CA2802156A1 - Procede optimise de recuperation assistee chimique - Google Patents
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Abstract
L'invention concerne un procédé de récupération assistée qui optimise les étapes de pompage, de transport et de traitement en surface de l'effluent de production. Le procédé de l'invention comprend les étapes suivantes : - on injecte dans ledit réservoir (1 ) un fluide de balayage comprenant au moins polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur (4), - on collecte un effluent de production comportant les hydrocarbures par le puits producteur (4), - on injecte dans ledit effluent au moins un agent de dégradation dudit polymère.
Description
Procédé optimisé de récupération assistée chimique La présente invention concerne un procédé optimisé de récupération assistée à
l'aide d'un fluide de balayage comportant au moins un polymère.
Depuis la crise mondiale de l'énergie, il est devenu essentiel de pouvoir récupérer le maximum d'hydrocarbures contenu dans des formations souterraines. La méthode la plus couramment utilisée consiste à injecter via un puits injecteur un fluide aqueux (en général de l'eau ou de la saumure). Ce fluide balaye la formation souterraine pour forcer les hydrocarbures à sortir des pores de la roche où il se trouve absorbé. Des puits producteurs permettent de récupérer un effluent de production comprenant un mélange d'eau, de sels et d'hydrocarbures. Cette méthode est connue sous le nom de méthode de récupération assistée de pétrole ou "Enhanced Oil Recovery (EOR) en terminologie anglo-saxonne.
Il existe plusieurs méthodes de récupération assistée de pétrole. Lorsque le fluide injecté, aussi appelé fluide de balayage, est additionné de composés, on parle de récupération assistée tertiaire. Ces composés chimiques sont des polymères, tensioactifs, des composés alcalins, ou des mélanges de ces composés. Par rapport à une simple injection d'eau ou de saumure, l'intérêt de la présence d'un polymère est d'augmenter la viscosité
du fluide de balayage et par conséquent d'améliorer le rapport de mobilité entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place dans la formation souterraine. Le rendement de récupération en hydrocarbures est augmenté grâce à une meilleure efficacité du balayage de la formation.
Les polymères utilisés dans cette méthode sont généralement des polymères de fortes masses moléculaires utilisées pour leurs propriétés viscosifiantes.
L'utilisation de polymères dans la récupération assistée tertiaire pose néanmoins des problèmes pratiques. Au niveau des puits producteurs, on récupère un mélange fluide aqueux/hydrocarbures sous forme d'une émulsion dont le rapport eau/hydrocarbure évolue en fonction de la durée de production. Au bout d'un certain temps d'exploitation (appelé
breakthrough du polymère), du polymère mélangé à la phase aqueuse du fluide de balayage est récupéré lors du pompage dans les tubes de production. La concentration en polymère dans l'effluent de production est variable mais néanmoins suffisante pour en perturber le
l'aide d'un fluide de balayage comportant au moins un polymère.
Depuis la crise mondiale de l'énergie, il est devenu essentiel de pouvoir récupérer le maximum d'hydrocarbures contenu dans des formations souterraines. La méthode la plus couramment utilisée consiste à injecter via un puits injecteur un fluide aqueux (en général de l'eau ou de la saumure). Ce fluide balaye la formation souterraine pour forcer les hydrocarbures à sortir des pores de la roche où il se trouve absorbé. Des puits producteurs permettent de récupérer un effluent de production comprenant un mélange d'eau, de sels et d'hydrocarbures. Cette méthode est connue sous le nom de méthode de récupération assistée de pétrole ou "Enhanced Oil Recovery (EOR) en terminologie anglo-saxonne.
Il existe plusieurs méthodes de récupération assistée de pétrole. Lorsque le fluide injecté, aussi appelé fluide de balayage, est additionné de composés, on parle de récupération assistée tertiaire. Ces composés chimiques sont des polymères, tensioactifs, des composés alcalins, ou des mélanges de ces composés. Par rapport à une simple injection d'eau ou de saumure, l'intérêt de la présence d'un polymère est d'augmenter la viscosité
du fluide de balayage et par conséquent d'améliorer le rapport de mobilité entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place dans la formation souterraine. Le rendement de récupération en hydrocarbures est augmenté grâce à une meilleure efficacité du balayage de la formation.
Les polymères utilisés dans cette méthode sont généralement des polymères de fortes masses moléculaires utilisées pour leurs propriétés viscosifiantes.
L'utilisation de polymères dans la récupération assistée tertiaire pose néanmoins des problèmes pratiques. Au niveau des puits producteurs, on récupère un mélange fluide aqueux/hydrocarbures sous forme d'une émulsion dont le rapport eau/hydrocarbure évolue en fonction de la durée de production. Au bout d'un certain temps d'exploitation (appelé
breakthrough du polymère), du polymère mélangé à la phase aqueuse du fluide de balayage est récupéré lors du pompage dans les tubes de production. La concentration en polymère dans l'effluent de production est variable mais néanmoins suffisante pour en perturber le
2 pompage. En effet, le polymère a la propriété d'augmenter la viscosité du fluide de balayage, il augmente donc également la viscosité et les propriétés viscoélastiques de l'effluent de production. Plus l'effluent de production est visqueux, plus les pertes de charge et la consommation énergétique de pompage augmente au cours de la production du gisement.
L'augmentation de la viscosité du fluide de production peut aussi entrainer le bouchage des tubes de production nécessitant l'arrêt temporaire de l'exploitation de la formation souterraine. Plus l'effluent de production a des propriétés visqueuses élevées, plus il crée des difficultés de pompage, ainsi qu'avec les autres équipements nécessaires aux traitements de surface du fluide.
La présence de polymère dans le fluide de production rend plus difficile la séparation des différents fluides (huile/gaz/eau) et les traitements secondaires de l'eau.
Lorsque l'effluent de production arrive en surface, il est traité dans une unité de surface. Cette unité permet de séparer les différents fluides, gaz, huile et eau. A l'issue du traitement de surface, les hydrocarbures sont prêts à être raffinés. L'eau est traitée et dépolluée afin de minimiser les rejets de produits toxiques dans l'environnement. La présence du polymère dans les fluides produits, comme il est rapporté dans la publication SPE 65390 (2001) "Emulsification and stabilization of ASP Flooding Produced liquid" by Wu Di et al, peut entrainer la stabilisation des émulsions dans les fluides produits et poser des problèmes au niveau des procédés de traitement de surface, en particulier au niveau de la séparation eau/huile/gaz et au niveau des procédés de traitement secondaires de l'eau.
Le but de la présente invention est de proposer un procédé de récupération assistée qui optimise les étapes de pompage, de transport et de traitement en surface de l'effluent de production.
Ainsi, l'invention concerne un procédé optimisé de récupération assistée d'hydrocarbures contenus dans un réservoir géologique dans lequel :
- on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur, - on collecte un effluent de production comportant les hydrocarbures par le puits producteur, - on injecte dans ledit effluent au moins un agent de dégradation dudit polymère.
L'injection de l'agent de dégradation peut s'effectuer en fond du puits producteur et/ou en tête du puits producteur et/ou avant l'étape de séparation primaire hydrocarbures/eau.
Plus particulièrement, l'agent de dégradation peut être injecté en solution aqueuse.
Selon l'invention, l'agent de dégradation peut être un composé oxydant.
