EP2699338A1 - Compositions d'alkylarylsulfonates et leur utilisation pour la recuperation assistee d'hydrocarbures - Google Patents
Compositions d'alkylarylsulfonates et leur utilisation pour la recuperation assistee d'hydrocarburesInfo
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- EP2699338A1 EP2699338A1 EP12718120.4A EP12718120A EP2699338A1 EP 2699338 A1 EP2699338 A1 EP 2699338A1 EP 12718120 A EP12718120 A EP 12718120A EP 2699338 A1 EP2699338 A1 EP 2699338A1
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- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Definitions
- the present invention relates to alkylarylsulfonate compositions and their use in enhanced oil recovery (EOR).
- Crude oil accumulated in an underground reservoir is recovered or produced by means of one or more wells drilled in the reservoir. Before the start of production, the formation (a porous medium) is saturated with hydrocarbons and the pores are filled with these hydrocarbons.
- Initial hydrocarbon recovery is usually done by "primary recovery” techniques, in which only the natural forces present in the reservoir are used to produce the oil. In this primary recovery, only part of the crude oil is ejected from the pores by the pressure of the formation. Typically, once natural forces are exhausted and primary recovery is complete, there is still a large volume of crude oil in the reservoir, usually more than two-thirds.
- Water is the fluid whose use is most widespread, especially for economic reasons. When water is injected into the tank, it pushes the oil to a production system consisting of one or more wells through which the oil is recovered. However, the movement of oil through water is not very effective because:
- the conditions of formation of the microemulsion depend on several factors, in particular the type of surfactant used, the nature of the oil (mainly its naphthenate content or TAN and its density / viscosity), the salinity of the aqueous phase. .
- the optimum conditions for hydrocarbon recovery depend on all of these parameters.
- the optimal conditions are validated and refined on a case-by-case basis using core sweeps.
- alkylarylsulphonates As surfactants, it is known to use sulfonates, and in particular alkylarylsulphonates. Alkylarylsulphonates suitable for the enhanced recovery of hydrocarbons (as well as combinations of alkylarylsulphonates) are described for example in the documents EP 01 1 1354, EP 0158486, US 3,601,198, US 4,452,708, US 4,608,204, US 4,682,653, US 4,690,785. , US 4,873,025, US 6,043,391 and US 6,269,881.
- alkylarylsulfonates and polysaccharides have also been proposed (for example in US Pat. No. 4,932,473), as well as combinations of alkylarylsulfonates and glycol (for example in EP 0413374), or combinations of alkylarylsulphonates and polyisobutylene (for example in WO 01/98432), or combinations of alkylarylsulphonates and alpha-olefin-sulfonates (for example in EP 0148517).
- alkylarylsulphonate ionic surfactants A problem of alkylarylsulphonate ionic surfactants is that their physicochemical properties are highly dependent on the salinity of the aqueous phase. At low salinity, the surfactants are preferentially in the lower aqueous phase, where they form oil-type microemulsions in water, the excess oil being in the upper phase. At high salinity, these surfactants are preferentially in the higher oleic phase where they form microemulsions of water-in-oil type, the excess water being in the lower phase.
- a microemulsion phase occurs between the aqueous and oleic phases.
- the microemulsion phase contains varying amounts of oil and water.
- each alkylarylsulfonate anionic surfactant exhibits optimum efficiency only for a given salinity, termed optimal salinity.
- alkylarylsulphonate having an optimum hydrocarbon recovery potential.
- the document WO 2005/018300 identifies alkylxylenesulphonates which are particularly suitable for enhanced hydrocarbon recovery when the salinity is between 0.2 and 0.5% (that is to say between 2 and 5 g / l). ).
- the invention relates firstly to a surfactant composition
- a surfactant composition comprising an alkylarylsulphonate compound (a); and an alkylarylsulfonate compound (b).
- the difference between the optimum salinity of the compound (a) and the optimum salinity of the compound (b) is greater than or equal to 3 g / l.
- the optimum salinity of a compound is defined as the concentration of sodium chloride in water to which said compound, when added to a content of 3.6% by mass of dry matter to a mixture isovolumetric decane / water, in the presence of 5.4% of secondary butanol, at atmospheric pressure and at 50 ° C, generates a three-phase mixture comprising an upper phase of decane; a lower phase of water; and an intermediate phase which is an emulsion consisting of water, decane and said compound; wherein the intermediate phase has an equal volume of decane and water.
- composition may comprise one or more of the following characteristics:
- the difference between the optimum salinity of the compound (a) and the optimum salinity of the compound (b) is greater than or equal to 5 g / l, preferably greater than or equal to 10 g / l;
- the compound (b) has an optimum salinity of less than 5 g / l, preferably less than or equal to 4 g / l, more particularly preferably less than or equal to 3 g / l;
- the compound (a) has an optimum salinity greater than 8 g / l, preferably greater than or equal to 10 g / l, more particularly preferably greater than or equal to 15 g / l;
- the surfactant composition comprises:
- M and M ' are each a sodium cation
- from 1 to 50% of the groups R are linked by their position 2, preferably from 5 to 30%, more particularly preferably from 10 to 20%; and / or in the compound (II), from 1 to 50% of the groups R 'are linked by their position 2, preferably from 5 to 30%, more preferably from 10 to 20%;
- from 10 to 60% of the R groups are branched, preferably from 20 to 50%, more preferably from 30 to 40%; and / or in the compound (II), from 0.5 to 20% of the R 'groups are branched, preferably from 1 to 15%, more preferably from 2 to 8%;
- the composition comprises from 1 to 99% of compound (I), preferably from 40 to 95%, more preferably from 60 to 90%, relative to the total weight of compounds (I) and (II); and / or from 1 to 99% of compound (II), preferably from 5 to 60%, more preferably from 10 to 40%, based on the total weight of compounds (I) and (II);
- the difference between the optimum salinity of the compound (I) and the optimum salinity of the compound (II) is greater than or equal to 3 g / l, preferably greater than or equal to 5 g / l, ideally greater than or equal to 10 g / L, the optimum salinity of a compound being defined as the concentration of sodium chloride in water to which said compound, when added at a content of 3.6% by mass of dry matter to an isovolumetric mixture decane / water, in the presence of 5.4% secondary butanol, at atmospheric pressure and at 50 ° C, generates a three-phase mixture comprising: an upper phase of decane; a lower phase of water; and an intermediate phase which is an emulsion consisting of water, decane and said compound; wherein the intermediate phase has an equal volume of decane and water;
- the compound (I) has an optimum salinity greater than or equal to 8 g / l, preferably greater than or equal to 10 g / l, more preferably greater than or equal to 15 g / l; and / or the compound (II) has an optimal salinity less than or equal to 5 g / l, preferably less than or equal to 4 g / l, more preferably less than or equal to 3 g / l;
- the composition further comprises one or more additives selected from salts, additional surfactants, sacrificial agents, mobility control polymers, pH adjusting agents and mixtures thereof; and or the composition is in dry form or in the form of an aqueous solution, the mass proportion of alkylarylsulphonates in the aqueous solution preferably being between 0.2% and 2%.
- the invention also relates to a process for extracting hydrocarbons from a subterranean formation, comprising injecting a surfactant composition as above in the form of an aqueous solution into the subterranean formation, and the production of displaced hydrocarbons. by the surfactant composition injected.
- the invention also relates to a method for obtaining a surfactant composition suitable for the enhanced recovery of hydrocarbons in an underground formation comprising: estimating the salinity of the underground formation; providing a plurality of candidate surfactant compositions each comprising a first alkylarylsulfonate compound (a) and a second alkylarylsulfonate compound (b); mixing each candidate surfactant composition with an aqueous solution having a salinity equal to the estimated salinity of the subterranean formation, and with a liquid hydrocarbon sample from the subterranean formation, to provide a candidate mixture; selecting a surfactant composition from the set of candidate surfactant compositions, the candidate mixture associated with the selected surfactant composition being a three-phase mixture comprising an upper phase of liquid hydrocarbons; a lower phase of aqueous solution; and an intermediate phase which is an emulsion consisting of aqueous solution, liquid hydrocarbons and compounds (a) and (b).
- the method may include one or more of the following features:
- the intermediate phase of the candidate mixture associated with the selected surfactant composition comprises an equal volume of liquid hydrocarbons and of aqueous solution
- the method includes:
- alkylarylsulfonate having an optimum salinity higher than the estimated salinity of the subterranean formation, alkylarylsulfonate as compound (a) for all candidates surfactant compositions;
- alkylarylsulfonate ⁇ choosing an alkylarylsulfonate compound having an optimum salinity below the predicted salinity of the subterranean formation, alkylarylsulfonate as compound (b) for all candidates surfactant compositions; and wherein the weight ratio between the alkylarylsulfonate compound (a) and the alkylarylsulfonate compound (b) varies according to the candidate surfactant compositions;
- the optimum salinity of a compound being defined as the concentration of sodium chloride in water to which said compound, when added at a content of 3.6% by mass of dry matter to an isovolumetric mixture decanes / water, in the presence of 5.4% secondary butanol, at atmospheric pressure and at 50 ° C, generates a three-phase mixture comprising:
- the intermediate phase has an equal volume of decane and water
- the difference between the optimum salinity of the compound (a) and the optimum salinity of the compound (b) is greater than or equal to 3 g / l, preferably greater than or equal to 5 g / l, more particularly preferably greater than or equal to at 10 g / L; and or
- alkylarylsulphonate compound (a) is an alkylarylsulphonate of formula (I):
- alkylarylsulfonate compound (b) is an alkylarylsulfonate of formula (II):
- the present invention overcomes the disadvantages of the state of the art. It more particularly provides surfactant compositions which can be adapted in a simple manner to various operating conditions, including various salinity conditions, to provide optimum enhanced hydrocarbon recovery. These surfactant compositions are particularly useful for the assisted recovery of hydrocarbons under low salinity conditions, that is to say for example a salinity of between 0.1 and 2 g / l, and especially between 0.5 and 1. , 5 g / L.
- alkylarylsulfonate compound constituting the hydrophilic pole that is to say having a high optimum salinity is preferentially used a compound of formula (I), that is to say an alkylbenzenesulfonate; and as alkylarylsulfonate compound constituting the hydrophobic pole, that is to say having a low optimum salinity, is preferably used a compound of formula (II), that is to say an alkylcumenesulfonate.
