/zwitterionique).
Selon un autre mode de réalisation intéressant, une composition C selon l’invention peut comprendre, en plus des tensiaoctifs précités, au moins un tensioactif anionique additionnel. Dans ce cas, la composition ne contient en général que ces trois type de tensioactifs (système tensioactif ternaire de type alkylamine éthoxylée + amphotère/zwitterionique + anionique)
Dans tous les cas, typiquement, la teneur totale en tensioactifs au sein de la composition C reste en général comprise entre 0,05 % et 2% en masse par rapport à la masse totale de la composition C, par exemple entre 0,1 et 1 % en masse par rapport à la masse totale de la composition.
Lorsque la composition C comprend des tensioactifs anioniques, ceux-ci peuvent typiquement être choisis parmi : les tensioactifs anioniques de type sulfonate,
et notamment :
■ les sulfonates d’alpha oléfines de préférence des sulfonates d’alpha oléfines en C12 à C20, par exemple en C14-16 ■ les alkylarylsulfonate, et notamment les alkyl benzène sulfonate (ABS), où le groupe alkyle comporte de préférence au moins 15 atomes de carbone, par exemple entre 15 et 24 atomes de carbone, comme par exemple un alkyl aryl sulfonate avec un alkyl en C15-18
■ les sulfosuccinates et sulfosuccinamates les tensioactifs anioniques de type sulfates ; les mélanges de ces tensioactifs anioniques.
Lorsque des tensioactifs anioniques sont employés, ils sont généralement minoritaires au sein du mélange des tensioactifs présents dans la composition C. Ainsi, le rapport de la masse totale des tensioactifs anioniques rapportée à la masse totale de tensioactifs présents dans la composition C reste typiquement inférieure à 50%, voire à 40% et ce rapport est typiquement comprise entre 5 et 35 % lorsqu’on emploie des tensioactifs anioniques.
Autres composés éventuels
Une composition C selon l’invention peut avantageusement comprendre un certain nombre d’additifs en plus des tensioactifs précités.
Ainsi, il s’avère notamment intéressant que le milieu aqueux M d’une composition C selon l’invention comprenne des sels dissous (dans ce cas le milieu aqueux M est typiquement une saumure). Plus généralement, le milieu aqueux M a de préférence une salinité similaire à celle de la formation souterraine où la composition C est destinée à être injectée, ce qui tend à améliorer l’efficacité de la récupération du pétrole.
Typiquement, la teneur totale en sels dans une composition C selon l’invention est dans la gamme comprise entre 1 to 300 g/L, de préférence de 80 to 250 g/L. Une composition selon l’invention comprend en général plusieurs types de sels distincts et la concentration en sels à laquelle il est fait référence correspond à la quantité totale de tous les sels présents. A titre de sels avantageusement présents dans la composition de l’invention, on peut notamment citer à titre non limitatif les halogénures des métaux alcalins et alcalino- terreux, tels que NaCI, KCI, MgCI2, CaCL. ou CaSCL , ou bien ecore les sels de fer comme FeSCL ou FeCL, ou bien encore des carbonates ou bicarbonates.
Utilisation des compositions selon l’invention
Les compositions C selon l’invention sont bien adaptées pour former des mousses stables, et elles se révèlent notamment tout particulièrement adaptés pour des opérations de récupération assistée du pétrole, et ce en particulier pour des formations souterraines qui sont : des formations à base de carbonate, fracturé ou non ; et/ou des réservoirs présentant des problèmes de contrôle de mobilité de gaz, incluant l’existence de chemins préférentiels ; et/ou de zone voleuse ; et/ou de phénomènes de type gravitaires (« gravity override » en anglais) ; et/ou d’hétérogénéité de perméabilité, ces réservoirs n’étant de préférence pas à base de grès.
Les compositions moussantes de l’invention sont en particulier intéressantes pour former des mousses en présence de CO2 supercritique ou non.
Les exemples donnés ci-après illustrent des modes de réalisation non limitatifs de l’invention et certain de leurs avantages.
EXEMPLES
Des mousses ont été réalisées à partir de compositions moussantes selon la présente invention. Les capacités de moussage de ces compositions et la stabilité de la mousse obtenue ont été évaluées selon le protocole décrit ci-après :
Chacune des mousse a été formée dans une fiole de 8 mL identique pour chaque test (fiole cylindrique de diamètre = 1 cm) , à une température de 80°C et sous pression atmosphérique. La formation de la mousse a été obtenu en plaçant 2 mL de la composition moussante à tester dans la fiole avec un barreau métallique (plus éventuellement 200 microlitres de dodécane pour les exemples où on évalue la formation de mousse en présence d’huile) en laissant le système se mettre à température à 80°C pendant 1 h puis en le plaçant sur un vortex à 80°C pendant 15 secondes, ce par quoi une mousse se forme sous l’effet de la vibration du barreau métallique du liquide en contact avec l’air. On a ensuite arrêté le vortex et on a laissé la mousse évoluer.
Dans chaque cas, on a mesuré le temps de demi-vie de la mousse, qui correspond au temps écoulé entre l’arrêt du vortex (où la mousse a son volume maximal dans la fiole) jusqu’au moment où le volume de la mousse a diminué de moitié dans la fiole. En pratique, la mousse étant formée dans une zone cylindrique, on attend que la hauteur de la mousse formée à l’arrêt du vortex (hauteur maximale) ait diminué de moitié.
Par ailleurs, on a évalué la moussabilité, notée ici F (pour le terme“foamability” en anglais), de la composition moussante employée, qui correspond à la capacité à créer une mousse à partir de la composition considérée pour une énergie mécanique donnée qui lui est appliquée. Cette moussabilité F (capacité de moussage) a été mesurée dans chaque cas (en présence d’huile ou non) par le rapport de la hauteur de la colonne d’air disponible au-dessus du liquide avant application du vortex (hauteur maximale pouvant être atteinte par la mousse dans la fiole) rapportée à la hauteur de mousse effectivement obtenue juste avant l’arrêt du vortex.