L'augmentation de la viscosité du fluide de production peut aussi entrainer le bouchage des tubes de production nécessitant l'arrêt temporaire de l'exploitation de la formation souterraine. Plus l'effluent de production a des propriétés visqueuses élevées, plus il crée des difficultés de pompage, ainsi qu'avec les autres équipements nécessaires aux traitements de surface du fluide.
La présence de polymère dans le fluide de production rend plus difficile la séparation des différents fluides (huile/gaz/eau) et les traitements secondaires de l'eau.
Lorsque l'effluent de production arrive en surface, il est traité dans une unité de surface. Cette unité permet de séparer les différents fluides, gaz, huile et eau. A l'issue du traitement de surface, les hydrocarbures sont prêts à être raffinés. L'eau est traitée et dépolluée afin de minimiser les rejets de produits toxiques dans l'environnement. La présence du polymère dans les fluides produits, comme il est rapporté dans la publication SPE 65390 (2001) "Emulsification and stabilization of ASP Flooding Produced liquid" by Wu Di et al, peut entrainer la stabilisation des émulsions dans les fluides produits et poser des problèmes au niveau des procédés de traitement de surface, en particulier au niveau de la séparation eau/huile/gaz et au niveau des procédés de traitement secondaires de l'eau.
Le but de la présente invention est de proposer un procédé de récupération assistée qui optimise les étapes de pompage, de transport et de traitement en surface de l'effluent de production.
Ainsi, l'invention concerne un procédé optimisé de récupération assistée d'hydrocarbures contenus dans un réservoir géologique dans lequel :
- on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur, - on collecte un effluent de production comportant les hydrocarbures par le puits producteur, - on injecte dans ledit effluent au moins un agent de dégradation dudit polymère.
L'injection de l'agent de dégradation peut s'effectuer en fond du puits producteur et/ou en tête du puits producteur et/ou avant l'étape de séparation primaire hydrocarbures/eau.
Plus particulièrement, l'agent de dégradation peut être injecté en solution aqueuse.
Selon l'invention, l'agent de dégradation peut être un composé oxydant.
3 Avantageusement, ledit agent de dégradation peut être choisi parmi le groupe constitué par:
les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium et leurs mélanges.
Selon l'invention, la concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse peut être comprise entre 0,1 et 5000 ppm, préférentiellement entre 1 et 2000 ppm.
Conformément à l'invention, ledit polymère peut être choisi parmi le groupe constitué par les polymères naturels, les polymères synthétiques; la masse molaire dudit polymère est comprise entre 0,5.106 et 30,106 g/mol.
Avantageusement, ledit polymère peut être choisi parmi le groupe constitué
par: les polymères ou copolymères à base d'acrylamide, les polyacrylamides partiellement hydrolysés, les copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés, les copolymères d'acrylamide et de polyvinylpyrrolidone, les copolymères d'acrylamide et d'acrylique, les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes, et leurs mélanges.
En outre, on peut injecter dans ledit effluent un agent anti-corrosion en mélange avec ledit agent de dégradation.
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à
la lecture de la description qui suit d'une mise en oeuvre du procédé, nullement limitative, illustrée par la figure 1 représentant schématiquement un réservoir exploité
par récupération assistée.
Par "hydrocarbure(s)", on entend au sens de la présente invention des produits pétrolifères tels que du pétrole ou de l'huile brute, du pétrole ou de l'huile extra-lourd(e), des sables asphaltèniques, des schistes bitumineux et des gaz présents dans une formation souterraine.
Par "effluent de production" ou "fluide de production", on entend au sens de la présente invention le fluide récupéré dans un puits de production après le balayage d'une formation souterraine. Ce fluide comprend, en quantité variable, les hydrocarbures extraits des pores de la formation souterraine et des composants du fluide de balayage, tels que des polymères, des tensio-actifs, des composés alcalins, de l'eau ou de la saumure.
La figure 1 montre un réservoir géologique souterrain 1 coiffé d'une roche couverture 2. Un puits 3 est foré dans ce réservoir et sert de puits injecteur 3. Un puits 4 foré également dans le réservoir, à une distance déterminée du puits injecteur 3, sert de puits producteur 4. Les deux puits sont classiquement cuvelés par un tube (5, 6) cimenté dans la formation. Une colonne de tubes d'injection 7 permet l'injection dans la roche réservoir du fluide de balayage. Une colonne de tubes de production 8 permet l'extraction de l'effluent de
les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium et leurs mélanges.
Selon l'invention, la concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse peut être comprise entre 0,1 et 5000 ppm, préférentiellement entre 1 et 2000 ppm.
Conformément à l'invention, ledit polymère peut être choisi parmi le groupe constitué par les polymères naturels, les polymères synthétiques; la masse molaire dudit polymère est comprise entre 0,5.106 et 30,106 g/mol.
Avantageusement, ledit polymère peut être choisi parmi le groupe constitué
par: les polymères ou copolymères à base d'acrylamide, les polyacrylamides partiellement hydrolysés, les copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés, les copolymères d'acrylamide et de polyvinylpyrrolidone, les copolymères d'acrylamide et d'acrylique, les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes, et leurs mélanges.
En outre, on peut injecter dans ledit effluent un agent anti-corrosion en mélange avec ledit agent de dégradation.
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à
la lecture de la description qui suit d'une mise en oeuvre du procédé, nullement limitative, illustrée par la figure 1 représentant schématiquement un réservoir exploité
par récupération assistée.
Par "hydrocarbure(s)", on entend au sens de la présente invention des produits pétrolifères tels que du pétrole ou de l'huile brute, du pétrole ou de l'huile extra-lourd(e), des sables asphaltèniques, des schistes bitumineux et des gaz présents dans une formation souterraine.
Par "effluent de production" ou "fluide de production", on entend au sens de la présente invention le fluide récupéré dans un puits de production après le balayage d'une formation souterraine. Ce fluide comprend, en quantité variable, les hydrocarbures extraits des pores de la formation souterraine et des composants du fluide de balayage, tels que des polymères, des tensio-actifs, des composés alcalins, de l'eau ou de la saumure.
La figure 1 montre un réservoir géologique souterrain 1 coiffé d'une roche couverture 2. Un puits 3 est foré dans ce réservoir et sert de puits injecteur 3. Un puits 4 foré également dans le réservoir, à une distance déterminée du puits injecteur 3, sert de puits producteur 4. Les deux puits sont classiquement cuvelés par un tube (5, 6) cimenté dans la formation. Une colonne de tubes d'injection 7 permet l'injection dans la roche réservoir du fluide de balayage. Une colonne de tubes de production 8 permet l'extraction de l'effluent de
4 PCT/FR2011/000397 production vers la surface. La colonne de production 8 peut comporter des moyens de pompages référencés 9. Ce peut être une pompe électrique de fond, ou tout autre système de pompage conventionnel.
Une conduite d'injection 10 est mise en place dans l'annulaire du puits de production de façon à pouvoir injecter dans la zone de collecte 11 en fond de puits un agent de dégradation du polymère, ou des polymères, utilisé(s) pour augmenter la viscosité du fluide de balayage.
Dans une variante, une conduite d'injection de surface 12 est raccordée à la conduite de surface 13 ("flowline") en continuité de la colonne de production 8. On peut également injecter un agent de dégradation par cette conduite, à la place d'une injection de fond, ou en complément.
La "flowline"13 conduit l'effluent de production vers une installation de traitement 14 qui peut comporter des moyens de dilution, de séparation et/ou de filtration.