- a compound of formula (I) that is to say an alkylbenzenesulfonate
- alkylarylsulfonate compound constituting the hydrophobic pole that is to say having a low optimum salinity
- FIG 1 schematically shows Winsor type mixtures 1, 2 and 3.
- Figure 2 provides an illustration of the determination of the optimum salinity of a surfactant compound.
- Figure 3 provides an illustration of the determination of an optimal surfactant composition for a given saline concentration and a given type of oil.
- the invention is based on the combination of a hydrophilic alkylarylsulfonate surfactant (a) and a hydrophobic alkylarylsulfonate surfactant (b) in a surfactant composition.
- alkylarylsulfonate any compound comprising a phenyl ring substituted by one or more alkyl groups as well as by a sulfonate group.
- At least one alkyl substituent comprises at least 10 carbon atoms.
- oil emulsified mixtures of aqueous solutions and liquid hydrocarbons (hereinafter referred to as oil) can be classified into three categories:
- the Winsor 1 type system is a biphasic system comprising a lower phase which is a microemulsion of oil in water, and an upper phase comprising excess oil. If a surfactant is present in the mixture, it is in the lower phase.
- the Winsor 2 type system is a biphasic system comprising an upper phase which is a microemulsion of water in the oil, and a lower phase comprising excess water. If a surfactant is present in the mixture, it is in the upper phase.
- the Winsor type system 3 is a three-phase system comprising a higher phase comprising excess oil, a lower phase comprising excess water, and an intermediate phase which is a microemulsion consisting of water, oil and surfactant. The microemulsion is in equilibrium with both the aqueous phase and the oily phase.
- FIG. 1 provides an illustration of the three types of systems.
- the test tube A represents a Winsor type system 1
- the test tube B represents a Winsor type system 3
- the test tube C represents a Winsor type system 2.
- the oil phase is referenced by the number 1
- the water phase by the number 3
- the microemulsion phase by the number 2.
- the formulation of the system is qualified as optimal.
- the simultaneous solubilization of the oil and water is maximal. It is known that these conditions correspond to a regime of low interfacial tensions (see Reed RL, Healy, RN, Some physicochemical aspects of microemulsion floodings: a review in Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding, Ed DO Shah, RS Schechter, Academy Press, New York, 1977, pp 383-437).
- To identify a Winsor 3 type mixture, and more particularly an optimal Winsor 3 type mixture the simplest is to use visual inspection; however, direct measurement of interfacial tensions (by means of a tensiometer) can be performed for greater accuracy.
- the optimum salinity of a surfactant compound is defined as the concentration of sodium chloride in water to which said compound, when added for example to a content of 3.6% by weight of dry matter to an isovolumetric decane / water mixture, in the presence of 5.4% of secondary butanol, generates an optimal Winsor 3 type system, that is to say a three-phase mixture comprising:
- an intermediate phase which is a microemulsion consisting of water, decane and said compound
- the optimal salinity of a surfactant compound is determined by mixing in graduated test tubes equal volumes of water (2ml), decane (2ml) and the surfactant, with increasing sodium chloride concentrations.
- the concentration of surfactant is 3.6% (by weight of active surfactant material).
- the tests are carried out at atmospheric pressure and at 50 ° C.
- the test tube in which an optimal Winsor 3 type system is present is identified (typically by visual inspection): the concentration of sodium chloride used in this test tube is the optimum salinity of the surfactant compound in question.
- Figure 2 is an illustration of the determination of the optimum salinity of an alkylarylsulfonate surfactant compound according to the procedure described above.
- Test tubes No. 1 and 2 (on the left) contain Winsor 1 systems (two-phase system with a higher oil-type phase and a lower oil-in-water microemulsion phase).
- the surfactant compound is therefore hydrophilic for the corresponding salt concentrations.
- Test tubes No. 6, 7, 8, 9 and 10 (on the right) contain Winsor 2 systems (two-phase system with a lower aqueous phase and a higher phase of the water-in-oil microemulsion type). The surfactant compound is therefore hydrophobic for the corresponding salt concentrations.
- Test tubes 3, 4 and 5 (centrally located) contain a Winsor 3 system (three-phase system with an intermediate microemulsion phase).
- Test tube No. 4 represents the optimum formulation, that is, for the particular saline concentration, the microemulsion of the intermediate phase comprises as much oil as water.
- This test tube is identified by the fact that the volume of the microemulsion is distributed symmetrically on either side of a marker separating the total volume of the three phases into two equal parts. This saline concentration is therefore the optimum salinity of the surfactant compound. Choice of a suitable surfactant composition
- the surfactant compositions according to the invention are chosen so as to optimize the enhanced recovery of hydrocarbons under particular operating conditions. Also, the invention provides a method for obtaining an effective surfactant composition, depending on the operating conditions, in particular depending on the nature and composition of the underground formation considered.
- the method for obtaining a surfactant composition adapted to the enhanced recovery of hydrocarbons in an underground formation comprises:
- candidate surfactant compositions each comprising a first alkylarylsulfonate compound (a) and a second alkylarylsulfonate compound (b), the two compounds (a) and (b) having a different hydrophilicity;
- the first step of providing a plurality of candidate surfactant compositions it may be useful to choose a single compound (a) capable of constituting a hydrophilic pole and a single compound (b) capable of constituting a hydrophobic pole, the different surfactant compositions being obtained by varying the mass ratio of the compounds (a) and (b) in the compositions.
- hydrophilic or hydrophobic character of a surfactant compound depends on the actual operating conditions.
- a practical method for defining this hydrophilic or hydrophobic character is to refer to the salinity of the subterranean formation.
- a compound (a) capable of constituting a hydrophilic pole it is advantageous to choose an alkylarylsulphonate compound having a salinity optimal or equal to the salinity of the subterranean formation, and as a compound (b) capable of constituting a hydrophobic pole, it is advantageous to choose an alkylarylsulphonate compound having an optimal salinity less than or equal to the salinity of the subterranean formation.
- the salinity of the underground formation within the meaning of the present application is estimated as theoretical equivalent salinity in sodium chloride of the underground formation. This estimate is made with reference to equivalent conductivity or ionic strength.
- the hydrophilic or hydrophobic character of a compound surfactant can be determined by measuring or calculating the HLB (Hydrophilic Lipophilic Balance) or by direct measurement of the interfacial tension.
- HLB Hydrophilic Lipophilic Balance
- the surfactant composition selected at the end of the second step depends on the physico-chemical conditions considered, in particular the characteristics of the oil and the water in the underground formation.
- candidate mixtures are prepared by mixing each candidate surfactant composition with an aqueous solution having a salinity equal to the estimated salinity of the subterranean formation, and with a sample of liquid hydrocarbons derived from the subterranean formation.
- the various candidate surfactant compositions (comprising, for example, variable relative proportions of two compounds (a) and (b)) are placed in test tubes graduated in the presence of equal volumes of water (2 ml, at the estimated salinity underground formation) and hydrocarbons (2ml, oil from underground formation).
- the concentration of the surfactant composition is, for example, between 0.5 and 2%.
- the candidate mixtures are then evaluated by visual inspection, checking whether they form Winsor 1, 2 or 3 type systems.
- a surfactant composition which provides a candidate mixture forming a Winsor 3 type system is retained.
- the surfactant composition for which the mixture is of optimal Winsor 3 type is used that is to say in which the intermediate phase contains equal volumes of oil and water. water.
- the test tube will be chosen in which the intermediate microemulsion phase is distributed symmetrically on either side of a reference mark separating the internal volume of the test tube into two equal volumes.
- the surfactant composition thus retained is that for which the interfacial tensions, between the microemulsion and the oil on the one hand, and the microemulsion and the water on the other hand, are equal. If tests make it possible to identify several surfactant compositions making it possible to generate an optimal Winsor 3 type mixture, the surfactant composition for which the intermediate microemulsion phase has the greatest volume will be chosen.
- Winsor 3 type mixture and more particularly an optimal Winsor 3 type mixture, a direct measurement of the interfacial tensions (by means of a tensiometer) can be carried out, for greater precision.
- estimating the salinity of the subsurface formation may give rise to uncertainties. It is then possible to carry out several tests at different salt concentrations, so as to determine a surfactant composition which gives rise to a Winsor 3 type system for each of the different salt concentrations tested.
- the above method makes it possible to select an ideal surfactant composition for given operating conditions.
- the tests are carried out at atmospheric pressure and at the temperature of the deposit (with the oil of the deposit, and a saline concentration equivalent to that of the deposit).
- the selection of the surfactant composition can be refined by adding to the aqueous medium the various additives that will be used under actual operating conditions.
- the concentration of surfactant used is typically 1% by weight. In any case, it is also possible to refine the selection of the composition for different concentrations of surfactants (for example from 0.2% to 2%).
- the selected surfactant composition comprises a hydrophilic pole (for the operating conditions under consideration), namely the compound (a), and a hydrophobic pole (for the operating conditions under consideration), namely the compound (b), adjusted by optimal way.
- the hydrophilic compound generates with the oil and water in the subterranean formation considered Winsor 1 type systems.
- the hydrophobic compound generates with the oil and water in the subterranean formation considered Winsor type systems 2.
- the surfactant composition comprising the two compounds generates with the oil and water in the underground formation considered systems of the type. Winsor 3, preferably optimal.
- the surfactant compositions according to the invention whose effectiveness according to the operating conditions can be determined according to the method described above, comprise a surfactant alkylarylsulphonate compound (a) of hydrophilic type and an alkylarylsulphonate compound (b). ) hydrophobic type. Therefore, the optimum salinity of the compound (a) is greater than the optimal salinity of the compound (b). More specifically, the compounds (a) and (b) generally have relatively distant optimum salinities.
- the surfactant compositions according to the invention are generally characterized by an optimum difference in salinity between the compound (a) and the compound (b) greater than or equal to 3 g / L, preferably greater than or equal to 5 g / L ideally greater than or equal to 10 g / L.
- a surfactant compound (a) having an optimal salinity greater than 8 g / l is sufficiently hydrophilic, because for a salinity (concentration of sodium chloride) of less than 8 g / l, the surfactant compound will preferably be in the aqueous phase, and surfactant compound (b) having an optimum salinity of less than 5 g / L is sufficiently hydrophobic, because for a salinity (concentration of sodium chloride) greater than 5 g / L, the surfactant compound will preferably be in the oil phase.
