CA2927071C - Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz - Google Patents
Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz Download PDFInfo
- Publication number
- CA2927071C CA2927071C CA2927071A CA2927071A CA2927071C CA 2927071 C CA2927071 C CA 2927071C CA 2927071 A CA2927071 A CA 2927071A CA 2927071 A CA2927071 A CA 2927071A CA 2927071 C CA2927071 C CA 2927071C
- Authority
- CA
- Canada
- Prior art keywords
- water
- composition according
- fluid
- acrylates
- composition
- 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.)
- Active
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 127
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 69
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 12
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 65
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 48
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 85
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 75
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 46
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 38
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 26
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 23
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 19
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 17
- -1 alkylene glycol Chemical compound 0.000 claims description 16
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 16
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 13
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 12
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 claims description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 7
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 7
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical class C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- WERYXYBDKMZEQL-UHFFFAOYSA-N butane-1,4-diol Chemical compound OCCCCO WERYXYBDKMZEQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical class ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 claims description 4
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 claims description 4
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 claims description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 3
- ZPOLOEWJWXZUSP-WAYWQWQTSA-N bis(prop-2-enyl) (z)-but-2-enedioate Chemical compound C=CCOC(=O)\C=C/C(=O)OCC=C ZPOLOEWJWXZUSP-WAYWQWQTSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 3
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 claims description 3
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 3
- AISZNMCRXZWVAT-UHFFFAOYSA-N 2-ethylsulfanylcarbothioylsulfanyl-2-methylpropanenitrile Chemical compound CCSC(=S)SC(C)(C)C#N AISZNMCRXZWVAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 2-vinylpyridine Chemical compound C=CC1=CC=CC=N1 KGIGUEBEKRSTEW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000012987 RAFT agent Substances 0.000 claims description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 2
- XXMIOPMDWAUFGU-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diol Chemical compound OCCCCCCO XXMIOPMDWAUFGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000002734 metacrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003440 styrenes Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 2
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 2
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical class 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 20
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 17
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 16
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 14
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 14
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 11
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 11
- 238000012549 training Methods 0.000 description 11
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 10
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 10
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 9
- WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L barium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ba+2] WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 229910001626 barium chloride Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 9
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 9
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 9
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 8
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 8
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 7
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N Butylmethacrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)=C SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 4
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 4
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 4
- 229960001484 edetic acid Drugs 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 description 4
- MNCGMVDMOKPCSQ-UHFFFAOYSA-M sodium;2-phenylethenesulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 MNCGMVDMOKPCSQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 3
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 3
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 4-bromo-1,1,1-trifluorobutane Chemical compound FC(F)(F)CCCBr DBCAQXHNJOFNGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 101100496858 Mus musculus Colec12 gene Proteins 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 125000000484 butyl group Chemical class [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical class 0.000 description 2
- STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol dimethacrylate Substances CC(=C)C(=O)OCCOC(=O)C(C)=C STVZJERGLQHEKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000001997 phenyl group Chemical class [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 2
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004627 transmission electron microscopy Methods 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTQUGTHVNVBSBG-UHFFFAOYSA-N 2-methylprop-2-enoic acid;sodium;styrene Chemical compound [Na].CC(=C)C(O)=O.C=CC1=CC=CC=C1 QTQUGTHVNVBSBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000195940 Bryophyta Species 0.000 description 1
- 241001012508 Carpiodes cyprinus Species 0.000 description 1
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 241000220317 Rosa Species 0.000 description 1
- ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane Chemical compound CCC(CO)(CO)CO ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006397 acrylic thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 125000003342 alkenyl group Chemical class 0.000 description 1
- 125000005262 alkoxyamine group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000012431 aqueous reaction media Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 150000001555 benzenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 125000000113 cyclohexyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])C1([H])[H] 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- LNGNZSMIUVQZOX-UHFFFAOYSA-L disodium;dioxido(sulfanylidene)-$l^{4}-sulfane Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=S LNGNZSMIUVQZOX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 238000009297 electrocoagulation Methods 0.000 description 1
- 238000001493 electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- BHBPJIPGXGQMTE-UHFFFAOYSA-N ethane-1,2-diol;2-methylprop-2-enoic acid Chemical compound OCCO.CC(=C)C(O)=O.CC(=C)C(O)=O BHBPJIPGXGQMTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DOMLXBPXLNDFAB-UHFFFAOYSA-N ethoxyethane;methyl prop-2-enoate Chemical compound CCOCC.COC(=O)C=C DOMLXBPXLNDFAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical class [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- ACCCMOQWYVYDOT-UHFFFAOYSA-N hexane-1,1-diol Chemical compound CCCCCC(O)O ACCCMOQWYVYDOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000010954 inorganic particle Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 125000000959 isobutyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 229920001427 mPEG Polymers 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N n-(2,4-dichloro-5-propan-2-yloxyphenyl)acetamide Chemical compound CC(C)OC1=CC(NC(C)=O)=C(Cl)C=C1Cl QPJSUIGXIBEQAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XVWOLKBRGCIQGK-UHFFFAOYSA-N n-tert-butyl-1-diethoxyphosphoryl-n-$l^{1}-oxidanyl-2,2-dimethylpropan-1-amine Chemical compound CCOP(=O)(OCC)C(N([O])C(C)(C)C)C(C)(C)C XVWOLKBRGCIQGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 125000001971 neopentyl group Chemical group [H]C([*])([H])C(C([H])([H])[H])(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000005580 one pot reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920003228 poly(4-vinyl pyridine) Polymers 0.000 description 1
- 229920000075 poly(4-vinylpyridine) Polymers 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- ISXSCDLOGDJUNJ-UHFFFAOYSA-N tert-butyl prop-2-enoate Chemical compound CC(C)(C)OC(=O)C=C ISXSCDLOGDJUNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/725—Compositions containing polymers
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
La présente invention concerne une composition fluide comprenant des particules polymères filamenteuses utiles pour la récupération de pétrole, de condensât ou de gaz à partir d'emplacements souterrains en tant que fluides de fracturation hydraulique, fluides de détournement, fluides de conformité ou de contrôle de la perméabilité, fluides de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, fluides de fracturation acide et analogues. L'invention concerne également un fluide de fracturation hydraulique comprenant ladite composition fluide, ainsi que l'utilisation de ladite composition en tant que fluide de fracturation hydraulique.
Description
COMPOSITION FLUIDE POUR LA STIMULATION DANS LE DOMAINE DE LA
PRODUCTION DE PÉTROLE ET DE GAZ
s [0001] La présente invention concerne des particules polymères filamenteuses utiles pour la récupération de pétrole, de condensat ou de gaz à partir d'emplacements souterrains en tant que fluides de fracturation hydraulique, fluides de détournement, fluides permettant d'améliorer la répartition et les profils d'écoulement des fluides ou produits injectés ( appelés ci-après fluides de conformité ) ou de contrôle de la .ro perméabilité, fluides de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, fluides de fracturation acides et analogues. Ces fluides sont des fluides de stimulation injectés dans des puits qui servent également de puits de production pour les hydrocarbures initialement présents dans les formations souterraines.
PRODUCTION DE PÉTROLE ET DE GAZ
s [0001] La présente invention concerne des particules polymères filamenteuses utiles pour la récupération de pétrole, de condensat ou de gaz à partir d'emplacements souterrains en tant que fluides de fracturation hydraulique, fluides de détournement, fluides permettant d'améliorer la répartition et les profils d'écoulement des fluides ou produits injectés ( appelés ci-après fluides de conformité ) ou de contrôle de la .ro perméabilité, fluides de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, fluides de fracturation acides et analogues. Ces fluides sont des fluides de stimulation injectés dans des puits qui servent également de puits de production pour les hydrocarbures initialement présents dans les formations souterraines.
[0002] Les fluides de fracturation sont couramment utilisés aujourd'hui pour fracturer les 1.5 roches afin de permettre ou d'augmenter la communication des fluides entre la formation souterraine et les puits. Les fluides présents dans la formation souterraine comprennent de l'eau contenant des sels, des gaz, des condensats et du pétrole. Sans l'utilisation de fluides de fracturation, certaines roches, qui ont une perméabilité très faible, sont incapables de produire des hydrocarbures, telles que celles associées avec l'huile de 20 schiste et le gaz de schiste. Certaines autres roches produisent déjà
des hydrocarbures, mais on souhaite augmenter leur rendement. Afin de maintenir les fractures ouvertes, des particules solides, les agents de soutènement , sont dispersées dans le fluide au-dessus de la surface et transportées vers les fractures pendant une opération de pompage. Les agents de soutènement sont conduits et placés entre les parois des 25 fractures.
des hydrocarbures, mais on souhaite augmenter leur rendement. Afin de maintenir les fractures ouvertes, des particules solides, les agents de soutènement , sont dispersées dans le fluide au-dessus de la surface et transportées vers les fractures pendant une opération de pompage. Les agents de soutènement sont conduits et placés entre les parois des 25 fractures.
[0003] Pour transporter les agents de soutènement, il est nécessaire que le fluide de fracturation présente un comportement de fluidification par cisaillement : une viscosité
élevée à faible cisaillement afin que les agents de soutènement ne se déposent pas dans les zones à faible turbulence du système d'injection et dans la formation souterraine, et 30 une faible viscosité à cisaillement élevé afin de réduire l'énergie nécessaire pour pomper le fluide de fracturation.
élevée à faible cisaillement afin que les agents de soutènement ne se déposent pas dans les zones à faible turbulence du système d'injection et dans la formation souterraine, et 30 une faible viscosité à cisaillement élevé afin de réduire l'énergie nécessaire pour pomper le fluide de fracturation.
[0004] Fluidification par cisaillement signifie la diminution de la viscosité sous l'effet d'une augmentation de la contrainte, du cisaillement et/ou de la déformation qui sont appliqués au système étudié.
35 [0005] La fracturation acide est une technique utilisée pour dissoudre des roches afin d'augmenter la perméabilité aux hydrocarbures. Lors d'une première étape, une solution FEUILLE DE REMPLACEMENT (REGLE 26) aqueuse visqueuse est injectée dans la formation souterraine pour briser les roches, afin de créer la hauteur, la largeur et la longueur de fracture souhaitées. Une fois les valeurs souhaitées des dimensions des fractures créées obtenues, l'acide est pompé et s'introduit dans la fracture par digitation pour attaquer les parois de la fracture et créer une s conductivité de la fracture. Les fluides sont ensuite pompés vers la surface avec le même puits et le pompage des hydrocarbures débute. L'acide est normalement visqueux ou gélifié ou réticulé ou émulsifié afin de maintenir la largeur de la fracture et minimiser les fuites de fluide, avec un comportement de fluidification par cisaillement. Le fluide utilisé le plus couramment pour la fracturation acide est l'acide chlorhydrique à 15 %
(HCI). Pour m obtenir davantage de pénétration de l'acide et davantage d'attaque, une solution d'HCI
plus concentrée est parfois utilisée en tant que fluide acide primaire.
[0006] Si nécessaire, de l'acide formique (HCOOH) ou de l'acide acétique (CH3COOH) sont utilisés car la réaction de dissolution entre ces acides et les roches est plus facilement inhibée en conditions de température élevée. L'acide fluorhydrique (HF) peut /5 également être utilisé pour attaquer les formations souterraines de grès. Pendant l'attaque, la teneur en sels de l'eau augmente. Afin de réduire les fuites d'eau dans la porosité des roches pendant l'attaque, il est nécessaire que l'additif viscosifiant maintienne sa fonction lorsque la teneur en sels augmente.
[0007] Les fluides de détournement, les fluides de conformité et de contrôle de la 20 perméabilité visent à réduire la perméabilité de certaines parties de la formation souterraine. Les formations possèdent parfois des zones intéressantes contenant des hydrocarbures mais avec différentes perméabilités ou différentes fractions volumiques d'eau. Dans un tel cas et lorsqu'une pression supplémentaire est placée dans la formation souterraine avec l'injection d'eau pour produire des hydrocarbures, l'eau injectée trouve 25 parfois la trajectoire la plus rapide pour atteindre les puits de production, c'est-à-dire qu'elle traverse des zones présentant une fraction volumique d'eau élevée dans les vides et/ou présentant une perméabilité élevée, s'écoulant ainsi autour d'autres zones riches en hydrocarbures sans les pousser vers les puits de production.
[0008] Les fluides de conformité et de contrôle de la perméabilité sont injectés dans de 30 telles zones à perméabilité élevée et/ou à teneur en eau élevée pour remplacer les fluides en place et réduire leur perméabilité à l'eau grâce à leur viscosité élevée.
Une viscosité
élevée à faible cisaillement est nécessaire pour que les fluides arrivant de l'amont qui se déplacent lentement ne puissent pas pénétrer et une faible viscosité à
cisaillement élevé
est nécessaire pour réduire l'énergie nécessaire pour pomper les fluides de conformité et 35 de contrôle de la perméabilité. Les fluides de détournement sont injectés dans des zones à perméabilité élevée et/ou à teneur en eau élevée pour remplacer les fluides en place et réduire leur perméabilité à l'eau grâce à leur viscosité élevée. Une viscosité
élevée à
faible cisaillement est nécessaire pour que les fluides de fracturation qui se déplacent lentement injectés ultérieurement ne puissent pas pénétrer et une faible viscosité à
cisaillement élevé est nécessaire pour réduire l'énergie nécessaire pour pomper le fluide s de détournement.
[0009] Pour contrôler la production de sable issu de la formation souterraine avec les hydrocarbures, une technique consiste à placer un filtre à gravier de taille spécifique dans l'espace annulaire entre la roche réservoir et l'ensemble de production. Le gravier agit comme un filtre permettant aux fluides de la formation de s'écouler depuis la formation m vers le tube de production tout en filtrant les grains de sable et les autres fines de la formation. Pour transporter le gravier, il est nécessaire que le fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable présente un comportement de fluidification par cisaillement : une viscosité élevée à faible cisaillement afin que le gravier ne se dépose pas dans les zones à faible turbulence du système d'injection, et une faible viscosité à
/5 cisaillement élevé afin de réduire l'énergie nécessaire pour pomper le fluide de placement.
[0010] Pour réguler la viscosité du fluide mentionné précédemment, l'art antérieur enseigne que des polymères hydrophiles sont ajoutés à l'eau. Lesdits polymères comprennent le polygalactomannane, le guar ou des polymères dérivés de guar tels que zo par exemple le carboxyméthylguar, l'hydroxyéthylguar, l'hydroxypropylguar.
Des exemples sont donnés dans les brevets suivants : US5305832, US4488975 et US4579670.
[0011] Ces polymères ont toutefois des inconvénients, p. ex. la longue durée nécessaire pour l'hydratation complète dans de l'eau, et le colmatage partiel de la porosité créée en 25 raison de leur adsorption sur les parois des fractures. D'autres solutions existent pour éviter ces problèmes, en utilisant des tensioactifs viscoélastiques. Kefi et al. dans Expanding applications for viscoelastic surfactants , Oilfield Review, Winter 2004/2005, p 10-23, fournit un aperçu de l'utilisation potentielle de tensioactifs viscoélastiques dans l'industrie du pétrole et du gaz et les compare à l'hydroxyéthylcellulose pour les fluides de 30 fracturation. Les fluides viscoélastiques permettent d'économiser de l'énergie en raison de la plus grande capacité de fluidification par cisaillement. US6637517 et donnent des exemples de tels fluides de fracturation viscoélastiques.