La moussabilité F varie de 0 à 1 , et une valeur de F inférieure à 0,3 est considérée comme faible, une composition moussante acceptable devant typiquement présenter une moussabilité F d’au moins 0,5.
Les résultats qui ont été obtenus sont reportés dans le Tableau ci-après qui indique la nature et la quantité des tensioactifs employés (alkylamine éthoxylée et tensioactif de type amphotère ou zwitterionique). Les compositions testées comprennent ces tensioactifs dans une saumure comprenant, dissous dans de l’eau : 79,71g/L de NaCI ; 2,34g/L de KCI ; 4,38g/L de MgCI2 ; et 22,53 g/L deCaCI2.
Les pourcentages du tableau indiquent la teneur en masse dans la composition, par rapport à la masse totale de la composition. A titre comparatif, des tests ont été effectuées sur trois compositions témoins ne contenant que des alkylamines éthoxylées à titre de tensioactifs.
Figure imgf000015_0001
Temps de demi-vie (avec ou sans huile) et moussabilité F des compositions testées Les tensioactifs employés dans cet exemple présentent en outre une bonne stabilité thermique. A titre illustratif, chacun de ces tensioactifs a été soumis à un test de vieillissement sous la forme d’une solution à 5 g/L dans la saumure précitée, à 120°C pendant 60 jours à pH 5. La concentration reste sensiblement égale à 5g/L pendant toute la durée du test pour chacun des tensioactifs testés.

Claims

REVENDICATIONS
1. Composition C, adaptée à titre de composition moussante, qui comprend, au sein d’un milieu aqueux M :
au moins une alkylamine éthoxylée ; et
- au moins un tensioactif amphotère ou zwitterionique.
2. Composition selon la revendication 1 , où les tensioactifs présents dans la composition C sont stables au moins jusqu’à 80°C, de préférence au moins jusqu’à 100°C, voire jusqu’à 120°C et plus avantageusement au moins jusqu’à 150°C.
3. Composition selon la revendication 1 ou 2, où l’alkylamine éthoxylée répond à la formule (I) ci-dessous :
Figure imgf000017_0002
n est un nombre non nul, typiquement compris entre 1 et 12 ; m est un nombre non nul, typiquement compris entre 1 et 12 , la somme n+m restant de préférence inférieure à 20 ;
[A-] est un groupement comprenant un groupe alkyle, [A-] étant de préférence : un groupe alkyle R- comprenant typiquement de 8 à 22 atomes de carbone ; ou
un groupe alkylamine éthoxylé de formule :
Figure imgf000017_0001
où :
R’- est un groupe alkyle, comprenant typiquement de 8 à 22 atomes de carbone ;
-R”- est un groupe alkényle, typiquement un groupe -(Chbjq- où q est un entier compris entre 2 et 5
p est un est un nombre non nul, typiquement compris entre 1 et 10 avec la somme n+m+p restant de préférence inférieure à 20 .
4. Composition selon la revendication 3, où l’alkylamine éthoxylée répond à la formule (la) ci-dessous :
Figure imgf000018_0001
où n, m et R- sont tels que définis dans la revendication 3, la somme de n+m étant de préférence comprise entre 2 et 8.
5. Composition selon la revendication 3, où l’alkylamine éthoxylée répond à la formule (Ib) ci-dessous :
Figure imgf000018_0002
où n, m, p, R’- et -R”- sont tels que définis dans la revendication 3, avec la somme n+m+p de préférence comprise entre 3 et 6
6. Composition selon l’une des revendications 1 à 5, où la concentration totale en alkylamine éthoxylée est comprise entre 0,05% et 2 % en masse dans la composition C.
7. Composition selon l’une des revendications 1 à 6, où le tensioactif amphotère ou zwitterionique est choisi parmi les alkylamidobétaines, les alkylamidohydroxysultaine, les alkylbétaines, et les alkylhydroxysultaines et les mélanges de ces composés.
8. Composition selon l’une des revendications 1 à 7, où la concentration totale en tensioactifs amphotères et zwitterioniques est comprise entre 0,05 et 2 % en masse dans la composition C.
9. Composition selon l’une des revendications 1 à 8, où le rapport massique de la masse totale des alkylamines éthoxylées rapportée à la masse totale des tensioactifs amphotères et zwitterioniques soit compris entre 10/90 et 90/10, par exemple entre 20/80 et 80/20.
10. Composition selon l’une des revendications 1 à 9, où la composition C ne comprend que des alkylamines éthoxylées et des tensiaoctifs amphotères ou zwitterioniques à tire de tensioactifs.
11. Composition selon l’une des revendications 1 à 9, où la composition C comprend en outre au moins un tensioactif anionique additionnel.
12. Composition selon la revendication 11 , où le rapport de la masse totale des tensioactifs anioniques rapportée à la masse totale de tensioactifs présents dans la composition C reste typiquement inférieure à 50%, voire à 40%.
13. Procédé de récupération assistée du pétrole d’une formation souterraine, comprenant les étapes suivantes :
- on injecte une composition C selon l’une des revendications 1 à 12 dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d’injection, ladite composition étant en présence d’un gaz au sein de la formation souterraine ; puis
- on récupère, par au moins un puits de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.
14. Procédé selon la revendication 13, mis en œuvre pour extraire un hydrocarbure d’une formation souterraine à base de carbonate, notamment une formation souterraine à base de carbonate naturellement fracturée.
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