- the compound (a) is highly hydrophilic, that is to say that its optimum salinity is greater than 10 g / l, preferably greater than 15 g / l.
- the compound (b) is highly hydrophobic, that is to say that its optimum salinity is less than 4 g / l, preferably less than 3 g / l.
- a particularly suitable type of compound (a) is an alkylbenzenesulfonate of formula (I) above.
- a particularly suitable type of compound (b) is an alkylcumenesulfonate of formula (II) above.
- the isopropyl group of the alkylcumenesulphonate compound is opposed to the stacking of the molecules and thus promotes the mobility of the interfaces and the coalescence phenomena, making it a compound of particular interest for the applications referred to in the present application.
- the composition comprises from 1 to 99% of compound (a), preferably from 40 to 95%, more preferably from 60 to 90%, based on the total weight of compounds (a) and ( b).
- the composition comprises from 1 to 99% of compound (b), preferably from 5 to 60%, more preferably from 10 to 40%, based on the total weight of compounds (a) and ( b).
- compound (a): compound (b) weight ratio is greater than
- composition may be in dry form (for example powder) or in liquid form, that is to say in aqueous solution, concentrated or diluted, that is to say at the nominal concentration of use for the assisted oil recovery.
- mass concentration of surfactants is typically between 0.1% and 2%.
- the surfactant composition may also comprise other additives, in particular salts, additional surfactants (for example other alkylarylsulphonates or an alcohol such as diethylene glycol butyl ether or a polyethoxylated alcohol, so as to reduce the reaction time equilibrium systems), sacrificial agents, mobility control polymers, a pH adjusting agent (eg sodium carbonate).
- additional surfactants for example other alkylarylsulphonates or an alcohol such as diethylene glycol butyl ether or a polyethoxylated alcohol, so as to reduce the reaction time equilibrium systems
- sacrificial agents for example other alkylarylsulphonates or an alcohol such as diethylene glycol butyl ether or a polyethoxylated alcohol, so as to reduce the reaction time equilibrium systems
- mobility control polymers for example other alkylarylsulphonates or an alcohol such as diethylene glycol butyl ether or a polyethoxylated alcohol, so as to reduce the reaction time equilibrium systems
- Preferred compounds of formula (I) are those in which the R group comprises from 12 to 24 carbon atoms, and more particularly from 16 to 20 carbon atoms.
- Preferred compounds of formula (II) are those in which the R 'group comprises from 10 to 24 carbon atoms, and more particularly from 14 to 18 carbon atoms.
- the groups R and R ' may be saturated or unsaturated, preferably saturated.
- the groups R and R ' can be linear or branched. In average values, preferably from 10 to 60% of the R groups are branched, more particularly from 20 to 50%, more preferably from 30 to 40%. Still in average values, preferably from 0.5 to 20% of the R 'groups are branched, preferably from 1 to 15%, more preferably from 2 to 8%.
- the group R ' is in the para position relative to the isopropyl group CH (CH 3 ) 2 .
- the sulphonate group is in the ortho or meta position with respect to the group R '.
- the compounds of formula (I) and (II) can also be characterized according to their content of 2-phenyl, that is to say according to the proportion of the groups R (respectively R ') which are linked to the phenyl ring in position 2
- the position 2 corresponds to the second carbon atom starting from any one of the ends of the longest carbon chain of the group R (respectively of the group R ').
- the compound (I) Preferably, in the compound (I), from 1 to 50% of the R groups are bonded by their position 2, more particularly from 5 to 30%, more preferably from 10 to 20%.
- the compound (II) Preferably, in the compound (II), from 1 to 50% of the groups R 'are bonded by their position 2, more particularly from 5 to 30%, more particularly preferably from 10 to 20%.
- the compounds having the branching ratio, 2-phenyl content, number of carbon atoms, etc., characteristics described above are particularly advantageous for providing effective surfactant compositions for enhanced hydrocarbon recovery, in particular low salinity.
- the monovalent monovalent M and M 'conjugated sulphonate cations in the formulas (I) and (II) are preferably alkali metal cations, in particular potassium or sodium cations, and more particularly sodium cations.
- the distribution of the carbon chain and the proportion of groups linked to the phenyl ring at the 2-position are determined according to the UOP 673 standard. Other characteristics of the above molecules can also be determined according to the usual standards, in particular the content of active ingredient (ISO 2271), water content (ISO 4317) and acid number (ISO 4314).
- the compounds of formula (I) and (II) can be obtained by using the method described in document FR 2589858. Use of Surfactant Compositions for Enhanced Hydrocarbon Recovery
- the surfactant compositions of the invention are particularly useful for enhanced hydrocarbon recovery (EOR).
- EOR enhanced hydrocarbon recovery
- the surfactant composition displaces the oil by forming an oil / water microemulsion locally. This zone of low interfacial tension then propagates in the formation.
- an injection of water, hydrocarbon fluid or brine can be performed prior to the injection of the surfactant composition.
- the hydrocarbons are recovered by one or more production wells remote from the injection well.
- the invention is particularly useful for the recovery of hydrocarbons which are conventional oils, preferably light ones, and which have for example the following characteristics:
- a sodium alkylbenzenesulphonate compound of formula (I), hydrophilic, is manufactured according to the method described above. This compound has the following characteristics:
- a sodium alkylcumenesulphonate compound of formula (II), hydrophobic, is manufactured according to the method described above. This compound has the following characteristics:
- the mixture of these two surfactant compounds is tested in the presence of water containing 1.2 g / L of total salts and 6 g / L of sodium carbonate (to adjust the pH).
- the theoretical equivalent concentration of sodium chloride (NaCl) is estimated at 6 g / L.
- the respective optimum salinities of the two selected compounds frame the theoretical salinity value.
- Tests are then carried out to determine the relative proportions of the two constituents of the mixture.
- test tubes are filled with the iso-volumetric mixture water / petroleum supplemented with a mixture of the two compounds in the respective weight ratios hydrophilic compound / hydrophobic compound 80/20, 75/25, 70/30 , 68/32, 66/34, 65/35, 64/36, 62/38, 60/40, 58/42, 56/44, 54/46, 52/48, 50/50.
- ratio 65/35 is that which makes it possible to obtain a Winsor 3 system, with optimum equal volumes of oil and water in the microemulsion phase.
- the surfactant composition comprising in relative amounts
- 65% of the above sodium alkylbenzenesulfonate and 35% of the above sodium alkylcumenesulfonate is particularly effective for the enhanced recovery of the subject oil, by means of the water in question.
- a sodium alkylcumenesulphonate compound of formula (II), which is hydrophobic, is manufactured according to the method described above.
- This compound has the following characteristics:
- the mixture of these two surfactant compounds is tested in the presence of water containing 1.2 g / L of total salts and 6 g / L of sodium carbonate (to adjust the pH).
- the theoretical equivalent concentration of sodium chloride (NaCl) is estimated at 6 g / L.
- the respective optimum salinities of the two selected compounds frame the theoretical salinity value.
- Tests are then carried out to determine the relative proportions of the two constituents of the mixture.
- 1 1 test tubes are filled with an isovolumetric mixture water / petroleum supplemented with a mixture of the two compounds in the respective weight ratios hydrophilic compound / hydrophobic compound 90/10, 87.5 / 12.5, 85/15, 82.5 / 17.5, 80/20, 77.5 / 22.5, 75/25, 72.5 / 27.5, 70/30, 67, 5 / 32.5 and 65/35.
- the surfactant composition comprising in relative amounts 80% of the above sodium alkylbenzenesulfonate and 20% of the above sodium alkylcumenesulfonate is particularly effective for the enhanced recovery of the subject oil, by means of the water in question.
- a sodium alkylcumenesulphonate compound of formula (II), which is hydrophobic, is manufactured according to the method described above.
- This compound has the following characteristics:
- the mixture of these two surfactant compounds is tested in the presence of water containing 1.2 g / L of total salts and 6 g / L of sodium carbonate (to adjust the pH).
- the theoretical equivalent salinity of sodium chloride (NaCl) is estimated at 6 g / L.
- the respective optimum salinities of the two selected compounds frame the theoretical salinity value.
- Tests are then carried out to determine the relative proportions of the two constituents of the mixture.
- 1 1 test tubes are filled with an isovolumetric mixture water / petroleum added with a mixture of the two compounds in the respective weight ratios hydrophilic compound / hydrophobic compound: 100/0, 97.5 / 2.5, 95/5, 92.5 / 7.5, 90/10, 87.5 / 12.5, 85/15, 82.5 / 17.5, 80/20, 77.5 / 22.5 and 75 / 25.
- the surfactant composition comprising in relative amounts 90% of the above sodium alkylbenzenesulfonate and 10% of the above sodium alkylcumenesulfonate is particularly effective for the enhanced recovery of the subject oil, by means of the water in question.
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Abstract
L'invention concerne une composition tensioactive comprenant un composé alkylarylsulfonate (a); et un composé alkylarylsulfonate (b). La différence entre la salinité optimale du composé (a) et la salinité optimale du composé (b) est supérieure ou égale 3 g/L. La composition tensioactive peut être adaptée de manière simple à diverses conditions d'exploitation, et notamment à diverses conditions de salinité, pour fournir une récupération assistée d'hydrocarbures optimale.
Description
COMPOSITIONS D'ALKYLARYLSULFONATES ET LEUR UTILISATION POUR LA RECUPERATION ASSISTEE D'HYDROCARBURES
DOMAINE DE L'INVENTION
La présente invention concerne des compositions d'alkylarylsulfonates et leur utilisation dans le cadre de la récupération assistée d'hydrocarbures ou EOR (« Enhanced Oil Recovery »).
ARRIERE-PLAN TECHNIQUE
Le pétrole brut accumulé dans un réservoir souterrain est récupéré ou produit au moyen d'un ou plusieurs puits forés dans le réservoir. Avant le début de la production, la formation (un milieu poreux) est saturée d'hydrocarbures et les pores sont remplis de ces hydrocarbures.
La récupération initiale d'hydrocarbures est généralement effectuée par des techniques de « récupération primaire », dans lesquelles seules les forces naturelles présentes dans le réservoir sont utilisées pour produire le pétrole. Dans cette récupération primaire, une partie seulement du pétrole brut est éjectée des pores par la pression de la formation. Typiquement, une fois que les forces naturelles sont épuisées et que la récupération primaire est achevée, il reste un volume important de pétrole brut dans le réservoir, en général plus des deux tiers.