[0012] Pour protéger ces additifs contre la décomposition chimique, des capteurs d'oxygène connus peuvent être utilisés, tels que le thiosulfate de sodium, le méthanol, la 35 thiourée, le thiosulfite de sodium. D'autres additifs, tels que les tampons du pH, les agents mouillants, les agents moussants, les inhibiteurs de corrosion, les démousseurs ou anti mousses, les antitartres, les biocides, les agents de réticulation, les agents de rupture de gel, les non-émulsifiants, les additifs de contrôle de perte de fluide, peuvent être utilisés.
Un gaz peut également être injecté pour produire des bulles de gaz dans le fluide de fracturation, tel que l'azote et le dioxyde de carbone.
s [0013] Des stabilisateurs d'argiles sont utilisés pour éviter le gonflement et/ou le délogement d'argiles dans la formation. La formation contient de l'eau qui est équilibrée du point de vue thermodynamique avec les roches. Elle contient par conséquent des sels dissous. Les cations de ces sels sont équilibrés entre la phase aqueuse et les argiles. Si l'eau injectée ne contient pas suffisamment de cations dissous, lorsqu'elle rentre en m contact avec les roches de la formation, les cations présents dans les feuillets des argiles diffusent dans l'eau injectée, laissant les feuillets avec une charge cationique réduite. En conséquence, les feuillets qui sont chargés négativement se repoussent les uns les autres et on dit que les argiles gonflent, limitant la perméabilité qui a été
créée par les fractures.
/5 [0014] Par conséquent, il est nécessaire que l'eau injectée contienne suffisamment de sels pour éviter cette diffusion non équilibrée de cations entre l'eau et les argiles. En outre, les sels dissous agissent sur la viscosité du fluide de fracturation.
[0015] Les stabilisateurs d'argiles les plus courants sont KCI, NaCI, les sels d'ammonium quaternaire tels que NH4CI, utilisés à une dose d'environ 1 % à
environ 5 %
20 en poids.
[0016] Des volumes d'eau élevés sont nécessaires pour la fracturation hydraulique de formations souterraines. Certaines zones où du gaz ou de l'huile de schiste sont présents ont des contraintes importantes au regard de l'alimentation en eau, p. ex. le Texas, d'autres zones se trouvent à proximité de terres cultivées ou d'habitations, rendant 25 nécessaire un traitement de qualité élevée des fluides de retour pompés à la surface après les opérations de fracturation et avant la libération, le déchargement de ces eaux.
En outre, ces grandes quantités d'eau sont transportées. Ceci ajoute à
l'impact sur l'environnement par les émissions pour la construction du réseau routier et le transport de l'eau. Il est par conséquent hautement souhaitable de réduire la consommation d'eau et 30 d'augmenter le recyclage de l'eau pour les opérations de fracturation hydraulique. Le recyclage de l'eau signifie le traitement d'une eau contenant de grandes quantités de sels, tels que NaCI, KCI, CaCl2, BaCl2 et analogues.
[0017] US2009111716 décrit des polymères solubles dans l'eau, notamment des polyélectrolytes qui sont sensibles aux sels en termes d'effondrement de la rhéologie lors 35 de l'augmentation des sels, et décrit une solution pour augmenter la résistance aux sels de polymères solubles dans l'eau comprenant un polymère soluble dans l'eau, des _ 5 ¨
tensioactifs zwitterioniques et des sels inorganiques, et leur utilisation en tant que fluide de fracturation hydraulique. La Figure 8 d'US2009111716 montre l'impact de 5%
en poids de KCI sur la viscosité d'une solution aqueuse de guar anionique à 0,3 %
en fonction du taux de cisaillement. La viscosité sans KCI est de 0,4 Pa.s à 0,5 Pa.s et est égale à 0,09 Pa.s avec une concentration de 5 % en poids de KCI à un taux de cisaillement de 0,1 s-1. La diminution est ainsi de 75 %. L'ajout de 2 % d'un tensioactif donné permet une augmentation de viscosité de 0,35 Pa.s à 0,1 s-1 en présence de 5 %
en poids de KCI. Ce brevet ne décrit toutefois pas la sensibilité du mélange polymère/tensioactif en fonction de la concentration de KCI, et l'ajout du tensioactif ro constitue une autre étape pour préparer le fluide de fracturation.
[0018] P.E. Dresel et A.VV. Rose (Pennsylvania Geological Survey, Fourth Series, Harrisburg, (2010) p. 11-12, enseignent que les eaux de la formation présentes dans les champs de pétrole et de gaz en Pennsylvanie sont difficiles à analyser car la quantité
produite est parfois très faible, et les données ne sont donc pas disponibles ou sont de mauvaise qualité.
[0019] P.E. Dresel et A.W. Rose (ibid.) enseignent également que la teneur en sels de l'eau de la formation peut grandement varier en Pennsylvanie de 7 ')/0 m/v à
35 A m/v et également sur des distances courtes de 2 à 3 kilomètres, par exemple pour les points 19 et 21 sur le diagramme de la page 11 pour une concentration en sodium allant de 3 g/L à
17,4 g/L et pour une concentration en calcium allant de 0,9 g/L à 6,1 g/L. Si nous considérons que le sodium et le calcium sont associés avec le chlorure qui est toujours l'anion dominant, les variations en termes de NaCI et de CaCl2 sont respectivement de 7,5 g/L à 44 g/L et de 2,5 g/L à 16,8 g/L. Pour ces points 19 et 21, la quantité totale calculée de solides dissous varie entre 1 % et 6,7 %. Ceci signifie que le choix de la teneur en sels du fluide de fracturation est difficile et le fluide de fracturation hydraulique courant peut se trouver en dessous de la salinité de l'eau de la formation exprimée en termes de solides dissous totaux.
[0020] D'un côté, il vaut mieux ne pas avoir une teneur en sels trop basse afin d'éviter le gonflement des argiles à un emplacement quelconque dans la formation accessible avec les puits, qui réduit la perméabilité, et d'un autre côté, une teneur élevée en sels signifie une viscosité réduite avec les polyélectrolytes et un transport réduit des agents de soutènement. Dans les deux cas, l'efficacité de l'opération de fracturation est réduite en raison des sels et une grande quantité d'eau est nécessaire pour la fracturation. Il serait bénéfique de travailler avec une teneur en sels élevée dans l'intérêt d'éviter le gonflement des argiles, avec des additifs de fluidification par cisaillement capables de résister à ces niveaux de sels.
[0021] US2007213232 enseigne l'ajout d'une amine ou d'un alcool à un gel viscoélastique afin d'augmenter la température critique à laquelle la viscosité commence à chuter. Cette solution est dite être intéressante pour se débarrasser du sel tout en maintenant la même viscosité. La Figure 8 d'US2007213232 montre toutefois la s sensibilité des fluides revendiqués à KCI en termes de viscosité à un taux de cisaillement de 1 [0022] W02012/085415 décrit la préparation de particules filamenteuses spécifiques par polymérisation en émulsion radicalaire contrôlée de monomères hydrophobes, en utilisant en tant qu'initiateurs des macroinitiateurs vivants dérivés de nitroxyde. Les m particules peuvent être réticulées. US2007213232 décrit également une technique directe pour la préparation de particules filamenteuses qui ne nécessite pas l'utilisation d'un co-solvant organique. Les agrégats polymères filamenteux sont dits présenter un attrait croissant, notamment dans les applications biomédicales en tant que systèmes pour l'administration de médicaments. Ces particules polymères filamenteuses sont illustrées is avec 35 g/L de NaCI dans de l'eau. Aucune utilisation pour l'extraction de pétrole et de gaz de réservoirs souterrains n'est toutefois décrite.
[0023] W02012/085473 décrit l'augmentation de viscosité de l'eau injectée dans un puits pour la récupération améliorée d'hydrocarbures à l'aide de particules polymères filamenteuses spécifiques. La phase aqueuse injectée maintient la pression dans le zo réservoir et déplace les hydrocarbures vers les puits de production. Les particules peuvent être réticulées. La forme et la structure des particules polymères filamenteuses selon W02012/085473 sont maintenues dans un milieu dispersé, indépendamment de leur concentration dans le milieu, de variations de son pH ou de sa salinité.
[0024] L'exemple donné sur la Figure 10 a une concentration en NaCI de 35 g/L
d'eau.
25 W02012/085473 enseigne par conséquent que la forme et la structure des particules polymères ne sont pas modifiées jusqu'à une salinité de 35 g/L (3,5 %) de NaCI. La fraction en masse des particules est comprise entre 100 ppm et 10 000 ppm (c'est-à-dire un maximum de 1 %). Le terme saumure> est utilisé, mais sans définition, et le comportement avec une quantité de sel plus élevée ou différents sels et une quantité de 30 particules plus élevée est donc inconnu.
[0025] W02012/085473 ne montre pas de modification de la rhéologie en fonction de la concentration en sel, car il enseigne que la forme et la structure ne sont pas modifiées avec le sel. W02012/085473 revendique un procédé d'extraction d'hydrocarbures améliorée. Ceci signifie que les roches produisent déjà des hydrocarbures et que la 35 technique revendiquée augmente le rendement. Le procédé de l'invention citée ci-dessus est mis en uvre au moyen d'un additif polymère, ledit additif étant mélangé
avec de l'eau ou de la saumure en une proportion d'au moins 500 ppm d'additif, et ce mélange étant ensuite injecté sous pression dans la roche.
[0026] Il n'est toutefois pas mentionné que la pression est suffisamment élevée pour fracturer les roches souterraines et que des agents de soutènement sont utilisés. Par s ailleurs, l'utilisation de puits d'injection et de production est mentionnée, mais le fait que chaque puits peut être utilisé alternativement pour l'injection d'une solution aqueuse et la production d'hydrocarbures n'est toutefois pas mentionné.
[0027] US8347960 décrit un traitement d'électrocoagulation au-dessus de la surface de l'eau de retour ou de l'eau source provenant d'une opération de fracturation hydraulique m pour éliminer les contaminants, réutiliser l'eau et réduire le transport de l'eau. Ce procédé
permet le recyclage de l'eau pour les opérations de fracturation hydraulique suivantes. Il est toutefois dit que les contaminants chlorure et sodium ne sont pas réduits par ce procédé. Les autres contaminants sont extraits de l'eau de retour, mais doivent être éliminés.
15 [0028] Il existe par conséquent un besoin d'un fluide de fracturation hydraulique à
fluidification par cisaillement contenant des agents de soutènement dont la viscosité à un taux de cisaillement faible (par exemple 0,1 s-1 à 1 s-1) diminue plus lentement que la viscosité des fluides existants, voire augmente lorsque sa teneur en sel augmente jusqu'à
30 `)/0 avec les sels généralement trouvés dans l'eau de la formation, à une concentration zo constante de l'additif de fluidification par cisaillement.
[0029] Cette sensibilité réduite permettrait une augmentation de la teneur en sel, tel que par exemple NaCI, KCI, CaCl2, BaCl2 et/ou les sels d'ammonium, dans le fluide de fracturation hydraulique tout en maintenant un comportement de fluidification par cisaillement. Par ailleurs, la densité du fluide serait augmentée, ce qui augmenterait la 25 pression dans la formation souterraine à une puissance de pompage constante et par conséquent l'efficacité de la fracturation.
[0030] Par ailleurs, puisque l'eau de la formation peut présenter différentes salinités à
différents emplacements d'un même réservoir souterrain et puisque l'eau de la formation se mélange avec le fluide de fracturation hydraulique, modifiant ainsi sa salinité, et 30 puisque la salinité aurait un impact réduit sur la viscosité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à des taux de cisaillement faibles (par exemple 0,1 à 1 s-1) en comparaison des fluides classiques, alors la viscosité du nouveau fluide de fracturation aurait une réduction réduite et, par conséquent, la capacité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à transporter les agents de soutènement dans les fractures serait plus grande 35 et les fractures seraient maintenues à une ouverture plus large ou ceci réduirait la quantité d'eau et d'additifs de fracturation nécessaires pour obtenir les mêmes quantités et débits (rendements) d'hydrocarbures.
[0031] Cette sensibilité réduite ou sensibilité inversée (dans le cas d'une augmentation de viscosité lors de l'ajout des sels) permettrait également de réutiliser l'eau de retour qui s est un mélange de fluide de fracturation hydraulique et d'eau de la formation pour les opérations de fracturation suivantes, c'est-à-dire sous la forme d'une véritable opération de recyclage :
1- par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation proche de la teneur en sel estimée de l'eau de la formation généralement élevée (supérieure à 5 % en poids), la viscosité du fluide de retour diminue essentiellement en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Il est alors nécessaire d'ajouter la concentration manquante de l'additif de fluidification par cisaillement. Dans le cas d'un fluide de fracturation hydraulique de l'art antérieur, puisque la viscosité est faible lorsque la salinité
est élevée et en raison de la dilution par l'eau de la formation, la concentration manquante /s relative est plus élevée que pour les particules polymères filamenteuses qui ont une sensibilité plus faible au sel.
2- par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation inférieure à
la teneur en sel estimée de l'eau de la formation, et en utilisant un additif de fluidification par cisaillement ayant une sensibilité inverse au sel, la viscosité du fluide de retour zo diminue en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Mais cet effet sera limité en raison de l'augmentation de la teneur en sel provenant de l'eau de la formation et qui a tendance à augmenter la viscosité.
[0032] Après avoir augmenté sa viscosité par ajout d'additifs, la réutilisation de l'eau de retour, provenant du mélange de fluides de fracturation hydraulique connus ou provenant zs du mélange du fluide de fracturation hydraulique qui pourrait résoudre le problème de salinité décrit précédemment, avec l'eau de la formation sans séparer les contaminants tels que les sels serait bénéfique de plusieurs points de vue : moins d'énergie serait utilisée et ces contaminants resteraient sur le site de fracturation ou en dessous, limitant la dissémination due au transport.
30 [0033] Dans le cas de fluides de détournement, de fluides de conformité
ou de contrôle de la perméabilité, d'un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, de fluides de fracturation acide, il existe le même besoin d'un fluide à
fluidification par cisaillement (contenant du gravier dans le cas d'un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable) dont la viscosité à un taux de cisaillement faible (0,1 s-1 à 1 s-1) 35 diminue plus lentement que la viscosité des fluides existants, voire augmente lorsque sa teneur en sel augmente jusqu'à 30 % avec les sels généralement trouvés dans l'eau de la formation, à une concentration constante de l'additif de fluidification par cisaillement.
[0033a] Un premier objet de la présente invention est une composition comprenant de l'eau, des sels dissous, des particules polymères filamenteuses et des particules solides, dans laquelle les particules polymères filamenteuses sont des fibres cylindriques ayant un diamètre allant de 5 nm à 200 nm inclus, et une longueur allant de 500 nm à
200 pm ; et les particules solides sont des agents de soutènement.
[0033b] Brève description des Figures :
La Figure 1 est un graphe montrant la viscosité d'une composition aqueuse contenant
35 [0005] La fracturation acide est une technique utilisée pour dissoudre des roches afin d'augmenter la perméabilité aux hydrocarbures. Lors d'une première étape, une solution FEUILLE DE REMPLACEMENT (REGLE 26) aqueuse visqueuse est injectée dans la formation souterraine pour briser les roches, afin de créer la hauteur, la largeur et la longueur de fracture souhaitées. Une fois les valeurs souhaitées des dimensions des fractures créées obtenues, l'acide est pompé et s'introduit dans la fracture par digitation pour attaquer les parois de la fracture et créer une s conductivité de la fracture. Les fluides sont ensuite pompés vers la surface avec le même puits et le pompage des hydrocarbures débute. L'acide est normalement visqueux ou gélifié ou réticulé ou émulsifié afin de maintenir la largeur de la fracture et minimiser les fuites de fluide, avec un comportement de fluidification par cisaillement. Le fluide utilisé le plus couramment pour la fracturation acide est l'acide chlorhydrique à 15 %
(HCI). Pour m obtenir davantage de pénétration de l'acide et davantage d'attaque, une solution d'HCI
plus concentrée est parfois utilisée en tant que fluide acide primaire.