L'injection de l'agent de dégradation est contrôlée depuis la surface et se fait en fonction de la percée du fluide de balayage dans le puits producteur. En effet, ce n'est que lorsque des teneurs en polymère viscosifiant est détectée dans l'effluent de production, que l'on débute l'injection de l'agent de dégradation, ou lorsque les effets négatifs de la présence de polymère dans l'effluent de production sont avérés.
L'agent est choisi pour son pouvoir oxydant qui permet de casser le polymère en fragments de petites masses moléculaires, permettant une diminution significative de la viscosité. Cette fragmentation s'effectue par des réactions en chaînes de type radicalaire ou ionique dont le déroulement conduit à la dépolymérisation progressive de la macromolécule de polymère.
De telles réactions peuvent être obtenues par tout agent de dégradation de pouvoir oxydant adéquat par rapport au polymère à dégrader. La diminution de la masse du polymère entraîne une diminution de la viscosité de la phase aqueuse de l'effluent de production contenant les hydrocarbures extraits. Ce fluide est alors plus facilement et plus rapidement pompé dans les tubes de production. De plus, la diminution de la masse du polymère permet de déstabiliser plus facilement l'émulsion entre la phase aqueuse du fluide de production et les hydrocarbures extraits et de traiter plus facilement l'eau après séparation primaire avec l'huile et le gaz. Il en résulte que les procédés de traitement de surface, en particulier au niveau de la séparation eau/hydrocarbure/gaz, et au niveau des procédés de traitement secondaires de l'eau, sont simplifiés.
La présente invention s'adresse préférentiellement aux fluides de production obtenus par un procédé de récupération assistée de pétrole dans laquelle le fluide de balayage comprend au moins un polymère ou mélange de polymères. L'injection de la solution comprenant l'agent de dégradation ou le mélange d'agents de dégradation peut être réalisée in situ en fond de puits de production et/ou en tête de puits de production et/ou dans les lignes de production. L'étape de séparation primaire hydrocarbure/eau peut s'effectuer en surface ou dans les fonds marins avec un système sous-marin de séparation (sub-sea separator en terminologie anglo-saxonne). De manière préférée, l'injection de l'agent de dégradation s'effectue avant l'étape de séparation primaire. De manière encore plus préférée, l'étape d'injection de l'agent de dégradation s'effectue avant le système sous-marin de séparation.
De préférence, l'injection de l'agent de dégradation ou du mélange d'agents de dégradation peut s'effectuer dans le fluide de production qui s'écoule dans l'installation mise en oeuvre pour la récupération assistée de pétrole.
Le ou les polymère(s) hydrosoluble(s) présents dans le fluide de production peu(ven)t être(s) d'origine synthétique ou d'origine naturelle. Parmi les polymères d'origine synthétique, on peut citer les polymères ou copolymères à base d'acrylamide comme les polyacrylamides partiellement hydrolysés appelé HPAM, qui sont des copolymères d'acrylamide et d'acrylate de sel (type sodium), des copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés tel que l'AMPS (2-acrylamido-2méthylpropane sulfonate) ou des copolymères d'acrylamide avec des monomères de type PVP (poly vinyl pyrrolidone), les copolymères d'acrylamide et d'acrylique. Les polymères d'origine naturelle peuvent être choisis parmi le groupe constitué
parmi les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques tels que la carboxyméthylcellulose, l'hydroxyéthylcellulose, et carboxyéthylcellulose, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes ou leurs mélanges. Les polymères peuvent être fonctionnalisés par des groupements sulfonates, carboxylates, amines, imines, ammonium, carboxamides, imides, hydroxyles, acétyles. De manière très préférée, le polymère est un polymère hydrosoluble à base d'acrylamide. La masse moléculaire du polymère utilisé est généralement supérieure à 500 000 et préférentiellement supérieure à
10 000 000 g/mol. De manière préférée, la masse moléculaire du polymère est comprise entre 500 000 et 30 000 000 g/mol. La concentration en polymère dans la solution aqueuse est choisie pour avoir un bon rapport de mobilité en fonction de l'huile et des conditions réservoir. Elle est habituellement comprise entre 200 et 5 000 ppm (partie par million) en poids et de préférence entre 500 et 3 000 ppm en poids de la phase aqueuse.
Par "agent de dégradation" au sens de la présente invention, on entend tout composé
chimique qui permet de réduire la masse moléculaire du polymère. De préférence, l'agent de dégradation est un composé oxydant qui a la propriété de fragmenter les chaînes de polymère. L'agent de dégradation ou le mélange d'agents de dégradation peut être choisi parmi le groupe constitué par les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium.
La concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse peut être optimisée en fonction de la qualité des fluides obtenus après le balayage. Elle dépend de la concentration en polymère, de la masse moléculaire du ou des polymère(s) utilisé(s), des conditions de salinité du fluide de balayage et/ou du puits de production. Cette concentration est optimisée pour obtenir des conditions de séparation facilitée des hydrocarbures. De manière préférée, la concentration en agent de dégradation est comprise entre 0.1 et 5000 ppm en poids de la phase aqueuse.
Un agent anti-corrosion peut être injecté en mélange avec l'agent de dégradation du polymère. Les agents anti-corrosion sont bien connus par l'homme du métier qui sait adapter leur concentration en fonction des conditions de production.
La présente invention s'adresse à toutes les méthodes de récupération assistée de pétrole qui comprennent une étape d'injection de polymères, comme les procédés combinant outre l'injection de polymère, l'injection de tensioactif, et ou de composés alcalins (procédés dits SP (Surfactant Polymère), AP (Alcalin Polymère) et ASP (Alcalin, Surfactant, Polymère)).
Exemples :
Ces exemples ont été réalisés en introduisant l'agent de dégradation à tester dans une solution aqueuse ou un mélange fluide aqueux/hydrocarbures contenant un polymère d'origine naturel (xanthane) ou synthétique (HPAM) à des concentrations correspondantes à
celles communément utilisées pour la récupération assistée de pétrole. La solution est soumise à une agitation mécanique à 3 tours/min avec un barreau aimanté
pendant toute la durée de l'expérience. Des prélèvements à différents temps (0, 1 h30, 2h30, 3h30, 5h et 24 h) sont réalisés pour mesurer la viscosité de la solution et pour suivre la dégradation du polymère. La mesure de viscosité est réalisée à 20 C avec un Low Shear Contraves LS30.
Dans chaque exemple, la viscosité est reportée pour plusieurs taux de cisaillement (1, 10 et 100 s-1).
Dans certaines conditions expérimentales, de l'eau de mer synthétique est utilisée. Sa composition est présentée dans le tableau ci-dessous :
Sel Concentration en (gIL) NaCI 24,79 CaCI2i2H20 1,6 MgC12i6H20 11,79 KCI 0,8 Notons que dans tous les exemples présentés ci-dessous, la viscosité du polymère mesurée après 24h sans addition d'un agent de dégradation a été mesurée. Elle n'a diminué pas de manière significative.
Exemple 1 : Dégradation de HPAM dans une solution aqueuse.