Ce phénomène est connu depuis longtemps et a conduit au développement de nombreuses techniques de récupération assistée d'hydrocarbures. Une grande partie de ces techniques suppose l'injection d'un fluide dans le réservoir souterrain pour produire une quantité supplémentaire de pétrole brut. A titre de fluide, on utilise de l'eau, de la vapeur, un gaz miscible tel que le dioxyde de carbone ou le gaz naturel, ou un gaz immiscible tel que l'azote.
L'eau est le fluide dont l'utilisation est la plus répandue, notamment pour des raisons économiques. Lorsque de l'eau est injectée dans le réservoir, elle pousse le pétrole vers un système de production composé d'un ou plusieurs puits par lesquels le pétrole est récupéré. Toutefois, le déplacement du pétrole par l'eau n'est pas très efficace en raison :
- du mauvais balayage volumétrique, dû aux hétérogénéités du milieu poreux à l'échelle du réservoir ; et
- de la mauvaise récupération microscopique due à l'immiscibilité de l'eau et du pétrole et à la grande tension interfaciale entre les deux phases, ce qui conduit au piégeage capillaire des gouttelettes de pétrole.
Afin d'augmenter l'efficacité microscopique de la récupération assistée d'hydrocarbures par injection d'eau, il est connu d'ajouter des tensioactifs dans l'eau pour abaisser la tension interfaciale huile / eau. Les microémulsions présentent une tension interfaciale nulle ou très faible avec l'huile, ce qui permet de mobiliser les hydrocarbures piégés dans les pores de la roche.
Ainsi, les gouttes de pétrole se déforment plus facilement, et donc se déplacent plus facilement au sein des canaux poreux du réservoir.
C'est dans les conditions de formation d'une microémulsion que le potentiel de récupération d'hydrocarbures est le plus élevé.
Cependant, les conditions de formation de la microémulsion dépendent de plusieurs facteurs, notamment le type de tensioactif utilisé, la nature de l'huile (principalement sa teneur en naphténates ou TAN et sa densité / viscosité), la salinité de la phase aqueuse...
In fine, les conditions optimales de récupération des hydrocarbures dépendent de l'ensemble de ces paramètres. Les conditions optimales sont validées et affinées au cas par cas, à l'aide de balayages sur carottes.
A titre de tensioactifs, il est connu d'utiliser des sulfonates, et notamment des alkylarylsulfonates. Des alkylarylsulfonates appropriés pour la récupération assistée d'hydrocarbures (ainsi que des combinaisons d'alkylarylsulfonates) sont décrits par exemple dans les documents EP 01 1 1354, EP 0158486, US 3,601 , 198, US 4,452,708, US 4,608,204, US 4,682,653, US 4,690,785, US 4,873,025, US 6,043,391 et US 6,269,881 .
Des combinaisons d'alkylarylsulfonates et de polysaccharides ont également été proposées (par exemple dans le document US 4,932,473), ainsi que des combinaisons d'alkylarylsulfonates et de glycol (par exemple dans le document EP 0413374), ou des combinaisons d'alkylarylsulfonates et de polyisobutylène (par exemple dans le document WO 01/98432), ou encore des combinaisons d'alkylarylsulfonates et d'alpha-oléfine-sulfonates (par exemple dans le document EP 0148517).
Un problème des tensioactifs ioniques de type alkylarylsulfonates est que leurs propriétés physico-chimiques sont fortement dépendantes de la salinité de la phase aqueuse. A faible salinité, les tensioactifs se trouvent préférentiellement dans la phase inférieure aqueuse, où ils forment des microémulsions de type huile dans l'eau, l'huile en excès se trouvant dans la phase supérieure. A forte salinité, ces tensioactifs se trouvent préférentiellement dans la phase supérieure oléique où ils
forment des microémulsions de type eau dans l'huile, l'eau en excès se trouvant dans la phase inférieure.
Dans une gamme de salinité intermédiaire, une phase de microémulsion apparaît entre les phases aqueuse et oléique. Dans cette gamme de salinité, la phase de microémulsion contient des quantités variables d'huile et d'eau.
Il existe une concentration saline, dite optimale, telle que le régime de tension interfaciale atteint un minimum. Pour cette concentration saline optimale, les volumes d'eau et d'huile dans la microémulsion sont identiques.
Ce type de microémulsion entraîne une meilleure mobilisation des hydrocarbures.
Il en résulte que chaque tensioactif anionique de type alkylarylsulfonate ne présente une efficacité optimale que pour une salinité donnée, appelée salinité optimale.
Réciproquement, pour des conditions de salinité données, il est connu de rechercher un type d'alkylarylsulfonate présentant un potentiel de récupération d'hydrocarbures optimal. Par exemple, le document WO 2005/018300 identifie des alkylxylènesulfonates particulièrement adaptés pour une récupération assistée d'hydrocarbures lorsque la salinité est comprise entre 0,2 et 0,5 % (c'est-à-dire entre 2 et 5 g/L).
Aussi, compte tenu de la variété des tensioactifs envisageables, il peut être long et difficile d'identifier des tensioactifs permettant une récupération optimale d'hydrocarbures pour des conditions d'exploitation données (notamment la salinité de l'eau et les caractéristiques physico-chimiques des hydrocarbures).
Il existe donc un réel besoin de mettre au point des compositions tensioactives pouvant être adaptées de manière simple à diverses conditions d'exploitation, et notamment à diverses conditions de salinité, pour fournir une récupération assistée d'hydrocarbures optimale. Il existe plus particulièrement un besoin de mettre au point des compositions tensioactives permettant une récupération assistée d'hydrocarbures optimale lorsque l'eau présente une faible salinité, par exemple une salinité comprise entre 0, 1 et 2 g/L, et notamment entre 0,5 et 1 ,5 g/L.
RESUME DE L'INVENTION
L'invention concerne en premier lieu une composition tensioactive comprenant un composé alkylarylsulfonate (a); et un composé alkylarylsulfonate (b). La différence entre la salinité optimale du composé (a) et la salinité optimale du composé (b) est supérieure ou égale à 3 g/L . La salinité optimale d'un composé est définie comme étant la concentration de chlorure de sodium dans l'eau à laquelle ledit composé, lorsqu'il est ajouté à une teneur de 3,6 % en masse de matière sèche à un mélange
isovolumétrique décane / eau, en présence de 5,4 % de butanol secondaire, à pression atmosphérique et à 50°C, génère un mélange triphasique comprenant une phase supérieure de décane ; une phase inférieure d'eau ; et une phase intermédiaire qui est une émulsion constituée d'eau, de décane et dudit composé ; dans lequel la phase intermédiaire comporte un volume égal de décane et d'eau.
Suivant des exemples, la composition peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes :
- la différence entre la salinité optimale du composé (a) et la salinité optimale du composé (b) est supérieure ou égale à 5 g/L, de préférence supérieure ou égale à 10 g/L ;
- le composé (b) présente une salinité optimale inférieure à 5 g/L, de préférence inférieure ou égale à 4 g/L, de manière plus particulièrement préférée inférieure ou égale à 3 g/L ;
- le composé (a) présente une salinité optimale supérieure à 8 g/L, de préférence supérieure ou égale à 10 g/L, de manière plus particulièrement préférée supérieure ou égale à 15 g/L ;
- la composition tensioactive comprend:
o un composé alkylarylsulfonate de formule (I) :
o et un composé alkylarylsulfonate de formule (II) :
R et R' représentant chacun un groupement alkyle, et M et M' représentant chacun un cation monovalent ;
- dans le composé de formule (I), le groupement R comprend de 12 à 24 atomes de carbone, de préférence de 16 à 20 atomes de carbone ; et / ou dans le composé de formule (II), le groupement R' comprend de 10 à 24 atomes de carbone, de préférence de 14 à 18 atomes de carbone ;
- M et M' sont chacun un cation sodium ;
- dans le composé (I), de 1 à 50 % des groupements R sont liés par leur position 2, de préférence de 5 à 30 %, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 20 % ; et / ou dans le composé (II), de 1 à 50 % des groupements R' sont liés par leur position 2, de préférence de 5 à 30 %, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 20 % ;
- dans le composé (I), de 10 à 60 % des groupements R sont ramifiés, de préférence de 20 à 50 %, de manière plus particulièrement préférée de 30 à 40 % ; et / ou dans le composé (II), de 0,5 à 20 % des groupements R' sont ramifiés, de préférence de 1 à 15 %, de manière plus particulièrement préférée de 2 à 8 % ;
- la composition comprend de 1 à 99 % de composé (I), de préférence de 40 à 95 %, de manière plus particulièrement préférée de 60 à 90 %, par rapport à la masse totale des composés (I) et (II) ; et / ou de 1 à 99 % de composé (II), de préférence de 5 à 60 %, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 40 %, par rapport à la masse totale des composés (I) et (II) ;
- la différence entre la salinité optimale du composé (I) et la salinité optimale du composé (II) est supérieure ou égale à 3 g/L, de préférence supérieure ou égale à 5 g/L, idéalement supérieure ou égale à 10 g/L, la salinité optimale d'un composé étant définie comme étant la concentration de chlorure de sodium dans l'eau à laquelle ledit composé, lorsqu'il est ajouté à une teneur de 3,6 % en masse de matière sèche à un mélange isovolumétrique décane / eau, en présence de 5,4 % de butanol secondaire, à pression atmosphérique et à 50°C, génère un mélange triphasique comprenant : une phase supérieure de décane ; une phase inférieure d'eau ; et une phase intermédiaire qui est une émulsion constituée d'eau, de décane et dudit composé ; dans lequel la phase intermédiaire comporte un volume égal de décane et d'eau ;
- le composé (I) présente une salinité optimale supérieure ou égale à 8 g/L, de préférence supérieure ou égale à 10 g/L, de manière plus particulièrement préférée supérieure ou égale à 15 g/L ; et/ou le composé (II) présente une salinité optimale inférieure ou égale à 5 g/L, de préférence inférieure ou égale à 4 g/L, de manière plus particulièrement préférée inférieure ou égale à 3 g/L ;
- la composition comprend en outre un ou plusieurs additifs choisis parmi les sels, les tensioactifs supplémentaires, les agents sacrificiels, les polymères de contrôle de la mobilité, les agents d'ajustement du pH et leurs mélanges ; et/ou
- la composition est sous forme sèche ou sous forme de solution aqueuse, la proportion massique d'alkylarylsulfonates dans la solution aqueuse étant de préférence comprise entre 0,2 % et 2 % .