[0006] Si nécessaire, de l'acide formique (HCOOH) ou de l'acide acétique (CH3COOH) sont utilisés car la réaction de dissolution entre ces acides et les roches est plus facilement inhibée en conditions de température élevée. L'acide fluorhydrique (HF) peut /5 également être utilisé pour attaquer les formations souterraines de grès. Pendant l'attaque, la teneur en sels de l'eau augmente. Afin de réduire les fuites d'eau dans la porosité des roches pendant l'attaque, il est nécessaire que l'additif viscosifiant maintienne sa fonction lorsque la teneur en sels augmente.
[0007] Les fluides de détournement, les fluides de conformité et de contrôle de la 20 perméabilité visent à réduire la perméabilité de certaines parties de la formation souterraine. Les formations possèdent parfois des zones intéressantes contenant des hydrocarbures mais avec différentes perméabilités ou différentes fractions volumiques d'eau. Dans un tel cas et lorsqu'une pression supplémentaire est placée dans la formation souterraine avec l'injection d'eau pour produire des hydrocarbures, l'eau injectée trouve 25 parfois la trajectoire la plus rapide pour atteindre les puits de production, c'est-à-dire qu'elle traverse des zones présentant une fraction volumique d'eau élevée dans les vides et/ou présentant une perméabilité élevée, s'écoulant ainsi autour d'autres zones riches en hydrocarbures sans les pousser vers les puits de production.
[0008] Les fluides de conformité et de contrôle de la perméabilité sont injectés dans de 30 telles zones à perméabilité élevée et/ou à teneur en eau élevée pour remplacer les fluides en place et réduire leur perméabilité à l'eau grâce à leur viscosité élevée.
Une viscosité
élevée à faible cisaillement est nécessaire pour que les fluides arrivant de l'amont qui se déplacent lentement ne puissent pas pénétrer et une faible viscosité à
cisaillement élevé
est nécessaire pour réduire l'énergie nécessaire pour pomper les fluides de conformité et 35 de contrôle de la perméabilité. Les fluides de détournement sont injectés dans des zones à perméabilité élevée et/ou à teneur en eau élevée pour remplacer les fluides en place et réduire leur perméabilité à l'eau grâce à leur viscosité élevée. Une viscosité
élevée à
faible cisaillement est nécessaire pour que les fluides de fracturation qui se déplacent lentement injectés ultérieurement ne puissent pas pénétrer et une faible viscosité à
cisaillement élevé est nécessaire pour réduire l'énergie nécessaire pour pomper le fluide s de détournement.
[0009] Pour contrôler la production de sable issu de la formation souterraine avec les hydrocarbures, une technique consiste à placer un filtre à gravier de taille spécifique dans l'espace annulaire entre la roche réservoir et l'ensemble de production. Le gravier agit comme un filtre permettant aux fluides de la formation de s'écouler depuis la formation m vers le tube de production tout en filtrant les grains de sable et les autres fines de la formation. Pour transporter le gravier, il est nécessaire que le fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable présente un comportement de fluidification par cisaillement : une viscosité élevée à faible cisaillement afin que le gravier ne se dépose pas dans les zones à faible turbulence du système d'injection, et une faible viscosité à
/5 cisaillement élevé afin de réduire l'énergie nécessaire pour pomper le fluide de placement.
[0010] Pour réguler la viscosité du fluide mentionné précédemment, l'art antérieur enseigne que des polymères hydrophiles sont ajoutés à l'eau. Lesdits polymères comprennent le polygalactomannane, le guar ou des polymères dérivés de guar tels que zo par exemple le carboxyméthylguar, l'hydroxyéthylguar, l'hydroxypropylguar.
Des exemples sont donnés dans les brevets suivants : US5305832, US4488975 et US4579670.
[0011] Ces polymères ont toutefois des inconvénients, p. ex. la longue durée nécessaire pour l'hydratation complète dans de l'eau, et le colmatage partiel de la porosité créée en 25 raison de leur adsorption sur les parois des fractures. D'autres solutions existent pour éviter ces problèmes, en utilisant des tensioactifs viscoélastiques. Kefi et al. dans Expanding applications for viscoelastic surfactants , Oilfield Review, Winter 2004/2005, p 10-23, fournit un aperçu de l'utilisation potentielle de tensioactifs viscoélastiques dans l'industrie du pétrole et du gaz et les compare à l'hydroxyéthylcellulose pour les fluides de 30 fracturation. Les fluides viscoélastiques permettent d'économiser de l'énergie en raison de la plus grande capacité de fluidification par cisaillement. US6637517 et donnent des exemples de tels fluides de fracturation viscoélastiques.
[0012] Pour protéger ces additifs contre la décomposition chimique, des capteurs d'oxygène connus peuvent être utilisés, tels que le thiosulfate de sodium, le méthanol, la 35 thiourée, le thiosulfite de sodium. D'autres additifs, tels que les tampons du pH, les agents mouillants, les agents moussants, les inhibiteurs de corrosion, les démousseurs ou anti mousses, les antitartres, les biocides, les agents de réticulation, les agents de rupture de gel, les non-émulsifiants, les additifs de contrôle de perte de fluide, peuvent être utilisés.
Un gaz peut également être injecté pour produire des bulles de gaz dans le fluide de fracturation, tel que l'azote et le dioxyde de carbone.
s [0013] Des stabilisateurs d'argiles sont utilisés pour éviter le gonflement et/ou le délogement d'argiles dans la formation. La formation contient de l'eau qui est équilibrée du point de vue thermodynamique avec les roches. Elle contient par conséquent des sels dissous. Les cations de ces sels sont équilibrés entre la phase aqueuse et les argiles. Si l'eau injectée ne contient pas suffisamment de cations dissous, lorsqu'elle rentre en m contact avec les roches de la formation, les cations présents dans les feuillets des argiles diffusent dans l'eau injectée, laissant les feuillets avec une charge cationique réduite. En conséquence, les feuillets qui sont chargés négativement se repoussent les uns les autres et on dit que les argiles gonflent, limitant la perméabilité qui a été
créée par les fractures.
/5 [0014] Par conséquent, il est nécessaire que l'eau injectée contienne suffisamment de sels pour éviter cette diffusion non équilibrée de cations entre l'eau et les argiles. En outre, les sels dissous agissent sur la viscosité du fluide de fracturation.
[0015] Les stabilisateurs d'argiles les plus courants sont KCI, NaCI, les sels d'ammonium quaternaire tels que NH4CI, utilisés à une dose d'environ 1 % à
environ 5 %
20 en poids.
[0016] Des volumes d'eau élevés sont nécessaires pour la fracturation hydraulique de formations souterraines. Certaines zones où du gaz ou de l'huile de schiste sont présents ont des contraintes importantes au regard de l'alimentation en eau, p. ex. le Texas, d'autres zones se trouvent à proximité de terres cultivées ou d'habitations, rendant 25 nécessaire un traitement de qualité élevée des fluides de retour pompés à la surface après les opérations de fracturation et avant la libération, le déchargement de ces eaux.
En outre, ces grandes quantités d'eau sont transportées. Ceci ajoute à
l'impact sur l'environnement par les émissions pour la construction du réseau routier et le transport de l'eau. Il est par conséquent hautement souhaitable de réduire la consommation d'eau et 30 d'augmenter le recyclage de l'eau pour les opérations de fracturation hydraulique. Le recyclage de l'eau signifie le traitement d'une eau contenant de grandes quantités de sels, tels que NaCI, KCI, CaCl2, BaCl2 et analogues.
[0017] US2009111716 décrit des polymères solubles dans l'eau, notamment des polyélectrolytes qui sont sensibles aux sels en termes d'effondrement de la rhéologie lors 35 de l'augmentation des sels, et décrit une solution pour augmenter la résistance aux sels de polymères solubles dans l'eau comprenant un polymère soluble dans l'eau, des _ 5 ¨
tensioactifs zwitterioniques et des sels inorganiques, et leur utilisation en tant que fluide de fracturation hydraulique. La Figure 8 d'US2009111716 montre l'impact de 5%
en poids de KCI sur la viscosité d'une solution aqueuse de guar anionique à 0,3 %
en fonction du taux de cisaillement. La viscosité sans KCI est de 0,4 Pa.s à 0,5 Pa.s et est égale à 0,09 Pa.s avec une concentration de 5 % en poids de KCI à un taux de cisaillement de 0,1 s-1. La diminution est ainsi de 75 %. L'ajout de 2 % d'un tensioactif donné permet une augmentation de viscosité de 0,35 Pa.s à 0,1 s-1 en présence de 5 %
en poids de KCI. Ce brevet ne décrit toutefois pas la sensibilité du mélange polymère/tensioactif en fonction de la concentration de KCI, et l'ajout du tensioactif ro constitue une autre étape pour préparer le fluide de fracturation.
[0018] P.E. Dresel et A.VV. Rose (Pennsylvania Geological Survey, Fourth Series, Harrisburg, (2010) p. 11-12, enseignent que les eaux de la formation présentes dans les champs de pétrole et de gaz en Pennsylvanie sont difficiles à analyser car la quantité
produite est parfois très faible, et les données ne sont donc pas disponibles ou sont de mauvaise qualité.
[0019] P.E. Dresel et A.W. Rose (ibid.) enseignent également que la teneur en sels de l'eau de la formation peut grandement varier en Pennsylvanie de 7 ')/0 m/v à
35 A m/v et également sur des distances courtes de 2 à 3 kilomètres, par exemple pour les points 19 et 21 sur le diagramme de la page 11 pour une concentration en sodium allant de 3 g/L à
17,4 g/L et pour une concentration en calcium allant de 0,9 g/L à 6,1 g/L. Si nous considérons que le sodium et le calcium sont associés avec le chlorure qui est toujours l'anion dominant, les variations en termes de NaCI et de CaCl2 sont respectivement de 7,5 g/L à 44 g/L et de 2,5 g/L à 16,8 g/L. Pour ces points 19 et 21, la quantité totale calculée de solides dissous varie entre 1 % et 6,7 %. Ceci signifie que le choix de la teneur en sels du fluide de fracturation est difficile et le fluide de fracturation hydraulique courant peut se trouver en dessous de la salinité de l'eau de la formation exprimée en termes de solides dissous totaux.
[0020] D'un côté, il vaut mieux ne pas avoir une teneur en sels trop basse afin d'éviter le gonflement des argiles à un emplacement quelconque dans la formation accessible avec les puits, qui réduit la perméabilité, et d'un autre côté, une teneur élevée en sels signifie une viscosité réduite avec les polyélectrolytes et un transport réduit des agents de soutènement. Dans les deux cas, l'efficacité de l'opération de fracturation est réduite en raison des sels et une grande quantité d'eau est nécessaire pour la fracturation. Il serait bénéfique de travailler avec une teneur en sels élevée dans l'intérêt d'éviter le gonflement des argiles, avec des additifs de fluidification par cisaillement capables de résister à ces niveaux de sels.
[0021] US2007213232 enseigne l'ajout d'une amine ou d'un alcool à un gel viscoélastique afin d'augmenter la température critique à laquelle la viscosité commence à chuter. Cette solution est dite être intéressante pour se débarrasser du sel tout en maintenant la même viscosité. La Figure 8 d'US2007213232 montre toutefois la s sensibilité des fluides revendiqués à KCI en termes de viscosité à un taux de cisaillement de 1 [0022] W02012/085415 décrit la préparation de particules filamenteuses spécifiques par polymérisation en émulsion radicalaire contrôlée de monomères hydrophobes, en utilisant en tant qu'initiateurs des macroinitiateurs vivants dérivés de nitroxyde. Les m particules peuvent être réticulées. US2007213232 décrit également une technique directe pour la préparation de particules filamenteuses qui ne nécessite pas l'utilisation d'un co-solvant organique. Les agrégats polymères filamenteux sont dits présenter un attrait croissant, notamment dans les applications biomédicales en tant que systèmes pour l'administration de médicaments. Ces particules polymères filamenteuses sont illustrées is avec 35 g/L de NaCI dans de l'eau. Aucune utilisation pour l'extraction de pétrole et de gaz de réservoirs souterrains n'est toutefois décrite.
[0023] W02012/085473 décrit l'augmentation de viscosité de l'eau injectée dans un puits pour la récupération améliorée d'hydrocarbures à l'aide de particules polymères filamenteuses spécifiques. La phase aqueuse injectée maintient la pression dans le zo réservoir et déplace les hydrocarbures vers les puits de production. Les particules peuvent être réticulées. La forme et la structure des particules polymères filamenteuses selon W02012/085473 sont maintenues dans un milieu dispersé, indépendamment de leur concentration dans le milieu, de variations de son pH ou de sa salinité.
[0024] L'exemple donné sur la Figure 10 a une concentration en NaCI de 35 g/L
d'eau.
25 W02012/085473 enseigne par conséquent que la forme et la structure des particules polymères ne sont pas modifiées jusqu'à une salinité de 35 g/L (3,5 %) de NaCI. La fraction en masse des particules est comprise entre 100 ppm et 10 000 ppm (c'est-à-dire un maximum de 1 %). Le terme saumure> est utilisé, mais sans définition, et le comportement avec une quantité de sel plus élevée ou différents sels et une quantité de 30 particules plus élevée est donc inconnu.
[0025] W02012/085473 ne montre pas de modification de la rhéologie en fonction de la concentration en sel, car il enseigne que la forme et la structure ne sont pas modifiées avec le sel. W02012/085473 revendique un procédé d'extraction d'hydrocarbures améliorée. Ceci signifie que les roches produisent déjà des hydrocarbures et que la 35 technique revendiquée augmente le rendement. Le procédé de l'invention citée ci-dessus est mis en uvre au moyen d'un additif polymère, ledit additif étant mélangé
avec de l'eau ou de la saumure en une proportion d'au moins 500 ppm d'additif, et ce mélange étant ensuite injecté sous pression dans la roche.
[0026] Il n'est toutefois pas mentionné que la pression est suffisamment élevée pour fracturer les roches souterraines et que des agents de soutènement sont utilisés. Par s ailleurs, l'utilisation de puits d'injection et de production est mentionnée, mais le fait que chaque puits peut être utilisé alternativement pour l'injection d'une solution aqueuse et la production d'hydrocarbures n'est toutefois pas mentionné.
[0027] US8347960 décrit un traitement d'électrocoagulation au-dessus de la surface de l'eau de retour ou de l'eau source provenant d'une opération de fracturation hydraulique m pour éliminer les contaminants, réutiliser l'eau et réduire le transport de l'eau. Ce procédé
permet le recyclage de l'eau pour les opérations de fracturation hydraulique suivantes. Il est toutefois dit que les contaminants chlorure et sodium ne sont pas réduits par ce procédé. Les autres contaminants sont extraits de l'eau de retour, mais doivent être éliminés.