1 a) par FeCI2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de mer synthétique comprenant 1000 ppm de HPAM et 10 ppm de FeCl2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Viscosité Taux de cisaillement (s'') (mPa.s) 1 10 100 ri (t = Oh) 8,34 7,02 4,90 rl (t =1 h30) 3,87 3,91 3,37 rl (t = 2h30) 3,20 3,36 3,13 rl (t = 3h30) 2,83 2,97 2,82 rl (t = 5h) 2,61 2,68 2,60 rl (t = 24h) 1,50 1,34 1,37 On note dans cet exemple une dégradation importante et assez rapide de la solution de polymère puisqu'on a perdu plus de 50% de la viscosité (mesurée à 1s') après 1h30.
1 b) par NaCIO :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de mer synthétique comprenant 1000 ppm de HPAM et 140 ppm de NaClO. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Viscosité Taux de cisaillement (s") (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 8,34 7,02 4,90 rl (t = 1h30) 1,02 1,07 1,10 rl (t = 2h30) 1,00 1,03 1,10 On note ici une dégradation très importante et très rapide de la solution de polymère puisqu'on récupère une viscosité proche de 1 mPa.s (mesurée à 1s-') après 1h30.
1 c) par H202:
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de mer synthétique comprenant 1000 ppm de HPAM et 1600 ppm de H202. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Viscosité Taux de cisaillement (s"') (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 8,34 7,02 4,90 rl (t = 1 h30) 7,32 6,49 4,70 rl (t = 2h30) 6,44 5,97 4,42 rl (t = 3h30) 5,99 5,68 4,31 rl (t = 24h) 2,10 1,96 1,98 Dans les conditions de cet exemple, on voit une dégradation plus lente du polymère, après 3h30, on a perdu environ 28% de la viscosité à 1 s-1.
Exemple 2: Dégradation de HPAM dans un mélange eau/huile.
2 a) par FeCl2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut sud américain Vénézuélien et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM
et 10 ppm de FeCl2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Viscosité Taux de cisaillement (s"') (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 37,08 18,90 9,83 rl (t = 1h30) 30,80 16,50 8,65 (t = 2h30) 30,80 16,63 8,59 rl (t = 3h30) 29,63 16,45 8,59 rl (t = 5h) 30,18 16,39 8,39 rl (t = 24h) 27,97 15,92 8,12 Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM et 100 ppm de FeCl2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Viscosité Taux de cisaillement (s"') (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 37,08 18,90 9,83 rl (t = 1 h30) 21,44 14,07 7,72 rl (t = 2h30) 19,96 13,75 7,68 rl (t = 3h30) 18,97 13,28 7,41 rl (t = 5h) 16,63 12,70 7,33 rl (t = 24h) 9,24 8,92 6,31 On note, avec cet exemple, un effet de la concentration en FeCI2 sur la cinétique de dégradation du polymère, puisque qu'à 1s 1, on obtient après 3h30 une viscosité de 19 mPa.s après ajout de 100ppm de FeCIz, alors que la viscosité n'a été
réduite qu'à
30 mPa.s après ajout de 10 ppm de FeCl2 après le même temps.
2 b) par NaCIO :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM et 140 ppm de NaCIO. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Viscosité Taux de cisaillement (s"') (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 37,08 18,90 9,83 rl (t= 1h30) 1,26 1,28 1,30 rl (t = 2h30) 1,40 1,33 1,26 rl (t = 3h30) 0,98 1,14 1,16 rI (t = 24h) 0,97 1,08 1,10 On note dans cet exemple que NaCIO est très efficace pour dégrader le polymère, même en présence d'huile.
2 c) par H2O2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM et 1600 ppm de H202. Les
Une conduite d'injection 10 est mise en place dans l'annulaire du puits de production de façon à pouvoir injecter dans la zone de collecte 11 en fond de puits un agent de dégradation du polymère, ou des polymères, utilisé(s) pour augmenter la viscosité du fluide de balayage.
Dans une variante, une conduite d'injection de surface 12 est raccordée à la conduite de surface 13 ("flowline") en continuité de la colonne de production 8. On peut également injecter un agent de dégradation par cette conduite, à la place d'une injection de fond, ou en complément.
La "flowline"13 conduit l'effluent de production vers une installation de traitement 14 qui peut comporter des moyens de dilution, de séparation et/ou de filtration.
L'injection de l'agent de dégradation est contrôlée depuis la surface et se fait en fonction de la percée du fluide de balayage dans le puits producteur. En effet, ce n'est que lorsque des teneurs en polymère viscosifiant est détectée dans l'effluent de production, que l'on débute l'injection de l'agent de dégradation, ou lorsque les effets négatifs de la présence de polymère dans l'effluent de production sont avérés.
L'agent est choisi pour son pouvoir oxydant qui permet de casser le polymère en fragments de petites masses moléculaires, permettant une diminution significative de la viscosité. Cette fragmentation s'effectue par des réactions en chaînes de type radicalaire ou ionique dont le déroulement conduit à la dépolymérisation progressive de la macromolécule de polymère.
De telles réactions peuvent être obtenues par tout agent de dégradation de pouvoir oxydant adéquat par rapport au polymère à dégrader. La diminution de la masse du polymère entraîne une diminution de la viscosité de la phase aqueuse de l'effluent de production contenant les hydrocarbures extraits. Ce fluide est alors plus facilement et plus rapidement pompé dans les tubes de production. De plus, la diminution de la masse du polymère permet de déstabiliser plus facilement l'émulsion entre la phase aqueuse du fluide de production et les hydrocarbures extraits et de traiter plus facilement l'eau après séparation primaire avec l'huile et le gaz. Il en résulte que les procédés de traitement de surface, en particulier au niveau de la séparation eau/hydrocarbure/gaz, et au niveau des procédés de traitement secondaires de l'eau, sont simplifiés.
La présente invention s'adresse préférentiellement aux fluides de production obtenus par un procédé de récupération assistée de pétrole dans laquelle le fluide de balayage comprend au moins un polymère ou mélange de polymères. L'injection de la solution comprenant l'agent de dégradation ou le mélange d'agents de dégradation peut être réalisée in situ en fond de puits de production et/ou en tête de puits de production et/ou dans les lignes de production. L'étape de séparation primaire hydrocarbure/eau peut s'effectuer en surface ou dans les fonds marins avec un système sous-marin de séparation (sub-sea separator en terminologie anglo-saxonne). De manière préférée, l'injection de l'agent de dégradation s'effectue avant l'étape de séparation primaire. De manière encore plus préférée, l'étape d'injection de l'agent de dégradation s'effectue avant le système sous-marin de séparation.
De préférence, l'injection de l'agent de dégradation ou du mélange d'agents de dégradation peut s'effectuer dans le fluide de production qui s'écoule dans l'installation mise en oeuvre pour la récupération assistée de pétrole.
Le ou les polymère(s) hydrosoluble(s) présents dans le fluide de production peu(ven)t être(s) d'origine synthétique ou d'origine naturelle. Parmi les polymères d'origine synthétique, on peut citer les polymères ou copolymères à base d'acrylamide comme les polyacrylamides partiellement hydrolysés appelé HPAM, qui sont des copolymères d'acrylamide et d'acrylate de sel (type sodium), des copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés tel que l'AMPS (2-acrylamido-2méthylpropane sulfonate) ou des copolymères d'acrylamide avec des monomères de type PVP (poly vinyl pyrrolidone), les copolymères d'acrylamide et d'acrylique. Les polymères d'origine naturelle peuvent être choisis parmi le groupe constitué
parmi les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques tels que la carboxyméthylcellulose, l'hydroxyéthylcellulose, et carboxyéthylcellulose, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes ou leurs mélanges. Les polymères peuvent être fonctionnalisés par des groupements sulfonates, carboxylates, amines, imines, ammonium, carboxamides, imides, hydroxyles, acétyles. De manière très préférée, le polymère est un polymère hydrosoluble à base d'acrylamide. La masse moléculaire du polymère utilisé est généralement supérieure à 500 000 et préférentiellement supérieure à
10 000 000 g/mol. De manière préférée, la masse moléculaire du polymère est comprise entre 500 000 et 30 000 000 g/mol. La concentration en polymère dans la solution aqueuse est choisie pour avoir un bon rapport de mobilité en fonction de l'huile et des conditions réservoir. Elle est habituellement comprise entre 200 et 5 000 ppm (partie par million) en poids et de préférence entre 500 et 3 000 ppm en poids de la phase aqueuse.