L'invention concerne également un procédé d'extraction d'hydrocarbures d'une formation souterraine, comprenant l'injection d'une composition tensioactive telle que ci-dessus sous forme de solution aqueuse dans la formation souterraine, et la production d'hydrocarbures déplacés par la composition tensioactive injectée.
L'invention concerne également une méthode d'obtention d'une composition tensioactive adaptée à la récupération assistée d'hydrocarbures dans une formation souterraine comprenant : l'estimation de la salinité de la formation souterraine ; la fourniture d'une pluralité de compositions tensioactives candidates comprenant chacune un premier composé alkylarylsulfonate (a) et un deuxième composé alkylarylsulfonate (b) ; le mélange de chaque composition tensioactive candidate avec une solution aqueuse présentant une salinité égale à la salinité estimée de la formation souterraine, et avec un échantillon d'hydrocarbures liquides issu de la formation souterraine, pour fournir un mélange candidat ; la sélection d'une composition tensioactive parmi l'ensemble des compositions tensioactives candidates, le mélange candidat associé à la composition tensioactive sélectionnée étant un mélange triphasique comprenant une phase supérieure d'hydrocarbures liquides ; une phase inférieure de solution aqueuse ; et une phase intermédiaire qui est une émulsion constituée de solution aqueuse, d'hydrocarbures liquides et des composés (a) et (b).
Suivant des exemples, la méthode peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes :
- la phase intermédiaire du mélange candidat associé à la composition tensioactive sélectionnée comporte un volume égal d'hydrocarbures liquides et de solution aqueuse ;
- la méthode comprend :
o à l'issue de l'estimation de la salinité de la formation souterraine :
■ le choix d'un composé alkylarylsulfonate présentant une salinité optimale supérieure à la salinité estimée de la formation souterraine, en tant que composé alkylarylsulfonate (a) pour l'ensemble des compositions tensioactives candidates ; et
■ le choix d'un composé alkylarylsulfonate présentant une salinité optimale inférieure à la salinité estimée de la formation souterraine, en tant que composé alkylarylsulfonate (b) pour l'ensemble des compositions tensioactives candidates ;
et dans laquelle le rapport massique entre le composé alkylarylsulfonate (a) et le composé alkylarylsulfonate (b) varie selon les compositions tensioactives candidates ;
la salinité optimale d'un composé étant définie comme étant la concentration de chlorure de sodium dans l'eau à laquelle ledit composé, lorsqu'il est ajouté à une teneur de 3,6 % en masse de matière sèche à un mélange isovolumétrique décane / eau, en présence de 5,4 % de butanol secondaire, à pression atmosphérique et à 50°C, génère un mélange triphasique comprenant :
o une phase supérieure de décane ;
o une phase inférieure d'eau ; et
o une phase intermédiaire qui est une émulsion constituée d'eau, de décane et dudit composé ;
dans lequel la phase intermédiaire comporte un volume égal de décane et d'eau ;
- la différence entre la salinité optimale du composé (a) et la salinité optimale du composé (b) est supérieure ou égale à 3 g/L, de préférence supérieure ou égale à 5 g/L, de manière plus particulièrement préférée supérieure ou égale à 10 g/L ; et/ou
- le composé alkylarylsulfonate (a) est un alkylarylsulfonate de formule (I) :
R
(I)
S03M et le composé alkylarylsulfonate (b) est un alkylarylsulfonate de formule (II) :
La présente invention permet de surmonter les inconvénients de l'état de la technique. Elle fournit plus particulièrement des compositions tensioactives pouvant
être adaptées de manière simple à diverses conditions d'exploitation, et notamment à diverses conditions de salinité, pour fournir une récupération assistée d'hydrocarbures optimale. Ces compositions tensioactives sont particulièrement utiles à la récupération assistée d'hydrocarbures dans des conditions de faible salinité, c'est-à-dire par exemple une salinité comprise entre 0, 1 et 2 g/L, et notamment entre 0,5 et 1 ,5 g/L.
Cela est accompli grâce à l'utilisation conjointe, dans une même composition, d'un composé alkylarylsulfonate constituant un pôle hydrophile, c'est-à-dire présentant une forte salinité optimale lorsqu'il est utilisé seul dans des conditions standards, et d'un composé alkylarylsulfonate constituant un pôle hydrophobe, c'est- à-dire présentant une faible salinité optimale lorsqu'il est utilisé seul dans des conditions standards.
Ainsi, pour des conditions d'exploitation données, et notamment pour une salinité donnée et pour un type d'hydrocarbures donné, il est facile d'ajuster les proportions de chacun des deux composés pour engendrer les conditions de formation d'une microémulsion comprenant des volumes égaux d'huile et d'eau et ainsi optimiser la récupération assistée des hydrocarbures.
A titre de composé alkylarylsulfonate constituant le pôle hydrophile, c'est-à- dire présentant une forte salinité optimale on utilise préférentiellement un composé de formule (I), c'est-à-dire un alkylbenzènesulfonate ; et à titre de composé alkylarylsulfonate constituant le pôle hydrophobe, c'est-à-dire présentant une faible salinité optimale, on utilise préférentiellement un composé de formule (II), c'est-à-dire un alkylcumènesulfonate. L'association de ces deux composés permet une optimisation particulièrement efficace de la composition.
BREVE DESCRIPTION DES FIGURES
La figure 1 représente de manière schématique des mélanges de type Winsor 1 , 2 et 3.
La figure 2 fournit une illustration de la détermination de la salinité optimale d'un composé tensioactif.
La figure 3 fournit une illustration de la détermination d'une composition de tensioactifs optimale pour une concentration saline donnée et un type d'huile donné.
DESCRIPTION DE MODES DE REALISATION DE L'INVENTION
L'invention est maintenant décrite plus en détail et de façon non limitative dans la description qui suit.
Définitions générales
L'invention repose sur la combinaison d'un tensioactif alkylarylsulfonate hydrophile (a) et d'un tensioactif alkylarylsulfonate hydrophobe (b) au sein d'une composition tensioactive.
Par « alkylarylsulfonate » on entend tout composé comprenant un noyau phényle substitué par un ou plusieurs groupements alkyles ainsi que par un groupement sulfonate.
De préférence, au moins un substituant alkyle comprend au moins 10 atomes de carbone.
De manière générale, les mélanges émulsionnés de solutions aqueuses et d'hydrocarbures liquides (appelés huile dans ce qui suit) peuvent être classifiés en trois catégories :
- Le système de type Winsor 1 est un système biphasique comprenant une phase inférieure qui est une microémulsion d'huile dans l'eau, et une phase supérieure comportant de l'huile en excès. Si un tensioactif est présent dans le mélange, il se trouve dans la phase inférieure.
- Le système de type Winsor 2 est un système biphasique comprenant une phase supérieure qui est une microémulsion d'eau dans l'huile, et une phase inférieure comportant de l'eau en excès. Si un tensioactif est présent dans le mélange, il se trouve dans la phase supérieure. - Le système de type Winsor 3 est un système triphasique comprenant une phase supérieure comportant de l'huile en excès, une phase inférieure comportant de l'eau en excès, et une phase intermédiaire qui est une microémulsion constituée d'eau, d'huile et de tensioactif. La microémulsion est en équilibre à la fois avec la phase aqueuse et avec la phase huileuse.
La figure 1 fournit une illustration des trois types de systèmes. Le tube à essai A représente un système de type Winsor 1 , le tube à essai B représente un système de type Winsor 3 et le tube à essai C représente un système de type Winsor 2. La phase d'huile est référencée par le numéro 1 , la phase d'eau par le numéro 3, et la phase microémulsion par le numéro 2.
Lorsque, dans un système de type Winsor 3, la phase intermédiaire contient des volumes égaux d'huile et d'eau, la formulation du système est qualifiée d'optimale. Pour cette formulation particulière, la solubilisation simultanée de l'huile et de l'eau est maximale. Il est connu que ces conditions correspondent à un régime de tensions interfaciales basses (voir Reed R. L.; Healy, R. N., Some physicochemical aspects of microemulsion floodings: a review. In Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding, Ed D. O. Shah; R. S. Schechter, Académie Press, New York, 1977, pp 383-437).
Pour identifier un mélange de type Winsor 3, et plus particulièrement un mélange de type Winsor 3 optimal, le plus simple est de recourir à l'inspection visuelle ; on peut toutefois procéder à une mesure directe des tensions interfaciales (au moyen d'un tensiomètre), pour une plus grande précision.
Dans ce qui suit, la salinité optimale d'un composé tensioactif est définie comme étant la concentration de chlorure de sodium dans l'eau à laquelle ledit composé, lorsqu'il est ajouté par exemple à une teneur de 3,6 % en masse de matière sèche à un mélange isovolumétrique décane / eau, en présence de 5,4 % de butanol secondaire, génère un système de type Winsor 3 optimal, c'est à dire un mélange triphasique comprenant :
- une phase supérieure comportant du décane (en excès) ;
- une phase inférieure comportant de l'eau (en excès) ; et
- une phase intermédiaire qui est une microémulsion constituée d'eau, de décane et dudit composé ;
et dans lequel la phase intermédiaire comporte un volume égal de décane et d'eau.
La salinité optimale d'un composé tensioactif est déterminée en mélangeant dans des tubes à essai gradués des volumes égaux d'eau (2ml), de décane (2ml) et le tensioactif, avec des concentrations de chlorure de sodium croissantes. La concentration en tensioactif est de 3,6% (en masse de matière active de tensioactif). Un co-tensioactif, du butanol secondaire, est également présent à une concentration de 5,4%. Les tests sont réalisés à pression atmosphérique, et à 50°C. On repère (typiquement par inspection visuelle) le tube à essai dans lequel un système de type Winsor 3 optimal est présent : la concentration de chlorure de sodium utilisée dans ce tube à essai est la salinité optimale du composé tensioactif en question.
La figure 2 est une illustration de la détermination de la salinité optimale d'un composé tensioactif alkylarylsulfonate selon la procédure décrite ci dessus.
Sur la figure on peut voir un ensemble de tubes à essai gradués contenant des mélanges d'eau et de décane, avec une concentration saline croissante.