15 [0028] Il existe par conséquent un besoin d'un fluide de fracturation hydraulique à
fluidification par cisaillement contenant des agents de soutènement dont la viscosité à un taux de cisaillement faible (par exemple 0,1 s-1 à 1 s-1) diminue plus lentement que la viscosité des fluides existants, voire augmente lorsque sa teneur en sel augmente jusqu'à
30 `)/0 avec les sels généralement trouvés dans l'eau de la formation, à une concentration zo constante de l'additif de fluidification par cisaillement.
[0029] Cette sensibilité réduite permettrait une augmentation de la teneur en sel, tel que par exemple NaCI, KCI, CaCl2, BaCl2 et/ou les sels d'ammonium, dans le fluide de fracturation hydraulique tout en maintenant un comportement de fluidification par cisaillement. Par ailleurs, la densité du fluide serait augmentée, ce qui augmenterait la 25 pression dans la formation souterraine à une puissance de pompage constante et par conséquent l'efficacité de la fracturation.
[0030] Par ailleurs, puisque l'eau de la formation peut présenter différentes salinités à
différents emplacements d'un même réservoir souterrain et puisque l'eau de la formation se mélange avec le fluide de fracturation hydraulique, modifiant ainsi sa salinité, et 30 puisque la salinité aurait un impact réduit sur la viscosité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à des taux de cisaillement faibles (par exemple 0,1 à 1 s-1) en comparaison des fluides classiques, alors la viscosité du nouveau fluide de fracturation aurait une réduction réduite et, par conséquent, la capacité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à transporter les agents de soutènement dans les fractures serait plus grande 35 et les fractures seraient maintenues à une ouverture plus large ou ceci réduirait la quantité d'eau et d'additifs de fracturation nécessaires pour obtenir les mêmes quantités et débits (rendements) d'hydrocarbures.
[0031] Cette sensibilité réduite ou sensibilité inversée (dans le cas d'une augmentation de viscosité lors de l'ajout des sels) permettrait également de réutiliser l'eau de retour qui s est un mélange de fluide de fracturation hydraulique et d'eau de la formation pour les opérations de fracturation suivantes, c'est-à-dire sous la forme d'une véritable opération de recyclage :
1- par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation proche de la teneur en sel estimée de l'eau de la formation généralement élevée (supérieure à 5 % en poids), la viscosité du fluide de retour diminue essentiellement en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Il est alors nécessaire d'ajouter la concentration manquante de l'additif de fluidification par cisaillement. Dans le cas d'un fluide de fracturation hydraulique de l'art antérieur, puisque la viscosité est faible lorsque la salinité
est élevée et en raison de la dilution par l'eau de la formation, la concentration manquante /s relative est plus élevée que pour les particules polymères filamenteuses qui ont une sensibilité plus faible au sel.
2- par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation inférieure à
la teneur en sel estimée de l'eau de la formation, et en utilisant un additif de fluidification par cisaillement ayant une sensibilité inverse au sel, la viscosité du fluide de retour zo diminue en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Mais cet effet sera limité en raison de l'augmentation de la teneur en sel provenant de l'eau de la formation et qui a tendance à augmenter la viscosité.
[0032] Après avoir augmenté sa viscosité par ajout d'additifs, la réutilisation de l'eau de retour, provenant du mélange de fluides de fracturation hydraulique connus ou provenant zs du mélange du fluide de fracturation hydraulique qui pourrait résoudre le problème de salinité décrit précédemment, avec l'eau de la formation sans séparer les contaminants tels que les sels serait bénéfique de plusieurs points de vue : moins d'énergie serait utilisée et ces contaminants resteraient sur le site de fracturation ou en dessous, limitant la dissémination due au transport.
30 [0033] Dans le cas de fluides de détournement, de fluides de conformité
ou de contrôle de la perméabilité, d'un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, de fluides de fracturation acide, il existe le même besoin d'un fluide à
fluidification par cisaillement (contenant du gravier dans le cas d'un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable) dont la viscosité à un taux de cisaillement faible (0,1 s-1 à 1 s-1) 35 diminue plus lentement que la viscosité des fluides existants, voire augmente lorsque sa teneur en sel augmente jusqu'à 30 % avec les sels généralement trouvés dans l'eau de la formation, à une concentration constante de l'additif de fluidification par cisaillement.
[0033a] Un premier objet de la présente invention est une composition comprenant de l'eau, des sels dissous, des particules polymères filamenteuses et des particules solides, dans laquelle les particules polymères filamenteuses sont des fibres cylindriques ayant un diamètre allant de 5 nm à 200 nm inclus, et une longueur allant de 500 nm à
200 pm ; et les particules solides sont des agents de soutènement.
[0033b] Brève description des Figures :
La Figure 1 est un graphe montrant la viscosité d'une composition aqueuse contenant
5 A en poids de particules polymères filamenteuses non réticulées, en fonction du taux de cisaillement ; et La Figure 2 est un graphe montrant la viscosité de compositions aqueuses contenant 5 %
en poids de EG227 seul, EG227 avec 4 % de KCI, et EG227 avec 4% de KCI et 15 %
d'acide éthylène diamine tétraacétique (EDTA), en fonction du taux de cisaillement.
[0034] Les sels peuvent être des sels minéraux tels que ceux trouvés dans une eau de formation souterraine, tels que NaCI, KCI, MgC12, CaCl2, SrC12, BaCl2, ou des sels synthétiques tels que les sels d'ammonium. Les particules solides sont des particules solides spécifiques nommées agents de soutènement par l'homme du métier, et sont de petites particules inorganiques, p. ex. des particules de roche, par exemple du sable, du gravier, du sable revêtu, de la bauxite, des minerais, des résidus ou des particules métalliques. La synthèse et la structure des particules polymères filamenteuses sont décrites dans les demandes WO 2012/085415 et WO 2012/085473 et sont indiquées ici plus loin.
[0035] Selon un mode de réalisation préféré, dans la composition de la présente invention, le pourcentage en poids des particules polymères filamenteuses comparé au poids de la composition sans les solides et les agents de soutènement est compris entre 0,05 % et 20 % et le pourcentage en poids des sels dissous est de 0,1 % à la concentration de saturation en sels.
[0036] Selon un autre mode de réalisation, la présente invention concerne une composition comprenant de l'eau, des sels dissous, des particules polymères filamenteuses et des acides dissous, tels que ceux décrits précédemment dans le présent document. Les sels dissous peuvent être des sels minéraux tels que ceux trouvés dans une eau de formation souterraine, p. ex. des ions monovalents et/ou bivalents et/ou trivalents, tels que NaCI, KCI, MgCl2, CaCl2, SrCl2, BaCl2, ou des sels synthétiques tels que les sels d'ammonium. Les acides sont choisis parmi l'acide chlorhydrique, l'acide fluorhydrique, l'acide formique, l'acide acétique. La synthèse et la structure des particules , 9a polymères filamenteuses sont décrites dans les demandes WO 2012/085415 et WO
2012/085473 et sont indiquées ici plus loin.
[0037] Les particules filamenteuses ont un rapport longueur/diamètre supérieur à 100, lesdites particules étant composées de copolymères séquencés synthétisés par polymérisation en émulsion radicalaire contrôlée réalisée à partir d'au moins un monomère hydrophobe en présence d'un macro-initiateur soluble dans l'eau.
[0038] Selon un premier mode de réalisation des deux premiers objets de l'invention, lesdites particules sont synthétisées à partir d'au moins un monomère hydrophobe en présence d'un macro-initiateur vivant dérivé d'un nitroxyde.
[0039] De manière caractéristique, lesdites particules filamenteuses sont obtenues dans un milieu aqueux à partir de la synthèse desdits copolymères séquencés réalisée par chauffage du mélange réactionnel à une température de 60 C à 120 C, avec un pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur hydrophile dans le copolymère séquencé final compris entre 10% et 50%, le degré de conversion du monomère hydrophobe étant d'au moins 50 %. Le pH initial du milieu aqueux peut varier entre 5 et s 10. Cette technique directe pour la préparation de particules filamenteuses ne nécessite pas l'utilisation d'un co-solvant organique.
[0040] Un macro-initiateur vivant> est un polymère comprenant au moins une extrémité appropriée pour le réengagement dans une réaction de polymérisation par ajout de monomères à une température appropriée et une pression appropriée. Ledit macro-m initiateur est avantageusement préparé par polymérisation radicalaire contrôlée (CRP).
Un macro-initiateur soluble dans l'eau est un polymère qui est soluble dans l'eau et comprend à son extrémité une fonction réactive capable de ré-initier une polymérisation radicalaire.
[0041] Ce macro-initiateur est principalement composé de monomères hydrophiles, is ceux-ci étant des monomères comprenant une ou plusieurs fonctions capables d'établir des liaisons hydrogène ou une interaction ion-dipôle avec l'eau. Dans le cas de la polymérisation d'un monomère hydrophobe, un copolymère amphiphile sera formé, avec une séquence hydrophile composée du macro-initiateur, tandis que la séquence hydrophobe sera obtenue par la polymérisation du ou des monomères hydrophobes.
zo [0042] Selon une variante du mode de réalisation, ledit macro-initiateur soluble dans l'eau préformé est ajouté au milieu réactionnel comprenant au moins un monomère hydrophobe.
[0043] Selon une autre variante du premier mode de réalisation, ledit macro-initiateur soluble dans l'eau est synthétisé dans le milieu réactionnel aqueux lors d'une étape zs préliminaire, sans isolement du macro-initiateur formé et sans élimination de tout monomère hydrophile résiduel. Cette seconde variante est une réaction de polymérisation monotope .
[0044] Les monomères hydrophobes peuvent être choisis parmi les monomères suivants :
30 - les monomères aromatiques de vinyle tels que le styrène ou les styrènes substitués, - les acrylates d'alkyle, de cycloalkyle et d'aryle, tels que les acrylates de méthyle, d'éthyle, de butyle, de 2-éthylhexyle ou de phényle, - les méthacrylates d'alkyle, de cycloalkyle, d'alcényle ou d'aryle, tels que les méthacrylates de méthyle, de butyle, de lauryle, de cyclohexyle, d'allyle, de 2-éthylhexyle 35 ou de phényle, et - la vinylpyridine.
[0045] Selon un mode de réalisation préféré, lesdites particules polymères filamenteuses sont obtenues :
- dans un milieu aqueux pendant la synthèse desdits copolymères séquencés, formés par chauffage du milieu réactionnel à une température de 60 à 120 C, s - en utilisant un macro-initiateur soluble dans l'eau, - le pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur soluble dans l'eau dans le copolymère séquencé final étant compris entre 10 % et 30 `)/0, et - le degré de conversion du monomère hydrophobe étant d'au moins 50 %, - le monomère hydrophobe étant choisi parmi les monomères aromatiques de vinyle, et - un comonomère réticulant étant éventuellement utilisé, le monomère réticulant comprenant les divinylbenzènes, les trivinylbenzènes, les (méth)acrylates d'allyle, le maléate de diallyle, les (méth)acrylates de polyol, les di(méth)acrylates d'alkylène glycol qui contiennent de 2 à 10 atomes de carbone dans la chaîne carbonée, les 15 di(méth)acrylates de 1,4-butanediol, les di(méth)acrylates de 1,6-hexanediol et les N,N'-alkylènebisacrylamides.
[0046] Ces monomères hydrophobes sont ajoutés au milieu réactionnel qui comprend principalement de l'eau.
[0047] Le pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur soluble dans l'eau dans zo le copolymère séquencé final est de préférence compris entre 10 % et 30 % en poids.
[0048] La mise en uvre du procédé selon l'invention produit des particules polymères filamenteuses dans lesquelles la fraction en masse de la fraction hydrophile constituant le copolymère séquencé est inférieure à 25 `Yo.
[0049] Selon un mode de réalisation, lorsque le milieu réactionnel est mélangé
avec un zs agent de réticulation, des particules filamenteuses réticulées sont obtenues. Ledit agent de réticulation est un comonomère réticulant autre que les monomères hydrophobes susmentionnés.
[0050] Un comonomère réticulant est un monomère qui, grâce à sa réactivité
avec les autres monomères présents dans le milieu de polymérisation, est capable de générer un 30 réseau tridimensionnel covalent. D'un point de vue chimique, un comonomère réticulant comprend généralement au moins deux fonctions éthyléniques polymérisables qui, en réagissant, sont capables de produire des ponts entre un certain nombre de chaînes polymères.
[0051] Ces comonomères réticulants peuvent être capables de réagir avec les 35 monomères hydrophobes insaturés pendant la synthèse desdites particules.
[0052] Les comonomères réticulants comprennent les d ivinyl benzènes, les trivinylbenzènes, les (méth)acrylates d'allyle, le maléate de diallyle, les (méth)acrylates de polyol tels que les tri(méth)acrylates de triméthylolpropane, les di(méth)acrylates d'alkylène glycol contenant de 2 à 10 atomes de carbone dans la chaîne carbonée, tels s que les di(méth)acrylates d'éthylène glycol, les di(méth)acrylates de 1,4-butanediol, les di(méth)acrylates de 1,6-hexanediol et les N,N'-alkylène-bisacrylamides, tels que le N,N'-méthylène bisacrylamide. La préférence sera donnée à l'utilisation de divinylbenzène ou d'un diméthacrylate en tant qu'agent de réticulation.
[0053] Les particules filamenteuses selon l'invention ont de manière caractéristique un m pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur hydrophile dans le copolymère séquencé final compris entre 10% en poids et 50% en poids. Tel qu'observé par microscopie électronique en transmission (MET), ces particules peuvent prendre la forme de fibres cylindriques ayant un rapport longueur/diamètre supérieur à 100 ;
leur diamètre est constant sur l'ensemble de leur longueur et est supérieur ou égal à 5 nm, tandis que is leur longueur est supérieure à 500 nm, de préférence supérieure à 1 pm, avantageusement supérieure à 5 pm et, de manière encore davantage préférée, supérieure ou égale à 10 pm. Selon un aspect préféré, les particules polymères filamenteuses sont des fibres cylindriques ayant un diamètre allant de 5 nm à
200 nm inclus, une longueur allant de 500 nm à 200 pm, de préférence supérieure à 1 pm, 20 avantageusement supérieure à 5 pm et mieux encore supérieure ou égale à
10 pm.
[0054] Les particules filamenteuses selon l'invention maintiennent leur forme et leur structure dans un milieu dispersé, indépendamment de leur concentration dans le milieu et/ou de changements au niveau de son pH ou de sa salinité.
[0055] Selon un second mode de réalisation, lesdites particules filamenteuses sont 25 synthétisées par polymérisation radicalaire par transfert réversible par addition-fragmentation (RAFT) dans de l'eau en présence d'un agent RAFT
macromoléculaire (ou d'un macroagent RAFT) qui est hydrophile.
[0056] D'autres additifs peuvent être ajoutés tels que des polymères hydrosolubles à
fluidification par cisaillement tels que par exemple des polysaccharides, du guar, des 30 dérivés de guar contenant des fonctions hydropropyle, hydroxypropyle, hydroxybutyle, carboxyméthyle, des copolymères contenant des monomères acrylamide, du polyacrylamide partiellement hydrolysé, des (co)polymères contenant des monomères (méth)acryliques, des capteurs d'oxygène, des tampons du pH, des agents mouillants, des agents moussants, des inhibiteurs de corrosion, des démousseurs ou antimousses, 35 des antitartres, des biocides, des agents de réticulation, des agents de rupture de gel, des non-émulsifiants, des additifs de contrôle de perte de fluide, des stabilisateurs d'argiles.