Par "agent de dégradation" au sens de la présente invention, on entend tout composé
chimique qui permet de réduire la masse moléculaire du polymère. De préférence, l'agent de dégradation est un composé oxydant qui a la propriété de fragmenter les chaînes de polymère. L'agent de dégradation ou le mélange d'agents de dégradation peut être choisi parmi le groupe constitué par les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium.
La concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse peut être optimisée en fonction de la qualité des fluides obtenus après le balayage. Elle dépend de la concentration en polymère, de la masse moléculaire du ou des polymère(s) utilisé(s), des conditions de salinité du fluide de balayage et/ou du puits de production. Cette concentration est optimisée pour obtenir des conditions de séparation facilitée des hydrocarbures. De manière préférée, la concentration en agent de dégradation est comprise entre 0.1 et 5000 ppm en poids de la phase aqueuse.
Un agent anti-corrosion peut être injecté en mélange avec l'agent de dégradation du polymère. Les agents anti-corrosion sont bien connus par l'homme du métier qui sait adapter leur concentration en fonction des conditions de production.
La présente invention s'adresse à toutes les méthodes de récupération assistée de pétrole qui comprennent une étape d'injection de polymères, comme les procédés combinant outre l'injection de polymère, l'injection de tensioactif, et ou de composés alcalins (procédés dits SP (Surfactant Polymère), AP (Alcalin Polymère) et ASP (Alcalin, Surfactant, Polymère)).
Exemples :
Ces exemples ont été réalisés en introduisant l'agent de dégradation à tester dans une solution aqueuse ou un mélange fluide aqueux/hydrocarbures contenant un polymère d'origine naturel (xanthane) ou synthétique (HPAM) à des concentrations correspondantes à
celles communément utilisées pour la récupération assistée de pétrole. La solution est soumise à une agitation mécanique à 3 tours/min avec un barreau aimanté
pendant toute la durée de l'expérience. Des prélèvements à différents temps (0, 1 h30, 2h30, 3h30, 5h et 24 h) sont réalisés pour mesurer la viscosité de la solution et pour suivre la dégradation du polymère. La mesure de viscosité est réalisée à 20 C avec un Low Shear Contraves LS30.
Dans chaque exemple, la viscosité est reportée pour plusieurs taux de cisaillement (1, 10 et 100 s-1).
Dans certaines conditions expérimentales, de l'eau de mer synthétique est utilisée. Sa composition est présentée dans le tableau ci-dessous :
Sel Concentration en (gIL) NaCI 24,79 CaCI2i2H20 1,6 MgC12i6H20 11,79 KCI 0,8 Notons que dans tous les exemples présentés ci-dessous, la viscosité du polymère mesurée après 24h sans addition d'un agent de dégradation a été mesurée. Elle n'a diminué pas de manière significative.
Exemple 1 : Dégradation de HPAM dans une solution aqueuse.
1 a) par FeCI2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de mer synthétique comprenant 1000 ppm de HPAM et 10 ppm de FeCl2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Viscosité Taux de cisaillement (s'') (mPa.s) 1 10 100 ri (t = Oh) 8,34 7,02 4,90 rl (t =1 h30) 3,87 3,91 3,37 rl (t = 2h30) 3,20 3,36 3,13 rl (t = 3h30) 2,83 2,97 2,82 rl (t = 5h) 2,61 2,68 2,60 rl (t = 24h) 1,50 1,34 1,37 On note dans cet exemple une dégradation importante et assez rapide de la solution de polymère puisqu'on a perdu plus de 50% de la viscosité (mesurée à 1s') après 1h30.
1 b) par NaCIO :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de mer synthétique comprenant 1000 ppm de HPAM et 140 ppm de NaClO. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Viscosité Taux de cisaillement (s") (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 8,34 7,02 4,90 rl (t = 1h30) 1,02 1,07 1,10 rl (t = 2h30) 1,00 1,03 1,10 On note ici une dégradation très importante et très rapide de la solution de polymère puisqu'on récupère une viscosité proche de 1 mPa.s (mesurée à 1s-') après 1h30.
1 c) par H202:
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de mer synthétique comprenant 1000 ppm de HPAM et 1600 ppm de H202. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Viscosité Taux de cisaillement (s"') (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 8,34 7,02 4,90 rl (t = 1 h30) 7,32 6,49 4,70 rl (t = 2h30) 6,44 5,97 4,42 rl (t = 3h30) 5,99 5,68 4,31 rl (t = 24h) 2,10 1,96 1,98 Dans les conditions de cet exemple, on voit une dégradation plus lente du polymère, après 3h30, on a perdu environ 28% de la viscosité à 1 s-1.
Exemple 2: Dégradation de HPAM dans un mélange eau/huile.
2 a) par FeCl2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut sud américain Vénézuélien et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM
et 10 ppm de FeCl2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Viscosité Taux de cisaillement (s"') (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 37,08 18,90 9,83 rl (t = 1h30) 30,80 16,50 8,65 (t = 2h30) 30,80 16,63 8,59 rl (t = 3h30) 29,63 16,45 8,59 rl (t = 5h) 30,18 16,39 8,39 rl (t = 24h) 27,97 15,92 8,12 Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM et 100 ppm de FeCl2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Viscosité Taux de cisaillement (s"') (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 37,08 18,90 9,83 rl (t = 1 h30) 21,44 14,07 7,72 rl (t = 2h30) 19,96 13,75 7,68 rl (t = 3h30) 18,97 13,28 7,41 rl (t = 5h) 16,63 12,70 7,33 rl (t = 24h) 9,24 8,92 6,31 On note, avec cet exemple, un effet de la concentration en FeCI2 sur la cinétique de dégradation du polymère, puisque qu'à 1s 1, on obtient après 3h30 une viscosité de 19 mPa.s après ajout de 100ppm de FeCIz, alors que la viscosité n'a été
réduite qu'à
30 mPa.s après ajout de 10 ppm de FeCl2 après le même temps.
2 b) par NaCIO :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM et 140 ppm de NaCIO. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Viscosité Taux de cisaillement (s"') (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 37,08 18,90 9,83 rl (t= 1h30) 1,26 1,28 1,30 rl (t = 2h30) 1,40 1,33 1,26 rl (t = 3h30) 0,98 1,14 1,16 rI (t = 24h) 0,97 1,08 1,10 On note dans cet exemple que NaCIO est très efficace pour dégrader le polymère, même en présence d'huile.