Les tubes à essai n°1 et 2 (situés à gauche) contiennent des systèmes de type Winsor 1 (système biphasique avec une phase supérieure de type huile et une phase inférieure de type microémulsion huile dans l'eau). Le composé tensioactif est donc hydrophile pour les concentrations salines correspondantes.
Les tubes à essai n°6, 7, 8, 9 et 10 (situés à droite) contiennent des systèmes de type Winsor 2 (système biphasique avec une phase inférieure aqueuse et une phase supérieure de type microémulsion eau dans l'huile). Le composé tensioactif est donc hydrophobe pour les concentrations salines correspondantes.
Les tubes à essai n°3, 4 et 5 (situés au centre) contiennent un système de type Winsor 3 (système triphasique avec une phase microémulsion intermédiaire).
Le tube à essai n°4 représente la formulation optimale, c'est-à-dire que pour la concentration saline particulière correspondante, la microémulsion de la phase intermédiaire comprend autant d'huile que d'eau. Ce tube à essai est identifié par le fait que le volume de la microémulsion est réparti symétriquement de part et d'autre d'un repère séparant le volume total des trois phases en deux parties égales. Cette concentration saline est donc la salinité optimale du composé tensioactif. Choix d'une composition tensioactive adaptée
Les compositions tensioactives selon l'invention sont choisies de façon à optimiser la récupération assistée des hydrocarbures dans des conditions d'exploitation particulières. Aussi, l'invention fournit une méthode d'obtention d'une composition tensioactive efficace, en fonction des conditions d'exploitation, notamment en fonction de la nature et de la composition de la formation souterraine considérée.
La méthode d'obtention d'une composition tensioactive adaptée à la récupération assistée d'hydrocarbures dans une formation souterraine, selon l'invention, comprend :
- la fourniture d'une pluralité de compositions tensioactives candidates comprenant chacune un premier composé alkylarylsulfonate (a) et un deuxième composé alkylarylsulfonate (b), les deux composés (a) et (b) présentant une hydrophilie différente ; et
- le test de l'efficacité de chaque composition tensioactive candidate en présence d'hydrocarbures liquides issus de la formation souterraine en question.
En ce qui concerne la première étape de fourniture d'une pluralité de compositions tensioactives candidates, il peut être utile de choisir un unique composé (a) susceptible de constituer un pôle hydrophile et un unique composé (b) susceptible de constituer un pôle hydrophobe, les différentes compositions tensioactives étant obtenues en variant le rapport massique des composés (a) et (b) dans les compositions.
Le caractère hydrophile ou hydrophobe d'un composé tensioactif dépend des conditions réelles d'exploitation. Une méthode pratique pour définir ce caractère hydrophile ou hydrophobe consiste à se référer à la salinité de la formation souterraine.
En tant que composé (a) susceptible de constituer un pôle hydrophile, il est avantageux de choisir un composé alkylarylsulfonate présentant une salinité
optimale supérieure ou égale à la salinité de la formation souterraine, et en tant que composé (b) susceptible de constituer un pôle hydrophobe, il est avantageux de choisir un composé alkylarylsulfonate présentant une salinité optimale inférieure ou égale à la salinité de la formation souterraine.
La salinité de la formation souterraine au sens de la présente demande est estimée en tant que salinité équivalente théorique en chlorure de sodium de la formation souterraine. Cette estimation est effectuée en se référant à une conductivité ou à une force ionique équivalente.
Alternativement, le caractère hydrophile ou hydrophobe d'un tensioactif composé peut être déterminé par la mesure ou le calcul du HLB (Hydrophile Lipophile Balance) ou encore par mesure directe de la tension interfaciale.
En ce qui concerne la deuxième étape de test de l'efficacité de chaque composition tensioactive candidate, celle-ci a pour but d'évaluer le comportement de chaque composition tensioactive candidate dans des conditions aussi proches que possible des conditions d'exploitation réelles. La composition tensioactive retenue à l'issue de la deuxième étape dépend des conditions physico-chimiques considérées, notamment les caractéristiques de l'huile et de l'eau dans la formation souterraine.
Pour cela, on prépare des mélanges candidats, en mélangeant chaque composition tensioactive candidate avec une solution aqueuse présentant une salinité égale à la salinité estimée de la formation souterraine, et avec un échantillon d'hydrocarbures liquides issu de la formation souterraine.
Concrètement, les différentes compositions tensioactives candidates (comprenant par exemple des proportions relatives variables de deux composés (a) et (b) uniques) sont placées dans des tubes à essai gradués en présence de volumes égaux d'eau (2ml, à la salinité estimée de la formation souterraine) et d'hydrocarbures (2ml, huile issue de la formation souterraine). La concentration de la composition tensioactive est comprise par exemple entre 0,5 et 2%.
Puis on évalue par inspection visuelle les mélanges candidats, en vérifiant s'ils forment des systèmes de type Winsor 1 , 2 ou 3. On retient une composition tensioactive qui a fourni un mélange candidat formant un système de type Winsor 3.
Si plusieurs systèmes de type Winsor 3 sont obtenus, on retient de préférence la composition tensioactive pour laquelle le mélange est de type Winsor 3 optimal, c'est-à-dire dans lequel la phase intermédiaire contient des volumes égaux d'huile et d'eau. En pratique, on choisira le tube à essai dans lequel la phase intermédiaire de microémulsion est répartie de façon symétrique de part et d'autre d'un repère séparant le volume intérieur du tube à essais en deux volumes égaux.
La composition tensioactive ainsi retenue est celle pour laquelle les tensions interfaciales, entre la microémulsion et l'huile d'une part, et la microémulsion et l'eau
d'autre part, sont égales. Si des essais permettent d'identifier plusieurs compositions tensioactives permettant de générer un mélange de type Winsor 3 optimal, on choisira la composition tensioactive pour laquelle la phase de microémulsion intermédiaire présente le plus grand volume.
Pour identifier un mélange de type Winsor 3, et plus particulièrement un mélange de type Winsor 3 optimal, on peut éventuellement procéder à une mesure directe des tensions interfaciales (au moyen d'un tensiomètre), pour plus de précision.
Si aucun système de type Winsor 3 ne peut être identifié, on choisit un autre couple de composés (a) et (b) pour former un nouveau jeu de compositions tensioactives candidates.
Dans certains cas, l'estimation de la salinité de la formation souterraine (c'est- à-dire de la concentration équivalente théorique en chlorure de sodium de la formation souterraine) peut donner lieu à des incertitudes. Il est alors possible de réaliser plusieurs essais à différentes concentrations salines, de façon à déterminer une composition tensioactive qui donne lieu à un système de type Winsor 3 pour chacune des différentes concentrations salines testées.
La méthode ci-dessus permet de sélectionner une composition tensioactive idéale pour des conditions d'exploitation données. Pour choisir la composition tensioactive, on réalise les essais à pression atmosphérique et à la température du gisement (avec l'huile du gisement, et une concentration saline équivalente à celle du gisement). On peut affiner la sélection de la composition tensioactive en ajoutant au milieu aqueux les différents additifs qui seront utilisés dans les conditions réelles d'exploitation.
La concentration de tensioactif utilisée est typiquement de 1 % massique. En tout état de cause, on peut également affiner la sélection de la composition pour différentes concentrations de tensioactifs (par exemple de 0,2% à 2%).
La composition tensioactive sélectionnée comporte un pôle hydrophile (pour les conditions d'exploitation considérées), à savoir le composé (a), et un pôle hydrophobe (pour les conditions d'exploitation considérées), à savoir le composé (b), ajustés de façon optimale.
Ainsi, le composé hydrophile engendre avec l'huile et l'eau dans la formation souterraine considérée des systèmes de type Winsor 1 . Le composé hydrophobe engendre avec l'huile et l'eau dans la formation souterraine considérée des systèmes de type Winsor 2. Et la composition tensioactive comprenant les deux composés engendre avec l'huile et l'eau dans la formation souterraine considérée des systèmes de type Winsor 3, de préférence optimaux.
Compositions tensioactives selon l'invention
De manière générale, les compositions tensioactives selon l'invention, dont l'efficacité selon les conditions d'exploitation peut être déterminée selon la méthode décrite ci-dessus, comportent un composé tensioactif alkylarylsulfonate (a) de type hydrophile et un composé alkylarylsulfonate (b) de type hydrophobe. Par conséquent, la salinité optimale du composé (a) est supérieure à la salinité optimale du composé (b). Plus précisément, les composés (a) et (b) ont en général des salinités optimales relativement éloignées.
Ainsi, les compositions tensioactives selon l'invention sont en général caractérisées par une différence de salinité optimale entre le composé (a) et le composé (b) supérieure ou égale à 3 g/L, de préférence supérieure ou égale à 5 g/L, idéalement supérieure ou égale à 10 g/L.
En général, un composé tensioactif (a) présentant une salinité optimale supérieure à 8g/L est suffisamment hydrophile, car pour une salinité (concentration de chlorure de sodium) inférieure à 8g/L le composé tensioactif sera préférentiellement dans la phase aqueuse, et un composé tensioactif (b) présentant une salinité optimale inférieure à 5 g/L est suffisamment hydrophobe, car pour une salinité (concentration de chlorure de sodium) supérieure à 5 g/L, le composé tensioactif sera préférentiellement dans la phase huile.
De préférence, le composé (a) est fortement hydrophile, c'est-à-dire que sa salinité optimale est supérieure à 10 g/L, de préférence supérieure à 15 g/L.
De préférence le composé (b) est fortement hydrophobe, c'est-à-dire que sa salinité optimale est inférieure à 4 g/L, de préférence inférieure à 3 g/L.
Un type de composé (a) particulièrement approprié est un alkylbenzènesulfonate de formule (I) ci-dessus.
Un type de composé (b) particulièrement approprié est un alkylcumènesulfonate de formule (II) ci-dessus. Le groupement isopropyle du composé alkylcumènesulfonate s'oppose à l'empilement des molécules et favorise donc la mobilité des interfaces et les phénomènes de coalescence, ce qui en fait un composé particulièrement intéressant pour les applications visées dans la présente demande.
De manière typique, la composition comprend de 1 à 99 % de composé (a), de préférence de 40 à 95 %, de manière plus particulièrement préférée de 60 à 90 %, par rapport à la masse totale des composés (a) et (b).
De manière typique, la composition comprend de 1 à 99 % de composé (b), de préférence de 5 à 60 %, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 40 %, par rapport à la masse totale des composés (a) et (b).