Un gaz peut également être injecté pour produire des bulles de gaz dans le fluide de fracturation, tel que l'azote et/ou le dioxyde de carbone.
[0057] Un autre objet de l'invention est l'utilisation des compositions mentionnées précédemment en tant que fluides de stimulation pour la production de pétrole, d'un condensat et de gaz, en tant que fluides de fracturation hydraulique, fluides de détournement, fluides de conformité ou de contrôle de la perméabilité, fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, fluides de fracturation acide.
[0058] Étonnamment, il a été découvert que les particules polymères filamenteuses mentionnées précédemment utilisées en tant qu'additif de fluidification par cisaillement m permettent d'obtenir des solutions avec de l'eau qui se fluidifient par cisaillement et présentent une diminution de viscosité limitée à un cisaillement inférieur ou égal à 1 s-1 lorsque la teneur en sel augmente jusqu'à la concentration de saturation, voire dont la viscosité augmente en fonction du sel utilisé. La concentration de saturation est définie comme la concentration à laquelle les premiers cristaux de sel solide apparaissent. Ces is variations de viscosité sont également intéressantes pour des concentrations en sels inférieures à la saturation, par exemple de 10 % en poids à 40 % en poids.
[0059] La faible sensibilité de la viscosité aux variations de la salinité à
des taux de cisaillement faibles (par exemple inférieurs à 1 s-1) pour la solution contenant les particules polymères filamenteuses permet d'augmenter la teneur en sels, tels que par zo exemple NaCI, KCI, CaCl2, BaCl2, et les sels d'ammonium, dans le fluide de fracturation hydraulique tout en maintenant un comportement de fluidification par cisaillement. Par ailleurs, la densité du fluide est augmentée, ce qui augmente la pression dans la formation souterraine à une puissance de pompage constante et par conséquent l'efficacité de la fracturation.
25 [0060] Par ailleurs, puisque l'eau de la formation peut présenter différentes salinités à
différents emplacements d'un même réservoir souterrain et puisque l'eau de la formation se mélange avec le fluide de fracturation hydraulique, modifiant ainsi sa salinité, et puisque la salinité a un impact réduit sur la viscosité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à des taux de cisaillement faibles (par exemple inférieurs à 1 s-1) en 30 comparaison des fluides classiques, alors la viscosité du nouveau fluide de fracturation présente une réduction réduite et, par conséquent, la capacité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à transporter les agents de soutènement dans les fractures est plus grande et les fractures sont maintenues à une ouverture plus large ou ceci réduit la quantité d'eau et d'additifs de fracturation nécessaires pour obtenir le même rendement 35 d'hydrocarbures.
[0061] Cette sensibilité réduite ou sensibilité inversée (dans le cas d'une augmentation de viscosité lors de l'ajout des sels) permet également de réutiliser l'eau de retour qui est un mélange de fluide de fracturation hydraulique et d'eau de la formation pour les opérations de fracturation suivantes, c'est-à-dire sous la forme d'une véritable opération s de recyclage :
1- par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation proche de la teneur en sel estimée de l'eau de la formation, la viscosité du fluide de retour diminue essentiellement en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Il est alors nécessaire d'ajouter la concentration manquante de l'additif de fluidification par cisaillement. Dans le cas d'un fluide de fracturation hydraulique de l'art antérieur, puisque la viscosité diminue en raison de l'augmentation de la teneur en sels et de la dilution par l'eau, la concentration manquante relative est plus élevée.
2- par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation inférieure à
la teneur en sel estimée de l'eau de la formation, et en utilisant un additif de fluidification /5 par cisaillement ayant une sensibilité inverse au sel, la viscosité du fluide de retour diminue en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Mais cet effet sera limité en raison de l'augmentation de la teneur en sel provenant de l'eau de la formation.
[0062] La réutilisation de l'eau de retour sans séparation des contaminants tels que les zo sels est bénéfique de plusieurs points de vue: moins d'énergie est utilisée et ces contaminants restent au niveau du site de fracturation ou en dessous, limitant ainsi la dissémination due au transport. En tant que tel, un autre objet de la présente invention est l'utilisation d'une composition aqueuse extraite par un puits d'une formation souterraine pour la préparation d'une composition de la présente invention pour la préparation d'un 25 fluide hydraulique pour la fracturation d'une formation souterraine.
[0063] Dans le cas de fluides de détournement, de fluides de conformité ou de contrôle de la perméabilité, d'un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, de fluides de fracturation acide, il existe le même avantage en termes d'efficacité pour un fluide à fluidification par cisaillement (contenant du gravier dans le cas d'un fluide de 30 placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable) dont la viscosité à un taux de cisaillement faible (0,1 s-1 à 1 s-1) diminue plus lentement que la viscosité
des fluides existants, voire augmente lorsque sa teneur en sel augmente jusqu'à 30 % en poids avec les sels généralement trouvés dans l'eau de la formation, à une concentration constante de l'additif de fluidification par cisaillement.
35 [0064] Un autre objet de l'invention concerne un fluide de fracturation hydraulique, un fluide de détournement, un fluide de conformité, un fluide de contrôle de la perméabilité, un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, un fluide de fracturation acide contenant une composition de la présente invention telle que décrite précédemment. L'invention concerne également l'utilisation d'une composition de la présente invention telle que décrite précédemment en tant que fluide de fracturation s hydraulique, ainsi qu'un procédé de fracturation d'une formation souterraine utilisant ladite composition selon la présente invention.
[0065] L'invention sera davantage illustrée par les exemples suivants qui n'ont pas pour but de limiter la portée de la protection recherchée.
m Exemple 1 : Préparation de particules polymères filamenteuses EG227 et ECLR5-13.06 [0066] Cet exemple détaille la synthèse d'un copolymère vivant poly(acide méthacrylique-co-sulfonate de styrène sodique) utilisé en tant que macro-initiateur, agent de régulation et stabilisateur pour la synthèse de particules chevelues sous la forme de micelles fibrillaires réticulées du copolymère séquencé poly(acide méthacrylique-co-is sulfonate de styrène sodique)-b-poly(méthacrylate de n-butyle-co-styrène).
Ce copolymère amphiphile est synthétisé selon une réaction monotope.
[0067] Les conditions de synthèse du macro-initiateur peuvent être modifiées (pendant la polymérisation, concentration de sulfonate de styrène sodique et pH) pour adapter et modifier la composition du macro-initiateur.
zo [0068] Pour cela, un mélange contenant 6,569 g d'acide méthacrylique (0,84 moll9q-1 ou 0,79 mol.L-1), 1,4449 de sulfonate de styrène sodique (6,97 x 10-2 moll9q-1 ou 6,51 X
10-2 molrl avec f0,33 = 0,076; foSS =n33 ), 0,3594 g de Na2CO3 (3,75 X
(nss +nM) 10-2 MOI.L9q-1 ou 3,50 X 10-2 mol.L-1) et 87,1 g d'eau déminéralisée est placé
sous flux de N2 à température ambiante pendant 15 min. En parallèle, 0,3162 g (9,18 X 10-3 MOI.Laq-1 ou 8,57 x 10-3 mol.L-1) d'alcoxyamine BlocBuilder MA (Arkema) est solubilisé
dans 3,3442 g d'une solution d'hydroxyde de sodium 0,4 M (1,6 équivalent par rapport aux unités acide méthacrylique BlocBuilder MA) et barboté avec N2 pendant 15 min.
_____________________________ P
P __________________________________________________________ 0 N
HO 0, /\ /\
(a) (1.) BlocBuilder -MA (a) Nitroxyde SG1 (b).
[0069] La solution BlocBuilder MA est introduite dans un réacteur à
température ambiante sous agitation à 250 tours/min. La solution de monomères est introduite lentement dans le réacteur. La pression du réacteur est ajustée à 1,1 bar avec du N2, toujours sous agitation. Le temps t=0 est fixé lorsque la température est à 60 C. La s température est à 65 C après 15 min. Pendant cette réaction, dans une fiole Erlenmeyer, sont introduits 18,01 g de méthacrylate de n-butyle et 2,01 g de styrène (teneur en solides = 24 %) et le mélange est placé sous flux de N2 à température ambiante pendant 10 min.
[0070] Après 15 min de synthèse, c'est-à-dire de synthèse du macro-initiateur poly(acide méthacrylique-co-sulfonate de styrène sodique)-SG1, un second système m réactif contenant des monomères hydrophiles est introduit à pression ambiante, et 3 bar de pression de N2 et une agitation à 205 tours/min sont appliqués. La température est fixée à 90 C pour la polymérisation.
[0071] Après 54 minutes, 2,06 g de diméthacrylate d'éthylène glycol nEGDMA _______________________________________ (f0,EGDMA = 0,066 mol) (où fo,EGDmA ) (teneur en solides = 25 %) sont (nEGDMA nMABu n Sty /5 introduits dans le réacteur pour la réticulation des fibres après leur formation.
[0072] Des échantillons sont prélevés à intervalles réguliers pour déterminer la cinétique de polymérisation par gravimétrie.
[0073] Le Tableau 1 présente les caractéristiques d'un échantillon de latex préparé
pendant la seconde étape de la synthèse des nanoparticules.
20 -- Tableau 1 --Temps (h) Conversion (%) pH
0,25 6,4 0,58 34,6 4,41 0,9 66,1 1,25 88,7 3,0 94,9 4,54 [0074] Le diamètre des fibres mesuré par microscopie électronique en transmission MET (logiciel ImageJ) est de 45,3 nm. Ce microscope est JEOL 100 Cx 11 100 keV
avec une caméra haute résolution CDD Camera Keen View de SIS.
[0075] Tests rhéologiques : des solutions de particules polymères filamenteuses sont zs préparées à 40 C en utilisant de l'eau du robinet et différents sels.
Le sel est tout d'abord introduit dans l'eau du robinet, puis la solution polymère résultant de la synthèse. Le mélange est agité doucement à 40 C pendant 60 min. Le mélange est ensuite versé
dans un dispositif Couette (entrefer 2 mm) d'un rhéomètre MCR301 Anton Paar et laissé
s'équilibrer à 20 C. Le mélange est ensuite cisaillé en commençant à 10-2 s-1 et en 30 finissant à 103 s-1.
[0076] Dans tous les exemples ci-dessous, le dosage de polymère indiqué est le dosage du polymère sans l'eau provenant de la synthèse.
Exemple 2 : Composition aqueuse contenant 5 % en poids de particules polymères s filamenteuses non réticulées [0077] La synthèse de la solution aqueuse de particules polymères filamenteuses non réticulées EG216 suit la même procédure (voir exemple 1) que les particules réticulées, mais sans agent de réticulation.
[0078] La composition se fluidifie par cisaillement comme le montre la Figure 1.
Exemple 3 : Composition aqueuse contenant 5 `)/0 en poids de particules polymères filamenteuses non réticulées avec KCI en comparaison de la figure 8 d'US2007213232 [0079] La synthèse de la solution aqueuse de particules polymères filamenteuses non réticulées EG216 suit la même procédure (voir exemple 1) que les particules réticulées, is mais sans agent de réticulation.
[0080] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment. Les résultats sont présentés dans le Tableau 2 ci-dessous :
-- Tableau 2 --Comparatif : viscosité à 1 s-1 Viscosité à I s-1 avec avec EHAC/IPA 4,5 % dans Teneur en KCI (% en poids) EG216 à 5 % à 20 C (cPo) de l'eau à 40 C
(US2007213232) (cPo) Pas d'ajout, eau du robinet 6 690 <300 1% 5 460 6 000 4% 3 750 22 000 12% 2 160 zo [0081] La composition avec 513/0 en poids d'EG216 est moins sensible à
KCI que le mélange EHAC/IPA à 4,5 % en poids. Dans le cas d'EHAC/IPA à 4,5 % en poids, la viscosité commence à diminuer à une dose supérieure à 3 % en poids de KCI.
Exemple 4: Compositions aqueuses contenant 5 % en poids de particules polymères zs filamenteuses non réticulées avec ou sans CaCl2 ou avec BaCl2.
[0082] La solution aqueuse de particules polymères filamenteuses non réticulées ECL
13-04 est préparée de la même manière qu'EG 216 précédemment.
[0083] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment. Les résultats sont présentés dans le Tableau 3 ci-dessous :
-- Tableau 3 --Composition Viscosité (Pa.$) à 0,1 % EG227 dans de l'eau du robinet 12 5 % EG227 + 1 % BaCl2 + eau du robinet 20 5% EG227 + 12% BaCl2 + eau du robinet 19 5% EG227 + 40% CaCl2 + eau du robinet 13 [0084] Étonnamment, ECL 13-04 permet de maintenir constante ou d'augmenter la viscosité à un taux de cisaillement faible avec des quantités jusqu'à 40 `)/0 de sel, en s fonction du sel. Cet effet n'est pas enseigné, ni même suggéré par WO
2012/085415 et WO 2012/085473.
Exemple 5 : Composition aqueuse contenant 5 % en poids de particules polymères filamenteuses réticulées avec 4 % de KCI et 15 % d'acide éthylène diamine tétraacétique (EDTA) [0085] EG227 peut être considéré comme un polymère covalent en raison de la réticulation, comme le guar et ses dérivés. Étonnamment, la viscosité d'EG227 augmente avec l'ajout d'un sel, contrairement à ce qui est enseigné dans US2009111716 au regard des polyélectrolytes. Les compositions se fluidifient par cisaillement, la viscosité à taux de /5 cisaillement faible augmente avec 4 % de KCI et est indépendante de la présence de l'antitartre EDTA, comme le montre la Figure 2.
Exemple 6: Compositions aqueuses contenant 0,3 % en poids de particules polymères filamenteuses réticulées de la composition aqueuse ECLR5-13.06, ou avec KCI, en zo comparaison d'US2009111716 [0086] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment. Les résultats sont présentés dans le Tableau 4 ci-dessous :
-- Tableau 4 --Composition Viscosité (Pa.$) à
0,1 el 0,3 %ECLR5-13.06 dans l'eau du robinet 0,11 0,3 %ECLR5-13.06 + 5% KCI + eau du robinet 0,57 0,3% guar anionique dans l'eau du robinet (US2009111716, Fig. 8) 0,45 0,3 % guar anionique + 5 % KCI + eau du robinet 0,09 (US2009111716, Fig. 8) 0,3 % guar anionique + 2 % BET-0-30 + 5 % KCI + eau du robinet 0,35 (US2009111716 Fig. 8) [0087] Le guar anionique est utile avec l'eau du robinet pour produire un fluide de fracturation hydraulique qui suspend des solides. Mais une fois que ce fluide est rentré en contact avec une eau de formation souterraine salée, il peut perdre sa viscosité en raison de l'augmentation des sels (-75 A si la concentration de KCI est de 5 (3/0 en poids dans s l'eau) et de la dilution avec l'eau et par conséquent une partie de sa capacité à transporter des agents de soutènement dans les zones présentant une telle teneur en sels.
En revanche, et étonnamment, avec ECLR5-13.06, la viscosité est multipliée par 5 avec l'ajout de 5 'Vo de KCI, et le risque de perdre sa capacité à transporter des agents de soutènement est réduit car elle ne dépend que de la dilution du polymère par l'eau. Cette m solution est meilleure que l'ajout de BET-0-30 car elle évite la manipulation d'un produit chimique supplémentaire et la viscosité est plus élevée à une dose plus faible.