2 c) par H2O2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM et 1600 ppm de H202. Les
5 résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Viscosité Taux de cisaillement (s"') (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 37,08 18,90 9,83 1 (t = 1h30) 34,56 18,30 9,01 1 (t = 2h30) 32,65 17,79 9,07 rl (t = 3h30) 28,03 16,66 8,44 rl (t = 24h) 12,26 10,98 7,11 L'H202 est efficace pour dégrader le polymère et diminuer la viscosité du fluide (on retrouve 74% de la viscosité initiale à l s-1 après 3h30).
Exemple 3 : Dégradation du xanthane dans une solution aqueuse.
3 a) par FeCI2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de robinet dans laquelle on dissout dissous dans 1000 ppm de xanthane et 10 ppm de FeCI2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Viscosité Taux de cisaillement (s'') (mPa.s) 1 10 100 rI (t = Oh) 261,80 73,45 31,00 rI (t = 2h30) 85,93 31,57 12,24 rI (t = 5h) 65,91 26,02 11,66 2 b) par NaCIO :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de robinet dans laquelle on dissout dissous dans 1000 ppm de xanthane et 100 ppm de NaCIO. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-après.
Viscosité Taux de cisaillement (s-1) (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 261,80 73,45 31,00 rl (t = 1 h30) 16,20 12,72 6,98 rl (t = 2h30) 3,80 3,72 3,10 rl (t = 5h) 2,30 2,27 2,22 2 c) par H202 Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de robinet dans laquelle on dissout dissous dans 1000 ppm de xanthane et 1600 ppm de H202. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Viscosité Taux de cisaillement (s'') (mPa.s) 1 10 100 il (t = Oh) 261,80 73,45 31,00 rl (t = 1h30) 69,91 28,67 11,90 r1 (t = 2h30) 32,71 17,83 8,93 rl (t = 5h) 14,78 12,22 6,90 Cet exemple montre que la dégradation de polymère naturels comme le xanthane peut aussi être obtenue en utilisant des oxydants.
Conclusion :
L'ensemble des exemples 1, 2 et 3 confirme que l'ajout d'un agent de dégradation à
concentration comprise par exemple entre 1 et 5000 ppm permet de dégrader rapidement un polymère utilisé dans les procédés de récupération assistée de pétrole.
Il est à souligner que des essais ont été réalisés sur un polyacrylamide introduit dans une eau de production contenant des hydrocarbures émulsifiés et dissous et que leur présence n'a pas entravé de manière significative l'action dégradante de l'additif choisi.
Les exemples 4 et 5 ont pour but de montrer l'influence de la présence de polymère sur la viscosité et la séparation eau-huile de fluides de production. L'introduction de polymère peut en effet entrainer une augmentation de la viscosité accompagnée d'une stabilisation du mélange eau-hydrocarbures. Les essais montrent également comment des additifs peuvent réduire fortement cette influence en dégradant le polymère. Deux séries d'expériences ont été réalisées représentant respectivement des conditions de balayage par un fluide contenant un polymère ("Polymer flooding") et des conditions du procédé (dit SP) mettant en jeu non seulement le polymère, mais aussi des surfactants.
Exemple 4:
La première série d'essais représentative du "polymer flooding" a été réalisée avec des fluides de production préparés à partir d'une émulsion mère O/W = 70/30 en rapport volumique. Cette émulsion mère a été obtenue en introduisant 105ml d'un brut lourd (viscosité = 35OPas à 20 C, API = 8.5) dans 45ml d'eau distillée à pHl2 et contenant 7.5g/l de NaCI La dispersion du brut dans l'eau se fait à 60 C sous UltraTurrax à
13000rpm pendant 5 minutes.
Par dilution à l'aide de phases aqueuses contenant des teneurs appropriées de polyacrylamide HPAM (3630S), des émulsions de rapport volumique O/W 1/99 et 20/80 sont préparées avec 0 ou 1000ppm de polymère. Leurs viscosités à 20 C sont mesurées avec un rhéomètre à contrainte imposée (AR2000 de Talnstruments) en géométrie de doubles cylindres concentriques. Les valeurs obtenues sont indiquées dans le tableau 1. Elles montrent que la présence du polymère augmente sensiblement la viscosité des émulsions.
Viscosité Taux de cisaillement (s-1) (mPas) 5 50 500 O/W = 1/99 6.9 2.1 1.7 0/W = 1/99 + 1000ppm 20.2 14.3 7.3 HPAM
O/W = 20/80 8.8 6.1 3.2 O/W = 20/80 + 1000ppm 46.8 19 8.7 HPAM
Tableau 1: Viscosités des fluides de production représentatifs du polymer flooding.
Trois agents de dégradation (Fe2+, NaCIO, H202) au sens de la présente invention ont été
introduits dans les émulsions contenant du polyacrylamide. Les échantillons sont agités légèrement sous barreau aimanté. La viscosité résultante est mesurée au bout d'une douzaine d'heures (cf. tableau 2). Des prélèvements sont également mis en tube à essai afin de suivre la séparation de la phase aqueuse et du brut. Des clichés comparent la séparation obtenue dans les différents échantillons au bout de 6 heures.
Viscosité Taux de cisaillement (s-') (m Pas) 5 50 500 O/W = 1/99 + 1000ppm 20.2 14.3 7.3 HPAM
+ Fe2+ slipping 11.2 7.5 + NaCIO 3.6 1.7 1.3 + H202 5.4 4.5 4 O/W = 20/80 + 1000ppm 46.8 19 8.7 HPAM
+ Fe2+ hétérogène hétérogène hétérogène + NaCIO 6.7 5.6 3.4 + H202 hétérogène hétérogène hétérogène Tableau 2: Viscosité des fluides de production après traitement avec agent de dégradation.
Les figures 2 et 3 montrent l'effet des agents de dégradation (b) : Fe2+, (c) : NaCIO et (d) : H202 sur la séparation de phases des fluides de production pour des émulsions (O/W=1/99 et O/W=20/80) représentatives du procédé de récupération assistée par balayage avec un polymère ("polymer flooding") après respectivement 6 heures de repos et 24 heures de repos.
Sur la figure 2, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 6 heures de repos :
a)émulsion brut lourd dans eau dans la proportionl/99 + HPAM1000ppm b)émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm + H202 c)émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm + Fe2+
d)émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm + NaCIO
Sur la figure 3, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 24 heures de repos :
a) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm b) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + H202 c) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + Fe2+
d) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + NaCIO
Ces résultats mettent clairement en évidence que l'addition de l'additif chimique de la présente invention permet en dégradant le polymère de diminuer la viscosité du fluide/eau de production et de favoriser la séparation des phases.
Exemple 5:
La seconde série d'essais, représentative du procédé SP (Surfactant +
Polymer), a été
réalisée avec des fluides de production préparés à partir d'une émulsion mère O/W = 70/30 en rapport volumique. Cette émulsion mère a été obtenue en introduisant 105m1 d'un brut lourd (viscosité = à API = 8.5) dans 45ml d'eau distillée contenant 7.5g/I de NaCI et 1% de Triton X45 (surfactant). La dispersion du brut dans l'eau se fait à 60 C sous UltraTurrax à
13000rpm pendant 5 minutes.
Par dilution à l'aide de phases aqueuses contenant des teneurs appropriées de HPAM, des émulsions de rapport volumique O/W 1/99 et 20/80 sont préparées avec 0 ou 1000ppm de polymère. Leurs viscosités à 20 C sont mesurées avec un rhéomètre à contrainte imposée (AR2000 de Talnstruments) en géométrie de doubles cylindres concentriques. Les valeurs obtenues sont indiquées dans le tableau 3. Elles montrent que la présence du polymère augmente sensiblement la viscosité des émulsions.