De préférence, le rapport pondéral composé (a) : composé (b) est supérieur à
1 .
Plusieurs conditionnements sont possibles pour la composition. Celle-ci peut être sous forme sèche (par exemple de poudre) ou sous forme liquide, c'est-à-dire en solution aqueuse, concentrée ou diluée, c'est-à-dire à la concentration nominale d'utilisation pour la récupération assistée d'hydrocarbures. En conditions d'exploitation, la concentration massique de tensioactifs est typiquement comprise entre 0, 1 % et 2%.
La composition tensioactive peut également comprendre d'autres additifs, notamment des sels, des tensioactifs supplémentaires (par exemple d'autres alkylarylsulfonates ou encore un alcool tel que le diéthylène glycol butyl éther ou un alcool polyéthoxylé, de manière à réduire le temps d'atteinte à l'équilibre des systèmes), des agents sacrificiels, des polymères de contrôle de la mobilité, un agent d'ajustement du pH (par exemple du carbonate de sodium). Le contrôle du pH est essentiel pour éviter que les roches, et surtout les argiles, qui peuvent être chargées positivement, ne captent les tensioactifs.
Dans le cadre de la présente demande, toutes les proportions sont exprimées en masse, sauf mention contraire. Composés de formules (I) et (II)
Toutes les caractéristiques énoncées dans le cadre de la demande concernant le composé de formule (I) et le composé de formule (II) correspondent à des valeurs moyennes. En effet, le composé de formule (I) et le composé de formule (II), dans le cadre de la demande, n'ont pas une structure chimique unique, mais correspondent à un ensemble de structures chimiques diverses répondant toutes à la formule (I), respectivement à la formule (II). Par exemple, l'expression « le groupement R comprend X atomes de carbone » signifie, dans le cadre de la demande, « en moyenne, le groupement R comprend X atomes de carbone »
Des composés de formule (I) préférés sont ceux dans lesquels le groupement R comprend de 12 à 24 atomes de carbone, et plus particulièrement de 16 à 20 atomes de carbone.
Des composés de formule (II) préférés sont ceux dans lesquels le groupement R' comprend de 10 à 24 atomes de carbone, et plus particulièrement de 14 à 18 atomes de carbone.
Les groupements R et R' peuvent être saturés ou insaturés, de préférence saturés.
Les groupements R et R' peuvent être linéaires ou ramifiés. En valeurs moyennes, de préférence de 10 à 60 % des groupements R sont ramifiés, plus
particulièrement de 20 à 50 %, de manière plus particulièrement préférée de 30 à 40 %. Toujours en valeurs moyennes, de préférence, de 0,5 à 20 % des groupements R' sont ramifiés, de préférence de 1 à 15 %, de manière plus particulièrement préférée de 2 à 8 %.
Dans le composé de formule (II), le groupement R' est en position para par rapport au groupement isopropyle CH(CH3)2. Le groupement sulfonate est en position ortho ou méta par rapport au groupement R'.
On peut également caractériser les composés de formule (I) et (II) selon leur teneur en 2-phényle, c'est-à-dire selon la proportion des groupements R (respectivement R') qui sont liés au cycle phényle en position 2. La position 2 correspond au deuxième atome de carbone en partant de l'une quelconque des extrémités de la plus longue chaîne de carbones du groupement R (respectivement du groupement R').
De préférence, dans le composé (I), de 1 à 50 % des groupements R sont liés par leur position 2, plus particulièrement de 5 à 30 %, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 20 %.
De préférence, dans le composé (II), de 1 à 50 % des groupements R' sont liés par leur position 2, plus particulièrement de 5 à 30 %, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 20 %.
Les composés présentant les caractéristiques de taux de ramification, de teneur en 2-phényle, de nombre d'atomes de carbone... décrites ci-dessus sont particulièrement avantageux pour fournir des compositions tensioactives efficaces pour la récupération assistée d'hydrocarbures, en particulier à faible salinité.
Les cations monovalents M et M' conjugués du sulfonate dans les formules (I) et (II) sont de préférence des cations de métal alcalin, notamment potassium ou sodium, et plus particulièrement sodium.
La distribution de la chaîne carbone et la proportion de groupements liés au cycle phényle en position 2 sont déterminées selon la norme UOP 673. D'autres caractéristiques des molécules ci-dessus peuvent également être déterminées selon les normes usuelles, notamment la teneur en matière active (norme ISO 2271 ), la teneur en eau (norme ISO 4317) et l'indice d'acide (norme ISO 4314).
Les composés de formule (I) et (II) peuvent être obtenus en utilisant la méthode décrite dans le document FR 2589858. Utilisation des compositions tensioactives pour la récupération assistée d'hydrocarbures
Les compositions tensioactives de l'invention sont particulièrement utiles pour la récupération assistée d'hydrocarbures (EOR). Pour ce faire, on injecte au moyen
d'un puits d'injection une composition tensioactive selon l'invention, sous forme de solution aqueuse, dans la formation souterraine contenant des hydrocarbures, et notamment du pétrole brut.
La composition tensioactive déplace le pétrole en formant localement une microémulsion huile/eau. Cette zone de tension interfaciale basse se propage ensuite dans la formation.
Eventuellement, une injection d'eau, de fluide d'hydrocarbures ou de saumure peut être effectuée préalablement à l'injection de la composition tensioactive.
Les hydrocarbures sont récupérés par un ou plusieurs puits de production distants du puits d'injection.
L'invention est particulièrement utile pour la récupération d'hydrocarbures qui sont des huiles conventionnelles, de préférence légères, et qui présentant par exemple les caractéristiques suivantes :
- indice EACN (Equivalent Alkane Carbon Number) compris entre 6 et 15 ; et / ou
- degré API compris entre 25 et 45.
EXEMPLES
Les exemples suivants illustrent l'invention sans la limiter.
Exemple 1
On fabrique un composé alkylbenzènesulfonate de sodium de formule (I), hydrophile, selon le procédé décrit ci-dessus. Ce composé présente les caractéristiques suivantes :
- longueur de chaîne du groupement R : 18 ;
- teneur en 2-phényle : 15 % ;
- proportion de groupements R ramifiés : 36 % ;
- salinité optimale : 1 1 g/L.
On fabrique un composé alkylcumènesulfonate de sodium de formule (II), hydrophobe, selon le procédé décrit ci-dessus. Ce composé présente les caractéristiques suivantes :
- longueur de chaîne du groupement R : 14 ;
- teneur en 2-phényle : 15 % ;
- proportion de groupements R ramifiés : 5 % ;
- salinité optimale : 3 g/L.
On teste le mélange de ces deux composés tensioactifs en présence d'eau contenant 1 ,2 g/L de sels totaux et 6 g/L de carbonate de sodium (pour ajuster le pH). La concentration équivalente théorique en chlorure de sodium (NaCI) est
estimée à 6 g/L. Les salinités optimales respectives des deux composés choisis encadrent bien la valeur de salinité théorique.
On réalise ensuite des essais pour déterminer les proportions relatives des deux constituants du mélange.
Pour ce faire, on remplit 14 tubes à essais avec le mélange iso-volumétrique eau/pétrole additionné d'un mélange des deux composés dans les rapports pondéraux respectifs composé hydrophile / composé hydrophobe suivants : 80/20, 75/25, 70/30, 68/32, 66/34, 65/35, 64/36, 62/38, 60/40, 58/42, 56/44, 54/46, 52/48, 50/50.
On constate visuellement que le rapport 65/35 est celui qui permet d'obtenir un système Winsor 3, avec à l'optimum des volumes égaux d'huile et d'eau dans la phase de microémulsion.
Par conséquent, la composition tensioactive comprenant en quantités relatives
65 % de l'alkylbenzènesulfonate de sodium ci-dessus et 35 % de l'alkylcumènesulfonate de sodium ci-dessus est particulièrement efficace pour la récupération assistée du pétrole en question, au moyen de l'eau en question.
Exemple 2
On utilise dans cet exemple le composé alkylbenzènesulfonate de sodium de formule (I), hydrophile, décrit à l'exemple 1 .
On fabrique en outre un composé alkylcumènesulfonate de sodium de formule (II), hydrophobe, selon le procédé décrit ci-dessus. Ce composé présente les caractéristiques suivantes :
- longueur de chaîne du groupement R : 16 ;
- teneur en 2-phényle : 15% ;
- proportion de groupements R ramifiés : 5%
- salinité optimale : 1 ,7 g/L.
On teste le mélange de ces deux composés tensioactifs en présence d'eau contenant 1 ,2 g/L de sels totaux et 6 g/L de carbonate de sodium (pour ajuster le pH). La concentration équivalente théorique en chlorure de sodium (NaCI) est estimée à 6 g/L. Les salinités optimales respectives des deux composés choisis encadrent bien la valeur de salinité théorique.
On réalise ensuite des essais pour déterminer les proportions relatives des deux constituants du mélange.
Pour ce faire, on remplit 1 1 tubes à essai avec un mélange isovolumétrique eau/pétrole additionné d'un mélange des deux composés dans les rapports pondéraux respectifs composé hydrophile / composé hydrophobe suivants : 90/10,
87,5/12,5, 85/15, 82,5/17,5, 80/20, 77,5/22,5, 75/25, 72,5/27,5, 70/30, 67,5/32,5 et 65/35.
L'ensemble de ces tubes sont représentés, dans l'ordre ci-dessus, sur la figure 3.
On constate visuellement que le rapport 80/20 est celui qui permet d'obtenir un système Winsor 3, avec à l'optimum des volumes égaux d'huile et d'eau dans la phase de microémulsion.
Par conséquent, la composition tensioactive comprenant en quantités relatives 80 % de l'alkylbenzènesulfonate de sodium ci-dessus et 20 % de l'alkylcumènesulfonate de sodium ci-dessus est particulièrement efficace pour la récupération assistée du pétrole en question, au moyen de l'eau en question.
Exemple 3
On utilise dans cet exemple le composé alkylbenzènesulfonate de sodium de formule (I), hydrophile, décrit à l'exemple 1 .
On fabrique en outre un composé alkylcumènesulfonate de sodium de formule (II), hydrophobe, selon le procédé décrit ci-dessus. Ce composé présente les caractéristiques suivantes :
- longueur de chaîne du groupement R : 18 ;
- teneur en 2-phényle : 14% ;
- proportion de groupements R ramifiés : 6%
- salinité optimale : 0,5 g/L.