Exemple 7: Composition aqueuse contenant 5 % en poids de particules polymères filamenteuses réticulées de la composition aqueuse ECLR5-13.06 et BaCl2 ou CaCl2 /5 [0088] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment.
Les résultats sont présentés dans le Tableau 5 ci-dessous :
-- Tableau 5 --5%
Composition 5 5 0 A ECLR5- 5 %
ECLR5- ECLR5- 5 % ECLR5-dans l'eau du 13.06 + 1 % 13.06 + 4 % 13.06 + 13.06 + 40 %
.
robinet CaCl2 CaCl2 12 % CaCl2 CaCl2 Viscosité
(Pa.$) à 0,1 s-1 % ECLR A ECLR5- 5 % ECLR5- 5 A
Composition 13.06 13.06 + 1 A 13.06 + 4 % 13.06 + 40 A
BaCl2 BaCl2 BaCl2 Viscosité
(Pa.$) à 0,1 s-1 66 191 199 634 zo [0089] Étonnamment, la viscosité avec 5 % d'ECLR5-13.06 et 40 `)/0 de CaCl2 ou BaCl2 est supérieure à celle dans l'eau du robinet. Elle permet de réaliser une fracturation hydraulique dans des zones présentant des salinités élevées, c'est-à-dire supérieures à
5% des solides dissous totaux, de manière davantage préférée supérieures à 10%
des solides dissous totaux. Par ailleurs, elle facilite l'utilisation de l'eau de retour qui a souvent 25 une salinité élevée et qui est pompée à la surface après une opération de fracturation. Sa salinité élevée n'est en effet pas néfaste pour une utilisation en tant que nouveau fluide de fracturation hydraulique avec les particules polymères filamenteuses de l'invention. L'eau de surface est ainsi économisée et remplacée par l'eau de la formation dans le fluide de fracturation hydraulique.
Abréviations :
AA : acide acrylique CRP : polymérisation radicalaire contrôlée DMF : diméthylformamide DMSO : diméthylsulfoxyde EGDMA : diméthacrylate d'éthylène glycol MAA : acide méthacrylique MABu : méthacrylate de n-butyle MET : microscopie électronique en transmission P4VP : poly(4-vinylpyridine) PEGA : éther acrylate de méthyle de poly(éthylène glycol) PNaA : poly(acrylate de sodium) RAFT : polymérisation par addition-fragmentation (Reversible Addition Fragmentation chain Transfer) SG1 : N-tert-butyl-N[1-diéthylphosphono(2,2-diméthylpropyl)]
S ou Sty : styrène SS : sulfonate de styrène sodique n : nombre de moles trs/min : tours par minute fo,sty : fraction molaire initiale de styrène dans le mélange de monomères fo,ss : fraction molaire initiale de sulfonate de sodium dans le mélange de monomères fO,DVP : fraction molaire initiale de divinylbenzène dans le mélange de monomères fO,EGDMA : fraction molaire initiale de diméthacrylate d'éthylène glycol dans le mélange de monomères BlocBuilder0-MA est la (N-(2-méthylpropy1)-N-(1-diéthylphosphono-2,2-diméthylpropy1)-0-(2-carboxylprop-2-y1)hydroxylamine, disponible auprès d'Arkema.
en poids de EG227 seul, EG227 avec 4 % de KCI, et EG227 avec 4% de KCI et 15 %
d'acide éthylène diamine tétraacétique (EDTA), en fonction du taux de cisaillement.
[0034] Les sels peuvent être des sels minéraux tels que ceux trouvés dans une eau de formation souterraine, tels que NaCI, KCI, MgC12, CaCl2, SrC12, BaCl2, ou des sels synthétiques tels que les sels d'ammonium. Les particules solides sont des particules solides spécifiques nommées agents de soutènement par l'homme du métier, et sont de petites particules inorganiques, p. ex. des particules de roche, par exemple du sable, du gravier, du sable revêtu, de la bauxite, des minerais, des résidus ou des particules métalliques. La synthèse et la structure des particules polymères filamenteuses sont décrites dans les demandes WO 2012/085415 et WO 2012/085473 et sont indiquées ici plus loin.
[0035] Selon un mode de réalisation préféré, dans la composition de la présente invention, le pourcentage en poids des particules polymères filamenteuses comparé au poids de la composition sans les solides et les agents de soutènement est compris entre 0,05 % et 20 % et le pourcentage en poids des sels dissous est de 0,1 % à la concentration de saturation en sels.
[0036] Selon un autre mode de réalisation, la présente invention concerne une composition comprenant de l'eau, des sels dissous, des particules polymères filamenteuses et des acides dissous, tels que ceux décrits précédemment dans le présent document. Les sels dissous peuvent être des sels minéraux tels que ceux trouvés dans une eau de formation souterraine, p. ex. des ions monovalents et/ou bivalents et/ou trivalents, tels que NaCI, KCI, MgCl2, CaCl2, SrCl2, BaCl2, ou des sels synthétiques tels que les sels d'ammonium. Les acides sont choisis parmi l'acide chlorhydrique, l'acide fluorhydrique, l'acide formique, l'acide acétique. La synthèse et la structure des particules , 9a polymères filamenteuses sont décrites dans les demandes WO 2012/085415 et WO
2012/085473 et sont indiquées ici plus loin.
[0037] Les particules filamenteuses ont un rapport longueur/diamètre supérieur à 100, lesdites particules étant composées de copolymères séquencés synthétisés par polymérisation en émulsion radicalaire contrôlée réalisée à partir d'au moins un monomère hydrophobe en présence d'un macro-initiateur soluble dans l'eau.
[0038] Selon un premier mode de réalisation des deux premiers objets de l'invention, lesdites particules sont synthétisées à partir d'au moins un monomère hydrophobe en présence d'un macro-initiateur vivant dérivé d'un nitroxyde.
[0039] De manière caractéristique, lesdites particules filamenteuses sont obtenues dans un milieu aqueux à partir de la synthèse desdits copolymères séquencés réalisée par chauffage du mélange réactionnel à une température de 60 C à 120 C, avec un pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur hydrophile dans le copolymère séquencé final compris entre 10% et 50%, le degré de conversion du monomère hydrophobe étant d'au moins 50 %. Le pH initial du milieu aqueux peut varier entre 5 et s 10. Cette technique directe pour la préparation de particules filamenteuses ne nécessite pas l'utilisation d'un co-solvant organique.
[0040] Un macro-initiateur vivant> est un polymère comprenant au moins une extrémité appropriée pour le réengagement dans une réaction de polymérisation par ajout de monomères à une température appropriée et une pression appropriée. Ledit macro-m initiateur est avantageusement préparé par polymérisation radicalaire contrôlée (CRP).
Un macro-initiateur soluble dans l'eau est un polymère qui est soluble dans l'eau et comprend à son extrémité une fonction réactive capable de ré-initier une polymérisation radicalaire.
[0041] Ce macro-initiateur est principalement composé de monomères hydrophiles, is ceux-ci étant des monomères comprenant une ou plusieurs fonctions capables d'établir des liaisons hydrogène ou une interaction ion-dipôle avec l'eau. Dans le cas de la polymérisation d'un monomère hydrophobe, un copolymère amphiphile sera formé, avec une séquence hydrophile composée du macro-initiateur, tandis que la séquence hydrophobe sera obtenue par la polymérisation du ou des monomères hydrophobes.
zo [0042] Selon une variante du mode de réalisation, ledit macro-initiateur soluble dans l'eau préformé est ajouté au milieu réactionnel comprenant au moins un monomère hydrophobe.
[0043] Selon une autre variante du premier mode de réalisation, ledit macro-initiateur soluble dans l'eau est synthétisé dans le milieu réactionnel aqueux lors d'une étape zs préliminaire, sans isolement du macro-initiateur formé et sans élimination de tout monomère hydrophile résiduel. Cette seconde variante est une réaction de polymérisation monotope .
[0044] Les monomères hydrophobes peuvent être choisis parmi les monomères suivants :
30 - les monomères aromatiques de vinyle tels que le styrène ou les styrènes substitués, - les acrylates d'alkyle, de cycloalkyle et d'aryle, tels que les acrylates de méthyle, d'éthyle, de butyle, de 2-éthylhexyle ou de phényle, - les méthacrylates d'alkyle, de cycloalkyle, d'alcényle ou d'aryle, tels que les méthacrylates de méthyle, de butyle, de lauryle, de cyclohexyle, d'allyle, de 2-éthylhexyle 35 ou de phényle, et - la vinylpyridine.
[0045] Selon un mode de réalisation préféré, lesdites particules polymères filamenteuses sont obtenues :
- dans un milieu aqueux pendant la synthèse desdits copolymères séquencés, formés par chauffage du milieu réactionnel à une température de 60 à 120 C, s - en utilisant un macro-initiateur soluble dans l'eau, - le pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur soluble dans l'eau dans le copolymère séquencé final étant compris entre 10 % et 30 `)/0, et - le degré de conversion du monomère hydrophobe étant d'au moins 50 %, - le monomère hydrophobe étant choisi parmi les monomères aromatiques de vinyle, et - un comonomère réticulant étant éventuellement utilisé, le monomère réticulant comprenant les divinylbenzènes, les trivinylbenzènes, les (méth)acrylates d'allyle, le maléate de diallyle, les (méth)acrylates de polyol, les di(méth)acrylates d'alkylène glycol qui contiennent de 2 à 10 atomes de carbone dans la chaîne carbonée, les 15 di(méth)acrylates de 1,4-butanediol, les di(méth)acrylates de 1,6-hexanediol et les N,N'-alkylènebisacrylamides.
[0046] Ces monomères hydrophobes sont ajoutés au milieu réactionnel qui comprend principalement de l'eau.
[0047] Le pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur soluble dans l'eau dans zo le copolymère séquencé final est de préférence compris entre 10 % et 30 % en poids.
[0048] La mise en uvre du procédé selon l'invention produit des particules polymères filamenteuses dans lesquelles la fraction en masse de la fraction hydrophile constituant le copolymère séquencé est inférieure à 25 `Yo.
[0049] Selon un mode de réalisation, lorsque le milieu réactionnel est mélangé
avec un zs agent de réticulation, des particules filamenteuses réticulées sont obtenues. Ledit agent de réticulation est un comonomère réticulant autre que les monomères hydrophobes susmentionnés.
[0050] Un comonomère réticulant est un monomère qui, grâce à sa réactivité
avec les autres monomères présents dans le milieu de polymérisation, est capable de générer un 30 réseau tridimensionnel covalent. D'un point de vue chimique, un comonomère réticulant comprend généralement au moins deux fonctions éthyléniques polymérisables qui, en réagissant, sont capables de produire des ponts entre un certain nombre de chaînes polymères.
[0051] Ces comonomères réticulants peuvent être capables de réagir avec les 35 monomères hydrophobes insaturés pendant la synthèse desdites particules.
[0052] Les comonomères réticulants comprennent les d ivinyl benzènes, les trivinylbenzènes, les (méth)acrylates d'allyle, le maléate de diallyle, les (méth)acrylates de polyol tels que les tri(méth)acrylates de triméthylolpropane, les di(méth)acrylates d'alkylène glycol contenant de 2 à 10 atomes de carbone dans la chaîne carbonée, tels s que les di(méth)acrylates d'éthylène glycol, les di(méth)acrylates de 1,4-butanediol, les di(méth)acrylates de 1,6-hexanediol et les N,N'-alkylène-bisacrylamides, tels que le N,N'-méthylène bisacrylamide. La préférence sera donnée à l'utilisation de divinylbenzène ou d'un diméthacrylate en tant qu'agent de réticulation.
[0053] Les particules filamenteuses selon l'invention ont de manière caractéristique un m pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur hydrophile dans le copolymère séquencé final compris entre 10% en poids et 50% en poids. Tel qu'observé par microscopie électronique en transmission (MET), ces particules peuvent prendre la forme de fibres cylindriques ayant un rapport longueur/diamètre supérieur à 100 ;
leur diamètre est constant sur l'ensemble de leur longueur et est supérieur ou égal à 5 nm, tandis que is leur longueur est supérieure à 500 nm, de préférence supérieure à 1 pm, avantageusement supérieure à 5 pm et, de manière encore davantage préférée, supérieure ou égale à 10 pm. Selon un aspect préféré, les particules polymères filamenteuses sont des fibres cylindriques ayant un diamètre allant de 5 nm à
200 nm inclus, une longueur allant de 500 nm à 200 pm, de préférence supérieure à 1 pm, 20 avantageusement supérieure à 5 pm et mieux encore supérieure ou égale à
10 pm.
[0054] Les particules filamenteuses selon l'invention maintiennent leur forme et leur structure dans un milieu dispersé, indépendamment de leur concentration dans le milieu et/ou de changements au niveau de son pH ou de sa salinité.
[0055] Selon un second mode de réalisation, lesdites particules filamenteuses sont 25 synthétisées par polymérisation radicalaire par transfert réversible par addition-fragmentation (RAFT) dans de l'eau en présence d'un agent RAFT
macromoléculaire (ou d'un macroagent RAFT) qui est hydrophile.
[0056] D'autres additifs peuvent être ajoutés tels que des polymères hydrosolubles à
fluidification par cisaillement tels que par exemple des polysaccharides, du guar, des 30 dérivés de guar contenant des fonctions hydropropyle, hydroxypropyle, hydroxybutyle, carboxyméthyle, des copolymères contenant des monomères acrylamide, du polyacrylamide partiellement hydrolysé, des (co)polymères contenant des monomères (méth)acryliques, des capteurs d'oxygène, des tampons du pH, des agents mouillants, des agents moussants, des inhibiteurs de corrosion, des démousseurs ou antimousses, 35 des antitartres, des biocides, des agents de réticulation, des agents de rupture de gel, des non-émulsifiants, des additifs de contrôle de perte de fluide, des stabilisateurs d'argiles.
Un gaz peut également être injecté pour produire des bulles de gaz dans le fluide de fracturation, tel que l'azote et/ou le dioxyde de carbone.
[0057] Un autre objet de l'invention est l'utilisation des compositions mentionnées précédemment en tant que fluides de stimulation pour la production de pétrole, d'un condensat et de gaz, en tant que fluides de fracturation hydraulique, fluides de détournement, fluides de conformité ou de contrôle de la perméabilité, fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, fluides de fracturation acide.
[0058] Étonnamment, il a été découvert que les particules polymères filamenteuses mentionnées précédemment utilisées en tant qu'additif de fluidification par cisaillement m permettent d'obtenir des solutions avec de l'eau qui se fluidifient par cisaillement et présentent une diminution de viscosité limitée à un cisaillement inférieur ou égal à 1 s-1 lorsque la teneur en sel augmente jusqu'à la concentration de saturation, voire dont la viscosité augmente en fonction du sel utilisé. La concentration de saturation est définie comme la concentration à laquelle les premiers cristaux de sel solide apparaissent. Ces is variations de viscosité sont également intéressantes pour des concentrations en sels inférieures à la saturation, par exemple de 10 % en poids à 40 % en poids.
[0059] La faible sensibilité de la viscosité aux variations de la salinité à
des taux de cisaillement faibles (par exemple inférieurs à 1 s-1) pour la solution contenant les particules polymères filamenteuses permet d'augmenter la teneur en sels, tels que par zo exemple NaCI, KCI, CaCl2, BaCl2, et les sels d'ammonium, dans le fluide de fracturation hydraulique tout en maintenant un comportement de fluidification par cisaillement. Par ailleurs, la densité du fluide est augmentée, ce qui augmente la pression dans la formation souterraine à une puissance de pompage constante et par conséquent l'efficacité de la fracturation.