Viscosité Taux de cisaillement (s-') (mPas) 5 50 500 0/W=1/99 3.9 1.9 1.1 O/W = 1/99 + 1000ppm 21 9.5 5 HPAM
O/W = 20/80 7 3.5 2 O/W = 20/80 + 1000ppm 19.1 11.8 7.5 HPAM
Tableau 3: Viscosités des fluides de production représentatifs du procédé SP.
Trois agents de dégradation au sens de la présente invention (Fe2, NaCIO, H202) ont été
introduits dans les émulsions contenant du polyacrylamide. Les échantillons sont agités 5 légèrement pendant une douzaine d'heures. La viscosité résultante est mesurée (cf. tableau 4). Des prélèvements sont également mis en tube à essai afin de suivre la séparation de la phase aqueuse et du brut. Des clichés comparent la séparation obtenue dans les différents échantillons au bout de 24 heures.
Viscosité Taux de cisaillement (s-') (mPas) 5 50 500 O/W = 1/99 + 1000ppm 21 9.5 5 HPAM
+ Fe2+ 1 1.4 1.3 + NaCIO 1.7 1.2 1.1 + H202 1.7 1.2 1.1 O/W = 20/80 + 1000ppm 19.1 11.8 7.5 HPAM
+ Fe2+ 3.8 3.5 3 + NaCIO 10.6 8.2 6.1 + H202 8 9 6.5 Tableau 4: Viscosité des fluides de production après traitement avec agent de dégradation.
Les figures 4 et 5 montrent l'effet des agents de dégradation Fe2+, NaCIO et H202 sur la séparation de phases des fluides de production pour des émulsions O/W = 1/99 et O/W =
20/80 représentatives du procédé de récupération assistée par balayage avec un polymère dans le procédé SP ("surfactant polymer"), par rapport aux fluides de production ne contenant pas d'agent de dégradation, après 24 heures de repos.
Sur la figure 4, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 24 heures de repos :
a) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm b) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm + H202 c) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm +NaCIO
d) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm + Fe2+
Sur la figure 5, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 24 heures de repos :
a) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm b) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + Fe2+
c) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + NaCIO
d) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + H202 Les résultats des exemples 4 et 5 mettent clairement en évidence que l'addition de l'additif chimique de la présente invention dans le procédé SP permet en dégradant le polymère de diminuer la viscosité du fluide/eau de production et de favoriser la séparation des phases.
Viscosité Taux de cisaillement (s"') (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 37,08 18,90 9,83 1 (t = 1h30) 34,56 18,30 9,01 1 (t = 2h30) 32,65 17,79 9,07 rl (t = 3h30) 28,03 16,66 8,44 rl (t = 24h) 12,26 10,98 7,11 L'H202 est efficace pour dégrader le polymère et diminuer la viscosité du fluide (on retrouve 74% de la viscosité initiale à l s-1 après 3h30).
Exemple 3 : Dégradation du xanthane dans une solution aqueuse.
3 a) par FeCI2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de robinet dans laquelle on dissout dissous dans 1000 ppm de xanthane et 10 ppm de FeCI2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Viscosité Taux de cisaillement (s'') (mPa.s) 1 10 100 rI (t = Oh) 261,80 73,45 31,00 rI (t = 2h30) 85,93 31,57 12,24 rI (t = 5h) 65,91 26,02 11,66 2 b) par NaCIO :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de robinet dans laquelle on dissout dissous dans 1000 ppm de xanthane et 100 ppm de NaCIO. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-après.
Viscosité Taux de cisaillement (s-1) (mPa.s) 1 10 100 rl (t = Oh) 261,80 73,45 31,00 rl (t = 1 h30) 16,20 12,72 6,98 rl (t = 2h30) 3,80 3,72 3,10 rl (t = 5h) 2,30 2,27 2,22 2 c) par H202 Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de robinet dans laquelle on dissout dissous dans 1000 ppm de xanthane et 1600 ppm de H202. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Viscosité Taux de cisaillement (s'') (mPa.s) 1 10 100 il (t = Oh) 261,80 73,45 31,00 rl (t = 1h30) 69,91 28,67 11,90 r1 (t = 2h30) 32,71 17,83 8,93 rl (t = 5h) 14,78 12,22 6,90 Cet exemple montre que la dégradation de polymère naturels comme le xanthane peut aussi être obtenue en utilisant des oxydants.
Conclusion :
L'ensemble des exemples 1, 2 et 3 confirme que l'ajout d'un agent de dégradation à
concentration comprise par exemple entre 1 et 5000 ppm permet de dégrader rapidement un polymère utilisé dans les procédés de récupération assistée de pétrole.
Il est à souligner que des essais ont été réalisés sur un polyacrylamide introduit dans une eau de production contenant des hydrocarbures émulsifiés et dissous et que leur présence n'a pas entravé de manière significative l'action dégradante de l'additif choisi.
Les exemples 4 et 5 ont pour but de montrer l'influence de la présence de polymère sur la viscosité et la séparation eau-huile de fluides de production. L'introduction de polymère peut en effet entrainer une augmentation de la viscosité accompagnée d'une stabilisation du mélange eau-hydrocarbures. Les essais montrent également comment des additifs peuvent réduire fortement cette influence en dégradant le polymère. Deux séries d'expériences ont été réalisées représentant respectivement des conditions de balayage par un fluide contenant un polymère ("Polymer flooding") et des conditions du procédé (dit SP) mettant en jeu non seulement le polymère, mais aussi des surfactants.
Exemple 4:
La première série d'essais représentative du "polymer flooding" a été réalisée avec des fluides de production préparés à partir d'une émulsion mère O/W = 70/30 en rapport volumique. Cette émulsion mère a été obtenue en introduisant 105ml d'un brut lourd (viscosité = 35OPas à 20 C, API = 8.5) dans 45ml d'eau distillée à pHl2 et contenant 7.5g/l de NaCI La dispersion du brut dans l'eau se fait à 60 C sous UltraTurrax à
13000rpm pendant 5 minutes.
Par dilution à l'aide de phases aqueuses contenant des teneurs appropriées de polyacrylamide HPAM (3630S), des émulsions de rapport volumique O/W 1/99 et 20/80 sont préparées avec 0 ou 1000ppm de polymère. Leurs viscosités à 20 C sont mesurées avec un rhéomètre à contrainte imposée (AR2000 de Talnstruments) en géométrie de doubles cylindres concentriques. Les valeurs obtenues sont indiquées dans le tableau 1. Elles montrent que la présence du polymère augmente sensiblement la viscosité des émulsions.
Viscosité Taux de cisaillement (s-1) (mPas) 5 50 500 O/W = 1/99 6.9 2.1 1.7 0/W = 1/99 + 1000ppm 20.2 14.3 7.3 HPAM
O/W = 20/80 8.8 6.1 3.2 O/W = 20/80 + 1000ppm 46.8 19 8.7 HPAM
Tableau 1: Viscosités des fluides de production représentatifs du polymer flooding.