On teste le mélange de ces deux composés tensioactifs en présence d'eau contenant 1 ,2 g/L de sels totaux et 6 g/L de carbonate de sodium (pour ajuster le pH). La salinité équivalente théorique en chlorure de sodium (NaCI) est estimée à 6 g/L. Les salinités optimales respectives des deux composés choisis encadrent bien la valeur de salinité théorique.
On réalise ensuite des essais pour déterminer les proportions relatives des deux constituants du mélange.
Pour ce faire, on remplit 1 1 tubes à essai avec un mélange isovolumétrique eau/pétrole additionné d'un mélange des deux composés dans les rapports pondéraux respectifs composé hydrophile / composé hydrophobe suivants : 100/0, 97,5/2,5, 95/5, 92,5/7,5, 90/10, 87,5/12,5, 85/15, 82,5/17,5, 80/20, 77,5/22,5 et 75/25.
On constate visuellement que le rapport 90/10 est celui qui permet d'obtenir un système Winsor 3, avec à l'optimum des volumes égaux d'huile et d'eau dans la phase de microémulsion.
Par conséquent, la composition tensioactive comprenant en quantités relatives 90 % de l'alkylbenzènesulfonate de sodium ci-dessus et 10 % de l'alkylcumènesulfonate de sodium ci-dessus est particulièrement efficace pour la récupération assistée du pétrole en question, au moyen de l'eau en question.
Claims
REVENDICATIONS
Composition tensioactive comprenant :
un composé alkylarylsulfonate (a); et
un composé alkylarylsulfonate (b) ;
la différence entre la salinité optimale du composé (a) et la salinité optimale du composé (b) étant supérieure ou égale à 3 g/L ;
la salinité optimale d'un composé étant définie comme étant la concentration de chlorure de sodium dans l'eau à laquelle ledit composé, lorsqu'il est ajouté à une teneur de 3,6 % en masse de matière sèche à un mélange isovolumétrique décane / eau, en présence de 5,4 % de butanol secondaire, à pression atmosphérique et à 50°C, génère un mélange triphasique comprenant :
une phase supérieure de décane ;
une phase inférieure d'eau ; et
une phase intermédiaire qui est une émulsion constituée d'eau, de décane et dudit composé ;
dans lequel la phase intermédiaire comporte un volume égal de décane et d'eau.
Composition tensioactive selon la revendication 1 , dans laquelle la différence entre la salinité optimale du composé (a) et la salinité optimale du composé (b) est supérieure ou égale à 5 g/L, de préférence supérieure ou égale à 10 g/L.
Composition tensioactive selon la revendication 1 ou 2, dans laquelle le composé (b) présente une salinité optimale inférieure à 5 g/L, de préférence inférieure ou égale à 4 g/L, de manière plus particulièrement préférée inférieure ou égale à 3 g/L.
Composition tensioactive selon l'une des revendications 1 à 3, dans laquelle le composé (a) présente une salinité optimale supérieure à 8 g/L, de préférence supérieure ou égale à 10 g/L, de manière plus particulièrement préférée supérieure ou égale à 15 g/L.
5. Composition tensioactive comprenant :
un composé alkylarylsulfonate de formule (I)
composé alkylarylsulfonate de formule (II)
R et R' représentant chacun un groupement alkyle, et M et M' représentant chacun un cation monovalent.
6. Composition tensioactive selon la revendication 5, dans laquelle :
dans le composé de formule (I), le groupement R comprend de 12 à 24 atomes de carbone, de préférence de 16 à 20 atomes de carbone ; et / ou
dans le composé de formule (II), le groupement R' comprend de 10 à 24 atomes de carbone, de préférence de 14 à 18 atomes de carbone.
7. Composition tensioactive selon la revendication 5 ou 6, dans laquelle M et M' sont chacun un cation sodium.
8. Composition tensioactive selon l'une des revendications 5 à 7, dans laquelle :
dans le composé (I), de 1 à 50 % des groupements R sont liés par leur position 2, de préférence de 5 à 30 %, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 20 % ; et / ou
dans le composé (II), de 1 à 50 % des groupements R' sont liés par leur position 2, de préférence de 5 à 30 %, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 20 %.
9. Composition tensioactive selon l'une des revendications 5 à 8, dans laquelle :
dans le composé (I), de 10 à 60 % des groupements R sont ramifiés, de préférence de 20 à 50 %, de manière plus particulièrement préférée de 30 à 40 % ; et / ou
dans le composé (II), de 0,5 à 20 % des groupements R' sont ramifiés, de préférence de 1 à 15 %, de manière plus particulièrement préférée de 2 à 8 %. 10. Composition tensioactive selon l'une des revendications 5 à 9, comprenant :
de 1 à 99 % de composé (I), de préférence de 40 à 95 %, de manière plus particulièrement préférée de 60 à 90 %, par rapport à la masse totale des composés (I) et (II) ; et / ou
- de 1 à 99 % de composé (II), de préférence de 5 à 60 %, de manière plus particulièrement préférée de 10 à 40 %, par rapport à la masse totale des composés (I) et (II).
11. Composition tensioactive selon l'une des revendications 5 à 10, dans laquelle la différence entre la salinité optimale du composé (I) et la salinité optimale du composé (II) est supérieure ou égale à 3 g/L, de préférence supérieure ou égale à 5 g/L, idéalement supérieure ou égale à 10 g/L, la salinité optimale d'un composé étant définie comme étant la concentration de chlorure de sodium dans l'eau à laquelle ledit composé, lorsqu'il est ajouté à une teneur de 3,6 % en masse de matière sèche à un mélange isovolumétrique décane / eau, en présence de 5,4 % de butanol secondaire, à pression atmosphérique et à 50°C, génère un mélange triphasique comprenant :
une phase supérieure de décane ;
une phase inférieure d'eau ; et
une phase intermédiaire qui est une émulsion constituée d'eau, de décane et dudit composé ;
dans lequel la phase intermédiaire comporte un volume égal de décane et d'eau.
Composition tensioactive selon la revendication 1 1 , dans laquelle
le composé (I) présente une salinité optimale supérieure ou égale à 8 g/L, de préférence supérieure ou égale à 10 g/L, de manière plus particulièrement préférée supérieure ou égale à 15 g/L ; et/ou
le composé (II) présente une salinité optimale inférieure ou égale à 5 g/L, de préférence inférieure ou égale à 4 g/L, de manière plus particulièrement préférée inférieure ou égale à 3 g/L.
Composition tensioactive selon l'une des revendications 1 à 12, comprenant en outre un ou plusieurs additifs choisis parmi les sels, les tensioactifs supplémentaires, les agents sacrificiels, les polymères de contrôle de la mobilité, les agents d'ajustement du pH et leurs mélanges.
Composition tensioactive selon l'une des revendications 1 à 13, sous forme sèche ou sous forme de solution aqueuse, la proportion massique d'alkylarylsulfonates dans la solution aqueuse étant de préférence comprise entre 0,2 % et 2 %.
Procédé d'extraction d'hydrocarbures d'une formation souterraine, comprenant l'injection d'une composition tensioactive selon l'une des revendications 1 à 14 sous forme de solution aqueuse dans la formation souterraine, et la production d'hydrocarbures déplacés par la composition tensioactive injectée. 16. Méthode d'obtention d'une composition tensioactive adaptée à la récupération assistée d'hydrocarbures dans une formation souterraine comprenant :
l'estimation de la salinité de la formation souterraine ;
la fourniture d'une pluralité de compositions tensioactives candidates comprenant chacune un premier composé alkylarylsulfonate (a) et un deuxième composé alkylarylsulfonate (b) ;
le mélange de chaque composition tensioactive candidate avec une solution aqueuse présentant une salinité égale à la salinité estimée de la formation souterraine, et avec un échantillon d'hydrocarbures liquides issu de la formation souterraine, pour fournir un mélange candidat ;
la sélection d'une composition tensioactive parmi l'ensemble des compositions tensioactives candidates, le mélange candidat associé à la
composition tensioactive sélectionnée étant un mélange tnphasique comprenant :
■ une phase supérieure d'hydrocarbures liquides ;
■ une phase inférieure de solution aqueuse ; et
■ une phase intermédiaire qui est une émulsion constituée de solution aqueuse, d'hydrocarbures liquides et des composés (a) et (b).
Méthode selon la revendication 16, dans laquelle la phase intermédiaire du mélange candidat associé à la composition tensioactive sélectionnée comporte un volume égal d'hydrocarbures liquides et de solution aqueuse.
Méthode selon la revendication 16 ou 17, comprenant :
à l'issue de l'estimation de la salinité de la formation souterraine :
■ le choix d'un composé alkylarylsulfonate présentant une salinité optimale supérieure à la salinité estimée de la formation souterraine, en tant que composé alkylarylsulfonate (a) pour l'ensemble des compositions tensioactives candidates ; et
■ le choix d'un composé alkylarylsulfonate présentant une salinité optimale inférieure à la salinité estimée de la formation souterraine, en tant que composé alkylarylsulfonate (b) pour l'ensemble des compositions tensioactives candidates ;
et dans laquelle le rapport massique entre le composé alkylarylsulfonate (a) et le composé alkylarylsulfonate (b) varie selon les compositions tensioactives candidates ;
la salinité optimale d'un composé étant définie comme étant la concentration de chlorure de sodium dans l'eau à laquelle ledit composé, lorsqu'il est ajouté à une teneur de 3,6 % en masse de matière sèche à un mélange isovolumétrique décane / eau, en présence de 5,4 % de butanol secondaire, à pression atmosphérique et à 50°C, génère un mélange triphasique comprenant :
une phase supérieure de décane ;
une phase inférieure d'eau ; et
une phase intermédiaire qui est une émulsion constituée d'eau, de décane et dudit composé ;
dans lequel la phase intermédiaire comporte un volume égal de décane et d'eau.
19. Méthode selon la revendication 18, dans laquelle la différence entre la salinité optimale du composé (a) et la salinité optimale du composé (b) est supérieure ou égale à 3 g/L, de préférence supérieure ou égale à 5 g/L, de manière plus particulièrement préférée supérieure ou égale à 10 g/L.
20. Méthode selon l'une des revendications 16 à 19, dans laquelle le composé alkylarylsulfonate (a) est un alkylarylsulfonate de formule (I) :
et le composé alkylarylsulfonate (b) est un alkylarylsulfonate de formule
(II) :
H-
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