25 [0060] Par ailleurs, puisque l'eau de la formation peut présenter différentes salinités à
différents emplacements d'un même réservoir souterrain et puisque l'eau de la formation se mélange avec le fluide de fracturation hydraulique, modifiant ainsi sa salinité, et puisque la salinité a un impact réduit sur la viscosité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à des taux de cisaillement faibles (par exemple inférieurs à 1 s-1) en 30 comparaison des fluides classiques, alors la viscosité du nouveau fluide de fracturation présente une réduction réduite et, par conséquent, la capacité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à transporter les agents de soutènement dans les fractures est plus grande et les fractures sont maintenues à une ouverture plus large ou ceci réduit la quantité d'eau et d'additifs de fracturation nécessaires pour obtenir le même rendement 35 d'hydrocarbures.
[0061] Cette sensibilité réduite ou sensibilité inversée (dans le cas d'une augmentation de viscosité lors de l'ajout des sels) permet également de réutiliser l'eau de retour qui est un mélange de fluide de fracturation hydraulique et d'eau de la formation pour les opérations de fracturation suivantes, c'est-à-dire sous la forme d'une véritable opération s de recyclage :
1- par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation proche de la teneur en sel estimée de l'eau de la formation, la viscosité du fluide de retour diminue essentiellement en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Il est alors nécessaire d'ajouter la concentration manquante de l'additif de fluidification par cisaillement. Dans le cas d'un fluide de fracturation hydraulique de l'art antérieur, puisque la viscosité diminue en raison de l'augmentation de la teneur en sels et de la dilution par l'eau, la concentration manquante relative est plus élevée.
2- par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation inférieure à
la teneur en sel estimée de l'eau de la formation, et en utilisant un additif de fluidification /5 par cisaillement ayant une sensibilité inverse au sel, la viscosité du fluide de retour diminue en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Mais cet effet sera limité en raison de l'augmentation de la teneur en sel provenant de l'eau de la formation.
[0062] La réutilisation de l'eau de retour sans séparation des contaminants tels que les zo sels est bénéfique de plusieurs points de vue: moins d'énergie est utilisée et ces contaminants restent au niveau du site de fracturation ou en dessous, limitant ainsi la dissémination due au transport. En tant que tel, un autre objet de la présente invention est l'utilisation d'une composition aqueuse extraite par un puits d'une formation souterraine pour la préparation d'une composition de la présente invention pour la préparation d'un 25 fluide hydraulique pour la fracturation d'une formation souterraine.
[0063] Dans le cas de fluides de détournement, de fluides de conformité ou de contrôle de la perméabilité, d'un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, de fluides de fracturation acide, il existe le même avantage en termes d'efficacité pour un fluide à fluidification par cisaillement (contenant du gravier dans le cas d'un fluide de 30 placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable) dont la viscosité à un taux de cisaillement faible (0,1 s-1 à 1 s-1) diminue plus lentement que la viscosité
des fluides existants, voire augmente lorsque sa teneur en sel augmente jusqu'à 30 % en poids avec les sels généralement trouvés dans l'eau de la formation, à une concentration constante de l'additif de fluidification par cisaillement.
35 [0064] Un autre objet de l'invention concerne un fluide de fracturation hydraulique, un fluide de détournement, un fluide de conformité, un fluide de contrôle de la perméabilité, un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, un fluide de fracturation acide contenant une composition de la présente invention telle que décrite précédemment. L'invention concerne également l'utilisation d'une composition de la présente invention telle que décrite précédemment en tant que fluide de fracturation s hydraulique, ainsi qu'un procédé de fracturation d'une formation souterraine utilisant ladite composition selon la présente invention.
[0065] L'invention sera davantage illustrée par les exemples suivants qui n'ont pas pour but de limiter la portée de la protection recherchée.
m Exemple 1 : Préparation de particules polymères filamenteuses EG227 et ECLR5-13.06 [0066] Cet exemple détaille la synthèse d'un copolymère vivant poly(acide méthacrylique-co-sulfonate de styrène sodique) utilisé en tant que macro-initiateur, agent de régulation et stabilisateur pour la synthèse de particules chevelues sous la forme de micelles fibrillaires réticulées du copolymère séquencé poly(acide méthacrylique-co-is sulfonate de styrène sodique)-b-poly(méthacrylate de n-butyle-co-styrène).
Ce copolymère amphiphile est synthétisé selon une réaction monotope.
[0067] Les conditions de synthèse du macro-initiateur peuvent être modifiées (pendant la polymérisation, concentration de sulfonate de styrène sodique et pH) pour adapter et modifier la composition du macro-initiateur.
zo [0068] Pour cela, un mélange contenant 6,569 g d'acide méthacrylique (0,84 moll9q-1 ou 0,79 mol.L-1), 1,4449 de sulfonate de styrène sodique (6,97 x 10-2 moll9q-1 ou 6,51 X
10-2 molrl avec f0,33 = 0,076; foSS =n33 ), 0,3594 g de Na2CO3 (3,75 X
(nss +nM) 10-2 MOI.L9q-1 ou 3,50 X 10-2 mol.L-1) et 87,1 g d'eau déminéralisée est placé
sous flux de N2 à température ambiante pendant 15 min. En parallèle, 0,3162 g (9,18 X 10-3 MOI.Laq-1 ou 8,57 x 10-3 mol.L-1) d'alcoxyamine BlocBuilder MA (Arkema) est solubilisé
dans 3,3442 g d'une solution d'hydroxyde de sodium 0,4 M (1,6 équivalent par rapport aux unités acide méthacrylique BlocBuilder MA) et barboté avec N2 pendant 15 min.
_____________________________ P
P __________________________________________________________ 0 N
HO 0, /\ /\
(a) (1.) BlocBuilder -MA (a) Nitroxyde SG1 (b).
[0069] La solution BlocBuilder MA est introduite dans un réacteur à
température ambiante sous agitation à 250 tours/min. La solution de monomères est introduite lentement dans le réacteur. La pression du réacteur est ajustée à 1,1 bar avec du N2, toujours sous agitation. Le temps t=0 est fixé lorsque la température est à 60 C. La s température est à 65 C après 15 min. Pendant cette réaction, dans une fiole Erlenmeyer, sont introduits 18,01 g de méthacrylate de n-butyle et 2,01 g de styrène (teneur en solides = 24 %) et le mélange est placé sous flux de N2 à température ambiante pendant 10 min.
[0070] Après 15 min de synthèse, c'est-à-dire de synthèse du macro-initiateur poly(acide méthacrylique-co-sulfonate de styrène sodique)-SG1, un second système m réactif contenant des monomères hydrophiles est introduit à pression ambiante, et 3 bar de pression de N2 et une agitation à 205 tours/min sont appliqués. La température est fixée à 90 C pour la polymérisation.
[0071] Après 54 minutes, 2,06 g de diméthacrylate d'éthylène glycol nEGDMA _______________________________________ (f0,EGDMA = 0,066 mol) (où fo,EGDmA ) (teneur en solides = 25 %) sont (nEGDMA nMABu n Sty /5 introduits dans le réacteur pour la réticulation des fibres après leur formation.
[0072] Des échantillons sont prélevés à intervalles réguliers pour déterminer la cinétique de polymérisation par gravimétrie.
[0073] Le Tableau 1 présente les caractéristiques d'un échantillon de latex préparé
pendant la seconde étape de la synthèse des nanoparticules.
20 -- Tableau 1 --Temps (h) Conversion (%) pH
0,25 6,4 0,58 34,6 4,41 0,9 66,1 1,25 88,7 3,0 94,9 4,54 [0074] Le diamètre des fibres mesuré par microscopie électronique en transmission MET (logiciel ImageJ) est de 45,3 nm. Ce microscope est JEOL 100 Cx 11 100 keV
avec une caméra haute résolution CDD Camera Keen View de SIS.
[0075] Tests rhéologiques : des solutions de particules polymères filamenteuses sont zs préparées à 40 C en utilisant de l'eau du robinet et différents sels.
Le sel est tout d'abord introduit dans l'eau du robinet, puis la solution polymère résultant de la synthèse. Le mélange est agité doucement à 40 C pendant 60 min. Le mélange est ensuite versé
dans un dispositif Couette (entrefer 2 mm) d'un rhéomètre MCR301 Anton Paar et laissé
s'équilibrer à 20 C. Le mélange est ensuite cisaillé en commençant à 10-2 s-1 et en 30 finissant à 103 s-1.
[0076] Dans tous les exemples ci-dessous, le dosage de polymère indiqué est le dosage du polymère sans l'eau provenant de la synthèse.
Exemple 2 : Composition aqueuse contenant 5 % en poids de particules polymères s filamenteuses non réticulées [0077] La synthèse de la solution aqueuse de particules polymères filamenteuses non réticulées EG216 suit la même procédure (voir exemple 1) que les particules réticulées, mais sans agent de réticulation.
[0078] La composition se fluidifie par cisaillement comme le montre la Figure 1.
Exemple 3 : Composition aqueuse contenant 5 `)/0 en poids de particules polymères filamenteuses non réticulées avec KCI en comparaison de la figure 8 d'US2007213232 [0079] La synthèse de la solution aqueuse de particules polymères filamenteuses non réticulées EG216 suit la même procédure (voir exemple 1) que les particules réticulées, is mais sans agent de réticulation.
[0080] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment. Les résultats sont présentés dans le Tableau 2 ci-dessous :
-- Tableau 2 --Comparatif : viscosité à 1 s-1 Viscosité à I s-1 avec avec EHAC/IPA 4,5 % dans Teneur en KCI (% en poids) EG216 à 5 % à 20 C (cPo) de l'eau à 40 C
(US2007213232) (cPo) Pas d'ajout, eau du robinet 6 690 <300 1% 5 460 6 000 4% 3 750 22 000 12% 2 160 zo [0081] La composition avec 513/0 en poids d'EG216 est moins sensible à
KCI que le mélange EHAC/IPA à 4,5 % en poids. Dans le cas d'EHAC/IPA à 4,5 % en poids, la viscosité commence à diminuer à une dose supérieure à 3 % en poids de KCI.
Exemple 4: Compositions aqueuses contenant 5 % en poids de particules polymères zs filamenteuses non réticulées avec ou sans CaCl2 ou avec BaCl2.
[0082] La solution aqueuse de particules polymères filamenteuses non réticulées ECL
13-04 est préparée de la même manière qu'EG 216 précédemment.
[0083] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment. Les résultats sont présentés dans le Tableau 3 ci-dessous :
-- Tableau 3 --Composition Viscosité (Pa.$) à 0,1 % EG227 dans de l'eau du robinet 12 5 % EG227 + 1 % BaCl2 + eau du robinet 20 5% EG227 + 12% BaCl2 + eau du robinet 19 5% EG227 + 40% CaCl2 + eau du robinet 13 [0084] Étonnamment, ECL 13-04 permet de maintenir constante ou d'augmenter la viscosité à un taux de cisaillement faible avec des quantités jusqu'à 40 `)/0 de sel, en s fonction du sel. Cet effet n'est pas enseigné, ni même suggéré par WO
2012/085415 et WO 2012/085473.
Exemple 5 : Composition aqueuse contenant 5 % en poids de particules polymères filamenteuses réticulées avec 4 % de KCI et 15 % d'acide éthylène diamine tétraacétique (EDTA) [0085] EG227 peut être considéré comme un polymère covalent en raison de la réticulation, comme le guar et ses dérivés. Étonnamment, la viscosité d'EG227 augmente avec l'ajout d'un sel, contrairement à ce qui est enseigné dans US2009111716 au regard des polyélectrolytes. Les compositions se fluidifient par cisaillement, la viscosité à taux de /5 cisaillement faible augmente avec 4 % de KCI et est indépendante de la présence de l'antitartre EDTA, comme le montre la Figure 2.
Exemple 6: Compositions aqueuses contenant 0,3 % en poids de particules polymères filamenteuses réticulées de la composition aqueuse ECLR5-13.06, ou avec KCI, en zo comparaison d'US2009111716 [0086] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment. Les résultats sont présentés dans le Tableau 4 ci-dessous :
-- Tableau 4 --Composition Viscosité (Pa.$) à
0,1 el 0,3 %ECLR5-13.06 dans l'eau du robinet 0,11 0,3 %ECLR5-13.06 + 5% KCI + eau du robinet 0,57 0,3% guar anionique dans l'eau du robinet (US2009111716, Fig. 8) 0,45 0,3 % guar anionique + 5 % KCI + eau du robinet 0,09 (US2009111716, Fig. 8) 0,3 % guar anionique + 2 % BET-0-30 + 5 % KCI + eau du robinet 0,35 (US2009111716 Fig. 8) [0087] Le guar anionique est utile avec l'eau du robinet pour produire un fluide de fracturation hydraulique qui suspend des solides. Mais une fois que ce fluide est rentré en contact avec une eau de formation souterraine salée, il peut perdre sa viscosité en raison de l'augmentation des sels (-75 A si la concentration de KCI est de 5 (3/0 en poids dans s l'eau) et de la dilution avec l'eau et par conséquent une partie de sa capacité à transporter des agents de soutènement dans les zones présentant une telle teneur en sels.
En revanche, et étonnamment, avec ECLR5-13.06, la viscosité est multipliée par 5 avec l'ajout de 5 'Vo de KCI, et le risque de perdre sa capacité à transporter des agents de soutènement est réduit car elle ne dépend que de la dilution du polymère par l'eau. Cette m solution est meilleure que l'ajout de BET-0-30 car elle évite la manipulation d'un produit chimique supplémentaire et la viscosité est plus élevée à une dose plus faible.
Exemple 7: Composition aqueuse contenant 5 % en poids de particules polymères filamenteuses réticulées de la composition aqueuse ECLR5-13.06 et BaCl2 ou CaCl2 /5 [0088] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment.
Les résultats sont présentés dans le Tableau 5 ci-dessous :
-- Tableau 5 --5%
Composition 5 5 0 A ECLR5- 5 %
ECLR5- ECLR5- 5 % ECLR5-dans l'eau du 13.06 + 1 % 13.06 + 4 % 13.06 + 13.06 + 40 %
.
robinet CaCl2 CaCl2 12 % CaCl2 CaCl2 Viscosité
(Pa.$) à 0,1 s-1 % ECLR A ECLR5- 5 % ECLR5- 5 A
Composition 13.06 13.06 + 1 A 13.06 + 4 % 13.06 + 40 A
BaCl2 BaCl2 BaCl2 Viscosité
(Pa.$) à 0,1 s-1 66 191 199 634 zo [0089] Étonnamment, la viscosité avec 5 % d'ECLR5-13.06 et 40 `)/0 de CaCl2 ou BaCl2 est supérieure à celle dans l'eau du robinet. Elle permet de réaliser une fracturation hydraulique dans des zones présentant des salinités élevées, c'est-à-dire supérieures à
5% des solides dissous totaux, de manière davantage préférée supérieures à 10%
des solides dissous totaux. Par ailleurs, elle facilite l'utilisation de l'eau de retour qui a souvent 25 une salinité élevée et qui est pompée à la surface après une opération de fracturation. Sa salinité élevée n'est en effet pas néfaste pour une utilisation en tant que nouveau fluide de fracturation hydraulique avec les particules polymères filamenteuses de l'invention. L'eau de surface est ainsi économisée et remplacée par l'eau de la formation dans le fluide de fracturation hydraulique.