Trois agents de dégradation (Fe2+, NaCIO, H202) au sens de la présente invention ont été
introduits dans les émulsions contenant du polyacrylamide. Les échantillons sont agités légèrement sous barreau aimanté. La viscosité résultante est mesurée au bout d'une douzaine d'heures (cf. tableau 2). Des prélèvements sont également mis en tube à essai afin de suivre la séparation de la phase aqueuse et du brut. Des clichés comparent la séparation obtenue dans les différents échantillons au bout de 6 heures.
Viscosité Taux de cisaillement (s-') (m Pas) 5 50 500 O/W = 1/99 + 1000ppm 20.2 14.3 7.3 HPAM
+ Fe2+ slipping 11.2 7.5 + NaCIO 3.6 1.7 1.3 + H202 5.4 4.5 4 O/W = 20/80 + 1000ppm 46.8 19 8.7 HPAM
+ Fe2+ hétérogène hétérogène hétérogène + NaCIO 6.7 5.6 3.4 + H202 hétérogène hétérogène hétérogène Tableau 2: Viscosité des fluides de production après traitement avec agent de dégradation.
Les figures 2 et 3 montrent l'effet des agents de dégradation (b) : Fe2+, (c) : NaCIO et (d) : H202 sur la séparation de phases des fluides de production pour des émulsions (O/W=1/99 et O/W=20/80) représentatives du procédé de récupération assistée par balayage avec un polymère ("polymer flooding") après respectivement 6 heures de repos et 24 heures de repos.
Sur la figure 2, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 6 heures de repos :
a)émulsion brut lourd dans eau dans la proportionl/99 + HPAM1000ppm b)émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm + H202 c)émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm + Fe2+
d)émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm + NaCIO
Sur la figure 3, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 24 heures de repos :
a) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm b) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + H202 c) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + Fe2+
d) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + NaCIO
Ces résultats mettent clairement en évidence que l'addition de l'additif chimique de la présente invention permet en dégradant le polymère de diminuer la viscosité du fluide/eau de production et de favoriser la séparation des phases.
Exemple 5:
La seconde série d'essais, représentative du procédé SP (Surfactant +
Polymer), a été
réalisée avec des fluides de production préparés à partir d'une émulsion mère O/W = 70/30 en rapport volumique. Cette émulsion mère a été obtenue en introduisant 105m1 d'un brut lourd (viscosité = à API = 8.5) dans 45ml d'eau distillée contenant 7.5g/I de NaCI et 1% de Triton X45 (surfactant). La dispersion du brut dans l'eau se fait à 60 C sous UltraTurrax à
13000rpm pendant 5 minutes.
Par dilution à l'aide de phases aqueuses contenant des teneurs appropriées de HPAM, des émulsions de rapport volumique O/W 1/99 et 20/80 sont préparées avec 0 ou 1000ppm de polymère. Leurs viscosités à 20 C sont mesurées avec un rhéomètre à contrainte imposée (AR2000 de Talnstruments) en géométrie de doubles cylindres concentriques. Les valeurs obtenues sont indiquées dans le tableau 3. Elles montrent que la présence du polymère augmente sensiblement la viscosité des émulsions.
Viscosité Taux de cisaillement (s-') (mPas) 5 50 500 0/W=1/99 3.9 1.9 1.1 O/W = 1/99 + 1000ppm 21 9.5 5 HPAM
O/W = 20/80 7 3.5 2 O/W = 20/80 + 1000ppm 19.1 11.8 7.5 HPAM
Tableau 3: Viscosités des fluides de production représentatifs du procédé SP.
Trois agents de dégradation au sens de la présente invention (Fe2, NaCIO, H202) ont été
introduits dans les émulsions contenant du polyacrylamide. Les échantillons sont agités 5 légèrement pendant une douzaine d'heures. La viscosité résultante est mesurée (cf. tableau 4). Des prélèvements sont également mis en tube à essai afin de suivre la séparation de la phase aqueuse et du brut. Des clichés comparent la séparation obtenue dans les différents échantillons au bout de 24 heures.
Viscosité Taux de cisaillement (s-') (mPas) 5 50 500 O/W = 1/99 + 1000ppm 21 9.5 5 HPAM
+ Fe2+ 1 1.4 1.3 + NaCIO 1.7 1.2 1.1 + H202 1.7 1.2 1.1 O/W = 20/80 + 1000ppm 19.1 11.8 7.5 HPAM
+ Fe2+ 3.8 3.5 3 + NaCIO 10.6 8.2 6.1 + H202 8 9 6.5 Tableau 4: Viscosité des fluides de production après traitement avec agent de dégradation.
Les figures 4 et 5 montrent l'effet des agents de dégradation Fe2+, NaCIO et H202 sur la séparation de phases des fluides de production pour des émulsions O/W = 1/99 et O/W =
20/80 représentatives du procédé de récupération assistée par balayage avec un polymère dans le procédé SP ("surfactant polymer"), par rapport aux fluides de production ne contenant pas d'agent de dégradation, après 24 heures de repos.
Sur la figure 4, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 24 heures de repos :
a) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm b) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm + H202 c) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm +NaCIO
d) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm + Fe2+
Sur la figure 5, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 24 heures de repos :
a) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm b) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + Fe2+
c) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + NaCIO
d) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAM1000ppm + H202 Les résultats des exemples 4 et 5 mettent clairement en évidence que l'addition de l'additif chimique de la présente invention dans le procédé SP permet en dégradant le polymère de diminuer la viscosité du fluide/eau de production et de favoriser la séparation des phases.
Claims (11)
1. Procédé optimisé de récupération assistée d'hydrocarbures contenus dans un réservoir géologique dans lequel:
- on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur, - on collecte un effluent de production comportant les hydrocarbures par le puits producteur, - on injecte dans ledit effluent au moins un agent de dégradation dudit polymère, ladite injection étant réalisée in situ en fond de puits de production et/ou en tête de puits de production et/ou dans les lignes de production.
- on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur, - on collecte un effluent de production comportant les hydrocarbures par le puits producteur, - on injecte dans ledit effluent au moins un agent de dégradation dudit polymère, ladite injection étant réalisée in situ en fond de puits de production et/ou en tête de puits de production et/ou dans les lignes de production.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'injection de l'agent de dégradation s'effectue en fond du puits producteur.
3. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2, dans lequel l'injection de l'agent de dégradation s'effectue en tête du puits producteur.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'injection de l'agent de dégradation s'effectue avant l'étape de séparation primaire hydrocarbures/eau.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'agent de dégradation est injecté en solution aqueuse.
6. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'agent de dégradation est un composé oxydant.
7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit agent de dégradation est choisi parmi le groupe constitué par: les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium et leurs mélanges.
8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 7, dans lequel la concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse est comprise entre 0,1 et 5000 ppm, préférentiellement entre 1 et 2000 ppm.
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit polymère est choisi parmi le groupe constitué par : les polymères naturels, les polymères synthétiques; la masse molaire dudit polymère est comprise entre 0,5.106 et 30,106 g/mol.
10. Procédé selon la revendication 9, dans lequel ledit polymère est choisi parmi le groupe constitué par: les polymères ou copolymères à base d'acrylamide, les polyacrylamides partiellement hydrolysés, les copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés, les copolymères d'acrylamide et de polyvinylpyrrolidone, les copolymères d'acrylamide et d'acrylique, les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes, et leurs mélanges.
11. Procédé selon l'une quelconque des précédentes revendications dans lequel on injecte dans ledit effluent un agent anti-corrosion en mélange avec ledit agent de dégradation.
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