Abréviations :
AA : acide acrylique CRP : polymérisation radicalaire contrôlée DMF : diméthylformamide DMSO : diméthylsulfoxyde EGDMA : diméthacrylate d'éthylène glycol MAA : acide méthacrylique MABu : méthacrylate de n-butyle MET : microscopie électronique en transmission P4VP : poly(4-vinylpyridine) PEGA : éther acrylate de méthyle de poly(éthylène glycol) PNaA : poly(acrylate de sodium) RAFT : polymérisation par addition-fragmentation (Reversible Addition Fragmentation chain Transfer) SG1 : N-tert-butyl-N[1-diéthylphosphono(2,2-diméthylpropyl)]
S ou Sty : styrène SS : sulfonate de styrène sodique n : nombre de moles trs/min : tours par minute fo,sty : fraction molaire initiale de styrène dans le mélange de monomères fo,ss : fraction molaire initiale de sulfonate de sodium dans le mélange de monomères fO,DVP : fraction molaire initiale de divinylbenzène dans le mélange de monomères fO,EGDMA : fraction molaire initiale de diméthacrylate d'éthylène glycol dans le mélange de monomères BlocBuilder0-MA est la (N-(2-méthylpropy1)-N-(1-diéthylphosphono-2,2-diméthylpropy1)-0-(2-carboxylprop-2-y1)hydroxylamine, disponible auprès d'Arkema.
Claims (20)
1. Composition comprenant de l'eau, des sels dissous, des particules polymères filamenteuses et des particules solides dans laquelle :
-les particules polymères filamenteuses sont des fibres cylindriques ayant un diamètre allant de 5 nm à 200 nm inclus, et une longueur allant de 500 nm à 200 µm ;
et - les particules solides sont des agents de soutènement.
-les particules polymères filamenteuses sont des fibres cylindriques ayant un diamètre allant de 5 nm à 200 nm inclus, et une longueur allant de 500 nm à 200 µm ;
et - les particules solides sont des agents de soutènement.
2. Composition selon la revendication 1, comprenant également des acides dissous.
3. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 et 2, dans laquelle ladite longueur est supérieure à 1 µm.
4. Composition selon l'une quelconque des revendication 1 à 3, dans laquelle ladite longueur est supérieure à 5 µm.
5. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans laquelle ladite longueur est supérieure ou égale à 10 µm.
6. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans laquelle les particules polymères filamenteuses sont composées de copolymères séquences préparés par polymérisation en émulsion radicalaire contrôlée réalisée à partir d'au moins un monomère hydrophobe en présence d'eau et d'un macro-initiateur soluble dans l'eau dérivé d'un nitroxyde, ou synthétisés par polymérisation radicalaire avec transfert réversible par addition-fragmentation réalisée à partir d'au moins un monomère hydrophobe en présence d'eau et d'un agent RAFT macromoléculaire soluble dans l'eau.
7. Composition selon la revendication 6, dans laquelle :
- lesdites particules polymères filamenteuses sont obtenues dans un milieu aqueux pendant la synthèse desdits copolymères séquences, formés par chauffage du milieu réactionnel à une température de 60 à 120 °C, - ledit macro-initiateur est soluble dans l'eau, - le pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur soluble dans l'eau dans le copolymère séquence final est compris entre 10 % et 30 %, et - le degré de conversion du monomère hydrophobe est d'au moins 50 %, - le monomère hydrophobe est choisi parmi les monomères aromatiques de vinyle, et - un comonomère réticulant est éventuellement utilisé, le comonomère réticulant étant choisi du groupe comprenant les divinylbenzènes, les trivinylbenzènes, les (méth)acrylates d'allyle, le maléate de diallyle, les (méth)acrylates de polyol, les di(méth)acrylates d'alkylène glycol qui contiennent de 2 à 10 atomes de carbone dans la chaîne carbonée, les di(méth)acrylates de 1,4-butanediol, les di(méth)acrylates de 1,6-hexanediol et les N,N'-alkylènebisacrylamides.
- lesdites particules polymères filamenteuses sont obtenues dans un milieu aqueux pendant la synthèse desdits copolymères séquences, formés par chauffage du milieu réactionnel à une température de 60 à 120 °C, - ledit macro-initiateur est soluble dans l'eau, - le pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur soluble dans l'eau dans le copolymère séquence final est compris entre 10 % et 30 %, et - le degré de conversion du monomère hydrophobe est d'au moins 50 %, - le monomère hydrophobe est choisi parmi les monomères aromatiques de vinyle, et - un comonomère réticulant est éventuellement utilisé, le comonomère réticulant étant choisi du groupe comprenant les divinylbenzènes, les trivinylbenzènes, les (méth)acrylates d'allyle, le maléate de diallyle, les (méth)acrylates de polyol, les di(méth)acrylates d'alkylène glycol qui contiennent de 2 à 10 atomes de carbone dans la chaîne carbonée, les di(méth)acrylates de 1,4-butanediol, les di(méth)acrylates de 1,6-hexanediol et les N,N'-alkylènebisacrylamides.
8. Composition selon la revendication 7, dans laquelle le monomère hydrophobe est choisi du groupe comprenant le styrène, les styrènes substitués, les acrylates d'alkyle, les acrylates de cycloalkyle, les acrylates d'aryle, les méthacrylates d'alkyle, les méthacrylates de cycloalkyle, les méthacrylates d'aryle et la vinylpyridine.
9. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans laquelle les sels comprennent des ions monovalents, des ions bivalents et/ou des ions trivalents.
10. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, dans laquelle le pourcentage en poids des particules polymères filamenteuses comparé au poids de la composition sans les solides et les agents de soutènement est compris entre 0,05 % et 20 % et le pourcentage en poids des sels dissous est de 0,1 % de la concentration de saturation en sels.
11. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 10, comprenant également des capteurs d'oxygène, des tampons du pH, des agents mouillants, des agents moussants, des inhibiteurs de corrosion, des démousseurs ou antimousses, des antitartres, des biocides, des agents de réticulation, des agents de rupture de gel, des non-émulsifiants, des additifs de contrôle de perte de fluide et/ou des bulles de gaz injectées.
12. Fluide de fracturation hydraulique contenant la composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 11.
13. Fluide de détournement contenant la composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 11.
14. Fluide de conformité contenant la composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 11.
15. Fluide de contrôle de la perméabilité contenant la composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 11.
16. Fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable contenant la composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 11.
17. Fluide de fracturation acide contenant la composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 11.
18. Utilisation de la composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 11 en tant que fluide de fracturation hydraulique.
19. Utilisation d'une composition aqueuse extraite par un puits à partir d'une formation souterraine pour la préparation d'un fluide selon l'une quelconque des revendications 12 à 17.
20. Utilisation de la composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, dans un procédé de fracturation d'une formation souterraine.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1361114A FR3013055B1 (fr) | 2013-11-14 | 2013-11-14 | Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz |
| FR1361114 | 2013-11-14 | ||
| PCT/FR2014/052912 WO2015071607A1 (fr) | 2013-11-14 | 2014-11-14 | Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de pétrole et de gaz |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CA2927071A1 CA2927071A1 (fr) | 2015-05-21 |
| CA2927071C true CA2927071C (fr) | 2018-03-20 |
Family
ID=50101993
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CA2927071A Active CA2927071C (fr) | 2013-11-14 | 2014-11-14 | Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US10000689B2 (fr) |
| EP (1) | EP3068843A1 (fr) |
| CN (1) | CN105705608A (fr) |
| CA (1) | CA2927071C (fr) |
| FR (1) | FR3013055B1 (fr) |
| RU (1) | RU2700148C2 (fr) |
| WO (1) | WO2015071607A1 (fr) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106967410A (zh) * | 2017-01-20 | 2017-07-21 | 北京清水兰德油田技术服务有限公司 | 一种树脂悬浮剂组合物及其应用 |
| CN108728076B (zh) * | 2018-05-29 | 2019-10-08 | 北京大德广源石油技术服务有限公司 | 微乳纳米压裂增产剂及其制备方法 |
| RU2709869C1 (ru) * | 2019-04-08 | 2019-12-23 | Акционерное общество "Полиэкс" (АО "Полиэкс") | Способ подготовки солянокислотного раствора для кислотной обработки скважины |
| CN110578505B (zh) * | 2019-07-23 | 2020-10-30 | 重庆大学 | 基于纳米流体的钻进排渣和振荡压裂瓦斯抽采系统及方法 |
| US11279869B2 (en) * | 2019-12-23 | 2022-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluids for applications in downhole tools |
| US11781057B2 (en) * | 2021-10-29 | 2023-10-10 | Saudi Arabian Oil Company | Amphiphilic block copolymer surfactant for attenuating acid reactivity during acid stimulation of carbonate rich reservoirs |
| CN115059460B (zh) * | 2022-07-14 | 2024-05-03 | 重庆大学 | 一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4488975A (en) | 1982-12-13 | 1984-12-18 | Halliburton Company | High temperature stable crosslinked gel fracturing fluid |
| US4579670A (en) | 1984-03-26 | 1986-04-01 | Big Three Industries, Inc. | Control of crosslinking reaction rate of aqueous fracturing fluids |
| US5305832A (en) | 1992-12-21 | 1994-04-26 | The Western Company Of North America | Method for fracturing high temperature subterranean formations |
| US6435277B1 (en) | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| US7398826B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
| GB2406864A (en) | 2003-10-11 | 2005-04-13 | Schlumberger Holdings | Viscoelastic fluid with increased thermal stability and reduced salt concentration |
| US7851415B2 (en) * | 2004-05-18 | 2010-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Adaptive cementitious composites for well completions |
| US7775278B2 (en) * | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7665522B2 (en) * | 2004-09-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber laden energized fluids and methods of use |
| US7781380B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treating subterranean formations with heteropolysaccharides based fluids |
| US7287593B2 (en) * | 2005-10-21 | 2007-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of fracturing formations using quaternary amine salts as viscosifiers |
| EP1977079A1 (fr) * | 2006-01-27 | 2008-10-08 | Schlumberger Technology B.V. | Procede de fracturation hydraulique de formation souterraine |
| US20070207182A1 (en) * | 2006-03-06 | 2007-09-06 | Jan Weber | Medical devices having electrically aligned elongated particles |
| WO2009058589A2 (fr) | 2007-10-31 | 2009-05-07 | Rhodia Inc. | Ajout d'un agent tensioactif zwitterionique à un polymère soluble dans l'eau pour augmenter la stabilité des polymères dans des solutions aqueuses contenant un sel et/ou des agents tensioactifs |
| FR2931153B1 (fr) * | 2008-05-19 | 2010-05-28 | Arkema France | Procede de preparation d'une dispersion de particules polymeriques en milieu aqueux |
| US8347960B2 (en) | 2010-01-25 | 2013-01-08 | Water Tectonics, Inc. | Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing |
| JPWO2012050187A1 (ja) * | 2010-10-14 | 2014-02-24 | 株式会社クレハ | 石油掘削補助用分散液 |
| FR2969619B1 (fr) | 2010-12-23 | 2013-01-04 | Arkema France | Particules polymeriques filamenteuses et procede de preparation desdites particules par polymerisation radicalaire controlee en emulsion. |
| FR2969665B1 (fr) | 2010-12-23 | 2013-09-13 | Arkema France | Particules polymeriques filamenteuses et leur utilisation comme modificateurs de rheologie |
| CN103013486B (zh) * | 2012-10-16 | 2015-04-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高压裂裂缝中支撑剂铺置效率的压裂液和压裂方法 |
| CN103015957B (zh) * | 2012-10-16 | 2016-02-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 导流压裂方法 |
-
2013
- 2013-11-14 FR FR1361114A patent/FR3013055B1/fr active Active
-
2014
- 2014-11-14 CA CA2927071A patent/CA2927071C/fr active Active
- 2014-11-14 EP EP14809929.4A patent/EP3068843A1/fr not_active Withdrawn
- 2014-11-14 RU RU2016122997A patent/RU2700148C2/ru active
- 2014-11-14 US US15/035,584 patent/US10000689B2/en active Active
- 2014-11-14 WO PCT/FR2014/052912 patent/WO2015071607A1/fr active Application Filing
- 2014-11-14 CN CN201480062456.9A patent/CN105705608A/zh active Pending
-
2018
- 2018-01-25 US US15/879,832 patent/US10316241B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20180148634A1 (en) | 2018-05-31 |
| US20160272876A1 (en) | 2016-09-22 |
| WO2015071607A1 (fr) | 2015-05-21 |
| CN105705608A (zh) | 2016-06-22 |
| EP3068843A1 (fr) | 2016-09-21 |
| FR3013055A1 (fr) | 2015-05-15 |
| CA2927071A1 (fr) | 2015-05-21 |
| US10316241B2 (en) | 2019-06-11 |
| FR3013055B1 (fr) | 2020-05-15 |
| RU2016122997A (ru) | 2017-12-19 |
| US10000689B2 (en) | 2018-06-19 |
| RU2700148C2 (ru) | 2019-09-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2927071C (fr) | Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz | |
| EP3601222B1 (fr) | Fluide de fracturation comprenant un (co)polymere d'une forme cristalline hydratee de l'acide 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonique et procede de fracturation hydraulique | |
| EP2834320B1 (fr) | Nouvelle composition aqueuse de fluide de fracturation et procede de fracturation mettant en oeuvre le fluide | |
| CN102741374B (zh) | 用于减少水堵和凝析油的表面活性剂和摩阻减低聚合物以及相关方法 | |
| US20140158355A1 (en) | Crosslinked synthetic polymer gel systems for hydraulic fracturing | |
| CA2907962A1 (fr) | Fluides de fracturation a base de polymeres associatifs et de tensioactifs labiles | |
| CN102391850A (zh) | 一种应用于天然气井的回收压裂液 | |
| Davoodi et al. | Thermally stable and salt-resistant synthetic polymers as drilling fluid additives for deployment in harsh sub-surface conditions: A review | |
| US20180282616A1 (en) | Aqueous downhole fluids having polymers and charged nanoparticles | |
| FR3075219B1 (fr) | Composition comprenant un (co)polymere hydrosoluble encapsule dans une enveloppe et son utilisation dans la recuperation assistee du petrole et du gaz | |
| Chen | Polyacrylamide and its derivatives for oil recovery | |
| US20170029692A1 (en) | Method to increase the viscosity of hydrogels by crosslinking a copolymer in the presence of dissolved salt | |
| CA2880842C (fr) | Composition de polymeres pour l'inhibition de la formation de depots inorganiques et/ou organiques au sein de formations souterraines | |
| WO2018154219A1 (fr) | Suspension polyphasique de polymère et son utilisation | |
| CA2909128A1 (fr) | Fluides d'extraction a base de polymeres associatifs et de tensioactifs labiles | |
| FR3122656A1 (fr) | Polymere amphotérique associatif hydrosoluble comme modificateur de rheologie pour traitement souterrain | |
| US11060016B2 (en) | Easily dispersible polymer powder for hydrocarbon extraction | |
| US11781057B2 (en) | Amphiphilic block copolymer surfactant for attenuating acid reactivity during acid stimulation of carbonate rich reservoirs | |
| JPH07509270A (ja) | 土壌支持流体組成物とその使用方法 | |
| CA3230987A1 (fr) | Dispersion de polymere hydrosoluble pour la fracturation hydraulique |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| EEER | Examination request |
Effective date: 20160411 |